火山岩油气藏开发研究进展

王锦文，屈亚光，薛钊

（1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2.河北华北油田友信勘探开发服务有限公司，河北 任丘 062552）

随着石油勘探开发相关技术的不断发展，世界各个地方先后发现新的火山岩裂缝油藏，人们对于这类特殊的油藏也越来越关注。现阶段探明的火山岩油藏，分布30 多个国家，共计300 多个火山岩油气藏，如墨西哥的 Fubero 油气藏、阿根廷的Pampa-Palau 油气藏、日本的吉京-东琦气藏等。在我国，先后在二连、渤海湾、黄沙坨、准噶尔等地发现了大量火山岩油气储层，虽然取得了不错的成就，但是火山岩油藏比较复杂，初始产量高但是递减速度很快。关于火山岩油气藏的勘探在国外已有120年的历史，而我国在勘探开发技术方面还不够完善，对此类油气藏的系统研究也相当对缺乏，正因如此，火山岩油藏在我国具有相当的潜力和开发前景。

1 火山岩的岩性识别方法

1.1 利用测井资料识别

陈建文等的研究表明，对测井资料的多种图版进行研究，是认识火山岩岩性的简单有效的办法。首先通过取芯井段、薄片鉴定及相关的录井资料来研究层段的火山岩类型，做出不同种类的测井曲线交会图版，在图版上找出各岩性的差异，通过建立相应的参数识别方程，来对火山岩岩性进行识别[1]。这里需要注意的是，不同地区，其火山岩岩性差异巨大，所以对于不同地区的火山岩，要对其编织出适合的岩性交会图版，这样才能更好地解决该地区的实际问题。

1.2 元素俘获能谱测井

元素俘获谱测井仪（ECS），是由BGO 晶体探测器、AmBe 中子源、光电倍增管及高压放大电子线路所构成，其原理是通过AmBe 中子源向底层发射4 MeV 的快中子，诱发地层发生非弹性散射反应，同时释放伽马射线，经过多次散射中子减速形成热中子，热中子被俘获产生元素的特征俘获伽马射线，元素通过释放伽马射线回到初始状态，用BGO 晶体探测器探测并记录这些非弹性散射伽马能谱和俘获伽马能谱，再通过对非弹性伽马谱的解谱，就可以得到Ca、O、Si、C 等主要造岩元素所含的量，之后通过相应的氧化物闭合模型技术[2]，就可以得到地层矿物的百分比含量，对于未测量的AI、Mg、Na 等元素，则通过闭合标准化将它们和测量到的元素进行联系匹配，进而由各种元素的丰度或浓度得到黏土矿物、石英、黄铁矿、云母等含量。ESC 资料能够直观、准确地评价岩性，且操作简单方便，当用ESC 资料结合其他测井资料时，能够较为准确地测定储层孔隙度，并且有效确定流体性质，ESC 针对那些组成差异明显但是结构、构造、颜色差异不大的岩石岩性具有非常好的识别效果，并且其在工程和地质领域上，也发挥着重要的作用。

1.3 神经网络技术

潘拓[3]等通过BP 神经网络，在准克尔盆地进行了相应的火山岩岩性识别，准确地得到了岩性数据，有效解决了当地研究区测井识别岩性的问题。神经网络识别包括BP 网络和SOM 网络。如果有较多的火山岩资料时，可以用BP 神经网络，其原理是通过误差的正向传播与信号的逆向传播对各层权矩阵不断修改，而这不断修改的过程，也就是网络不断识别的过程，并且一直进行直到误差减少至可接受的范围或者到设定的学习次数为止[4]。SOM 则是在火山岩资料较少时，能够获得不错识别率的另一种网络方法，其原理是通过对输入模式的不断学习，找出各个输入模式中的特征，对其进行归纳总结。

此外还有模糊数学法、测井数据对应分析法等，但是考虑到各个地区的火山岩差异较大，任何一种识别方法都有其自身的适应性和局限性，所以应该结合实际采用多种方法对其进行识别，这样才能对火山岩岩性具有一个清楚的认识。

2 储层裂缝预测

2.1 地震预测方法

地震预测的方法能覆盖更广的范围，探测更深的地层，因此在实际应用中也是最多的。地震资料因为分辨率的原因，无法准确、全面地获取裂缝相关参数，但是对于尺度相对较大裂缝能够有效地进行识别和预测[5]。地震预测方法有很多，根据采集和处理要求的不同，可以选用不同的方法。

2.1.1 横波分裂检测法

Granmpim 经过无数次的研究与实验，证明了横波分裂是普遍存在的。在不同性质介质中，当裂缝发育方向跟横波偏振方向发生斜交时，会产生垂直裂缝方向和平行裂缝方向这两个分量，垂直方向的分量即横波分量速度较慢（慢横波VS1），平行方向分量横波分量较快（快横波VS2），这样的现象就称为横波分裂现象[6]，如图1 所示。

图1 横波分裂示意图

不同的裂缝属性（方向、填充类型和密度）、发育程度会导致VS1 和VS2 产生差异，所以，可以根据VS1 和VS2 的区别程度从而获取裂缝的相关参数（方位、发育程度和有效性）。当不同性质介质层位复杂且方位角出现差异时，横波分裂相关资料的收集和使用都会变得较为复杂，且此方法成本较高，导致相关应用和技术发展较慢[7]。

2.1.2 多波多分量地震检测方法

现阶段大部分是通过纵波震源启动，地震资料采集仪获取转换波，转换波相比较于横波，其勘探深度更深，信噪比更高，频带更宽，将所得数据加工处理后能够得到转换横波和纵波相关参数，这些数据能够很好地反映储层特性、裂缝信息和地下流体相关特性[8]。多波多分量地震检测法相比较一般纵波勘探，其对数据的要求更高，所以相应成本会更高。

2.2 地质类比方法

首先将地质露头裂缝和岩心进行分析、描述，然后编制相关图件（如玫瑰花图、等密度图）来研究优势方位，这种方式分析裂缝有效且直接，对不同种类和成因的裂缝都能适用[9]。尽量选择与实验区域地质特性类似的野外露头地带，探究裂缝发育规律，将露头区研究的裂缝规律应用在覆盖区裂缝上。此方法要求对露头区和实验区的构造性、构成演化史及岩石力学有相当的研究，所以应尽量选用具有相同构造的地区内的单元。

2.3 井壁成像测井

井壁成像测井技术能将裂缝通过高分辨率以二维图像呈现出来，这样既能够判断裂缝发育层区、确定裂缝类型，又可以对裂缝相关参数进行定量测算[10]，这对于储层裂缝的确定和后期开发能够提供很好的指导效果。对于低渗透致密储层和岩性复杂的储层，成像测井技术能够有效地对其进行评估，且能够解决薄互层、薄层识别相关的难题。正是因为其高精度、高分辨率，这也导致了其成本很高，无法覆盖整个地区，因此在实际生产中需要通过钻井岩心和成像测井数据对常规测井数据完成相应刻度，这样才能够更好地确定和预测裂缝。

2.4 DFN 模型裂缝建模新技术

离散裂缝网络（DFN）模型是将三维空间中不同裂缝片构成裂缝网格集团从而实现整体的裂缝模型，将裂缝系统从几何形态发展到渗流行为的精确真实描述，如图2 所示。

图2 DFN 离散裂缝网络模型

这种三维的裂缝储层模型不仅能够很好地反映裂缝的发育规律，也能满足实际生产需求，它是通过将各类裂缝资料（钻井、示踪剂、测井、地应力等等）由相应地质统计学建模而成，因为其约束条件较多，所以其更能反映实际状况[11]。但是这种方法同样存在许多问题，例如裂缝自身的随机性，导致裂缝的方位、密度很难确定，同时建模也会因为人为因素产生误差。

此外还有常规测井法、叠前地震数据体（AVO）分析法、古构造应力场数值模拟预测裂缝等，不同裂缝预测方法适用于不同情况，实际操作中要根据裂缝类型、主控因素和成因选用适合的预测法，结合使用多种方法来满足勘探需要。

3 火山岩油藏的开发

3.1 井网部署

火山岩油藏储层横向变化快，连通性差，单井产能差异大。如果产能规模较大，一般选用稀井网、井距大的模式，其单井配产过高，且能保持的稳定时间很短，总体采出程度较低。因此，这类油藏一般不采用“稀井高产”的井网部署模式[12]。

在开发火山岩油藏时，对于认识程度较为欠缺的油藏，采用“一次成型”的井网部署方式存在很大的风险。为了更好的开发效益，并且尽可能降低开发风险，应采取“边开发、边评价、井间逐次加密、井网多次成型”的井网部署方式[11]。在全局部署的原则下，根据现有的地质条件，优先部署具备区块评价性质、稀疏的基础井网。通过不断追踪研究，循序渐进地对井网进行加密部署，使井网多次成型，这样既能有效降低开发风险，又能不断井间加密从而保持相对稳产。

3.2 火山岩油藏的注水开发

世界各地大部分火山岩油藏自身的天然能量严重匮乏，通常情况下油田初期采取衰竭方式开采，其压力、产量下降迅速，需要人为补充地层能量[13]。但是，注水补充地层能量发生水淹的风险很大，采用注水开发的火山岩油藏的成功率不高，且注水效果也相对较差，所以对于注水开采火山岩油藏，需要谨慎对待。分析火山岩油藏注水效果差的原因：对于油水井之间发育连通好的裂缝，注水会迅速导致水窜水淹；裂缝发育但连通较差的，注入水会在油井处压力逐渐降低，同时注水井与采油井之间的压力差也会逐渐增大（例如转抽后），此时就出现微裂缝破裂导通，导致油井快速水淹；对于裂缝不发育的，不管如何注水，生产井都不会有任何注水反映。但不能因此否定火山岩油藏的注水开发方式，事实证明，只要采用适合的注水方式、注水时机、注采比及注水周期[14]（例如间断注水）等，火山岩油藏注水开发仍是一个比较有效改善开发效果、提升开发水平的方法。下边以黄沙坨油田为例进行说明[15]。

1）调整注采比，通过将小10-16、小18-26 两个井组的注采比由原来的1.5 调整至1.2，日配注水量由294 m3调整至135 m3，调整后的井组，含水量稳定且上升速度得到控制，有效缓解了底水的锥进。

2）调整生产井，调整注水流向。将4 口高含水油井（小10-14、小13-10、小15-27、小23）采用间关间，同时将先前关井的小16-30 开井生产，注水波及体积扩大，注入水的地下渗流方向改变。通过压力监测和示踪剂监测显示，此举有效恢复了地层压力，由注水前的 17.9 MPa 上升至现在的21.2 MPa，接近油藏饱和压力。

3.3 火山岩油藏的注气开发

1976年，伊朗开始对Haft-Kel 裂缝性油藏实施注气开发，注水后油水界面高度快速下降，注水时期的采收率为16%，注气后采收率升至32%，注气开发使得原油采收率大幅提升。常规的注水开发火山岩油藏，因为其储层具有强非均质性，导致稳产期短、递减速度快、水窜水淹严重[16]，一次实际开发中开发效果不理想，采收率较低，所以人们开始对注气开发进行相关研究[17]。影响注气开发效果的因素有储层倾斜角、原油黏度、储层非均质性、油藏压力和温度。现阶段只要有二氧化碳、烃气、氮气及水4 种注入介质[18]，经过相关实验表明，二氧化碳的开发效果要优于烃气和氮气。同时需要考虑注气的位置（底部、中部、顶部），选用适合的注气量和注入速度，注气的方式有脉冲注气和连续注气[19]。

3.4 火山岩油藏的泡沫开发

王璐[20]等设计了两种泡沫配方体系SD-4、SD-5，有效解决了大庆外围低渗透油田所发生的严重气窜，并且泡沫有效地改善了吸气剖面，使得平均日产油由原来的1.2 t 上升至1.8 t，且产量稳定，油井产物中的CO2含量和汽油比都大幅降低。氮气泡沫因为其具有高黏度可供选择地对目标高渗层进行封堵，现已成为一种新兴采油技术。通过注入起泡剂，产生大量氮气的同时，不仅可以保证地层压力的充足，还能有效减缓底水的锥进，控制油井含水率。起泡剂的种类有PCS、HZ-1、ABS 等，不同种类起泡剂气泡能力和稳泡能力都有所不同，要根据实际情况选用不同的起泡剂，例如温度较高时，ABS 相比较HZ-1 表现的更好[21]，而当温度达到90 ℃时，HZ-1 的稳泡时间时间更长。不同的起泡剂的耐盐性也有所差别，在高矿化度的情况下，PCS和ABS 稳泡性较差，通常选用能保持较长半析水期且较大气泡体积的HZ-1。

4 结 论

火山岩的组成成分、构造、结构非常复杂，且相关薄片资料及元素测井资料不全，想要对其充分认识难度较大，这也是当前火山岩研究中的重点和难点，可以利用测井资料识别、元素俘获能谱测井、神经网络技术，此外还有模糊数学法、测井数据对应分析法等进行研究，但是考虑到各个地区的火山岩差异较大，任何一种识别方法都有其自身的适应性和局限性，所以应该结合实际采用多种方法对其进行识别，这样才能对火山岩岩性具有一个清楚的认识。

火山岩油藏从认识到开发，时间较短，开发难度较大，目前火山岩油藏开发初期主要采用衰竭方式开采，其压力、产量下降迅速，需要人为补充地层能量。但是，注水补充地层能量发生水淹的风险很大，采用注水开发的火山岩油藏的成功率不高，且注水效果也相对较差。只要采用适合的注水方式、注水时机、注采比及注水周期（例如间断注水）等，火山岩油藏注水开发仍是一个比较有效改善开发效果、提升开发水平的方法，具体做法如下。

1）利用现有的资料，对油藏初期的开采进行精细的描述，研究油藏的非达西渗流规律。

2）尽可能地用多种方法来选择合理产量，减少水窜水淹的发生，将产量和稳产年限尽量保持较好的平衡。

3）及时追踪油井动态数据，进行及时的注水调整、不同区域间的变化注采、改变注水流的方向，对间断注水地域探究合理的规律。

4）保持现有的稳定注水实验井组，积极开发非稳定井组，这样能够对注水效果有更好的认识，进而获得合理的注采比，确定注水方式。

对于油藏裂缝的预测，地质类比法是最直观、有效的方法，可以定量地计算裂缝参数，但与实际油田开发的需求有所差距，需尽量在相似区域内的构造单元进行裂缝预测。成像测井技术能够有效地对其进行评估，且能够解决薄互层、薄层识别相关的难题。正是因为其高精度、高分辨率，这也导致了其成本很高，无法覆盖整个地区，因此在实际生产中需要通过钻井岩心和成像测井数据对常规测井数据完成相应刻度。地震预测法覆盖空间广，勘探深度足，缺点是分辨率较低，预测数据具有多解性，无法精确获得裂缝数据。