致密火山巖凝析氣藏生產動態特征與影響因素研究
——以龍鳳山氣藏B213井區為例

邱一新

(中國石化東北油氣分公司 勘探開發研究院,長春130062)

0 引言

由于反凝析現象的存在,凝析氣藏中的凝析油難以采出。一方面,由于在實際生產過程中,隨著地層壓力的下降及凝析液的析出,氣藏中烴類組分發生變化,阻止了凝析液的再次蒸發;另一方面,凝析油飽和度較低時不能流動,會形成“油膜”,滯留在孔隙中,而凝析油在地層中的沉積將增加氣流阻力,改變氣藏滲流特征,降低氣井產能[1-4]。

龍鳳山凝析氣藏與國內其他凝析氣藏相比,儲層致密,含油量高,地露壓差小,反凝析控制更加困難。B213井區當前處于產能擴建階段,可參考資料少,開發難度大,已投產氣井存在動態規律復雜、遞減快、氣油比上升快的問題,因此,系統地研究生產動態特征,分析產能影響因素,對井區下一步開發部署和生產調整具有重要意義。

1 B213井區概況

龍鳳山氣藏B213井區位于松遼盆地中部、長嶺斷陷南部龍鳳山構造帶,目的層系火石嶺組具有二元結構特征,上部為碎屑巖,下部為火山巖,火山巖縱向上劃分為5個期次,其中期次5、期次4和期次3是主力含氣期次,不同期次物性差異大。孔隙度為0.3%～8.9%,平均為5.36%,滲透率為0.016～57.000 mD,平均為6.17 mD,儲層致密,非均質性強;氣油比為618～2 913 m3/m3,凝析油含量為256～1 034 g/m3,屬于高等-特高含凝析油凝析氣藏。

B213井區當前處于產建階段,生產曲線如圖1所示。已投產氣井14口(水平井12口、直井2口),日產氣13.77×104m3,日產油36.82t,日產水105.95 m3,平均氣油比2 920 m3/m3。

圖1 B213井區生產曲線Fig.1 Production curve of B213 well area

2 生產動態特征及影響因素

B213井區生產動態規律復雜,縱向上不同期次巖性、物性差異大,油、氣、水產量差異較大;平面上,同一期次不同構造部位產量差異較大。由于受致密凝析氣藏的氣藏特性影響,井區整體遞減較快,氣油比上升較快,反凝析控制困難,因此研究不同期次氣井生產動態特征和規律,分析造成產能差異和反凝析現象的影響因素很有必要。

2.1 產能差異及影響因素

2.1.1 不同期次氣井產能差異分析

B213井區的一個明顯生產特征是各個期次氣井產能差異大。各期次已投產氣井分布如表1所示。

表1 各期次氣井分布Table 1 Gas well distribution in each period

為了對比分析各個期次氣井產能差異,分別繪制8口井初產氣、平均日產氣、平均日產油、日產水量的對比圖和初始氣油比與當前氣油比的對比表。

在產氣量方面,不同期次的氣井表現出明顯差異。從圖2和圖3所示平均日產氣和初產氣來看,期次4氣井B213-7 HF和B213-8 HF初產氣高于期次5和期次3氣井,期次5氣井平均日產氣普遍高于期次4和期次3。

圖2 B213井區初產氣Fig.2 Initial gas production of B213 well area

圖3 B213井區平均日產氣Fig.3 Average gas production of B213 well area

在產油量方面,如圖4所示,期次5的平均日產油量明顯高于期次4和期次3,期次4幾乎不產油。氣油比方面,如表2所示,期次5的氣井初始氣油比普遍偏低,但當前氣油比上升較快,B213-2 HF,B213-3 HF井當前氣油比均已超過5 000 m3/m3,表明當前受反凝析影響,產油量下降較快。

圖4 B213井區平均日產油Fig.4 Average oil production of B213 well area

表2 各期次氣井氣油比Table 2 Gas oil ratio of gas wells in each period

在產水量方面,如圖5所示,期次3氣井的產水量明顯高于另外2個期次。生產200 天時,期次5的氣井產水量普遍在50 m3/d以下,而期次3的氣井產水量最高能達到100 m3/d以上。

圖5 各期次產水量Fig.5 Water production in each period

2.1.2 影響因素分析

根據對各個期次產氣量、產油量、產水量的分析,可以發現期次5產氣量較高,期次4產油量較低,期次3產水量較高。由于氣藏復雜性高,造成這種產能差異的因素也很復雜,文中從火山機構含氣性、有利相帶占比、儲層電性物性、氣井所處構造部位這4個方面,對比分析各氣井產能差異的影響因素。

1)火山機構

B213井區共包括3個火山機構,期次5、期次3的已投產井屬于B213火山機構,期次4 的已投產井屬于B203火山機構。如表3所示,B203火山機構全烴值和儲層厚度更高,火山機構控制含氣豐度,因此B203火山機構的氣井B213-7 HF和B213-8 HF初產氣明顯高于其他井。

表3 不同火山機構含氣性對比Table 3 Comparison of gas bearing properties of different volcanic bodies

2)有利相帶

巖相巖性差異是影響產能的又一根本因素。氣藏中噴溢相上部亞相、爆發相熱碎屑流亞相、空落亞相為有利相帶,有效厚度占比、全烴、孔隙度和滲透率高。如圖6所示,從相帶看,期次5儲層中有利相帶占比更高,表現為期次5 的氣井產氣量更高。

圖6 有利巖相占比Fig.6 Pr oportion of favorable facies

3)電性物性

如圖7所示,根據測井解釋結果來看,期次5的物性明顯好于期次4和期次3,儲集空間大、充滿度高是期次5氣井產能高的主要因素;期次3滲透率高、中子高,含水量較大;期次4中子較低,滲透率較小,幾乎不含水,所以各個期次氣井產水量存在明顯差異。

圖7 電性物性解釋結果Fig.7 Interpretation results of well logging

4)構造部位

由圖4可以看出,期次5的氣井產油量明顯高于期次4和期次3,從構造部位角度看,期次5的井主要分布在構造高部位,凝析油含量高,氣油比低;期次4和期次3的井主要分布在構造較低部位,凝析油含量低,氣油比高。

同一期次中,構造部位是產油量的主控因素。期次4 的氣井中,B213-7 HF 井位于較低部位,產油量低于B213-8 HF 井;期次3 的氣井中,B213-10 HF井位于較低部位,產油量低于B213-11 HF井。

2.2 反凝析現象及其影響因素研究

2.2.1 致密凝析氣藏反凝析特征

B213井區的第2個生產特征是產氣量和凝析油產量遞減快,氣油比上升快。以期次5兩口高產井B213-2 HF和B213-3 HF為例,分別對比不同時間兩口氣井生產參數變化,如表4所示,兩口井產氣量、產油量遞減和氣油比上升的現象明顯。從對比結果看,生產1年后,B213-2 HF,B213-3 HF產氣量遞減率均超過45%,凝析油遞減率均超過76%,氣油比上升快,當前氣油比均已超過5 000 m3/m3。

表4 生產1年后指標對比Table 4 Comparison of indicators after one year of production

根據B213-12 HF井相圖(如圖8所示),原始地層壓力為33.751 MPa,露點壓力為30.546 MPa,地露壓差僅為3.205 MPa,在開采過程中,隨著地層壓力的下降,很快會達到露點壓力并開始反凝析。如表5所示,通過與國內其他凝析氣藏的物性進行對比,發現龍鳳山凝析氣藏儲層更致密、含油量高、地露壓差很小,可見致密凝析氣藏物性的特點決定了反凝析控制更加困難。

表5 凝析氣藏物性對比Table 5 Physical property comparison of condensate gas reservoirs

圖8 B213-12 HF井相圖Fig.8 Phase diagram of B213-12 HF well

2.2.2 工作制度影響

氣井初期配產過高會導致壓力快速下降,產量快速遞減,在凝析氣藏中會加速反凝析的影響。圖9和圖10分別繪制出B213-2 HF 井和B213-3 HF 井投產后前300天的生產曲線,發現兩口井初期平均配產4.5×104m3/d,是方案設計配產的1.5倍。由于初期配產較高,氣井實際遞減率高于方案設計的2.4倍,分別是43.8%和42.2%。

圖9 B213-2 HF井產氣量曲線Fig.9 Gas production curve of B213-2 HF well

圖10 B213-3 HF井產氣量曲線Fig.10 Gas production curve of B213-3 HF well

為了直觀分析期高配產工作制度的影響,分別繪制B213-2 HF井和B213-3 HF井兩口井初期壓降速率和平均汽油比變化曲線,如圖11和圖12所示,兩口井油壓下降較快,最高超過0.04 MPa/d,氣油比均呈明顯上升趨勢。

圖11 B213-2 HF井壓降速率及氣油比曲線Fig.11 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-2 HF well

圖12 B213-3 HF井壓降速率及氣油比曲線Fig.12 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-3 HF well

從地層靜壓壓降速率看,借鑒表6 所示鄰區B201井區的開發經驗,當年均壓降達到10 MPa時,動態儲量損失達到40%,采收率大幅下降。根據表7所示B213-3 HF 井靜壓測試結果,壓降速率超過了每年10 MPa,說明初期配產過高是導致壓降過快,進而導致反凝析速度加快的原因之一。

表6 B201井區反凝析試驗結果Table 6 Test results of retrograde condensation of B201 well area

表7 B213-3 HF井靜壓測試結果Table 7 Static pressure test results of B213-3HF well

3 結論

1)龍鳳山凝析氣藏儲層致密,含油量高,地露壓差小,與國內其他凝析氣藏相比,生產規律更加復雜,反凝析控制更加困難。

2)B213井區各個期次氣井產能差異大,其中期次5平均產氣量和產油量最高,期次3產水量最高,期次4幾乎不產油;影響產能差異的主要因素有火山機構、相帶、電性物性和構造部位。

3)致密凝析氣藏的自身物性是導致生產中遞減快、壓降快、反凝析現象明顯的根本原因,工作制度初期配產過高會加劇反凝析的影響。