川西北部超深层栖霞组气藏试采特征分析

罗 静，朱遂珲，万亭宇，冉丽君，张楚越，吴 丽

（中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油 621741）

近年来，四川盆地发现一批规模巨大的碳酸盐岩气藏，勘探开发前景较好。川西北部超深层碳酸盐岩勘探也获得了发现，具有规模上产的潜力。文中分析了川西北部SYS区块栖霞组超深层碳酸盐岩气藏试采特征及试采存在问题，为下步增储上产及开发方案编制提供技术支撑。

1 栖霞组气藏概况

1.1 勘探简况

川西北部超深层栖霞组气藏自2014年St1井测试产气87.61×104m3/d之后，开展了五轮地震采集工作。2018年优选面积334.0 km2的SYS三维工区为试采区，目前完钻井17口，测试井13口，获工业气井12口，累计测试产气690.02×104m3/d；生产井7口，日产气192.00×104m3，日产水86.00 m3。

1.2 试采区地质特征

SYS区块栖霞组断层发育且延伸较远，构造成排成带分布；以台地边缘相为主，高能滩发育且分布稳定，滩体垂厚34.0～60.0 m，横向连续性好；储集岩主要为晶粒白云岩和残余砂屑白云岩；储集空间主要为孔隙和溶蚀孔洞；裂缝可以改善储层渗流能力，还具有储集作用。储层具有低孔、中–低渗特征；储集类型主要为裂缝–孔隙型；储层面积分布广，非均质性强，厚度变化大。

“不出意外的话，锦衣卫今天晚上就要开始盯阁老家里，所以请阁老千万不要轻举妄动，待我查探清楚之后，再想法子与阁老联系。”

1.3 试采区控制储量

SYS区块利用St1、St3、Sy001–1井等7口井成果，对ZB–SYS三维地震资料进行连片重新处理，并根据新的成果采用容积法计算该区块控制储量，St1井区控制储量约626.39×108m3，试采区控制储量533.93×108m3。

2 气藏试采特征

2.1 生产动态特征

试油期间，对12口气井进行同一海拔深度处（–6 416.7 m）的原始地层压力折算（图1），①、②号条带较③、④号条带压力略低。③、④号条带的St1、St3、St7、St8、Sy001–1、SyX133井原始地层压力在94.16～95.55 MPa，压力接近，说明这6口井具备连通的基础，进一步明确③、④号条带早期完钻井压力基本一致，④号条带Sy132井、SyX131井原始地层压力较低，分析认为是Sy001–1井生产引起的先期压降。①、②号条带的St10、St12、St101井地层压力低于主体区地层压力，在90.40～91.67 MPa。St18井位于试采区以南，该井原始地层压力与③、④条带同一海拔地层压力相当。区内储层分布较稳定，从气体组分来看，St9、St12井H2S含量较其他井高。因此，SYS构造栖霞组气藏整体连通关系不明确，但③、④条带存在连通的可能性[3–5]。

由于研究区气井试采时间短，累计产气量低，Sy001–1井组、St8、SyX133井采用压降法进行动态储量计算，区内未开展井下流压连续监测，无法采用弹性二项法计算，因此采用产量递减分析方法中的FMB计算气藏动态储量；因Sy001–1、Sy132井间有干扰，将其作为一个井组计算动态储量；因St12井油压存在波动，无法采用FMB计算动态储量，采用外推2.0 km确定含气面积，并用容积法计算动态储量。7口试采井动态储量和为170.15×108～257.43×108m3，与气藏实际生产相符[8–10]。

栖霞组取心结果显示，岩心溶蚀针孔发育，部分岩心溶洞较发育；可观测到构造缝，显微镜下见微裂缝，可有效改善储层渗流能力。该区岩心渗透率为0.001×10–3～11.540×10–3μm2，属于中–低渗裂缝–孔隙型储层。从试井解释结果看（表3），储层渗透率1.200×10–3～31.890×10–3μm2，气井普遍为视均质、多区复合，孔、洞、缝搭配较好，但储层具有一定的非均质性[6]；④号条带北部储层物性较好，往北储层物性变差，南端储层物性较好；③号条带储层物性整体比④号条带差。St1井与Sy001–1井Ⅰ区渗透率相当，说明两口井储层物性较好，且Sy001–1井从Ⅰ区至Ⅲ区储层渗透性逐渐变好，其Ⅲ区物性为Ⅰ区物性的3～5倍，因此该井稳产能力较好；St3井和St7井渗透率低，储层物性较差；Sy132、St8井储层物性较差，产能较低。

表1 SYS区块各井生产情况统计

（2）早期完钻井存在储层污染，生产过程中自我净化，生产情况逐渐变好。St12井栖霞组完井测试产气量27.12×104m3/d，该井二次完井时加入重晶石浆等工作液，二次完井测试产量22.11×104m3/d。该井投产初期配产14.00×104～18.00×104m3/d，油压缓慢下降，为摸索该井配产制度，将该井配产调至20.00×104m3/d，油压缓慢上升，分析认为St12井完井时储层污染较严重，随着生产，污物被带出，储层污染得以解除，生产情况变好。

从气井产能主控因素分析，气井无阻流量与产能系数、裂缝发育程度、储层孔隙度、渗透率具有很好的正相关性，与储层厚度也具有相关性，测试产量与累计用酸量也具有一定相关性，但相对较弱（图2）。

Sy001–1井与Sy132井动态储量和为94.85×108m3，根据两口井的储层厚度、含气饱和度、孔隙度计算井组井控半径3.62 km，采气速度为2.20%；SyX131井动态储量为（29.03～49.18）×108m3，井控半径为1.71 km，采气速度为8.52%；SyX131井、Sy001–1井与Sy132井存在先期压降，三口井合计动态储量为123.88×108m3，井组日产气138×104m3，采气速度为3.68%，高于方案设计采气速度1.85%，建议降低井组配产，按照井组动态储量平均值161.12×108m3、2%采气速度计算，井组日配产约100.0×104m3，由于SyX131井西边存在局部水体（即SyX133井水源），建议该井日配产降至60.0×104m3。

表2 SYS区块栖霞组气藏试采井水分析结果

2.2 连通关系

SYS区块栖霞组气藏通过近3年试采，表现出以下动态特征：

图1 双鱼石区块各井原始压力对比

2.3 渗流特征

[29] Jane Perlez, “Hostility from U.S. as China Lures Allies to New Bank,” The New York Times, March 20, 2015.

表3 SYS区块栖霞组气藏储层渗透率对比

2.4 气井产能特征

气藏测试获工业气井共12口，其中6口井采用“陈元千”一点法计算无阻流量，6口井（直井、斜井共4口，工艺井2口）开展产能试井，直井、斜井采用无阻流量计算结果比较可靠，工艺井因地层压力折算存在误差，采用无阻流量计算结果仅作参考[7]。从表4可以看出，栖霞组气藏气井产能存在井间差异，无阻流量3.27×104～316.23×104m3/d，平均110.70×104m3/d。

田陈煤矿选煤厂于1994年投产，采用一段浓缩、一段回收的煤泥水工艺流程，由于该流程存在的缺陷，使循环水浓度一直在180 g/L左右，生产处于精煤产率低、产品质量不稳定、生产管理难度较大的被动局面。2008年进行技术改造，采用了尾煤泥水两段浓缩、两段回收工艺流程。承担这个流程中四个作业的工艺设备，经工业性试验表明，均有良好的指标，确实起到了各司其职、相辅相成、承上启下的作用，实现了煤泥全部厂内回收、洗水良性闭路循环。尤其是煤泥水深度澄清工艺，改变了田陈煤矿选煤厂煤泥水浓度居高不下的历史，做到了清水选煤，取得了显著的经济和社会效益。

表4 SYS区块栖霞组气藏测试成果

采用SPSS 19.0软件对数据进行统计学分析，对伤椎高度、伤椎Cobb角、手术时间、住院时间、术中出血量、术后引流量等计量指标采用近似t检验，以P ＜ 0.05为差异有统计学意义。

图2 双鱼石栖霞组气藏气井无阻流量与储层参数关系

2.5 试采区动态储量

（1）各井早期均能稳定生产，单位油压降采气量差异大，试采效果不同。根据研究区内试采井日产气量、日产水量、油压下降速度及单位油压降采气量（表1）将其分为三类：一类井生产效果最好，超过方案预期，位于④条带构造高点，日产气量为44.26×104～64.76×104m3/d，单位油压降采气量最高，为2 332×104～2 514×104m3/MPa，油压下降速度相对较慢，为0.028～0.031 MPa/d，日产水量低，累产气量高；二类井生产效果低于一类井，日产气量18.66×104～20.21×104m3，单位油压降采气量较低，约800×104m3/MPa，因St12井随生产自我净化，目前油压较投产前生产油压高，生产油压逐渐趋于稳定，Sy132井位于④条带低部位，该井远井区物性差，因此配产低于方案设计；三类井生产效果差，均位于③条带，均产地层水，St8井、SyX133井产地层水之前，产量相对稳定，油压下降速度较快，为0.045～0.049 MPa/d，两井日产气量缓慢下降，日产水量缓慢上升，水气比逐渐上升，St3井处于产能恢复期，三口井试采效果低于方案设计。

3 试采存在问题

3.1 储量未有效动用

研究区方案设计试采井10口，动用控制储量533.93×108m3，其中①条带未设计试采井；②条带设计3口井：St101、St102、Sy001–X2井；③条带设计3口井：St8、SyX133、St3井；④条带设计4口井：Sy132、Sy001–1、SyX131、Sy001–X3井。从方案实施情况看，①条带新增St12井、St106井（St12井北16 km，未完钻）；②条带没有生产井，其中St101井钻遇储层薄，测试产量低，未投产栖霞组，St102井井下复杂，准备侧钻，Sy001–X2井未钻，改为④条带St1井附近Sy001–H2井；③条带St3井投产即见水，低产量稳定生产，St8井、SyX133井见水后采取降产控水措施，SyX133井效果较好，St8井效果不明显，St3井附近新增Sy001–X3井已完钻，待测试，Sy001–X3井北3.0 km处新增Sy001–X7井（未完钻）；④条带北部Sy132、Sy001–1、SyX131井试采效果较好，生产稳定，④条带南部Sy001–X3井未钻，改为③条带St3井附近，新增Sy001–H6井（位于St7井附近，未开钻）。因此，①条带北部、②条带及④条带南部未动用，需针对性补充井位，从而有效动用储量。

三是打造一张丽水特色的“金名片”。力争通过2-3年时间的努力，把储备公司打造成浙江省乃至全国储备土地经营管理的一张“金名片”。统一设计LOGO、标识、门牌、导向牌等，对现有储备土地的围墙四周喷绘“国土储备LOGO”等明显标志，对停车场、城市农场等门头进行统一设计，统一品牌名称为“金土地”，如“金土地停车场”“金土地城市农场”等，树立新形象，让市区所有的储备土地成为向市民展示美好形象的载体。同时，通过各种媒体向社会宣传公司的管理职能和经营范围，传播国土相关的法律法规知识，争取社会各界的广泛认知、理解和支持。

3.2 采气速度较快

（3）由于气井生产时间短，大部分井产液性质受工作液影响，产出液为工作液（表2）；Sy001–1井产凝析水；St3、St8井、SyX133井产地层水[1–2]。

3.3 水体能量计算难

St8井、SyX133井分别试采3个月、9个月后产地层水，无水采气期短，两口井均开展过一次压力恢复时间，后端呈上翘趋势，因气井均出现产水现象，上翘可能为水侵或断层响应，获取水侵前试井曲线，为水侵后分析提供样本，试井解释相对可靠。因此，建议对产水井附近的Sy001–X3井及构造低部位的Sy132井定期开展压力恢复试井，可以进行水侵预警；产水井St8、SyX133井目前试采时间短，地层静压资料少（两井各录取了2个静压点），若实施治水措施，需计算水体能量，至少需要3个静压点，因此，建议对两口井实测静压、流压，明确水体大小，同时分析井筒流态变化，为后期治水提供基础资料。

3.4 排水采气工艺难

SyX133井位于构造低部位，测试产量高（142.51×104m3/d），完井测试时计算无阻流量为400.30×104m3/d，因未实测地层压力、流动压力，计算结果仅作参考，配产由初期48.00×104m3/d增加至54.00×104m3/d，油压、产量缓慢递减，其中油压递减速度为0.041 5 MPa/d，之后，开展压力恢复试井、产能试井，核实该井无阻流量为249.2×104m3/d，表明初期无阻流量值偏高，试采9个月时出现水侵，且为裂缝型水窜。从调研结果看，排水采气工艺设备难以满足超深高温高压气藏水平井生产需求。由于SyX133井无水采气期短、排水采气工艺难，建议完钻测试时尽量开展产能试井，求取较准确的无阻流量，为合理配产提供支撑；由于低部位气井产水风险高，建议降低低部位气井和工艺井配产，从而延长气井无水采气期，提高气藏采收率[11–13]。

通过对相关文献的梳理，发现关于知识优势的研究主要集中在微观层面(如企业)，而中观层面的研究(如知识链、企业联盟)刚刚起步，至于宏观层面(如国家知识优势)更鲜有研究。鉴于此，本文拟通过引入VRIO模型，从价值性、稀缺性、难以模仿性和组织四个维度探讨知识链知识优势的来源，并分析这四者对知识优势形成的不同作用，以期为知识链知识优势的评价和测量提供一个基本框架。

4 结论

（1）SYS区块栖霞组气藏储层存在非均质性，产能较高，差异较大，试采初期较稳定，后期试采效果差异较大，其中双鱼石潜伏构造试采效果最好，St8、SyX133井因水侵试采效果较差。

（2）试采区控制储量动用率低，建议在未动用区补充开发井，并在采气速度较高的条带降低配产，控制采气速度，均衡开采，加快试采区评价认识。

（3）St8、SyX133井初期配产较高，水侵速度加快，且动态监测滞后，未能及时进行水侵预警，水侵后难治理，只能通过降产控水维持生产；建议下步对产水风险井及时开展压力恢复试井，做好水侵预警工作。