徐深氣田汪深1區塊火山巖氣藏地質動態特征及開發技術對策研究

奚琦 （中石油大慶油田有限責任公司第六采油廠地質大隊，黑龍江 大慶163114）

1 汪深1區塊氣藏地質動態特征

汪深1區塊主要目的層為營城組三段（K1y3）火山巖儲層，縱向上火山巖儲層為中基性火山巖段與酸性火山巖段疊置發育，上部為一套酸性火山碎屑巖地層，下部為一套中基性火山熔巖地層，2套火山巖頂部均夾火山沉積巖。酸性巖與中基性巖分別細分為4個小層，其中酸性巖段中的1號層（K1y3Ⅰ1）與中基性巖段的2號層（K1y3Ⅱ2）為主產層。平面上酸性火山巖分布局限，中基性火山巖全區廣泛分布。

1.1 巖性、巖相特征

該區K1y3火山巖主要分為火山熔巖和火山碎屑巖2大類?；鹕饺蹘r上部主要為呈酸性的流紋巖，下部主要為呈基性和中基性的玄武巖和安山巖類等；火山碎屑巖包括火山角礫巖、熔結凝灰巖和凝灰巖等。其中中基性火山巖占51.25%，酸性火山巖48.75%，主要發育9種巖石類型，分別是：玄武巖、安山巖、英安質火山角礫巖、安山質角礫凝灰巖、粗面巖、英安巖、流紋巖、流紋質角礫熔巖、流紋質熔結凝灰巖。取心段的巖心統計表明以玄武巖、流紋巖和粗面巖為主。

將該區火成巖劃分為5個相和15個亞相，以溢流相和爆發相為主（溢流相54.73%、爆發相24.93%、火山通道相9.72%）；火山噴發多為裂隙－中心式為主，中心式為輔的模式，縱向成層分布，橫向由近及遠依此為通道－侵出相、爆發相、溢流相、火山沉積相。

1.2 儲層裂縫特征

構造縫是該區的主要裂縫類型，構造縫以高角度縫最多（所占比例達到67%），其次為直立縫，低角度和水平縫很少。從裂縫密度、長度、寬度和面孔率4個參數來看，中基性火山巖裂縫發育程度優于酸性火山巖。不同巖性裂縫發育程度不同，玄武巖、安山巖裂縫發育強度（裂縫發育段厚度與測試井段長度之比）最大（43.25%），其次為流紋巖（36.15%），熔巖裂縫發育強度比火山碎屑巖大。

1.3 儲集空間類型

K1y3火山巖儲層儲集發育類型包含有孔隙型、裂縫－孔隙型、孔隙－裂縫型和裂縫型，其中主要類型為裂縫－孔隙型和孔隙型；流紋巖發育主要為氣孔型和氣孔＋裂縫型孔縫組合；玄武巖主要發育氣孔型和氣孔＋溶蝕孔＋裂縫型孔縫組合；熔結凝灰巖和晶屑凝灰巖主要發育微孔＋裂縫型和粒間溶孔＋微孔＋裂縫型孔縫組合；火山角礫巖主要發育的孔縫組合類型為裂縫－孔隙型。

1.4 儲層物性特征

儲層非均質性較強，物性屬于中－低孔、低滲，平均孔隙度7.54%，平均滲透率0.62mD，酸性火山巖物性好于中基性火山巖。

1.5 氣藏類型及特征

多期火山噴發形成的多個火山巖體，相互之間基本不連通，存在多個不同的氣水系統。氣藏受“構造－巖性”雙重控制，具有氣水關系復雜、氣水界面不統一的特點，整體表現為上氣下水，工業氣流層主要分布于火山巖頂部。氣藏類型屬于弱水驅干氣構造－巖性氣藏。

1.6 氣藏動態特征

試氣自然產能普遍較低，壓裂井占84%，工業氣流井中82%以上井的無阻流量低于徐深氣田試氣平均值33×104m3／d，酸性巖產能高于中基性巖。氣井投產后產能、壓力下降較快，反映單井控制儲層范圍普遍較??；氣井普遍產水，但水量不大，水體發育規模有限。試采井穩定產量在（1～4）×104m3／d，采氣指數為23～42m3／（d·MPa），遠低于徐深氣田其他區塊，影響產能的因素主要有儲層分布、巖性巖相、巖石變形、氣井壓裂和氣井出水等。

2 開發技術對策

2.1 開發模式確定

汪深1區塊開發難點主要體現為：①多個火山巖體相互疊置，連通性差；②火山巖儲層Ⅱ類（14.67% ）發育較少，以Ⅲ1類（59.31% ）為主，Ⅲ2類（26.02%）次之；③儲集空間復雜，低孔低滲、啟動壓力梯度高；④構造－巖性氣藏存在底水，氣水關系復雜；⑤井控儲量小，單井自然產能低、差異大。

采用水平井開發具有如下優勢：①增加泄氣范圍，提高單井產量；②抑制水體脊進，提高采收率；③多個火山巖體擴大連通范圍，增加控制可動用儲量。采用直井開發可作為水平井的必要補充，使整個區塊充分動用。

通過對該區火山巖氣藏開展儲層適應性評價發現，氣藏類型為特低滲透、發育底水，氣藏頂部深度為2962.4～3332m，氣層單層有效厚度為11～113m，氣層滲透率各向異性系數0.73，汪深1區塊火山巖氣藏具備鉆水平井的地質條件，可優選有利部位實施水平井。

徐深氣田水平井開發先導性試驗證明，在火山巖氣藏開發中應用水平井技術增產效果較為明顯，已完鉆的8口井平均儲層鉆遇率達到75.8%，單井產量達到直井的3.4～7.6倍。

針對火山巖地質復雜性和單井產能低，底水發育、開發風險大、難度大的特點，通過借鑒國內外氣田開發經驗及水平井儲層適應性評價，優選適合氣藏特點和合理開發部署的開發技術對策，綜合確定該區采用“邊評價、邊開發”、水平井和直井組合方式開發火山巖氣藏，既提高單井產能、抑制水體錐進，又能保證區塊充分動用。

2.2 開發方式優選

汪深1區塊火山巖儲層中天然氣的主要成分為CH4，含量大于90%，為干氣氣藏，主要表現為不含凝析油、不含H2S、地層壓力高以及水體不活躍等。針對該氣藏特點，對比分析多種開發方式，最終確定為衰竭式開發方式，即在開發早期，完全依靠氣藏自身的彈性膨脹能力，實現自噴開采；在開發后期，考慮利用壓縮機增壓開采，提高氣藏采收率。

2.3 開發層系劃分

開發區由2個井區組成，汪深1井區產氣層段集中在K1y3Ⅰ中，達深3井區產氣層段集中在K1y3Ⅱ中；產層平面與縱向上不存在交互，不具備劃分開發層系的物質基礎，采用一套開發層系開采。

2.4 合理井網井距

就目前國內外氣田開發井網實踐來看，氣藏井網開發形式主要有均勻、環狀、線狀以及不均勻等4種井網［1］。基于不同類型氣藏的特點，不均勻井網絕大多數應用于斷塊、透鏡狀、裂縫性氣藏，并且在多套層系氣藏中也應用不均勻井網方式。如日本吉井－東柏崎等幾個火山巖氣藏以及四川氣田，多數采用不均勻井網開采。

汪深1區塊火山巖儲層平面上由多個火山巖體相互疊置連片：有效儲層分布差異大，非均質性強；裂縫多期次、多方向發育，平面發育程度差異大；開發井應部署在構造相對高部位。針對汪深1區塊火山巖氣藏的復雜地質條件，結合國內外氣田開發實踐，總體上采用不規則井網。

目前國內外對火山巖氣藏的開發研究十分有限，可借鑒的具有參考價值的開發部署方法和經驗幾乎沒有，并且資料零碎無法形成完善體系。通過對松遼盆地周遍營城組露頭進行的野外勘測結果來看，營城組野外剖面火山體分布范圍一般小于10km2。依據亞相發育規模來看，同一巖性巖相帶的厚度范圍在10～50m，側向分布范圍在30～200m，結合該區塊火山巖體分布范圍小的特點，火山巖氣藏的井距不宜過大。

結合國內外氣藏開發經驗，采用類比法、經濟極限井距和試井分析井距3種方法及通過解剖徐深氣田已開發區塊井距的合理性，綜合確定該區合理井距600～1000m左右。徐深氣田升深2－1區塊儲層以Ⅰ＋Ⅱ類為主，井距800～1750m，832m井距井間地震顯示：火山巖儲層內部具有非均質性極強，巖性巖相橫向變化快、儲層連續性差、變化快等特征；徐深1區塊儲層以Ⅱ＋Ⅲ類為主，井距600～1200m，500m井距密井網解剖（見圖1）研究表明，巖相橫向范圍200～800m，火山巖儲層內部非均質性極強，連通性差。井間干擾測試，僅一對井組初步見到顯示。

圖1 徐深1區塊密井網巖相分布剖面圖

2.5 合理工作制度的確定

在開發氣藏的過程中，制定氣井合理工作制度是首要問題。從嚴格意義上講，氣井投入生產，產量開始逐漸遞減。應根據氣田實際情況確定不同的生產參數以及合理產量。經驗配產法、節點分析法、采氣曲線配產法和數值模擬法等，均是目前應用比較多的氣井配產方法。

根據儲層鉆遇情況、試氣試采動態特征，確定直井合理產量（2～4）×104m3／d，水平井合理產量（5～8）×104m3／d。

2.6 合理采氣速度的確定

綜合徐深氣田汪深1區塊氣層滲透率低、裂縫較發育等特點，該區塊為特低滲透性、致密氣藏，采氣速度應該控制在2%以內。

通過運用單井模型對6種采氣速度（分別為0.5%、1%、1.5%、2%、2.5%和3%）下的穩產年限和采出程度進行了模擬計算，計算結果如圖2所示。

經分析認為，汪深1區塊火山巖氣藏的采氣速度控制在1.5%～2%左右比較合理。

圖2 采氣速度與預測期末采出程度關系曲線

3 汪深1區塊方案優選及實施辦法

通過對開發方式的多方論證，合理開發層系的劃分、合理井距及氣藏開發模式以及對采氣速度等開發技術的研究，制定了汪深1區塊火山巖氣藏的初步開發方案。汪深1區塊初步開發方案采用“水平井與直井”組合方式開采，設計總井數20口，井距在600～1000m，平均900m，采氣速度1.57%，穩產期為5年，方案穩產期末及預測開采20年末采出程度高；方案經濟評價結果表明財務凈現值較高、投資回收期較短，經濟效益較好。上述研究成果表明，所制定的氣藏開發技術政策在氣藏產能綜合評價方面，為火山巖氣藏的開發奠定了基礎，并且對開發方案的編制，起到了一定的指導性作用：①方案總體原則為整體部署、分批實施及井網多次成型的方式部署井網。②實時跟蹤調整研究。在基礎井網部署的研究基礎上，強化實時跟蹤研究，根據實施結果，進行完善性調整部署。并在實施過程中，進一步地開展地質儲量核實工作，對地質模型實時修正，不斷地完善開發方案，為正式的開發方案打下堅實基礎。

4 結論

1）該區營城組火山巖包括熔巖類和火山碎屑巖類，火山巖從基性、中性到酸性均有分布，主要巖性酸性巖為流紋巖，中基性巖為玄武巖?；鹕綆r巖相包括5種巖相和14種亞相類型。其中溢流相（54.73%）和爆發相（24.93%）為主要類型。

2）營城組三段火山巖孔隙類型主要為氣孔、溶孔和裂縫3種；儲集類型多為裂縫－孔隙型和孔隙型。裂縫以構造縫為主，裂縫走向以北北西向及近南北向為主。酸性火山巖物性好于中基性火山巖；中基性巖的裂縫比酸性巖發育。該區儲層整體上都屬于中－低孔、低－特低滲儲層。

3）由于火山巖氣藏地質條件復雜，開發難度大，因此選擇采用衰竭式開采。為了有效降低井網部署中的風險，采用多次成型的方式，對區塊進行不規則布井，形成不規則井網，合理井距為600～1000m。優化的合理采氣速度為1.5%～2%，穩產年限為5年，預測期末采出程度高。實施實時跟蹤調整，不斷地改善方案，降低開發方案的風險。

4）該研究形成的方法和技術對與之相類似的火山巖氣藏開發具有良好的推廣和應用前景。

［1］ 劉小平 .我國大中型氣田主要氣藏類型與分布 ［J］.天然氣工業，2002，22（1）：1－5.