鄂尔多斯盆地中部气田储层试井特征_工程实践

摘要

摘要：鄂尔多斯盆地中部气田主产层孔缝洞发育、储层非均质性很强，生产过程中储层的性质、连通性、渗流边界及改造效果等动态响应特征是关于气田开发效果的关键指标。为此，综合储

摘要：鄂尔多斯盆地中部气田主产层孔缝洞发育、储层非均质性很强，生产过程中储层的性质、连通性、渗流边界及改造效果等动态响应特征是关于气田开发效果的关键指标。为此，综合储层性质、气藏类型、渗流边界特征、气井酸化压裂效果和邻井干扰等因素，对64井次的修正等时试井和压力恢复试井资料进行了系统的分析解释。结果表明：①中部气田储层为单一介质储层(93.7%)，双孔介质不发育；②气藏为复合型气藏(59.4%)，均质模型较少；③渗流边界主要有开口或平行边界两种，与沟槽一致性好；④气井酸化压裂效比较理想，89.1%的井无污染；⑤邻井干扰少(7.8%)，有一定加密潜力。

关键词：鄂尔多斯盆地；碳酸盐岩；储集层；非均质性；缝洞；试井；压力

鄂尔多斯盆地中部气田是我国陆上海相碳酸盐岩层系中首次发现和探明的特大型古岩溶气田^[1]，主要含气层为奥陶系马家沟组顶部碳酸盐岩风化壳储层，厚约120m^[2]，非均质性很强^[3]，沟槽切割严重^[4]，低渗致密岩性区广泛发育^[5]。在沟槽和致密区的切割围限下，碳酸盐岩缝洞储层的地下构型特征与空间共生关系非常复杂，储层的性质、连通性、渗流边界及改造效果等动态响应特征是气田开发极为关注的问题^[6～9]。

1 储层性质

中部气田主产层为马五。亚段潮坪沉积碳酸盐岩储层，储层孔洞缝发育、局部成层连片，储集类型以裂缝-孔洞型为主^[10]。在进行不稳定试井分析时，传统上认为该类储层应该表现出双孔介质特征，即：①储层具有裂缝系统和基质岩块两个系统；②裂缝系统的渗透率要比基质岩块系统的渗透率大得多，而基质的有效储集空间要比裂缝系统的储集空间大很多；③由于存在裂缝的切割作用，基质中的流体不能直接流向井筒，只能向裂缝系统流动，然后再由裂缝系统流到井筒；④在不稳定测试期间，地层能够形成基质到裂缝的有效流动，一般储能比(ω)和窜流系数(A)均较低。然而，从本次64口井的不稳定试井解释结果来看，多数井为单一介质，仅有4口井(林1井、林5井、G9-18和G16-10井)表现为双孔介质(表1)，占6.25%。其中，G9-18井2004年3月进行了压力恢复测试，曲线的形态表现为：早期段向下凹，之后又上升变平，解释ω为0.0366、λ为5.8×10，表明储层中存在由基质到裂缝的有效流动过程。而林5井ω较高(0.458)，从数值上分析，地层中的天然气有近一半是储存在裂缝中的，另一半则储存在基岩的孔隙中，这意味着基岩中的气量较少，裂缝既是储集空间又是渗流通道，地层生产无法从基岩中得到更多的天然气补充。因此，该井并非严格的双孔介质，而只能算在单一介质和双孔介质之间的似双孔介质。这样看来，中部气田储层基本为单一介质储层，双孔介质不发育。

表1 中部气田双孔介质储层试井特征表

井号	测试日期	压力恢复时间(h)	储层性质	储能比	窜流系数
L1	2001-04-25	29	双孔	0.1570	2.5×10^-8
L5	2001-04-25	29	双孔	0.4580	5.7×10^-7
G16-10	2004-05-14	24	双孔	0.0897	2.27×10^-8
G9-18	2004-03-09	40	双孔	0.0366	5.8×10^-7

结合地质研究，认为中部气田缝洞储层没有表现出双孔介质特征的主要原因在于：①中部气田主力层马五，亚段以网状微裂缝发育为特征，镜下观察网状微裂缝的缝宽为0.005～0.03mm，最宽0.05～0.06mm，裂缝密度一般为3～8条/cm，裂缝分布比较均匀；②裂缝多是经过岩石脱水作用及矿物相态的变化导致岩石体积缩小而产生的成岩缝，后期多被白云石、方解石或泥质充填，导致裂缝渗透率大为降低，基质渗透率与裂缝渗透率相差并不大。因此，基质系统和裂缝系统所起作用差别不大，可以认为是一个系统。

2 气藏类型

从储层物性变化特征来看，可将气藏分为均质气藏和复合气藏两类。G11-14井于1998年1月27日开始进行压力恢复试井，历时27d(图1)，图中实测数据的导数曲线在后期下掉之后又变平，反映了复合气藏外区的径向流特征，说明外区物性变好。尽管后期曲线中存在急剧上翘的数据，但这种剧烈程度看来不应是地层的不稳定渗流结果，而可能为压力计或其他因素引起的。试井解释内外区渗透率分别为7.1×10^-3μm²和36.2×10^-3μm²，外区明显变好，从生产动态数据上也得到验证(图2)。

从中部气田64口测试井解释结果来看(表2)，有26口井的导数曲线具有均质气藏特点，而其余的38口井导数曲线具有复合气藏的特征，占总井数的59.4%。在38口复合模型中，复合变好(储层的远井地带物性变好)的有18口井；复合变差(储层的远井地带物性变差)的有20口井。复合模型中，储层渗透率最高可达63.5×10^-3μm²，最低仅为0.15×10^-3μm²；内区半径最小17m，最大1910m，平均294m；这说明本区储层平面非均质比较严重。

3 渗流边界特征

中部气田沟槽比较发育，不同级次规模的树枝状沟槽网络空间分布复杂^[11]。由于沟槽对储层形成切割和侧向封挡，会形成明显的流体渗流边界。在64口井的测试分析中，有14口井(S3、G24-12、G109、S61、S11、S181、S150、S76、S74、G17-13、G45-6、G23-18、G25-11和G32-4井)表现出了明显的渗流边界特征，占总井数的21.9%。其中，具有平行边界的井11口，具有开口边界的井3口(S3、G24-12和G10-9井)，这些井外边界的分析情况大部分与地质上划定的沟槽相吻合。如G24-12井，2001年3月6日进行了为期31d的压力恢复测试，实测数据导数曲线的末端持续上翘，其斜率在1/2和1之间，判断这应是三面封闭一端开口的“坑道”模型的反映。选用该模型进行拟合，效果很好。通过地质和地震资料进行的沟槽识别结果(图3)也证明了这一点，即G24-12井不但在其北方有一条一级沟槽，而且在其东边和西边还分别受到两条二级沟槽的“挟持”。

4 气井酸化压裂效果

中部气田为一典型的低孔、低渗、低丰度、低产的特大型复杂地层-岩性气田，储层埋深3100～3900m、单井有效厚度平均6.2m、储层孔隙度为5.8%，基质渗透率为0.36×10^-3μm²、储量丰度平均为0.6×10⁸m³/km²、气井平均产能3.8×10⁴m³/d，开发难度相当大。在开发过程中，气井多采用酸化作业措施后进行投产，少数井需要采用酸化和压裂等多种工艺措施后进行投产^[12]。

为评价酸压措施效果，研究对64口测试井表皮系数(S)进行了求取。其中，S＜0的有57口井，S≥0的仅有7口井(S93、S121、S77、G39-9、G10-9、G23-18和G9-18井)(见表3)，占总井数的10.9%。这说明大部分井的酸压措施达到改善近井地带的渗流条件和增产的目的，效果是非常好的。同时，对地层产生伤害或受到污染的7口井进行了研究，综合考虑这些井的地质条件和生产动态，提出了进行储层二次改造建议。

表3 中部气田污染井评价表

井号	测试日期	压力恢复时间(h)	试井类型	表皮系数	改造效果评价
S93	1993-06-25	990	修正等时试井	4.60	污染
S121	2000-09-09	45	压力恢复试井	0	污染
S77	2002-03-24	45	压力恢复试井	2.00	污染
G39-9	2002-04-02	44	压力恢复试井	5.00	污染
G10-9	2002-03-13	40	压力恢复试井	0.05	污染
G23-18	2003-04-01	40	压力恢复试井	2.20	污染
G9-18	2004-03-09	40	压力恢复试井	2.91	污染

5 邻井干扰

目前，中部气田已钻井约1000口。其中，气田开发区内共有各类探井、评价井、生产井600余口。统计开发区内气井平均井距约为3.2km，相对较大。由于井距较大，井间干扰现象较少。根据64口测试井的生产动态，结合试井分析研究发现，除5口井(陕17、G12-5、G34-2、G18-9和G23-2)具有明显的邻井干扰特征外，多数井(占分析总井数的92.2%)未表现出受到干扰的迹象，这说明本区气井有一定的加密潜力。

陕17井的双对数分析图(图4)中实测压力导数曲线在压力恢复的晚期急剧下掉，分析形成该现象的原因在理论上，一是定压边界，二是圆形或矩形封闭边界。但研究该井的压力恢复历史数据发现关井恢复到500h之后压力不升反降，因此，确定这是由于邻井生产造成的。这样的井还有G12-5、G34-2、G18-9和G23-2等，这种不稳定晚期受到邻井干扰的情况基本得到了证实。

6 结束语

试井已成为人们认识油气藏的重要手段，试井所反映的储层动态特征可谓钻探、开发及制订增产措施提供了依据。中部气田64井次试井资料的解释与分析表明，该区储层为单一介质储层(93.7%)，双孔介质不发育；气藏为复合型气藏(59.4%)，均质模型较少；渗流边界主要有开口或平行边界两种，与沟槽分布一致；气井酸化压裂效比较理想，89.1%的井无污染；邻井干扰少(7.8%)，有一定加密潜力；这些认识的取得为气田的深入开发实践和提高气田高效开发水平提供了有益的参考。

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(本文作者：代金友刘广峰何顺利王少军中国石油大学石油工程教育部重点实验室北京)