準(zhǔn)噶爾盆地西北緣K82井區(qū)佳木河組氣藏生產(chǎn)特征及其影響因素

王 韜，宋元林，李 婷，朱清澄，陸 璐

（1. 中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中石油新疆油田分公司采氣一廠，新疆 克拉瑪依 834000）

K82井區(qū)佳木河組氣藏1999年上報探明儲量，2005年投入開發(fā)，歷經(jīng)十余年滾動勘探與開發(fā)，仍具豐富的剩余儲量。現(xiàn)今，井間生產(chǎn)差異大、產(chǎn)能主控因素不明成為制約氣藏穩(wěn)產(chǎn)和新井部署的主要問題，分析其生產(chǎn)特征及影響因素，有利于豐富規(guī)律性認(rèn)識進(jìn)而對氣藏今后的平穩(wěn)生產(chǎn)和有效開發(fā)產(chǎn)生積極作用。

1 地質(zhì)背景

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷裂帶下盤斜坡區(qū)下二疊統(tǒng)佳木河組天然氣整體資源量較大[1-2]。K82井區(qū)距克拉瑪依市約37 km，位于克—百斷裂帶西段主斷裂下盤、中拐凸起東翼，周緣以斷裂為界或以斜坡形式向凹陷區(qū)過渡，總體呈向南東傾伏的單斜，面積約30 km2（圖1）。氣藏產(chǎn)氣層主要分布在佳木河組中上段，屬扇三角洲沉積，并受火山作用影響，物性較差，為典型的低孔低滲氣藏[3]。

2 生產(chǎn)特征

1998年K82井獲工業(yè)氣流標(biāo)志氣藏發(fā)現(xiàn)，2005年氣藏正式投入開發(fā)，2012年底隨著新井陸續(xù)投產(chǎn)氣藏開始規(guī)模開發(fā)。

2.1 氣藏整體生產(chǎn)特征

根據(jù)開發(fā)程度和生產(chǎn)井?dāng)?shù)，劃分單井生產(chǎn)階段（2005.12 ～2012.11）和多井生產(chǎn)階段（2012.11-至今，以2016.5.31代表現(xiàn)今）。

單井生產(chǎn)階段，完鉆井4口，由于鉆遇水層或產(chǎn)量甚微，僅K82一口井投產(chǎn)。階段初，氣藏日產(chǎn)氣水平超過5.0×104m3，單井平均油壓超過9.0 MPa；階段末，氣藏日產(chǎn)氣水平降至1.0×104m3，單井平均油壓降至1.0 MPa，階段累產(chǎn)氣0.29×108m3、累產(chǎn)水19.4 m3。

圖1 K82井區(qū)佳木河組氣藏構(gòu)造位置圖

多井生產(chǎn)階段，完鉆井7口，老井側(cè)鉆1口，投產(chǎn)6口。2014年新井集中投產(chǎn)時，氣藏日產(chǎn)氣水平超過15.0×104m3，單井平均油壓超過35.0 MPa；現(xiàn)今，氣藏日產(chǎn)氣水平降至6.0×104m3，單井平均油壓降至5.0 MPa，階段累產(chǎn)氣0.63×108m3、累產(chǎn)水 2 717 m3。

氣藏開發(fā)至今，總累產(chǎn)氣0.92×108m3、總累產(chǎn)水2 736.4 m3，整體生產(chǎn)特征為：新井投產(chǎn)初期高產(chǎn)、高壓、無水采氣，但產(chǎn)量、壓力下降快；低產(chǎn)、低壓時攜液采氣，但產(chǎn)量、壓力較為平穩(wěn)（圖2）。

圖2 K82井區(qū)佳木河組氣藏月度生產(chǎn)曲線圖

2.2 單井生產(chǎn)特征

氣藏開發(fā)至今，相繼有6口直井、1口側(cè)鉆井投入生產(chǎn)，2014年K82井、k82008側(cè)鉆井為配合新井投產(chǎn)關(guān)停，現(xiàn)今尚有4口井常開、1口井間開。

2.2.1 產(chǎn)氣量變化特征

生產(chǎn)初期（開井后 1個月），單井日均產(chǎn)氣（1.4～8）×104m3，5口井超過 5.0×104m3；生產(chǎn)末期（關(guān)停前 1個月）或現(xiàn)今，單井日均產(chǎn)氣降至（0.2～1.5）×104m3，6 口井不高于 1.0×104m3。

2.2.2 產(chǎn)水量變化特征

生產(chǎn)初期，k82008側(cè)鉆井、k82010井連續(xù)攜液日均產(chǎn)水分別為3.74 m3和7.4 m3，其余井均無水采氣；生產(chǎn)中，除K82井，其余井陸續(xù)見水，初期（見水后1個月）連續(xù)攜液日均產(chǎn)水2.66～4.03 m3；生產(chǎn)末期，K82井仍未見水，k82008側(cè)鉆井、k82010井日均產(chǎn)水分別降至0.77 m3和2.24 m3，現(xiàn)今，其余井由連續(xù)攜液轉(zhuǎn)為間斷攜液日均產(chǎn)水降至0.96～3.54 m3。

2.2.3 油壓變化特征

生產(chǎn)初期，單井平均油壓2.5～40.0 MPa，2014年后投產(chǎn)的5口井均超過10.0 MPa，其中4口井超過25.0 MPa；生產(chǎn)末期，K82井、k82008側(cè)鉆井平均油壓分別降至1 MPa和0.76 MPa，現(xiàn)今，5口井油壓降至4.5～5.0 MPa。

2.2.4 產(chǎn)量遞減規(guī)律

以中石油《天然氣開發(fā)管理綱要》規(guī)定產(chǎn)量下降20%為限，各井穩(wěn)產(chǎn)時間僅24～47天；單井產(chǎn)氣量符合指數(shù)遞減規(guī)律，月遞減率5.96%～15.83%，折算年遞減率高達(dá)52.16%～87.36%；產(chǎn)水量、油壓與產(chǎn)氣量變化趨勢一致；與同為低孔低滲條件的蘇里格氣田Ⅰ類井初期日配產(chǎn)（3.0～6.0）×104m3，穩(wěn)產(chǎn)1.2年；Ⅱ類井初期日配產(chǎn)（1.0～3.0）×104m3，穩(wěn)產(chǎn) 0.5～1.1年[4-5]相比，本氣藏單井初期產(chǎn)量較高、遞減過快、高產(chǎn)能力差、低產(chǎn)較穩(wěn)定。

3 生產(chǎn)影響因素

3.1 構(gòu)造條件對生產(chǎn)不具顯著影響

由于重力分異作用，通常構(gòu)造高部位利于油氣產(chǎn)出。但實踐表明，高部位k82003井（氣層底界海拔-3 662.7 m）產(chǎn)量甚微，k82005井（氣層底界海拔-3 757.37 m）構(gòu)造位置優(yōu)于K82井（氣層底界海拔-3 806.4 m）但產(chǎn)量遞減高于后者，加之氣藏構(gòu)造簡單、斷裂不發(fā)育，所以構(gòu)造條件不是影響生產(chǎn)的主要因素。

3.2 儲層條件與生產(chǎn)密切相關(guān)

相比之下，表征儲層條件的巖心、孔隙結(jié)構(gòu)、厚度、孔隙度、滲透率等與生產(chǎn)的關(guān)系更加密切。

3.2.1 巖性影響天然氣賦存

由于二疊紀(jì)中拐地區(qū)火山作用強(qiáng)烈，佳木河組中上部是由正常碎屑巖體系和火山—火山碎屑巖體系構(gòu)成的復(fù)合體系[6-7]，火山噴發(fā)形成的原地火山巖破碎后經(jīng)過搬運二次沉積形成火山沉積巖，孔隙空間更加發(fā)育、儲集性能更加優(yōu)越，因而受火山作用影響的凝灰質(zhì)砂礫巖和正常陸源碎屑沉積的砂礫巖成為主要的含氣巖性。

3.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)影響天然氣生產(chǎn)趨勢

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣佳木河組沉積相、巖相變化快，成巖作用多樣，儲層孔隙結(jié)構(gòu)中差異大，儲層級別多樣[8]。根據(jù) K82井佳木河組鑄體薄片觀察，儲層主要孔隙類型為微裂縫、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔，孔隙類型較差，壓汞曲線坡度高、斜率大，反映孔喉分選較差，非均質(zhì)程度較高，細(xì)小孔喉比例高（圖4）。

研究表明，這類儲層結(jié)構(gòu)中，孔隙連通性差，有效孔隙度低，烴類缺少高滲通道，生產(chǎn)中地層條件的變化極易引發(fā)烴水分布狀態(tài)變化，從而導(dǎo)致高配產(chǎn)高生產(chǎn)壓差下穩(wěn)產(chǎn)能力差，但小產(chǎn)量生產(chǎn)時卻能長期穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)現(xiàn)象[9-10]。

圖4 K82井佳木河組儲層孔隙類型與壓汞曲線圖

3.2.3 厚度與物性影響井間生產(chǎn)差異

儲層厚度與反映儲層物性的孔隙度、滲透率與體現(xiàn)井間生產(chǎn)差異的單井初期產(chǎn)氣量、產(chǎn)量月遞減率具有良好相關(guān)性（圖5）。井周圍天然氣的富集程度和其向井筒的流動能力是影響生產(chǎn)的兩大根本要素[11]。天然氣富集程度取決于儲層可容空間，由孔隙度、面積、厚度決定；氣體流動能力依賴于儲層孔滲性，控制著氣井某一時期的影響半徑進(jìn)而控制真實汲氣面積；井間生產(chǎn)特征差異較大又反映氣藏儲層均質(zhì)性較差；因此儲層條件成為影響生產(chǎn)的主要因素。

圖5 K82井區(qū)佳木河組氣藏儲層條件與生產(chǎn)特征關(guān)系圖

3.3 低產(chǎn)時攜液困難不利于平穩(wěn)生產(chǎn)

一定地質(zhì)條件和管柱條件下，氣井具有某一臨界攜液流量，當(dāng)氣層含水，若產(chǎn)氣量高于臨界攜液流量，氣水同出，當(dāng)產(chǎn)氣量下降時單井?dāng)y液能力下降產(chǎn)水量降低，若產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量，氣層中水無法完全排除造成井底積液。K82氣藏氣層具層間水，現(xiàn)今，積液成為困擾生產(chǎn)的現(xiàn)實問題，以k82004井為例（圖6），產(chǎn)氣量較高時，連續(xù)攜液，氣水波動幅度相似；

圖6 k82004井日度生產(chǎn)曲線圖

產(chǎn)氣量降低后，斷續(xù)攜液，水量波動幅度加大；產(chǎn)氣量更低時，攜液困難，間隔較長時間后突然出水，出水時產(chǎn)氣量短時間巨幅上升。可見，低產(chǎn)時積液加重，突然出水引起氣量強(qiáng)烈波動，氣量下降后又產(chǎn)生積液，惡性循環(huán)，最終可能導(dǎo)致氣井停產(chǎn)。

4 結(jié)論與建議

（1）K82井區(qū)佳木河組氣藏具有以下生產(chǎn)特征：初期高壓高產(chǎn)，但遞減迅速；產(chǎn)量降低后，攜液生產(chǎn)；至低壓低產(chǎn)時生產(chǎn)較穩(wěn)定，但攜液困難。

（2）構(gòu)造條件對生產(chǎn)影響不大，儲層條件是影響生產(chǎn)的主要因素：天然氣主要賦存于儲集性能相對較好的凝灰質(zhì)砂礫巖和砂礫巖中；缺乏大孔隙、大裂縫的孔隙結(jié)構(gòu)決定了天然氣高產(chǎn)能力差、低產(chǎn)較穩(wěn)定的生產(chǎn)趨勢；厚度與物性是引起井間生產(chǎn)差異的主要原因。建議若部署新井，應(yīng)加強(qiáng)精細(xì)地層對比、沉積微相、單砂體識別、儲層非均質(zhì)性、儲層物性等方面的研究。

（3）低產(chǎn)期攜液能力差，導(dǎo)致積液與積液突然產(chǎn)出，引發(fā)產(chǎn)氣量劇烈波動不利于穩(wěn)產(chǎn)。建議進(jìn)行連續(xù)油管作業(yè)提高攜液能力[12-13]，減輕積液程度；加密監(jiān)測，摸清出水規(guī)律，提前布置外排，緩解產(chǎn)量劇烈波動；老井中考慮將“水多氣少”井轉(zhuǎn)為排水井[14]，“控排結(jié)合”綜合治水；新井中可試驗井下節(jié)流等新工藝[15-16]，降低初期生產(chǎn)壓差，減緩壓降，延長無水采氣時間。

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