(烏魯木齊830011，新興石油公司西北石油局規劃設計院)
高孔低滲氣藏由於其成因的特殊性，在中國乃至世界上都很少見。因此，對此類氣藏的產能特征知之甚少。根據巴什托小海子組氣藏的試生產和測試資料，分析了該氣田氣井產能和生產指標的變化規律，總結出該類氣藏能量充足，遞減快，產能低，儲量難以開采的問題。通過對MK1井酸壓前後測試數據的分析，認為該氣田酸壓改造對提高氣井產能效果不明顯。從儲層的成因特征解釋了異常情況，說明這種高孔低滲氣藏的開發只要進行酸壓並不能大幅度提高產能，而主要取決於儲層的孔隙結構特征。
高孔低滲酸壓測試；產能
1前言
巴什托小海子組氣藏是發現於1992的位於巴什托構造的壹個小型氣田。自發現以來，已經鉆了幾口井來評估和測試生產。該氣藏的儲層物性具有典型的“高孔低滲”特征。這種類型的氣藏在國內外都不多見，以砂巖儲層居多，巴什托小海子組以白雲巖為儲層的高壓氣藏更為罕見。由於其特殊的地質特征，該氣藏具有不同於其他氣藏的動態特征。因此，分析總結該氣藏試采動態特征，不僅可以豐富我們的開發經驗，還可以提高我們對氣藏特征的認識能力和分析方法，為今後更好地確定氣藏開發措施奠定基礎。通過對該氣藏酸壓改造效果的分析，可以使我們對氣藏的地質特征有更深刻的認識，同時更新氣藏酸壓改造的壹些觀點，提高認識。
2氣藏的基本地質特征
2.1儲層物性主要特征隋文帝等，新疆塔裏木盆地巴什托氣田開發可行性研究，1999.8，西北石油局規劃設計研究院。
巴什托小海子組氣藏儲層巖性為泥晶和微晶白雲巖，含少量方解石。白雲石平均含量為94.7%，主要儲集空間為微晶孔隙和少量的小印模孔隙。微晶孔隙形成於泥晶白雲巖之間，壹般小於5μm，也有少量小裂縫。由於粒間孔隙發育，儲層孔隙度很高，分布頻率範圍集中，區間值為21.78% ~ 30.3%，平均值為26.66%。滲透率較低，平均值為11.78×10-3 μm 2。分布頻率集中，孔徑和喉道較細，孔喉半徑為0.93 ~ 1.11微米..總的來說，儲層均質性強，巖性和物性橫向變化小，儲層厚度在2.3-2.7m之間，分布穩定。
2.2流體特性
完井測試和試采獲得的流體資料表明，氣藏產出的流體為天然氣和凝析油，其中以天然氣為主，凝析油含量很低。天然氣中非烴氣含量高，主要是氮氣，平均為22.49%；甲烷含量為60.8% ~ 64.0%，平均相對密度為0.7562，具有低甲烷、高非烴含量的特征。凝析油具有原油密度低、粘度低、含硫低、含蠟低、非烴含量低、含鹽量高的特點。
2.3氣藏類型和驅動能量
根據三口井的壓力資料，氣藏的地層壓力系數為1.51，屬於異常高壓。兩口井測試無水，1井測試產量僅含少量水，相對穩定。因此，從地質成藏角度，認為氣藏被滲透性極差的巖石所包圍，導致異常高壓，氣藏封閉性好。氣藏的驅動類型有彈性氣驅和弱彈性水驅，前者起著最重要的作用。
根據氣藏的構造、儲層、壓力、驅動類型和流體組成特征，可以確定巴什托小海子組上部油氣層氣藏類型為層狀低滲透多孔碳酸鹽巖和無油環彈性氣驅高壓凝析氣藏，簡稱低滲透氣驅高壓凝析氣藏。
3巴什托小海子組產能特征研究
3.1生產率分析
該氣藏三口井從1994到1999進行了四次不穩定測試。主要測試結果和試井解釋滲透率見表1。
表1巴什托小海子組氣藏測試結果表1巴什托小海子組氣藏測試結果表
根據表中數據，該氣藏有兩個突出特點:
(1)各井生產壓差普遍很大，有效滲透率很低，只有(0.15 ~ 2.06) × 10-3μ m2，屬於低-超低滲透氣藏。
(2)短時間的DST(測試)測得的產氣量遠低於長時間的常規測試測得的穩產產氣量，說明氣藏在開井短時間內產量高但不穩定，然後快速遞減是氣藏異常高壓造成的，穩產低與儲層滲透率低有關。
我們可以進壹步分析MK1井的系統測試數據，定量評價其產能。該井系統測試數據見表2。數據分別用二項式法和指數法擬合。擬合圖如圖1和圖2所示，擬合結果見表3。表中數據顯示兩種方法非常相似，相關性強的指數IPR曲線如圖3所示。
根據IPR曲線，該氣藏氣井產能具有以下特點:
表2 MK 1井系統測試數據
表3產能方程擬合結果表2 MK 1井系統測試數據表3產能方程模擬結果
圖1二項式產能方程擬合圖圖1二項式產能模擬圖
達西的流段很長。在產量為30000 ~ 35000 m3/d之前，曲線幾乎呈線性，表明氣體滲流以達西流為主，向非達西流過渡的顯著拐點在40000 m3/d之後，與無阻流量非常接近。也就是說，在氣井生產壓差小於35 ~ 40 MPa之前，氣體滲流遵循達西定律。眾所周知，由於氣體粘度低，流速快，摩擦阻力成為主要的流動阻力之壹，不符合達西定律。相反，這種氣藏只有在產量接近無阻流量時才進入非達西流段，無阻流量也很低。原因是儲層滲透率極低。這類氣藏的合理產量可以定在1/2甚至高於無阻流量。3.2生產特征
圖2指數生產方程擬合圖圖2指數生產方程模擬圖
圖3m 10井IPR曲線。
MK2井從1996 10測試到1997 12。圖4顯示了該井的試采曲線。在試生產的前兩個月，產量遞減較快，這是由於生產初期的壓降傳遞處於無限非穩態階段。從整體生產情況來看，該井產量和井口壓力有異常變化。主要有以下幾點:
(1)投產初期用4mm油嘴替換5mm油嘴後，井口壓力不升反降。
(2)井口壓力在1997的2月下降到4 MPa左右時趨於穩定，然後在12的5月和2月分別出現兩個臺階突然下降。伴隨著這兩步，產油量也迅速下降，在這兩步之間產量和壓力相對穩定。
(3)該井產量和壓力數據遠低於6月1995完井測試數據。
圖4 mk2井試生產曲線圖3m 10井IPR曲線圖4 mk2井生產曲線。
這些異常表明了該氣藏壹個明顯的生產特征:由於氣藏異常高壓和低滲透率，氣井生產初期產量和壓力不穩定，呈快速下降趨勢。初始產量遠高於穩定後的產量，甚至高於明流。但在實際生產中，當節流器放大到壹定程度時，將無法放大壓差，產氣量將穩定在較低水平。這壹現象告訴我們，在評價這類氣井的產能時，不能簡單地采用常規的計算分析方法，而要綜合考慮氣藏的壓力和儲層特征，正確分析無阻流量所代表的意義，從而確定合理產量，不受壹般理論標準的束縛。
巴什托小海子組氣藏酸壓特征
考慮到該氣藏高孔隙度的特點，並參考其他氣田的經驗，分析認為該氣藏酸壓後效果會更好，預計單井產量將提高4倍以上。因此，對麥10井進行酸壓改造。酸壓前後生產指標對比見表4。
表4 MK 1井酸壓前後生產指標對比表4 MK 1井酸壓前後生產定額對比
從表中數據可以看出，實際酸壓效果比預期差很多，相同生產壓差下酸壓後產氣量提高了約1.5倍。酸壓前後生產壓差變化較大。4mm噴嘴壓差下降76% (23.42 MPa)，5 mm噴嘴壓差下降66.86%(28.0MPa)。而對應的產氣量變化較小，因此該井酸壓後的產氣指數有所提高，說明酸壓對儲層有所改善。同時註意到，當油嘴擴大到6 mm時，壓力和采油指數會大幅度下降，雖然比酸壓前有所改善，但也說明酸壓範圍有限，能量供應跟不上。
分析表明，該氣藏酸壓效果比預期差的原因是由於儲層的特殊性。如前所述，氣藏主要由微晶孔隙形成，孔隙很小，只有少數印象孔隙較大。而且決定儲層滲透率的孔喉直徑也很小，只有幾條微小的裂縫起連接作用。因此，即使壹些裂縫是由酸壓引起的，但由於孔徑小、喉道窄，仍然無法更有效地向裂縫提供流體。同時，雖然儲層孔隙度很高，但由於沒有大直徑孔隙，酸壓裂縫範圍有限，能量供應無法持續。這種情況告訴我們，在開發規劃和產能預測中，應分析油藏的具體地質特征，而不應照搬壹般的理論標準。
5主要結論和理解
(1)“高孔低滲”高壓氣藏的初期產量與穩產有很大差別。前者可以比後者高出近壹個數量級，所以需要綜合分析各種測試生產。
(2)該類氣藏的穩定試采和無阻流量低，甚至低於完井試采，生產壓差很大。其合理產量可達無阻流量的1/2以上，對采收率影響不大。
(3)孔隙類型主要為白雲巖粒間孔隙的“高孔低滲”高壓氣藏的酸壓儲層改造，由於其特殊的地質成因，並不像壹般理論和經驗所說的那樣有效，僅有高孔隙度是不夠的，仍需分析其在某壹區塊是否發育較多。
參考
剛林琴編輯。氣藏開發應用的基本技術方法。北京:石油工業出版社，1997。
[2]楊傳東。采氣工程。北京:石油工業出版社，1997.3。
高孔低滲白雲巖地層氣藏產能研究
楊李毅勇
(烏魯木齊西北石油地質局規劃設計研究院830011)
文摘:由於儲層成因的特殊性，高孔低滲氣藏非常獨特。對氣藏產能的診斷認識也很少。作者利用巴什托小海子組的試采和測試資料，分析了氣井產能和氣田創新指數的變化規律，總結出氣藏能量充足，但產氣量下降較快，從而造成產能偏低，儲量動用困難的問題。通過對MK1井眼酸化和壓裂前後測試資料的分析，認為酸化和壓裂對提高氣田氣井產能的影響不明顯，並從儲層成因的特殊性上進壹步解釋了這壹奇異現象。所有高孔隙度低滲透率氣藏的開采都不能如某些文獻所解釋的那樣，僅僅通過酸化和壓裂改造地層來提高產能，而主要取決於儲層的孔隙結構特征。
關鍵詞:高孔隙度低滲透率產能