火山岩气藏范文

火山岩气藏范文（精选7篇）

火山岩气藏 第1篇

国外火山岩油气藏勘探已经有120a的历史, 现阶段火山岩储集层已经得到了世界各地的重视, 成为石油勘探新领域。全球发现的火山岩油气藏主要有印度尼西亚的贾蒂巴朗玄武岩气藏、日本新生代火山岩油气藏等[1], 这些油气藏产量高、产层厚、储量大。

我国火山岩油气藏主要分布于沉积盆地内部以及周边地区, 其中具有较好火山岩油气藏勘探基础且规模较大的火山岩有东部燕山 (50104km2) 、大兴安岭 (100104km2) 。中国火山岩油气藏勘探已经具有50a历史, 陆续发现了在11个盆地发现了火山岩气田, 不仅在渤海湾盆地、四川盆地等区域勘探出油气藏, 而且在浙闽粤火山岩分布区、东海大陆架盆地中寻找到油气藏。经过火山岩油气勘探的全面展开, 中国东部及北疆火山岩油气已经形成规模, 并总结出与火山岩油气勘探的配套技术。中国金盆火山岩油气分布见图1。

火山岩是一种特殊且复杂的储集层, 需要与烃源进行有效地匹配才能成为气藏, 但是具体的成藏机理极其复杂, 尚未研究透彻。在对火山岩发育及分布规律、火山机构中空隙结构特征、储集层类型等成藏条件方面, 均处在起步阶段。本文在调查国外火山岩油气勘探情况的基础上结合前期进行的研究, 总结出中国火山岩油气勘探特点, 为推动我国火山岩油气勘探提供理论基础。

2 火山岩油气藏勘探进展

2.1 国外火山岩油气藏研究进展

1887年, 全世界首次发现火山岩油气藏, 地点在美国加利福尼亚圣华金盆地。自此至至今全球已经发现300多个与火山岩相关的油气藏或油气, 其中169个火山岩油气藏已探明储量[2]。国外火山岩油气勘探大致分为3个阶段: (1) 20世纪50年代前, 此期发现的大多数火山岩油气藏基本上是在勘探其他浅层油藏时偶然遇到, 且此阶段对火山岩油气藏认识不足, 认为其经济价值不足, 并未深入关注。 (2) 20世纪50年代至60年代末, 此期逐渐意识到火山岩中储藏的油气并非出于偶然, 开始给予重视, 并进行一定的勘探研究。1953年, 委内瑞拉第一次有目的的对拉帕斯油田进行火山岩油田勘探, 这象征着对火山岩油气藏的认识上升到新的高度。 (3) 20世纪70年代至今, 火山岩勘探的逐渐加快步伐, 先后分别在美国、日本、委内瑞拉、阿根廷等地发现火山岩油气藏, 例如, 美国亚利桑那州比聂郝-比肯亚火山岩油气藏、日本吉井-东柏崎流纹岩油气藏等。

虽然国外火山岩油气藏勘探研究起步较早, 但研究程度不高, 许多油气藏多为偶然发现或局部勘探。目前全球火山岩油气藏预估储量仅占油气总储量的1%, 这些火山岩油气藏主要集中于储集层新近系、古近系、白垩系, 勘探深度在2 000m左右, 而在侏罗系及以前地层中油气藏发现较少, 勘探深度在3 000m左右。目前火山岩油气藏主要存在地区有环太平洋、中亚以及非洲大陆边缘。其中, 环太平洋地区火山岩油气藏呈环带状展布, 环线包括北美 (美国、墨西哥、古巴) 、南美 (委内瑞拉、巴西、阿根廷) 、亚洲 (中国、日本、印度尼西亚) ;中亚地区主要分布在格鲁吉亚、阿塞拜疆、乌克兰、俄罗斯等国家;非洲大陆边缘主要包括北非 (埃及、利比亚、摩洛哥) 、中非 (安哥拉) 。北美、南美、非洲均属于以大陆边缘盆地为主, 其余多属于陆内裂谷盆地构造。大陆边缘盆地火山岩油气藏储集层的岩石主要以中基性玄武岩和安山岩为主, 分别占火山岩储集层的32%和17%;空间结构多为原生或次生型空隙, 普通岩石裂缝对储集层改善具有决定性作用。火山岩油气藏勘探规模普遍较小, 高产油气田较少。从表1中可以看出, 古巴盆地的Cristales油田日产石油量, 高达到3425 t/d, 日本盆地的Yoshii-Kashiwazaki气田日产气量, 高达49.5 t/d。

2.2 国内火山岩油气藏研究进展

中国首次发现火山岩油气藏, 于1957年准噶尔盆地西北缘, 历经50多年, 接下来在渤海湾、松辽、准噶尔盆地等地相继发现了11个火山岩油气藏。我国火山岩油气勘探也大致分为3个阶段:偶然发现阶段、局部勘探阶段、全面勘探阶段。1957年至1990年, 由于没有成形的勘探研究技术, 火山岩油气藏只是偶尔发现, 主要地域在准噶尔盆地西北缘和渤海湾盆地。1990年至2002年, 我国对地质学的研究越来越深入, 勘探技术不断进步, 开始针对准噶尔盆地和渤海湾盆地进行火山岩油气藏勘探。2002年至今, 我国对渤海湾松辽、准噶尔盆地盆地展开了全面的火山岩油气藏勘探, 取得了长足的进步。

3 我国火山岩油气藏勘探特点

我国与国外火山岩油气藏勘探相比, 具有以下特点:

1) 对火山岩油气藏勘探全面开展。20世纪末, 我国在准噶尔盆地、渤海湾盆地等地区相继发现火山岩油气藏, 例如准噶尔盆地的克拉玛依炫舞岩油气藏和渤海湾盆地的安山岩油气藏等[3]。21世纪初, 我国加强对火山岩油气藏的勘探力度, 又陆续在石炭系-二叠系发现了许多具有规模的油气藏, 其中松辽盆地徐深1井的勘探是中国勘探领域的一个重大标志, 带动了中国火山油气藏勘探程度。

2) 我国地域辽阔, 存在不同时代、不同类型的火山岩, 形成火山岩油气藏的概率高。我国现已发现油气藏的火山岩东部以中酸性为主, 西部以中基性为主[4]。从规模和油气藏类型来看, 东部岩性型油气藏以叠合连片分布, 面积较大, 例如松辽深层徐深气田;西部地层型油气藏以大型整装油气田展现, 例如准噶尔盆地克拉美丽大气田。

3) 火山岩油气勘探技术不断完善, 形成火山岩油气储集层预测四步法[5]。经过对火山岩油气藏的不断勘探, 地震储集层预测、大型压裂等勘探预测油气藏的配套技术不断完善, 形成了预测四步法, 分别为高精度重磁电与三维地震住的区域预测、目标识别、储集层预测与流体预测。

4 结论

火山岩在沉积盆地充填物中占有相当大的比例, 对沉积物总量的贡献高达25%, 积蓄来自沉积的油气形成油气藏, 具有油气藏勘探价值。国外在油气藏勘探的时间较长, 但勘探的力度与研究不够深入。相比之下, 中国火山岩分布广泛, 储藏量可观, 东部以中酸性火山岩为主, 西部以中基性火山岩为主。我国火山岩油气藏勘探开展力度强, 火山岩类型多, 油气藏形成概率高, 并完善总结出具有储集层预测四步法。

摘要：火山岩油气藏现今已经受到全球能源机构的重视, 成为石油勘探新领域。介绍了国内外火山岩油气藏研究动态, 总结出国外火山岩油气勘探以时间为节点分为3个阶段, 主要特点是研究时间长, 但研究不够深入;国内主要分为偶然发现、局部勘探、全面勘探阶段, 其特点为勘探开展力度强, 火山岩类型多, 油气藏形成概率高, 并完善总结出储集层预测四步法, 为火山岩油气藏勘探提供理论基础。

关键词：火山岩,油气藏勘探,主要特点

参考文献

[1]Pet ford N, Mccaffrey K J W.Hydrocarbons in cryst alline rocks[M].London:The Geological Society of London, 2003.

[2]吕炳全, 张彦军, 王红罡, 等.中国东部中、新生代火山岩油气藏的现状与展望[J].海洋石油, 2003, (4) :9-13.

[3]王洛, 李江海, 师永民, 等.全球火山岩油气藏研究的历程与展望[J].中国地质, 2015, (5) :1610-1620.

[4]赵文智, 邹才能, 李建忠, 等.中国陆上东、西部地区火山岩成藏比较研究与意义[J].石油勘探与开发, 2009, (1) .

火山岩气藏开发规律研究 第2篇

1 火山岩气藏合理产量确定方法

1.1 无阻流量比值法

气井的无阻流量是气井产能的主要指标, 在确定气井无阻流量的基础上, 根据气井稳产的要求, 通常取气井无阻流量的1/3-1/5作为气井的合理产量。无阻流量法是一种经验法, 根据气田的实际生产情况确定最终合理产量。

1.2 气井临界携液流量法

气井生产时, 存在一个最小流量, 低于这个最小流量, 液体将逐渐积聚在井底, 即气井临界携液流量, 要想气井稳定生产, 产量必须大于临界携液流量。对于直井临界携液流量计算方法而言, 目前常用的方法是李闽公式法。X气田气藏气井主要以水平井为主, 因此, 在直井携液临界产量的基础上, 通过对液滴在倾斜段的受力分析, 推导出了倾斜段携液临界流量计算公式。

1.3 压差产量曲线法

压差-产量曲线法以气井流人动态二项式产能方程为基础, 主要考虑如何降低因气体紊流效应引起的附加压力降消耗的地层压力, 以合理利用气井的能量。根据压差产量曲线法理论, 结合未产水气井目前地层压力、无阻流量及产能方程, 对目前未出水的气井开展了合理产量的计算, 得到各井受紊流效应较弱的产量制度。

1.4 综合确定火山岩气藏合理产量

综合采用多种方法研究气井合理产量, 确定X气田火山岩气藏单井的合理产量, 表1-1列出了部分气井的合理产量。

2 火山岩气藏水侵特征分析及防治对策

2.1 火山岩气藏水侵特征分析

根据已有水侵分析理论, 火山岩气藏水侵特征可以归纳为3种类型:第一类表现水气比上升缓慢, 采用一次方方程 (线形方程) 便可以很好地描述趋势线, 称作一次方型 (线性型) ;第二类界于两者之间, 可以采用二次方方程描述趋势线, 称作二次方型;第三类突现水气比快速上升, 需采用多次方方程描述趋势线, 称作多次方型。

采用该理论, 以气井出水初始时间为横坐标原点, 作出相应的生产水气比变化曲线对比图, 分类总结出X气田火山岩气藏气井出水类型和特征, 并对目前产水井进行了归类。

2.2 火山岩气藏防水治水对策

针对X气田火山岩气藏特点, 治水措施重在预防, 若气井一旦水淹再进行排水, 很难达到预期的效果。X气田火山岩气藏防水治水遵循以下原则:

(1) 对于未出水井, 按照目前的生产动态、产能评价结果, 进行合理配产, 尽量延长

(2) 对于目前已出水井, 对于生产及压力较为平稳的气井, 结合合理产量的计算结果, 确定工作制度;对于出水量不断增大, 导致压力递减较快的井, 建议降低产量 (保证气井携液) 。对于产量已经低于临界携液的气井, 可以采取更换小油管等措施来提高气井携液能力。

(3) 规模性的排水采气不适合类似X气田火山岩气藏这种具有统一气水界面, 储层连通性相对较好的强底水气藏, 会造成底水的快速锥进。

参考文献

[1]刘蜀知, 孙艾曲, 黄炳光, 等.水侵气藏水侵量与地层压力预侧方法研究[J].石油勘探与开发, 1999, 26 (2) :79-85.

[2]段永明.裂缝性有水气藏合理开发技术对策[J].油气田地面工程, 2009, 28 (12) :22-23.

徐深气田火山岩气藏动态分析 第3篇

关键词：火山岩,气藏,压力恢复试井,气藏评价

松辽盆地北部深层徐家围子断陷,近年来天然气勘探取得重大突破,徐深气田储层分布范围广,储量大,具有重要的开采价值。受火山喷发控制,储层岩性多样、岩相变化快,非均质性严重,有利相带延伸范围有限[1]。本文在火山岩储层分类基础上,利用试油、试采以及开发井中压力、产量等资料,对气井产能大小、地层供气能力和有效储层展布规模等方面进行分析研究,进而建立了储层动态模型[2],对各类储层开展了精细储层动态描述研究。

1 火山岩储层分类评价[3]

徐深气田火山岩储层分类评价方法为,以已试气气井产能特征为依据,将火山岩有效储层划分为自然高产、压后(储层改造)高产及压后中、低产三类,建立定性的物性、岩性岩相及孔隙度结构分类评价标准(表1),并开展不同类型火山岩有效储层的定性分类评价。

从表1中可以看出,Ⅰ类储层具有“孔隙类型多(气孔、溶孔、粒间孔等)、储渗组合类型多、裂缝发育、孔喉半径大”的特点。以Ⅰ类孔隙结构为主,物性好;主要发育于溢流相顶部亚相和爆发相溅落亚相中,以角砾熔岩和气孔熔岩为主。Ⅱ类储层具有“孔隙类型、孔缝组合类型较多、孔隙和裂缝较发育”的特点;以Ⅱ类孔隙结构为主,少量Ⅰ和Ⅲ类,物性较好;主要发育于溢流相上部亚相和爆发相热碎屑流亚相,以熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩和流纹岩为主。Ⅲ类储层以小气孔和微孔为主,孔隙类型少、储渗组合关系单一;孔喉半径小,以Ⅱ类和Ⅲ孔隙结构为主,少量Ⅳ类,物性较差;主要发育于溢流相上部亚相、下部亚相和爆发相热碎屑流亚相、热基浪亚相,以熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩、熔结角砾岩和流纹岩为主。

2 储层动态描述研究

利用火山岩储层试气井、试采井等资料确认储层的动态特征,对三类储层进行动态描述,对各类储层的动态特征认识清楚了,个性化开发也就应运而生了。

2.1 钻遇Ⅰ类储层为主气井,自然求产可达工业油流

徐深气田的D区块的D2-1井、D更2井及E区块的E8井等气井以钻遇Ⅰ类储层为主,储层基质物性较好,自然产能即获高产。从测试井压力时间展开曲线来看(图1),测试期间,流压基本保持稳定,开井一段时间关井后,压力很快恢复到较高水平。

从E8井压力恢复双对数曲线图(图2)来看,双对数曲线形态表现为在井储效应之后为径向流段,压力线和导数水平线间的距离较大,钻完井污染较严重,气井产能仍有较大的提高潜力[4]。

从D21井的生产曲线(图3)来看,投产后产气量、油压、套压保持稳定稳产,产量一直稳定在12104m3/d左右,Ⅰ类储层80%的气井都表现出这样的特征,这说明Ⅰ类储层具有较强的产气能力,地层能量供给非常充足。

2.2 钻遇Ⅱ类储层为主气井,压后可获高产工业气流

钻遇Ⅱ类储层为主气井自然产能达不到工业气流水平,需要压后求产,压后产量较高,关井压力恢复速度缓慢且不能完全恢复到原始水平。

徐深气田的A区块大部分井均为此类气井,以A11井为代表,该井打开营城组火山岩储层,射孔后求产,日产气为9 115 m3,为低产气层,之后进行了大型压裂改造,共打入压裂液839 m3,加入陶粒92 m3,石英粉砂2 m3,压后采用4个油嘴连续测气排液,然后进行关井恢复测试。测试最高日产气达44.65104m3。从测试井压力时间展开曲线(图4)来看,储层改造后,测试期间油压基本保持稳定,关井压力恢复速度较慢,不能完全恢复到原始水平。

图5即为该井试采期间压力恢复双对数曲线,曲线特征表明,压裂形成了无限导流垂直裂缝。在线性流段之后,曲线仍然上翘,表现出边界反映特征,地层能量不是十分充足,储层供给能力不强[4]。从A11井的生产曲线(图6)来看,产量基本稳定在8104m3/d左右,开井后油、套压迅速下降,关井后恢复程度较低,整体上表现为地层压力逐渐下降的特征。钻遇Ⅱ类储层为主的井基本都表现出这样的特征,这说明该类井稳产能力较钻遇I类储层为主的井差,地层能量供给不足。

2.3 钻遇Ⅲ类储层为主气井,压后获中、低产气流

钻遇Ⅲ类储层为主气井压后产量较低,导数曲线上翘,有效储层展布规模较小,压力恢复程度低。

以B02为例,营城组火山岩储层射孔后测试,日产气308 m3,试气结论为低产气层。本井进行压裂改造,打入压裂液555.8 m3,加入陶粒46 m3、粉砂3 m3,压后自喷,测气瞬时最高日产气20.71104m3,但流压快速下降,井底压力衰减较快。该井试采期间,连续生产30 d后关井压力恢复60 d,采后压力只恢复到采前静压的83%,压力恢复速度慢(图7)。

从B02井的试采后压力恢复双对数拟合图(图8)来看,压力时间双对数曲线呈平行向上的趋势,解释平行不渗透边界为:82 m、51 m,表明该井有效储层规模较小;解释地层系数为4.8 m D.m,说明储层渗透率较低,地层能量不足,储层供给能力较差,产能较低[5]。

从B02井的生产曲线(图9)来看,该井以5104m3/d的产量连续开井时,井底压力衰减较快,不具备长时间连续开井生产的能力,反映地层供气能力不足,产量较低。钻遇Ⅲ类储层为主气井基本都表现出这样的特征,这说明该类井稳产能力有限,达不到长期稳产要求,可采用定压降产的方式开采一段时间后,关井压力恢复一段时间,考虑探索交替开井,周期生产,延长压力恢复期的新模式,通过井间接替,从而实现气田稳产。

3 结论

(1)针对非均质性强的火山岩储层进行储层分类,在储层分类研究的基础上,对不同类型的储层开展动态描述研究,为火山岩储层的合理开发提供依据。

(2)通过对钻遇不同类型火山岩储层的气井试气、试采及投产资料进行分析,总结出三类火山岩储层动态特征:钻遇Ⅰ类储层为主气井,自然求产可达工业油流。钻遇Ⅱ类储层为主气井,压后可获高产工业气流。这两类井具有较强的稳产能力,是气田稳产的主力。钻遇Ⅲ类储层为主气井,压后获中、低产气流,不具备长期稳产要求,可采用定压降产的方式开采一段时间后,关井压力恢复一段时间,考虑探索交替开井,周期生产,延长压力恢复期的新模式,通过井间接替,从而实现气田稳产。

参考文献

[1]徐正顺,庞彦明,王渝明,等.火山岩气藏开发技术.北京:石油工业出版社,2010

[2]庄惠农.气藏动态描述和试井.北京:石油工业出版社,2009

[3]徐正顺,王渝明,庞彦明,等.大庆徐深气田火山岩气藏储集层识别与评价.石油勘探与开发,2006;33(5):521—531

[4]邵锐,唐亚会,毕晓明,等.徐深气田火山岩气藏开发早期试井评价.石油学报,2006;27(增刊):142—146

火山岩气藏开发水平井应用分析 第4篇

关键词：火山岩气藏,水平井,欠平衡钻井,地质导向,压裂改造

1 火山岩气藏开发及水平井应用现状

火山岩油气藏属于非常规油气藏, 在世界各地均有分布, 主要分布于美国、日本、澳大利亚等地, 其中以油藏居多, 气藏较少。不完全统计全世界火山岩气藏仅有三十个左右, 火山岩油气藏开发较成熟的国家是日本[1]。近年来我国先后在准噶尔盆地和松辽盆地陆续的发现火山岩气藏, 探明储量累计超过3000亿方, 远景资源量超过万亿方。目前我国是世界上火山岩气藏探明储量规模最大的地区。2005年国内第一个火山岩气藏-徐深气田投入开发, 长岭、克拉美丽等火山岩气藏相继投入开发。

火山岩气藏埋藏深、岩性、岩相复杂, 气藏受构造、岩相及断裂等多方面因素控制, 储层分布非均质性很强, 气井单井产能差异较大, 常规直井开发面临巨大挑战。为了提高火山岩气藏开发效果, 国内首先开始探索利用水平井开发火山岩气藏, 发挥水平井提高储量控制程度和更好的沟通多个储渗体的优势。2007年12月19日完钻投产国内第一口火山岩气藏水平井升深平1井投产, 日产气量达到30万方以上, 是周围直井产量的3倍以上。该井2006年7月开钻, 12月底完钻, 实钻斜深3700米, 垂深2961米, 水平段长500米[2]。目前在火山岩气藏开发中累计完钻水平井22口。

2 火山岩气藏水平井应用难点分析

(1) 储层埋藏深, 井眼轨迹控制难度大

火山岩储层埋深均3000米以上, 一般3500米左右。直井段长, 造斜点深, 造斜段和水平井段井眼轨迹控制难度大。

(2) 储层岩性复杂, 机械钻速低, 钻井周期长

火山岩岩性变化范围大, 从基性玄武岩、中性安山岩到酸性流纹岩均有发育, 局部地区发育从基性到中性的完整旋回, 普遍发育酸性流纹岩和凝灰岩。岩石硬度大, 机械钻速低, 钻井周期长。

3 火山岩气藏水平井生产动态

3.1 徐深气田水平井动态

该区完钻升深-平1徐、深8-平1等水平井9口。由于初步探索水平井开发火山岩气藏及气藏性质复杂, 投产井只有1口, 即升平区块升深平1井。徐深区块先后在徐深1、徐深9和徐深8区块共完钻水平井8口, 水平井段长262-937米, 钻遇储层物性差, 正在积极进行储层改造, 未投产。

升深平1井水平井段长591.5米, 有效储层490米, 储层钻遇率为97.5%, 测试无阻流量165.9万方, 2007年12月投产, 开采营三段95-100号层, 原始地层压力31.55M P a, 初期油压25.0M P a, 套压25.5M P a, 日产气37.68104m3, 日产水7.32m3。目前生产情况比较稳定。

徐深9-平1井应用裸眼管外封隔器滑套式分段压裂工艺, 最高瞬时产量达到10万立方米。预测徐深9-平1井压裂后增产将为同类直井的4~5倍, 大大提高火山岩开发效果, 预测产能超过30万立方米。这项工艺不仅领先国内完井技术, 也为大庆油田大面积开发水平气井提供了技术保障。

徐深8-平1井是松辽盆地东南断陷区徐深8井区第一口水平开发井, 属于火山岩天然气藏, 不但储层渗透率低, 而且小裂缝连通性差, 开采价值大但开采难度更大。该井完钻井深5000米, 水平段940米, 在钻井过程中就发现含气厚度很大。大型压裂获工业气流约100万立方米/日[3]。

3.2 长岭气田水平井生产动态

长岭气田营城组火山岩储层为酸性、中酸性火山岩, 裂缝发育。储层总厚度在1 3 0~7 3 8 m之间, 有效储层孔隙度在3.5%~22.9%之间, 平8.8%, 渗透率在 (0.03~17.31) 10-3μm2间, 平均0.7110-3μm2, 气藏总体表现为上气下水特征, 气分布主要受构造控制, 同时也受岩性影响, 属于岩构造气藏。气藏具有统一的气水界面[4]。

完钻井9口, 平均水平段长659米, 平均钻遇有效储层620米, 平均储层钻遇率94%。长深平2井首次尝试火山岩双分支水平井试验。投产6口井测试无阻流量165.3-237万方/天, 平均201万方。初期产量184万方/天, 平均单井产量达到30.75万方/天。

3.3 克拉美丽气田水平井生产动态

克拉美丽气田石炭系火山岩气藏储集层岩性主要为沉积岩和岩浆岩两大类岩石类型。储层厚度变化快, 一般在44.75米-153.3米, 平均厚度94.8米, 差异较大。投产水平井4口, 该气田第一口水平井DXHW181井实施五段分层压裂, 2008年12月投产, 初期产量40万方, 为周围直井产量的3到7倍[5]。目前产量25万方。目前平均单井产量达13万立方米, 其中3口水平井平均单井产量达20万立方米, 远超设计产能。现在新疆油田已形成水平井开发火山岩提高单井产量配套技术[6,7]。

综上, 火山岩气藏投产井生产实际表明, 长岭气田水平井生产效果最后, 水平井产能占气田总生产能力主体, 初步实现了该气田的水平井规模开发。其次是克拉美丽火山岩气藏, 投产水平井产量较好, 生产稳定。而徐深气田除升平区快的升深平1井生产效果较好外, 其他井均未投产。该区块水平井生产效果的提高仍需要科技的进步来实现。

4 火山岩气藏水平井应用分析

4.1 气藏地质条件是决定水平井实施效果的基础

徐深气田由开升平和徐深1、徐深8和徐深9等开发区块构成, 除升平区块营城组火山岩气藏埋藏较浅、厚度较大外, 其他区块埋藏深, 厚度变化快。气藏整体表现为非均质性较强, 属于低孔、低渗储层, 无统一气水界面, 气藏性质较差[8,9];克拉美丽气滴西18井区火山岩侵入体为一个近东西的不规则椭圆体, 靠近断层附近厚度可达600m, 向东、西、北三个方向尖灭, 面积约16.87km, 为一套火山碎屑岩沉积, 规模较大, 分布稳定[10];长岭气田营城组火山岩岩体规模较大, 其中长深1面积广, 厚度大, 规模最大。储层厚度为206~374 m, 储层以小孔储小缝渗性储层最为发育, 储层基质和裂缝渗透性较好, 具有统一气水界面[11,12]。

从火山岩体规模、储层厚度到储层物性来看, 长岭气田是最后好, 徐深气田最差。对比气藏水平井生产动态, 长岭气田水平井产量高, 油压稳定, 生产效果最好, 其次克拉美丽气田水平井产量较高, 压力稳定, 生产效果较好;徐深气田除升平1井投入生产, 生产平稳, 开发效果较好外, 徐深区块水平井单井产量低或者钻遇非储层, 水平井均为投产, 效果不理想。根据以上分析对比, 水平井的生产效果与气藏性质优劣息息相关。储层的厚度、储层物性等气藏地质条件是决定水平井实施效果的基础。

4.2 先进的钻井技术能够提高火山岩气藏水平井的实施效果

不断进步的钻井技术逐步提高了水平井实施效果。

1) 工程技术配套优化、地质导向等技术的应用, 提高储层钻遇率

根据钻井地质设计情况, 结合储层变化特点, 优化井身结构, 应用地质导向。工程与地质紧密配合, 实时跟踪分析井眼轨迹, 实时调整保证最佳井轨迹, 提高水平井实施成功率。

2) 优选钻头系列, P D C等钻头的成功应用, 大幅度提高了机械钻速

钻井施工根据钻井工程设计、充分考虑剖面类型、地层、岩性、地层可钻性等因素, 确定合适的钻头类型。火山岩气藏水平井基本解决了钻头优选问题, 形成了比较完备的钻头应用体系, 大幅提高了钻井速度。如克拉美丽气田优选PDC钻头系列, 强化钻井和水力参数, 实现钻井综合提速。石炭系以上实用PDC钻头, 石炭系使用贝克休斯高效牙轮钻头系列, 应用优化钻头系列该区平均机械钻速提高30%左右, 钻井周期缩短15天左右, 取得良好效果。

3) 欠平衡钻井技术应用

欠平衡钻井是储层保护和钻井提速最有效的手段之一, 最大程度的保护裂缝性气藏, 提高火成岩地层机械钻速。根据储层性质优选钻井也体系实施欠平衡钻井。该技术在长岭、徐深和克拉美丽气田都陆续得到应用, 在DXHW141、长深平1等实施, 取得良好的效果。

4.3 储层改造是提高单井产量的有效手段

火山岩气藏开发储层改造一直作为提高开发效果的有力措施。裸眼分段压裂技术和大型压裂技术的应用, 大大地提高了气藏开发效果, 积极的推动了火山岩气藏水平井开发效果的提高。2009年在DXHW181井成功实施5级分段压裂, 系统试气计算无阻流量198万方/天。徐深8-平1井实施大型压裂, 获得瞬产百万方气流。

5 结论和建议

火山岩气藏开发实践说明在气藏地质条件相同的的情况下, 应用水平井比直井具有一定的优势。在气藏地质条件较好的区块开发中, 应用水平井技术, 可以提高单井产量, 加快气藏有效开发。对于探索提高低渗透火山岩气藏储量动用程度和最终采收率技术具有非常重要的意义, 并为今后低渗透、特低渗透火山岩储层水平井开发技术积累了宝贵经验。应继续深化火山岩气藏水平井应用的研究, 从气藏地质、工程技术等方面进一步提高水平井开发效果。水平井技术正逐步成为火山岩气藏开发的主体技术之一。

参考文献

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火山岩气藏 第5篇

火山岩气藏主要表现为井间产能及井控动态储量差异大、气井动态特征与稳产能力不同、受裂缝的影响水窜、常规评价技术对产能适应性差。并从宏观与微观两个方面指出产能的影响因素所在。

1火山岩气藏开发早期产能特征

通过采用大量的实际资料,分析研究了火山岩气藏气井产能、动态储量、动态及产水特征,并指出产能研究的复杂性所在。

1.1火山岩气藏气井之间初期产能变化大,可对比性差

火山岩气藏气井产能平面分布变化快,跨度大。在一个区块内无阻流量(3.0104～120104)m3。相邻井间可对比性差,在徐深A区块中的徐深AC井射孔完井可以获得工业气流,而其周围(0.9～1.2)km井距的井需要压裂改造;徐深A井与徐深C井距离0.5 km,徐深A井无阻流量是徐深C井无阻流量的8倍。同样,在获得高产工业气流的井周围1.5 km左右,可能是低产井。

1.2气井井控动态储量差异大

统计23口井,试采初期井控动态储量在(0.1108～12.0108)m3,平均2.25108m3,井控动态储量低于2.25108m3的占73.9%。井控动态储量普遍较低,除了气藏本身连通范围小之外,还由于试采初期主要供气区域应为相对高渗区域,低渗区域贡献率还比较低或还未动用。随着地层压力的下降,低渗区域参与供气后储量会有所增加。试采时间较长的XSA与XSAA井的动态储量变化情况看,增加幅度分别为9.85%、16.67%。此外储层渗透性差,关井压力恢复缓慢,难以达到稳定,也导致计算的动态储量偏低。

1.3气井动态特征与稳产能力各不相同

从气井生产动态看,总体上具有四种类型:Ⅰ类井,稳产能力最强,在一定的时间内采气指数基本稳定,10.0104m3/d以上的产量稳产期一般超过10年;Ⅱ类井,稳产能力略差,生产中采气指数略有下降,10.0104m3/d的产量一般可以稳产(8～10)年;Ⅲ类井,稳产能力较差,生产中采气指数下降较快,一般5.0104m3/d的产量可以稳产(4～6)年;Ⅳ类井稳产能力最弱,一般5.0104m3/d的产量稳产1年左右。一般来讲后三种类型气井都需要不断地关井恢复压力,只是开关井的时间具有很大的差异。

1.4气井出水特征表现为裂缝纵向水窜

火山岩气藏从局部看,多为上气下水,边底水普遍发育,气井出水主要受裂缝水窜的影响。

裂缝纵向水窜型出水的井气层基质孔隙度一般较低(通常低于10%),基质渗透率也比较低(通常小于0.110-3μm2),储层综合渗透率与基质渗透率之比一般超过数十倍。具有天然高角度缝或人工压裂形成的垂直裂缝与钻井诱导缝组合,来水方向为底水,水流通道主要为裂缝。生产初期产水量迅速上升至较高水平或初期具有较高产水量,水气比迅速上升或初期即维持较高水气比,一般没有无水采气期或无水采气期较短,如典型井徐H井。1.5储层结构[2]及流动特征复杂,常规评价技术

还不完全适应产能评价的需要

火山岩储层高储渗体、基质及裂缝分布复杂,而压裂完井使气井在纵、横及侧向等都可勾通多种类型孔渗体,受到分辨率的限制,测井地层参数不能准确反映火山岩气藏储层空间的变化,使得测井解释的相关参数与压裂井的产能对应关系较差。

气井流动阶段不宜确认,影响气井产能评价。受到储层低渗及供气能力影响,许多井试采中表现出拟稳态或递减假象,使得开发指标预测出现很大的偏差。如徐深AA井试采后井下压力连续监测期间,压力平方与测试时间表现出了极好的相关性,呈现拟稳态,此时累产0.1108m3,实际该井累产达到0.8108m3以上,才出现进入拟稳态的趋势。同样,部分井呈现出了指数型递减特征,而这些井流动压力不稳定,未进入边界控制流动期,并不符合常规的ARPS递减规律分析条件。如果采用上述错误的流动阶段分析,会导致动态储量评价、开发指标预测等走向误区。

2气井产能影响因素[310]

火山岩气藏产能特征复杂,影响因素多样。本文从储层的物性、流动区域形态、连通的高渗带(体)的规模、储层微观渗流特性等方面对影响因素进行了论述。

2.1宏观上储层的物性控制着气井产能的分布,储层非均质强,导致气井间产能变化快

构造宏观上控制着气水的分布,低构造及气藏边部的气井易受到地层水的影响,且高的部位一般具有相对较高的初期产能。但同构造位置气井产能差别依然很大。储层的物性影响着气井产能的分布,高孔渗处一般高产能井相对集中(图1)。但由于储层横向、纵向非均质强,导致气井间产能变化快。

通过密井网解剖、长井段取芯、水平井段分析证实,火山岩储层纵向和横向的非均质性极强。

500 m井距密井网解剖表明火山储层岩相变化快,岩相横向延伸距离在(200～800)m,纵向在(6～60)m。井间试井解释的地层系数相差达到10倍。

长井段取芯看,孔隙度分布范围在0.1%～24.2%之间,平均6.23%,小于8%占有主要比例。渗透率分布范围(0.01～16.2)10-3μm2,平均0.2610-3μm2,0.110-3μm2以下占有最高比例,反映了储层的低渗特征。各井渗透率级差从30.25到1 621,平均537.0;渗透率突进系数4.9～29.9,平均14.0。在徐深A区块的4口井孔隙度、渗透率具有较大的差异,也反映了储层平面非均质特征。

此外,水平井段测井解释也表明,储层横向变化快,高渗带呈现断续发育。已经完钻的水平井高渗层段连续钻遇长度从0.25 m到288 m不等,平均14.1 m,连续钻遇长度20 m以下占到了90%以上。

2.2微观流动区域形态与物性差异影响气井的动态特征

试井解释表明,火山岩储层可流动区域具有以下基本类型:连续型、条带型、封闭型、半封闭型等(图2)。一般Ⅰ类气井所处的流动区域多为连续分布,外围与近井处具有很好的勾通,能量补充迅速,试井解释流动区地层系数多在10010-3μm2m以上;Ⅱ、Ⅲ类井可流动区域存在明显的阻流边界影响,多为条带型或半封闭型,主要流动范围一般在100 m左右,多数井试井解释地层系数一般在1010-3μm2m以下;Ⅳ类井可流动范围多封闭,范围小。

较低的地层系数加上较窄的流动范围,使得许多气井在试采中产量下降快,稳定性差。采用储层有效厚度与试井解释的流动带宽度的乘积与单位压降采气量作图,看出控制范围影响单位压降采气量(图3)。同样流动区地层系数与气井的无阻流量也有很好的相关性(图4)。从渗流条件来说,流动区的形态也影响着气井的动态稳定性,连续分布储层(径向为主)气井的稳定要好于条带型,宽条带要好于窄条带

2.3连通的高渗带(体)的规模影响措施效果

综合研究表明,火山岩储层是由高储渗体、基质及裂缝组成的三元机构,那么压裂井产能的高低与连通的高渗带(体)的规模有关。钻遇高渗区的井射孔完井可获工业气流,且初期产能的高低与高渗储层的有效厚度相关性好。而低渗区的井压裂后,产能的高低与井眼处测井解释地层系数相关性较差,而与表征整个流动区域的试井解释的地层系数具有较好的相关性;其次许多压裂井的产能与压裂规模之间并无必然的联系。反映火山岩气藏压裂井产能的高低与连通的高渗带(体)的规模有关。2.4储层微观渗流特性影响着开发效果

岩芯实验看,火山岩储层存在着启动压力梯度与压力敏感性的影响。

启动压力梯度影响着井控流动区域的变化,许多井早期试井解释出的边界可能就是这种由于存在着启动压力梯度现象而导致的高低渗透层之间的不流动边界。随着时间的延续,流动区域地层压力的下降,原来未动用的低渗区域可以得到动用。从试采时间较长的XSA与XSAA井的三年多试井解释看,存在着流动区域扩大的趋势,这也正是井控动态储量增加的原因,表明对火山岩产能的认识是复杂的过程。

压力敏感性导致产能损失。全直径岩心样品实验看,地层压力从40 MPa下降到10 MPa时,渗透率相对值(不同净上覆岩层压力下渗透率与第一次内压40 MPa时渗透率比)从1.0下降到0.281。虽然,渗透率相对值可以随净上覆岩层压力的下降而逐渐升高,但不能恢复到原始水平,发生部分不可逆变化。应用实验数据,计算了气井产能变化情况,从计算结果看,在考虑压敏影响下随着地层压力的下降,气井产能与无压敏影响下的产能有较大的差距,最高损失达到70%。

3结论与认识

(1)火山岩气藏气井产能平面变化快,井控动态储量差异大,井间可对比性差。气井动态特征变化多样,稳产能力各不相同。受到裂缝的影响,部分井出现纵向水窜。

(2)火山岩气藏气井产能影响因素复杂,宏观上储层的物性对产能具有控制作用,但储层极强的非均质性使得气井间产能的变化无序。微观上井控流动区域形态、规模与物性差异以及复杂的渗流特性影响气井的动态特征。

(3)火山岩储层是由高储渗体、基质及裂缝组成的三元机构,连通的高渗带(体)的规模影响措施效果。而压裂完井使气井勾通多种类型孔渗体,流动特征复杂,传统常规的方法在产能评价上出现较大的偏差。

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徐深气田火山岩气藏水平井开发实践 第6篇

关键词：火山岩气藏,水平井,优化设计,地质导向

大庆徐深气田位于松辽盆地北部徐家围子断陷,火山岩储层为其主力产气层。这类气藏埋藏较深,岩石类型复杂多样,储层平面连续性差、变化快、非均质性较强,底部发育水层;火山岩储层分为三类,总体上以II类、Ⅲ类储层为主,Ⅰ类储层仅发育在局部井区,属于中低孔隙度、低或特低渗透储层。目前,仅有2个探明区块投入开发,储量动用程度较低。为提高储量动用程度,增强开发效果,探索合理的开发方式,进行了水平井开发实践。

1气藏主要动态特征

1.1储量动用程度低

目前徐深气田火山岩气藏80%以上的井需压裂投产;压裂后64%的井属于低产井(见图1);有利相带延伸范围有限,采用单一的直井开发,储层有效动用难度大。

1.2 气井出水

截至目前,徐深气田探明储量面积内出水井数为31口,占试气、试采和投产总井数的36.47%,影响了气井的产量。

1.3 储层连通复杂

储层连通性复杂,通过500 m井距密井网试验,压裂改造后井间出现干扰,表明加密调整方式不能有效提高储量动用程度。

2 储层适应性评价

综合国内外气藏水平井开发经验[1],并不是所有气藏都适合采用水平井开发,水平井开发受气藏地质条件的限制,如果不满足这些条件,气藏水平井开发效果就不好。目前尚无可借鉴的国内外火山岩气藏水平井开发经验,参考国内外其他岩性气藏水平井经验,主要从气藏类型、气藏埋藏深度、储层厚度、气层渗透率和储层渗透率各向异性等6个方面,评价徐深气田火山岩储层地质条件的适应性。

徐深气田已探明气藏底部发育水层,火山岩气藏类型以构造-岩性气藏为主。各区块火山岩气藏顶部埋藏深度范围为(2 833～3 892.4)m;气层主要发育在火山岩顶部,单层有效厚度介于(11～117)m之间 ;气层水平渗透率(0.003～22)mD;气层垂向渗透率3 892.4 m;气层主要发育在火山岩顶部,单层有效厚度介于(11～117)m之间 ;气层水平(0.001～31.8)mD;渗透率各向异性指数范围为0.72～1.34;气层有效厚度与气层渗透率各向异性指数之积为9.27～98.6,如表1所示。与钻水平井对储层的地质条件要求相比,已探明区块,除气层渗透率较低以外,其他地质参数基本具备钻水平井的地质条件,因此,可在各探明区块优选有利区带,开展水平井开发试验。

同时利用密井网资料精细解剖表明,徐深气田火山岩储层具有典型的三元结构-岩石基质、高储渗体和裂缝发育带,采用水平井开发能穿越多个火山岩体,钻穿多条天然的垂直裂缝,可以把多个封闭的流动单元与井眼连接起来,扩大气层的连通范围,提高储量动用程度,增加产气量。

3 水平井优化设计

为了探索应用水平井提高该类气藏单井产能和有效控制底水的可行性,探索这类气藏的有效开发模式,开展了水平井开发技术研究。通过现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计技术(见图2),为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础。

3.1 水平井参数设计论证

3.1.1 水平井层位优选

综合分析直井试气和综合解释成果,确定区块主力产气层,将直井钻遇的主力产气层作为水平井的目的层。

3.1.2 水平段延伸方向确定

针对Ⅰ类储层部署的水平井,以射孔完井为主,考虑压裂备案。其水平段延伸方向与火山体展布方向接近平行,与天然裂缝发育方向呈较大的角度,与地层最大主应力方向呈一定的角度,以便获得较高的自然产能,同时给压裂改造留有余地;针对Ⅱ、Ⅲ类储层部署的水平井,以压裂改造为主,水平段延伸方向与地层最大主应力方向接近垂直,与天然裂缝发育方向呈一定的角度。

3.1.3 水平段长度优化

综合分析布井区带火山机构展布特征、火口位置、构造特征、裂缝发育特征、预测储层有效厚度平面分布特征、气水分布特征和井控程度等地质动态特征,考虑现有钻井和压裂等工艺技术水平,结合理论计算和国内外气田水平井开发经验,优化水平段长度。

3.1.4 水平段位置确定

采用理论公式计算,当水平段位于气藏中部时,水平井产量达到最高,因此,纯气藏水平段位置一般设计在储层中部。应用气藏数值模拟法确定底水气藏水平段靠近储层顶部开发效果最好。

3.2 水平井地质优化设计

3.2.1 井位初选

对比分析区块内各火山机构规模和展布特征、构造特征、储层发育特征、气水分布特征、井控程度及直井试气试采等动态特征,筛选出有利布井区带;以区块地质动态认识为基础,结合水平井设计参数优化论证成果,在布井区带内,优选火山机构、构造和储层等有利位置,初步确定水平井井位[2]。

3.2.2 井位优化

通过开展地震和三维地质模型等综合分析,对初步确定的水平井井位进行优化[3,4]。一是以火山岩储层常规地震反射特征为主,结合地震相干体分析、地震叠前叠后裂缝预测、地震均方根振幅和层间能量等多种属性分析,地震储层反演成果和地震含气性预测等地震分析,预测目的层的展布范围和裂缝发育程度及方向,优化水平段延伸方向和长度,初步确定靶点和水平段轨迹位置;二是通过应用区块三维精细地质模型,开展钻遇储层类型分析,钻遇储层类型和有效厚度等概率分析(见图3),进一步优化水平井轨迹,确定水平段靶点位置、水平段长度和轨迹位置(见图4)。

在储层适应性评价的基础上,按照上述优化设计方法,共优选6个已探明区块开展水平井开发试验,综合对比分析各火山机构展布特征、火山岩储层地震反射特征、地震含气性检测、地震多种属性分析、构造特征、储层发育特征、气水分布特征、产能分布特征等地质动态认识,以Ⅰ类、Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层为序,共陆续完钻8口水平井,设计水平段长度(600～1 000)m。

4 水平井地质导向研究

由于火山岩利储层岩性岩相横向变化快、平面非均质性强,再加上地震分辨率有限,火山岩有利储层预测一直是制约天然气勘探开发的主要技术瓶颈,所以,依靠现有地震资料所建的地质模型存在较多的不确定性,因此,单纯依靠地质模型完成钻井地质导向难度较大。在水平井钻井过程中,采用斯伦贝谢LWD随钻近钻头测试仪进行随钻测井,测试项目包括密度、中子、电阻率、自然伽马、井斜和方位。在钻井跟踪调整过程中,地质导向人员通过网络实时掌控钻井运行参数、地质录井参数和随钻测试参数,实时修正三维地质模型;依据钻井、录井和随钻测井等信息,结合三维地质模型,综合判定钻遇储层性质及其内部流体性质,指导水平井钻进。一是依据录井岩屑的岩性、颜色、硬度和随钻感应电阻率等信息综合确定火山岩顶面(着陆点);二是依据钻速、钻时、钻压、钻井液黏度、录井岩屑(岩性、颜色、硬度)、气测总烃含量和随钻感应电阻率、密度等信息,结合地质模型综合确定随钻地质导向(见图5)。按照上述方法,成功完成8口井地质导向,全部钻遇火山岩储层。

5 应用效果

截止2010年7月底,已完钻水平井8口,完成试气5口,全部获得工业气流,其中2口井取得重大突破、获较高的自然产能;1口井压后获得高产;已投产的1口水平井,具有较强的生产能力,初步见到较好的开发效果。主要体现在以下几个方面:

(1) 目前水平井钻井成功率达到100%。

目前完钻斜深(3 700～4 717.5)m,从钻遇火山岩储层算起,已完钻井钻进井段长度(500～963.92)m,综合解释储层钻遇率为41.3%～100%,平均储层钻遇率为75.8%,钻井成功率达到100%。

在已完钻的8口水平井中,2口井以钻遇I类火山岩储层为主,其他6口井以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主(表2)。

(2) 以钻遇I类火山岩储层为主的水平井,试气可获得较高的自然产能,增产效果明显;以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的水平井压后具有工业开采价值。

D平1井是徐深气田完钻的第一口水平井,完钻斜深3 700.1 m,水平段长度500 m,储层钻遇率为100%,其中Ⅰ类储层372 m,占钻遇储层的75.9%。该井采用筛管完井,采用二项式拟压力法计算无阻流量高达165.9104 m3/d。与同一区块内的直井对比,其采气指数是同层位邻近直井的5.2倍,无阻流量是其4.0倍(见图6)。

B-平1井完钻斜深4 748 m,水平段长度940.3 m,储层钻遇率为63.1%。该井以钻遇Ⅱ、Ⅲ类储层为主,储层长度分别为290.3 m和237.4 m,钻遇率分别为31.3%和25.6%,分别占钻遇储层的49.6%和40.5%;Ⅰ类储层长度58 m,钻遇率为6.2%,仅占钻遇储层的9.9%。B-平1井压后无阻流量高达242.3万方/d,位居徐深气田之首。(3)已投产水平井具有较强的稳产能力,其产气能力明显比同一区块内的其他直井高

D平1井于2007年12月21日投产,到2010年7月底,已累积开井644 d,投产期间稳定日产气30104 m3左右,累积产气2.2108 m3,已见到了明显的增产效果(见图7)。

6 结 论

(1) 通过开展储层地质条件适应性评价、三维地质建模、地质导向、气藏工程等多学科综合研究,形成了火山岩气藏水平井开发优化设计技术,有效地指导了水平井部署,目前已完钻8口,钻井成功率100%。

(2) 试气和生产动态表明,采用水平井开发I类火山岩储层是可行的,可以获得较高的自然产能;Ⅱ、Ⅲ类储层已获得突破;与直井对比,采用水平井技术开发火山岩气藏已取得显著的增产效果。

(3) 通过水平井开发实践,探索了火山岩气藏合理开发方式,水平井有望成为火山岩气藏开发的主体技术,为火山岩气藏的合理、高效开发提供了技术支撑。

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火山岩气藏 第7篇

长深气田位置位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造, 该构造带在营城组沉积时一直处于隆升状态, 具有火山活动与构造运动双重成因机制。火山岩岩性识别结果表明, 长深气田火山岩以流纹岩为主, 角砾熔岩和熔结凝灰岩次之;储集空间以裂缝型、孔隙型和裂缝孔隙型为主。2005年9月, 吉林油田在松辽盆地南部长岭断陷构造高部位钻探了长深1井, 营城组火山岩地层含气井段长, 近火山口的火山岩储层物性好, 含气饱满, 中途测试获得了46104m 3/d的高产气流, 随后又进行了评价井、控制井及探井的钻探及试气工作, 都获得了气层或良好的含气显示, 预示着长岭断陷良好的天然气勘探和开发前景。长深气田营城组Ⅰ类火山岩气藏采用水平井筛管完井方式开采。但由于Ⅰ类火山岩储层裂缝发育, 泥浆滤液侵入, 造成储层污染, 严重影响产能发挥, 针对水平井筛管完井的特点和生物酶解堵作用机理[1], 进行了生物酶解堵技术现场试验, 试验获得成功, 解除了储层污染, 恢复了水平井的自然产能, 为长深气田Ⅰ类火山岩气藏水平井产能发挥开辟了新途径。

1火山岩气藏储层污染情况

由于长深气田Ⅰ类火山岩储层裂缝发育, 泥浆滤液侵入, 在井壁形成泥饼, 造成储层污染, 影响产能发挥。长深1井火山岩储层3 544.90～3 900.66m裸眼段进行了中途测试, 解释结果为:流动系数Kh/μ=66.62 (μm 2m/mPas) , 地层系数Kh=2 204.5710-3μm 2m, 渗透率K=7.3510-3μm 2, 井储系数C=1.05m 3/MPa, 表皮系数S=70.76, 说明火山岩污染主要为钻井过程中的泥浆污染。严重制约了气井自然产能的发挥。

长深气田火山岩气藏三开钻井泥浆体系为两性离子聚磺钻井液, 基本成分如下:怀安土 (特级) +纯碱+氢氧化钠+高温提粘剂+磺化酚醛树脂+高效封堵降滤失剂+磺化褐煤+理想填充剂+隔离膜+白油+乳化剂。

储层污染的的主要原因为泥浆中的膨润土、重晶石等固相颗粒堵塞地层孔隙;钻井过程中泥浆携带的岩屑等堵塞地层孔隙;泥浆漏失时加入了非离子油层保护剂, 该油层保护剂遇水膨胀, 堵塞地层孔隙。

2生物酶解堵技术研究

2.1生物酶解堵剂的特点

酶博士Dr.Nzyme300系列是生物酶解堵剂, 其中, 酶博士Dr.Nzyme301&302是一种复合生物酶, 是天然微生物产生的无毒无害生物酶, 具有如下特点:降低入井液对地层的伤害, 无污染, 彻底避免将化学物质注入地层;理想的降解能力, 彻底消除泥饼中的聚合物[2];使用井况范围广, 广温 (60～160℃) 、广酸碱 (pH 3～10) 、广盐度;低表、界面张力, 水溶性好, 润湿效果好, 易分散;催化活力强, 用量少;无毒、无害、无腐蚀作用, 符合HSE标准。

2.2生物酶解堵作用机理

酶博士Dr.Nzyme301&302可在制定的中至高温和较宽的PH值范围内快速将植物胶、合成胶、聚丙烯酰胺等聚合物水解、降解成寡糖和二糖等小分子片段和有机聚合物单体[3], 生物酶解堵作用机理如图1所示, 为有效解决胶团泥饼的清除提供了行之有效的途径[1]。因此, 利用生物酶可降解钻井泥浆聚合物, 解除泥浆滤饼对储层的伤害。针对不同的钻井液泥饼成分, 选用不同型号的生物酶或配合使用, 能够特异、高效地清除滤饼。而传统强酸或者强氧化剂清洗泥饼, 通常会因为分散不匀导致只有小部分泥饼被降解, 严重影响地层渗透性, 同时加重了井下设备腐蚀问题。与其相比, 生物酶突出特点是在地层环境条件下, 能够彻底清除钻井液泥饼中的各种高聚物, 且不腐蚀井筒、不伤害地层。

2.3生物酶解堵剂的室内实验

为解除长深气田火山岩储层水平井钻井泥浆对产层井壁的的污染, 恢复储层的渗透能力, 根据长深平1气井的筛管完井工艺和生物酶降解的特点, 进行了生物酶配比、高温下活性范围、降解能力、作用时间等系列室内实验研究[2]。

2.3.1生物酶降解能力实验

使用酶博士Dr.Nzyme301和302复合生物酶与酸液分别浸泡已烘干的长深气田的钻井泥浆滤饼, 60℃水浴中浸泡24h除去洗液后, 烘干泥浆, 计算泥浆的质量减少率。实验结果表明, 利用酶博士Dr.Nzyme300系列生物酶洗液浸泡的滤饼, 滤饼变松散、易脱落。用酶博士Dr.Nzyme300系列生物酶浸泡泥饼后的洗液与加酸浸泡泥饼后的洗液有明显区别, 生物酶浸泡泥饼后的洗液呈黄色, 酸浸泡泥饼后的洗液相比略暗。

用酶博士Dr.Nzyme300系列生物酶处理后的泥饼质量减少率为19%左右, 并且洗液用砂芯漏斗抽滤时速度快, 而没有加入酶博士Dr.Nzyme300系列生物酶的洗液比较粘稠, 渗透情况差, 用砂芯漏斗抽滤速度很慢, 其质量减少率和渗透情况如图2所示。可见, 酶博士Dr.Nzyme300系列生物酶对长深气田的钻井泥浆泥饼有很好的降解效果。

2.3.2生物酶高温降解实验

不同高温条件下, 生物酶对泥饼的降解曲线如图3所示, 在浸泡8h后, 质量减少率都在10%左右, 在140℃左右达到最高。并且洗液在砂芯漏斗的抽滤情况140℃最好。可见生物酶在100～160℃下对泥饼的降解能力很好, 其活性温度可以达到160℃。

不同浓度的生物酶对泥饼降解后的质量减少率是不同的, 不同浓度酶博士Dr.Nzyme301的降解能力如图4所示, 依据实验结果, 生物

2.3.3生物酶体系不同的使用浓度实验

酶酶博士Dr.Nzyme301的使用浓度确定为0.01%时降解能力最强, 酶博士Dr.Nzyme302的使用浓度确定为2%。

2.3.4生物酶不同时间降解能力实验

在140℃条件下, 将生物酶浸泡泥浆滤饼, 分别进行了12h、24h及48h的降解实验。依据实验结果确定生物酶浸泡泥浆滤饼时间在2024h之间降解能力最强。不同时间生物酶对泥饼的降解能力如图5所示。

3长深平1井生物酶解堵技术实施

长深平1井完钻井深4 360.41m, 在钻至井深3 616m时进入火山岩储层, 钻至井深3 669m时气测显示较好, 钻遇储层岩性气层岩性为原地溶蚀角砾岩和气孔流纹岩。据岩芯化验分析资料, 其孔隙度值为5.3%～21.4%, 平均值13.1%, 渗透率值为0.09～1.77mD, 平均值为0.565mD。根据统计分析数据对比, 原地溶蚀角砾岩在营城组火山岩中储层物性最好, 属于Ⅰ类火山岩气藏, 自然产能较高因此, 火山岩储层段采用水平井筛管完井, 筛管段长735.3m。

3.1水平井解堵工艺

由于火山岩储层裂缝发育, 水平井在钻井、完井过程中泥浆滤液侵入, 在井壁形成泥饼, 侵蚀产层井壁, 为解除储层污染, 恢复储层的渗透能力, 因此, 进行了生物酶解堵技术试验。长深平1井解堵工艺技术主要为解堵液浸泡筛管井筒和挤入裂缝深部解堵[3]。

依据长深平1井的筛管完井工艺特点, 计算生物酶解堵液用量。油管内容积为13.1m 3;套管段环空总容积为51.7m 3;筛管段环空容积为16.7m 3;井内空间总容积为81.5m 3。为了使生物酶清洗充分, 需先应用正洗井, 替除井内全部泥浆、岩屑等脏物, 再进行储层裂缝深部清洗。因此确定前置清洗液配制50m 3, 后置清洗液配制20m 3, 生物酶清洗液配制40m 3。

3.2水平井解堵施工步骤

(1) 下入N 80油管4340m (油管前端加导向器) 作为解堵管柱;

(2) 安装700型标准采气井口并加固, 加四道钢丝绳并用地锚固定;

(3) 连接地面管线并锚定;

(4) 按正洗井方式连接地面管汇、液罐车、压井液方箱和泵车;

(5) 关闭环空阀门, 地面管线与井口闸门试压40MPa, 5min不刺不漏;

(6) 按正洗井顺序用压井液洗井, 直至将井内泥浆、岩屑等杂质完全冲出, 达到进出口水质一致;

(7) 注入前置清洗液, 注入量50m 3;

(8) 注入生物酶清洗液, 注入量30m 3;

(9) 关套管阀门, 限压40MPa, 泵入生物酶清洗液10m 3, 对裸眼段和裂缝深部清洗。

(10) 限压40MPa, 泵入后置清洗液, 注入量11m 3;如井口压力达到限压值, 打开井口套管阀门, 缓慢注入后置清洗液11m 3。

(11) 关井2024h, 待酶充分降解后再开井、排液、求产。

3.3生物酶解堵技术现场实施效果

2008年, 生物酶解堵技术在长深平1、长深平2和长深D平1井得到成功应用。其中, 长深平1井生物酶解堵技术的实施后, 完井试气获得非常好增产效果, 采用19.2mm油嘴, 油压18MPa, 套压6.7MPa, 获得日产气76104m 3的高产气流, 为松南I类火山岩气藏储层改造技术开辟了一条新途径。

4结论与认识

(1) Dr.Nzyme300生物酶对长深气田火山岩水平井钻井泥浆泥饼有很好的降解效果, 并且降解后的洗液渗透性好, 易于排出;

(2) Dr.Nzyme300生物酶在高温条件下能够很好降解泥饼, 其活性温度可以达到160℃甚至更高;

(3) 长深气田火山岩水平井的生物酶使用浓度酶博士Dr.Nzyme301为0.01%, 酶博士Dr.Nzyme302为2.0%时最为合理, 且浸泡泥浆滤饼后, 关井20-24h之间解堵效果最佳。

(4) 针对聚合物泥浆体系采用生物酶解堵技术可有效地恢复储层渗透率, 且施工工艺简单, 安全可靠。

摘要：根据长深气田Ⅰ类火山岩气藏自然产能较高, 采用水平井筛管完井, 但在钻井过程中泥浆污染严重, 使储层受到伤害, 影响了自然产能的发挥。为解除钻井泥浆在井壁产生的泥浆滤饼的侵蚀, 恢复储层的渗透能力, 针对水平井筛管完井的实际情况, 应用生物酶对钻井泥浆体系聚合物分子链的降解作用可解除泥浆滤饼污染的特点, 进行了室内实验与现场应用。该生物酶解堵技术在吉林油田火山岩气藏水平气井现场应用, 成功解除了储层污染, 恢复了水平井的自然产能, 为长深气田Ⅰ类火山岩气藏水平井产能发挥开辟了新途径。

关键词：生物酶,解堵,泥浆污染,水平井,火山岩气藏

参考文献

[1]孙应力, 聂淑兰.酶在油气田生产中的新用途.世界石油工业, 2000, 7 (5) :15—17

[2]邓正仙, 梁远安, 翁高富, 等.阿波罗生物酶解堵技术在百色油田的应用.南方油气, 2006;19 (1) :67—70