高孔低渗白云岩气藏产能评价研究——以巴什托气田为例
(乌鲁木齐830011，新兴石油公司西北石油局规划设计院)
高孔低渗气藏由于其成因的特殊性，在中国乃至世界上都很少见。因此，对此类气藏的产能特征知之甚少。根据巴什托小海子组气藏的试生产和测试资料，分析了该气田气井产能和生产指标的变化规律，总结出该类气藏能量充足，递减快，产能低，储量难以开采的问题。通过对MK1井酸压前后测试数据的分析，认为该气田酸压改造对提高气井产能效果不明显。从储层的成因特征解释了异常情况，说明这种高孔低渗气藏的开发只要进行酸压并不能大幅度提高产能，而主要取决于储层的孔隙结构特征。
高孔低渗酸压测试；产能
1前言
巴什托小海子组气藏是发现于1992的位于巴什托构造的一个小型气田。自发现以来，已经钻了几口井来评估和测试生产。该气藏的储层物性具有典型的“高孔低渗”特征。这种类型的气藏在国内外都不多见，以砂岩储层居多，巴什托小海子组以白云岩为储层的高压气藏更为罕见。由于其特殊的地质特征，该气藏具有不同于其他气藏的动态特征。因此，分析总结该气藏试采动态特征，不仅可以丰富我们的开发经验，还可以提高我们对气藏特征的认识能力和分析方法，为今后更好地确定气藏开发措施奠定基础。通过对该气藏酸压改造效果的分析，可以使我们对气藏的地质特征有更深刻的认识，同时更新气藏酸压改造的一些观点，提高认识。
2气藏的基本地质特征
2.1储层物性主要特征隋文帝等，新疆塔里木盆地巴什托气田开发可行性研究，1999.8，西北石油局规划设计研究院。
巴什托小海子组气藏储层岩性为泥晶和微晶白云岩，含少量方解石。白云石平均含量为94.7%，主要储集空间为微晶孔隙和少量的小印模孔隙。微晶孔隙形成于泥晶白云岩之间，一般小于5μm，也有少量小裂缝。由于粒间孔隙发育，储层孔隙度很高，分布频率范围集中，区间值为21.78% ~ 30.3%，平均值为26.66%。渗透率较低，平均值为11.78×10-3 μm 2。分布频率集中，孔径和喉道较细，孔喉半径为0.93 ~ 1.11微米..总的来说，储层均质性强，岩性和物性横向变化小，储层厚度在2.3-2.7m之间，分布稳定。
2.2流体特性
完井测试和试采获得的流体资料表明，气藏产出的流体为天然气和凝析油，其中以天然气为主，凝析油含量很低。天然气中非烃气含量高，主要是氮气，平均为22.49%；甲烷含量为60.8% ~ 64.0%，平均相对密度为0.7562，具有低甲烷、高非烃含量的特征。凝析油具有原油密度低、粘度低、含硫低、含蜡低、非烃含量低、含盐量高的特点。
2.3气藏类型和驱动能量
根据三口井的压力资料，气藏的地层压力系数为1.51，属于异常高压。两口井测试无水，1井测试产量仅含少量水，相对稳定。因此，从地质成藏角度，认为气藏被渗透性极差的岩石所包围，导致异常高压，气藏封闭性好。气藏的驱动类型有弹性气驱和弱弹性水驱，前者起着最重要的作用。
根据气藏的构造、储层、压力、驱动类型和流体组成特征，可以确定巴什托小海子组上部油气层气藏类型为层状低渗透多孔碳酸盐岩和无油环弹性气驱高压凝析气藏，简称低渗透气驱高压凝析气藏。
3巴什托小海子组产能特征研究
3.1生产率分析
该气藏三口井从1994到1999进行了四次不稳定测试。主要测试结果和试井解释渗透率见表1。
表1巴什托小海子组气藏测试结果表1巴什托小海子组气藏测试结果表
根据表中数据，该气藏有两个突出特点:
(1)各井生产压差普遍很大，有效渗透率很低，只有(0.15 ~ 2.06) × 10-3μ m2，属于低-超低渗透气藏。
(2)短时间的DST(测试)测得的产气量远低于长时间的常规测试测得的稳产产气量，说明气藏在开井短时间内产量高但不稳定，然后快速递减是气藏异常高压造成的，稳产低与储层渗透率低有关。
我们可以进一步分析MK1井的系统测试数据，定量评价其产能。该井系统测试数据见表2。数据分别用二项式法和指数法拟合。拟合图如图1和图2所示，拟合结果见表3。表中数据显示两种方法非常相似，相关性强的指数IPR曲线如图3所示。
根据IPR曲线，该气藏气井产能具有以下特点:
表2 MK 1井系统测试数据
表3产能方程拟合结果表2 MK 1井系统测试数据表3产能方程模拟结果
图1二项式产能方程拟合图图1二项式产能模拟图
达西的流段很长。在产量为30000 ~ 35000 m3/d之前，曲线几乎呈线性，表明气体渗流以达西流为主，向非达西流过渡的显著拐点在40000 m3/d之后，与无阻流量非常接近。也就是说，在气井生产压差小于35 ~ 40 MPa之前，气体渗流遵循达西定律。众所周知，由于气体粘度低，流速快，摩擦阻力成为主要的流动阻力之一，不符合达西定律。相反，这种气藏只有在产量接近无阻流量时才进入非达西流段，无阻流量也很低。原因是储层渗透率极低。这类气藏的合理产量可以定在1/2甚至高于无阻流量。3.2生产特征
图2指数生产方程拟合图图2指数生产方程模拟图
图3m 10井IPR曲线。
MK2井从1996 10测试到1997 12。图4显示了该井的试采曲线。在试生产的前两个月，产量递减较快，这是由于生产初期的压降传递处于无限非稳态阶段。从整体生产情况来看，该井产量和井口压力有异常变化。主要有以下几点:
(1)投产初期用4mm油嘴替换5mm油嘴后，井口压力不升反降。
(2)井口压力在1997的2月下降到4 MPa左右时趋于稳定，然后在12的5月和2月分别出现两个台阶突然下降。伴随着这两步，产油量也迅速下降，在这两步之间产量和压力相对稳定。
(3)该井产量和压力数据远低于6月1995完井测试数据。
图4 mk2井试生产曲线图3m 10井IPR曲线图4 mk2井生产曲线。
这些异常表明了该气藏一个明显的生产特征:由于气藏异常高压和低渗透率，气井生产初期产量和压力不稳定，呈快速下降趋势。初始产量远高于稳定后的产量，甚至高于明流。但在实际生产中，当节流器放大到一定程度时，将无法放大压差，产气量将稳定在较低水平。这一现象告诉我们，在评价这类气井的产能时，不能简单地采用常规的计算分析方法，而要综合考虑气藏的压力和储层特征，正确分析无阻流量所代表的意义，从而确定合理产量，不受一般理论标准的束缚。
巴什托小海子组气藏酸压特征
考虑到该气藏高孔隙度的特点，并参考其他气田的经验，分析认为该气藏酸压后效果会更好，预计单井产量将提高4倍以上。因此，对麦10井进行酸压改造。酸压前后生产指标对比见表4。
表4 MK 1井酸压前后生产指标对比表4 MK 1井酸压前后生产定额对比
从表中数据可以看出，实际酸压效果比预期差很多，相同生产压差下酸压后产气量提高了约1.5倍。酸压前后生产压差变化较大。4mm喷嘴压差下降76% (23.42 MPa)，5 mm喷嘴压差下降66.86%(28.0MPa)。而对应的产气量变化较小，因此该井酸压后的产气指数有所提高，说明酸压对储层有所改善。同时注意到，当油嘴扩大到6 mm时，压力和采油指数会大幅度下降，虽然比酸压前有所改善，但也说明酸压范围有限，能量供应跟不上。
分析表明，该气藏酸压效果比预期差的原因是由于储层的特殊性。如前所述，气藏主要由微晶孔隙形成，孔隙很小，只有少数印象孔隙较大。而且决定储层渗透率的孔喉直径也很小，只有几条微小的裂缝起连接作用。因此，即使一些裂缝是由酸压引起的，但由于孔径小、喉道窄，仍然无法更有效地向裂缝提供流体。同时，虽然储层孔隙度很高，但由于没有大直径孔隙，酸压裂缝范围有限，能量供应无法持续。这种情况告诉我们，在开发规划和产能预测中，应分析油藏的具体地质特征，而不应照搬一般的理论标准。
5主要结论和理解
(1)“高孔低渗”高压气藏的初期产量与稳产有很大差别。前者可以比后者高出近一个数量级，所以需要综合分析各种测试生产。
(2)该类气藏的稳定试采和无阻流量低，甚至低于完井试采，生产压差很大。其合理产量可达无阻流量的1/2以上，对采收率影响不大。
(3)孔隙类型主要为白云岩粒间孔隙的“高孔低渗”高压气藏的酸压储层改造，由于其特殊的地质成因，并不像一般理论和经验所说的那样有效，仅有高孔隙度是不够的，仍需分析其在某一区块是否发育较多。
参考
刚林琴编辑。气藏开发应用的基本技术方法。北京:石油工业出版社，1997。
[2]杨传东。采气工程。北京:石油工业出版社，1997.3。
高孔低渗白云岩地层气藏产能研究
杨李毅勇
(乌鲁木齐西北石油地质局规划设计研究院830011)
文摘:由于储层成因的特殊性，高孔低渗气藏非常独特。对气藏产能的诊断认识也很少。作者利用巴什托小海子组的试采和测试资料，分析了气井产能和气田创新指数的变化规律，总结出气藏能量充足，但产气量下降较快，从而造成产能偏低，储量动用困难的问题。通过对MK1井眼酸化和压裂前后测试资料的分析，认为酸化和压裂对提高气田气井产能的影响不明显，并从储层成因的特殊性上进一步解释了这一奇异现象。所有高孔隙度低渗透率气藏的开采都不能如某些文献所解释的那样，仅仅通过酸化和压裂改造地层来提高产能，而主要取决于储层的孔隙结构特征。
关键词:高孔隙度低渗透率产能