LG1井二氧化碳气藏试油综合评价

1LG1井二氧化碳气藏试油综合评价摘要：在分析LG1井地质特征的基础上，依据地层测试解释成果及试气资料对存在争议较大的潜山试油层进行了压力、产能、液性及油藏特征分析，确定了该井奥陶系CO2气藏为层状封闭性CO2溶解气藏，通过大型酸压改造得到了进一步的验证，并简要探讨了该井CO2气成因及成藏模式。主题词：测试二氧化碳气藏油藏评价成因前言LG1是位于东部某盆地梁村潜山断背上的一口外围预探井，主要了解梁村潜山构造第三系及中、古生界潜山的含油气情况。该井奥陶系潜山进行了3次中途测试和4次完井试油，仅在完井试油第二层见到CO2气流，测试评价取得了完整的压力曲线和地层参数，结合试气CO2产能资料，获得了对地层的准确认识，并对CO2成因及成藏模式进行了探讨，对该区下步勘探具有一定的指导意义。地质特征1、构造特征本区处于沧县、埕宁、鲁西三大隆起的交汇处，是应力集中和释放的主要部位，主控断层是北界的梁村大断层，下部已切穿古生界地层，上部活动至上第三系地层，属深源大断裂，Tg1最大落差达5000m以上，该断层对LG1潜山的形成和深部幔源气的运移起着重要作用（图1）。LG1井西、北两面被一条西掉断层所环绕切割，潜山北侧发育一条近东西向展布的小断层，该断层北掉，将潜山分割成两个断鼻，LG1井处于断层上升盘鼻状构造高点上，潜山埋深3500m左右，实际闭合幅度200m左右。2、烃源岩第三系为砂泥岩互层，呈红色、棕红色，为氧化环境下洪积扇、河流相沉积，地层埋深在2820m以上，灰色泥岩单层厚度小，分布不集中，且主要分布在埋深小于2300m的东营组及沙河街组，未进入本区生油门限深度2700m，不具备生烃能力。由下古生界碳酸盐岩样品的分析结果看，其显微组分主要由腐泥组构成，达98.5%以上，不含壳质组、镜质组及惰质组，证明其有机母质为Ⅰ型干酪根，是典型的富氢显微组分；样品的镜质体反射率Ro值都大于2.0%，最高达到2.29%，远高于本区生烃门限Ro值0.35%，已处于成熟图1LG1井气藏剖面图1LG1井气藏剖面图2或过成熟阶段。但从样品有机质丰度分析结果看，有机碳含量小于0.003%，有机质含量极低，不具备生烃的物质基础，因此，奥陶系碳酸盐岩地层不具备生、排烃能力。3、潜山储集层评价从不连续取芯资料分析，本井储集空间为孔洞和裂缝，以高角度缝为主。虽然裂缝发育，但多数已被方解石完全充填，导致储集性能变差，多为Ⅲ类层，仅在潜山顶部靠近断裂带附近由于距滞水带较远未被完全充填。溶蚀孔洞顺裂缝发育方向呈串珠状展布，处于充填、半充填状态。整体上看，LG1潜山储集空间欠发育，裂缝、孔洞空间连通性差。4、圈闭条件潜山上覆石碳系地层岩性为泥岩、灰岩及铝土质泥岩互层，分布广泛，是区域性好盖层。潜山整体呈背斜状态，上部具备一定的储集空间，闭合幅度在200m左右，紧邻梁村大断层，为有利的储气圈闭。测试解释资料分析该井共试油四层，均为潜山内奥陶系地层。其中第1、3、4层均未见到CO2气显示，而第2层射孔后CO2气显示强烈，但后期再未见到CO2气，对此问题分析探讨也最具争议性。2000年10月15日采用102枪增效射孔弹射开第2层奥陶系：3518.8-3537.0m，14.6m/2层，下入MFE测试工具，加水垫0.93m3，进行三开二关测试。详细测试描述见表1：表1LG1井测试开关井压力及喷出物描述工序历时min压力MPa油嘴直径mm油压MPa喷出物描述座封636.4一开456.89~15.565喷出水0.5m3一关21235.07二开21398.01~17.6856.5喷出水2.83m3，初期气产量8870m3/d，后期气产量10017m3/d二关238920.86三开31746.26~17.37~17.9~13.0355.5↘1.1喷出水3.36m3，气产量分别由6088m3/d↘3453m3/d↘2962m3/d↘1380m3/d解封235.87管柱回收水2.69m3，在起测试管柱过程中由环空灌入井筒清水70m3，套管未返液，扣除测试管柱所占体积14.6m3，实际漏入地层水量55.4m3。对测试卡片分别用一关和二关压力恢复曲线进行解释（图2及图3），分析认为：1、地层为双孔隙地层，两次关井诊断图均表现出双孔隙油藏特征。2、压力分析：经过2139min的二次流动，地层压力由一关的35.59MPa降至二关时的21.82MPa，压力下降13.77MPa，压力系数由1.03降至0.63。表明气藏属封闭性气藏，无能量供及源，本身能量有限，压力衰竭严重。从三开压力曲线持续下掉也可得到进一步的验证。tD/CDtD/CDPD，PD′PD，PD′33、产能、液性分析：气产量仅在二开后期由于开井流动解堵稍有增加，三开期间气产量一路下滑由6088m3/d降至1380m3/d。气分析：N2：1.56%；CH4：1.20%；CO2：97.24%，相对密度：1.4992，证明为高纯度的CO2气。表2测试压井液与管柱样品水分析数据对比表样品来源CL－（mg/L）SO42－（mg/L）总矿化度（mg/L）水型压井液6291091887Na2SO4管柱样（2583.93m）48853302085268Na2SO4反循环下42115243973155Na2SO4从表2水分析数据来看，管柱及反循环样品与压井液的矿化度存在明显区别，证明地层有出水的可能，扣除液垫后，已排出地层水5.76m3，水型不标准主要是由于钻井泥浆滤液与地层水混合而造成的。4、DST参数分析：储层为低渗透储层，有效渗透率（气相）为0.09×10-3μm2。经过二次流动解堵，表皮系数由一关时的4.87降至二关的－2.77，污染基本得到解除。解释目的层储容比ω为0.002，裂缝系统所占孔隙空间较小，裂缝不发育，从而形成了短时间的放喷过后压力大幅度下降。窜流系数λ为8.695×10-4，相对而言该值较大，从基质向裂缝的窜流发生得较早，在双对数及导数曲线上表现为未出现裂缝系统的径向流段。从构造上考虑，LG1位于断层鼻状构造的高点上，潜山闭合幅度在200m左右，应具备较大的储集空间。但根据该井测试产能情况看，气藏中CO2气量有限，因此推测该气藏并非为上下连通的块状气藏，而是一层状气藏。综合以上情况表明：LG1井CO2气藏为一层状封闭性CO2溶解气藏，主要靠溶解气驱动。气层再评价及酸化改造有关技术人员对以上结论提出异议，认为射孔井段处于气水界面上，CO2气产量锐减是由于大面积水淹所致。该论点最大的困难在于无法解释关井后期压力严重下掉的事实，但考虑到该井为一口外围预探井，对整体解剖梁村潜山具有重要意义，同时鉴于前期试油已获得高纯度的CO2气流，决定对该井进一步测试及酸化改造。11月3日对该层进行了第二次DST测试，采用二开一关工作制度。座封深度3454.32m，座封压力23.76MPa，未加液垫。一开378min压力由2.69MPa升至19.95Mpa，一关2400min压力恢复到20.72MPa，三开8640min压力由19.95MPa升至20.5Mpa。开井期间有微弱CO2气产出，但无法计量，地层累计出水14.6m3。一流曲线折算日产水16.9m3，平均流压17.95Mpa，解释地层压力21.39MPa，从而再一次表明储层属低压系统，溶解CO2气已逸失贻尽。根据室内分析实验数据，选择使用胶凝酸闭合酸压工艺。该技术优点在于缓速效果好，在高压大排量下，通过提高井底压力，延伸酸液的造缝长度，使酸液能够达到地层深部，同时在裂缝闭合后通过挤入盐酸进一步溶蚀裂缝提高导流能力，达到增产的目的。12月3日大型酸压施工，正挤0.5%MAN活性水10m3，胶凝酸（20%HCl＋10%WD-13）120m3，最高泵压48MPa，排量4.08m3/min，正挤常规盐酸（20％HCl）14m3，中间停泵15min裂缝闭合后，顶挤剩余盐酸6m3及0.5%MAN活性水10.4m3。施工酸液中添加了高温缓蚀剂（AM－C32）、高温铁离子稳定剂（FW－20）及其它添加剂以改善酸液在高温下的性能。施工过程中混注液氮8m3，以增加排液速度及效果，整个酸化过程施工正常，酸后累计排出水247m3，未见到CO2气。水性资料，CL－：58904mg/L；SO42－：0mg/L；总矿化度：94990mg/L；水型：CaCl2。4气源分析及成藏模式CO2聚集成藏有有机和无机两种成因类型。研究资料表明中国东部地区CO2碳同位素特征，有机成因δ13CCO2值为-7.2‰~-24.9‰；无机成因CO2大体上有两种来源，一种是由碳酸盐岩高温热解或接触热变质作用生成，即岩石化学成因CO2，其δ13CCO2值接近于0‰，Stahl指出灰岩热解脱气作用形成的CO2之δ13CCO2值为-2‰~+2‰，陈荣书等认为来源于沉积碳酸盐岩的CO2之δ13CCO2值为-5‰~+5‰。另一种是幔源－岩浆成因，即富含H2O、CO2等挥发组分的岩浆向上侵入时由于压力减小、温度降低析出CO2气，其δ13CCO2值为-5‰~-7‰，太平洋中脊极纯CO2流体包裹体的δ13CCO2值为-4.5‰~-6‰，Could等认为幔源－岩浆成因CO2之δ13CCO2值为-5‰~-9‰。LG1井δ13CCO2值为-5.1‰~-5.2‰，推测应为幔源－岩浆成因气。LG1潜山周围多条大断层下切至寒武、奥陶系地层，为幔源CO2气向上扩散提供了通道。岩浆在向上部侵入时，由于压力降低析出CO2。CO2气在逸散的过程中，被断层附近的潜山圈闭所捕获，整体上看，该区岩浆活动相对较弱，由此而析出的CO2气量有限。随着上覆地层埋深的增加，地层压力不断增大，原来富集在地层中的CO2气慢慢溶解于水中，最终形成水溶性CO2气藏。结论1、LG1潜山气藏是一层状封闭性CO2溶解气藏，靠溶解气驱动，气藏本身储集空间有限，无定压边界。2、CO2来源为深部幔源气，梁村大断层为其主运移通道，但由于岩浆活动期仅析出少量CO2气，造成气源不足，成藏规模受到限制。3、LG1井高纯度CO2气藏的发现，揭示了该区非烃气的勘探潜力，对确定该区下步勘探方向具有重要的指导意义。参考文献1．陈荣书：天然气地质学，中国地质大学出版社，1989。2．戴金星，戚厚发，郝石生：天然气地质学概论，石油工业出版社，1989。3．戴金星，宋岩等：中国东部无机成因气及其气藏形成条件，科学出版社，1994。4．关效如：我国东部高纯度二氧化碳成因，石油实验地质，1990（3）。5．StahlW，etal：Near-SurfaceEvidenceofMigrationofNaturalGasfromDeepReservoirsandSourceRocks，AARG，1981，65（9）。