Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 6: 877 - 889

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.014

Productivity characteristics and controlling factors of carboniferous volcanic reservoir: Case study of Jinlong 10 well area in the Junggar Basin

  • Ai-zhang CHEN , 1 ,
  • Wen-feng LIU 2 ,
  • Tian-shou XIE 3 ,
  • Huai-wu WANG 4 ,
  • Hong-yan QI 3 ,
  • Li-hua ZHOU 5 ,
  • Xuan CHEN 6 ,
  • De-qiang SUN , 7 ,
  • Dan-ping ZHU 8
Expand
  • 1. Central South Institute of Metallurgical Geology, Yichang 443003, China
  • 2. Baikouquan Oil Production Plant, PetroChina Xinjiang Oilfield Branch, Karamay 834000, China
  • 3. Petroleum Xinjiang Oilfield Branch Exploration and Development Research Institute, Karamay 834000, China
  • 4. Fengcheng, PetroChina Xinjiang Oilfield Branch Oilfield Operating Area, Karamay 834000, China
  • 5. The First Oil Production Plant of Xinjiang Oilfield Company, CNPC, Karamay 834000, China
  • 6. Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology of Ministry of Education, Yangtze University, Wuhan 430100, China
  • 7. Science and Technology Strategic Consulting Institute of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100190, China
  • 8. China Geology University, Beijing 100083, China

Received date: 2020-02-06

  Revised date: 2020-05-16

  Online published: 2020-06-17

Fold

Highlights

Volcanic oil and gas reservoir is one of the most difficult reservoirs both domestic and overseas. In recent years, the proven petroleum geological reserves of the Carboniferous in the northwestern margin of the Junggar Basin are 140×106 t, and large-scale production capacity has been built, laying a good foundation for the development of Carboniferous oil and gas reservoirs. Well Jinlong 10 which is in the northwestern margin of the Junggar Basin is a typical Carboniferous volcanic reservoir. Its reservoirs are characterized by extensive lithology, complex pore structure and strong heterogeneity. Ensuring the characteristic of studied reservoir has a good guiding role for studying later part of production capacity controlling factors and distribution. Based on the static data such as drilling, logging and core samples, it has been found that the reservoir space is mainly composed of dissolution pore and secondary fracture. The reservoir capacity characteristic has been carried out by production monitoring, oil test and other dynamic data in this paper. Four types of production capacity has been yielded including: stable production, bottom water cone into the liquid stable type, capacity failure type, no capacity type. The results show that the oil well productivity is mainly controlled by factors such as pore-fracture development, tectonic location, bottom water and fracturing scale.

Cite this article

Ai-zhang CHEN , Wen-feng LIU , Tian-shou XIE , Huai-wu WANG , Hong-yan QI , Li-hua ZHOU , Xuan CHEN , De-qiang SUN , Dan-ping ZHU . Productivity characteristics and controlling factors of carboniferous volcanic reservoir: Case study of Jinlong 10 well area in the Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(6) : 877 -889 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.014

0 引言

准噶尔盆地2015年和2018年在石炭系分别发现了车210井区、车471井区石炭系火山岩油气藏，2个井区上报探明石油地质储量近1.4×108 t，并且这几年在石炭系油藏开发上也建成了百万吨以上的规模产能，为国内外火山岩油藏的有效开发带来了曙光。前人对准噶尔盆地石炭系火山岩已做过大量的研究，在火山岩储层岩性、储集空间类型、储层影响因素方面取得了大量成果[1,2,3,4,5,6,7]：认为熔岩、火山碎屑岩和侵入岩三大岩类火山岩均可成为储层；储集空间类型以次生孔隙和次生裂缝为主；储层主要受岩性、岩相、构造、风化淋滤等因素的影响[8,9,10,11,12,13,14,15]。前人对于火山岩油气藏产能研究多趋向于应用静态资料，对于利用动静态资料结合进行产能论证方面还是比较少，且多数研究对象为气藏，对于油藏产能控制因素的研究目前也比较少[16,17,18]。
金龙10井区区域构造位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起，北邻扎伊尔山，南抵车排子凸起，毗邻沙湾凹陷及玛湖凹陷2个生烃区，是富油气聚集区[19]，近几年发现的车210井和车471井区的石炭系亿吨级油藏在其南部，后二者同处于西北缘红车断裂带上（图1）。金龙10井区主体部位完钻探井、评价井10口，石炭系油藏上报石油控制储量为4 117×104 t，开发潜力大。井区储层具有岩性种类繁多、孔隙结构复杂、非均质性强等特点；研究区单井产能差异较大、初期产能递减率不同，分布不均衡，为改善其开采的经济效益及合理的工程手段，以静态资料为基础开展储层特征研究，结合动态生产监测资料，“动静结合”分析产能的控制因素，为今后类似的孔缝型火山岩油藏的勘探开发提供借鉴。
图1 准噶尔盆地金龙10井区构造及区域地理位置

(a) 研究区地理位置图；(b) 研究区构造剖面图；(c)研究区构造图

Fig.1 Structure and regional geographic map of Jinlong 10 well area in Junggar Basin

1 油藏基本特征

1.1　地层特征

金龙10井区自下而上发育的地层依次为：石炭系（C）,二叠系上乌尔禾组（P3 w）,三叠系百口泉组（T1 b）、克拉玛依组（T2 k）、白碱滩组（T3 b）,侏罗系八道湾组（J1 b）、三工河组（J1 s）、西山窑组(J2 x),白垩系吐谷鲁群（K1 tg）[20]，其中白垩系与侏罗系、侏罗系与三叠系、三叠系与二叠系、二叠系上乌尔禾组与石炭系均为区域性地层不整合接触，该区大面积缺失二叠系佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组。
金龙10井区含油目的层为石炭系火山岩储层，已完钻井钻揭石炭系火山岩体厚度为96~1 018.34 m，平均为302.6 m，自下而上分为C1、C2、C3、C4等4个旋回（图2），其中C4旋回为主力油层段。
图2 金龙10井区单井石炭系火山岩地层旋回划分

Fig.2 Division map of the Carboniferous volcanic rock strata in a single well in Jinlong 10 well area

1.2　构造特征

金龙10井区石炭系顶界构造形态为一向东倾的单斜，地层倾角为3°~5°，构造起伏不平，形成典型的“潜山地貌”，局部发育鼻状构造。依据常规的地震波阻错断、波阻产状发生明显变化刻画断裂，同时利用动态资料辅助落实断裂[21]，并结合相干体属性确定断裂的平面组合。研究区内发育2组断裂，以近东西走向断裂为主，近南北走向断裂为辅。由于断裂的切割，研究区可分为金龙10井断块、金龙11井断块、金龙101井断块、金龙103井断块[21][图1(c)]。

1.3　岩石学特征

1.3.1　岩性

中拐凸起石炭系火山岩储层岩石类型复杂多样，既有火山熔岩、火山碎屑岩，又有侵入岩[11]。根据薄片鉴定和岩心观察资料统计分析，金龙10井区石炭系主要发育三大火山岩岩石类型。熔岩类主要为中、基性岩类，包括安山岩、玄武岩、英安岩；火山碎屑岩类主要为火山角砾岩、凝灰岩，发育少量的集块岩；侵入岩类为花岗岩。油层主要发育在安山岩和火山角砾岩[12]。

1.3.2　火山岩相

根据金龙10井区火山岩产状和岩石类型等将火山岩岩相分为爆发相、溢流相、火山通道相和侵入相，其中主要发育爆发相和溢流相，其次为火山通道相。其中C4旋回、C3旋回以溢流相为主，C2旋回以爆发相为主，C1旋回钻遇井少，该旋回的岩相平面展布不清。

1.4　储集空间类型及特征

研究区火山岩的储集空间可分为孔隙和裂缝2种类型，且以裂缝为主导[13]。

1.4.1　储层孔隙类型及特征

孔隙包括原生孔隙和次生孔隙2种类型[21,22,23,24]。根据金龙10井区主体部位金龙10井和金龙101井取得铸体薄片资料显示，原生孔隙见少量气孔，次生孔隙主要发育粒内溶孔和粒间溶孔。
原生及次生孔隙特征为（图3）：①气孔：较大，多呈圆形、椭圆形，且孤立存在[图3(a)]；②杏仁体溶孔：杏仁体填充物溶蚀形成[图3(b)]；③粒内溶孔：研究区范围内普遍发育钾长石、橄榄石、辉石及黑云母等主要造岩矿物，受风化淋滤作用，多在其内部及边缘发生黏土矿物的转化，进而遭受溶蚀，形成不规则的溶蚀孔隙[图3(c)]；④粒间溶孔：通常为粒间火山基质在大气水作用下发生溶蚀淋滤后形成的伸长状、不规则状储集空间[图3(d)]。
图3 金龙10井区石炭系储层孔隙裂缝岩心特征

（a）金龙104井，3 035.50 m，气孔；（b）金龙104井，3 035 m，杏仁溶孔(D-Amy)及溶蚀缝(D-Fra)；（c）金龙103井，3 171 m，粒内溶蚀孔（Intra-DP）不规则溶蚀缝（D-Fra）；（d）金龙101井，3 286.2 m，粒间溶孔；（e）金龙101井，3 319.92 m，构造缝；（f）金龙104井，3 052.25 m,构造缝—溶蚀缝；（g）金龙101井，3 279.22 m，溶蚀孔—缝

Fig.3 Characteristics of pore fractures and cores in Carboniferous reservoirs in Jinlong 10 well area

1.4.2　裂缝特征

中拐凸起在地质历史时期经历了多期次构造运动，不同期次运动产生的裂缝共同形成了该区复杂的裂缝系统[25]。金龙10井区储层单井裂缝宽度为0.002~4.302 mm，裂缝密度为0.03~64.52条/m，以中高角度缝为主[图3(e)]，按成因认为研究区主要发育构造缝和溶蚀缝。
（1）构造缝：研究区构造缝具有高角度、平直规则、充填程度不均一的特征。部分裂缝中具有明显的含油现象，表明裂缝在地层条件下对油气起到运移和储渗作用[图3（f）]；部分被方解石充填，对储层储集性能具有负面影响。
（2）溶蚀缝：溶蚀缝是在原始缝隙的基础上扩大溶蚀。在铸体薄片及荧光薄片中，该类裂缝与溶蚀孔共生[图3(g）]。充分说明火山岩体在构造挤压及冷凝收缩作用下，产生的多级次断裂—裂缝体对储层物性的改造作用，形成由裂缝—溶蚀缝沟通溶蚀孔的复杂储集体。

1.5　储层物性特征

根据岩心物性化验分析资料统计，金龙10井区石炭系火山岩储层孔隙度为0.1%~15.9%，平均为3.6%，渗透率为(0.01~32.90)×10-3 μm2，平均为0.038×10-3 μm2。石炭系储层物性总体较差，以特低孔、低渗储层为主。
储层及油层段平均孔隙度及平均渗透率与岩性统计的关系可以看出火山角砾岩孔隙度及渗透率最好，英安岩、玄武岩、安山岩及凝灰岩都有一定的储集和渗透性能（图4）。因此，金龙10井区火山角砾岩（爆发相）储层储集性最好，溢流相均有一定储集性能。基于这一地质事实可以认为：近火山口相关的火山角砾岩相及溢流相，发育一定的火山角砾岩粒间孔、杏仁孔、溶蚀缝等孔隙，加之多发于旋回/期次相关的暴露面，使得该类型岩相具备一定的原始渗流通道和易被溶蚀的物质条件，为后期风化壳溶蚀奠定了基础。最终表现出近火山口附近的爆发相及溢流相具有较好的储集性能[20]。
图4 金龙10井区石炭系岩性—孔渗关系直方图

Fig.4 Histogram of lithology-porosity and permeability of Carboniferous in Jinlong 10 well area

测井物性分析资料表明，储层孔隙度与渗透率无明确关系。金龙10井区石炭系火山岩储层孔隙度与其距石炭系顶面的距离关系非常密切（图5），孔隙度较高的储层主要分布于距风化壳200 m以内，说明这段优良储层的储集空间类型主要是次生储集空间，且与不整合面受到的风化、剥蚀、淋滤等作用密切相关[17,18]。
图5 金龙10井区孔隙度分别与渗透率和距石炭系顶面距离关系散点图

Fig.5 Scatter plot of porosity, permeability and distance from the top of the Carboniferous in the Jinlong 10 well area

1.6　油藏类型及分布特征

准噶尔盆地西北缘石炭系火山岩油藏类型主要为断块油藏（七区、九区），金龙10井区石炭系油藏平面上受断裂的切割，划分为5个断块，又因油藏存在底水，其储层受石炭系顶部不整合面之下风化壳控制所以金龙10井区石炭系油藏为受风化壳控制的非均质性块状底水油藏。
油藏平面分布主要受构造作用控制，油藏主要分布在断裂的上盘。不同断块间油藏分布差异大，油水界面分布也不同（图6）；油藏一般发育在石炭系上部（受上部风化壳影响），不整合面之下200 m内，(金龙10井由于在构造高部位，导致其遭受风化淋滤更为彻底，储层纵向上发育的较深)；同一断块中受其他小型断裂以及构造部位的影响，导致单井油藏特点（规模）也有差异；靠近断裂部位高产，在远离断裂的部位产能有所降低。
图6 金龙10井区金龙102井—金龙103井联井油藏剖面

Fig.6 Reservoir cross-section of Wells Jinlong 102-Jinlong 103 in Jinlong 10 well area

2 单井产能特征及控制因素分析

2.1　单井产能特征

金龙10井区单井产能差异很大，除金龙11井断块外，其余3个断块生产效果均较好，依据日产量高低、含水率以及产液情况，将油井分为产能稳定型、底水锥进产液稳定型、产能衰竭型、无产能型。
（1）产能稳定型。含水率低，产量保持稳定。该类井位于断块的构造高部位，避水高度大；试油层段裂缝发育程度高，渗透率大。具有该类特点的井有金龙104井[图7(a）,图7(c)]和金龙107井。
图7 金龙104井、金龙HW110井试油试采曲线

Fig.7 Oil test and production curves of Well Jinlong 104 and Well Jilong HW110

（2）底水锥进产液稳定型。含水率逐渐上升，产量持续稳定。避水高度大，高角度开启裂缝发育程度高；渗透率适中，裂缝密度大，距离断层近（307 m）；油井能量充足。该类型的井有金龙HW110井[图7(b)，图7(d)]和金龙105井。
（3）产能衰竭型。产能效果差，产能衰竭。该类井钻遇一定数量裂缝，由于裂缝后期充填，裂缝规模小，渗透率较低（图8），延伸距离很短，沟通能力差的原因，导致能量不足。该类型的井有金龙10井、金龙1024井[图9(a)，图9(c)]。
图8 金龙10井区过金龙1024井裂缝模拟sigma因子剖面

备注：不同颜色表示裂缝连通性，从蓝色至红色连通性逐渐变好，红色连通性最好

Fig.8 Sigma factor profile of fracture simulation through Well Jinlong 1024 in Jinlong 10 well area

图9 金龙1024井、金龙D1051井试油试采曲线

Fig.9 Oil test and production curves of Well Jinlong1024 and Well Jinlong D1051

（4）无产能型。该类井位于古地貌低部位，含水率高，基质储层欠发育；裂缝沟通能力差。该类型的井有金龙D1051井和金龙1069井[图9(b),图9(d)]。

2.2　产能主控因素分析

根据大量的统计规律表明，影响研究区产能的因素复杂多样，且产能不受单一因素的控制，所以综合构造特征及储层类型、研究区试油试采资料分析，认为研究区的产能主要受储层的岩性和岩相、孔缝发育程度、油柱高度、射孔厚度、开采方式及作业方式等因素控制。

2.2.1　岩性、岩相是影响火山岩油气藏产能最主要的内在因素

根据国内大量火山岩油气藏开发实践来看火山岩岩性是影响火山岩油气藏产能的内因[26,27,28,29,30]，不同的岩性、岩相，其储层类型、孔隙结构等都有一定的区别，结合对研究区岩性—物性的统计（图4）以及不同岩性的含油性规律来看（图10），爆发相的火山角砾岩、凝灰岩和溢流相的安山岩含油性最好，其他岩性也能含油，整体效果不如安山岩、火山角砾岩和凝灰岩。
图10 金龙10井区石炭系火山岩油气藏岩心含油性

Fig.10 Oil-bearing properties of Carboniferous volcanic reservoirs in the Jinlong 10 well area

2.2.2　孔隙及裂缝发育程度是影响产能的主要因素

通过对该区石炭系开发井初期产能和累积产油分析，单井产量有较大的差异。由单井初 产、累产油与储层有效厚度和裂缝有效厚度关系散点图（图11）可以看出，研究区单井产能与储层有效厚度和裂缝有效厚度有一定关系。根据关系散点图进一步分析，得出单井日产油大于10 t、累计产油大于500 t的井，往往表现为储层有效厚度大于5 m、裂缝有效厚度大于5 m。单井产能受二者共同控制，这也充分说明金龙10井区有利储集空间为溶蚀孔缝复合体。
图11 单井产能与储层、裂缝有效厚度关系

Fig.11 Relationship between single well productivity and effective thickness of reservoirs and fractures

2.2.3　油柱高度是控制产能及其变化的关键因素

油柱高度是指油水界面至油气藏高点的垂直距离，它是表示油气藏大小的重要参数。通过开发区油井油柱高度和试油期间日产油、累计产油的关系散点图（图12），可以看出油柱高度大的井，其储量控制就多，其累计产量必然也较多；相反，油柱高度小的井，其储量控制相应的较少。
图12 金龙10井区单井产能与油柱高度关系散点图

Fig.12 Scatter diagram of the relationship between single well productivity and oil column height in Jinlong 10 well area

此外构造高部位，后期风化淋滤溶蚀作用较强，这些因素会促使这些部位孔、洞、缝发育，产能也因此较高。
研究区内金龙103井单井产量高，但构造位置相较于金龙10井并不高（图1所示），分析这口井高产原因是裂缝极为发育，底水能量充足（图6），所以其产量受控于油柱高度的影响较小，受断裂、裂缝影响较大。另外，金龙104井气油比高达1 676.8 m3/t，从而影响了油的产出，所以在图中未作统计。

2.2.4　射孔厚度也是控制产能因素之一

射孔对油田产能大小有很大影响，如果射孔作业得当，可以在很大程度上减少钻井对储层的损害,使油井能达到理想；反之会对储层造成极大的伤害，从而降低油气井产能。
通过统计井区单井日产量与累计产量和射孔厚度的数据，绘制单井产能与射孔厚度关系散点图（图13），从中可以看出，当射孔厚度小于17 m时，单井的日产量会随着射孔厚度的增加而增加；当射孔厚度大于17 m时，单井的日产量随着射孔厚度的增加反而呈递减的趋势。而且单井的累产量也有相似的特点。综述以上特征，认为研究区射孔极限厚度为17 m。因此实际生产开发过程中，射孔不易太厚，应逐层逐段射孔。
图13 单井产能与射孔厚度关系散点图

Fig.13 Scatter plot of single well productivity and perforation thickness

2.2.5　油井压裂决定产能高低

金龙10井区石炭系火山岩储层总体上物性差，注水受效状况不好，自然产能低，大部分油井投产需压裂改造。未压裂前只有3口井出油（表1），产油量为1.00~3.36 t，平均为2.45 t。压裂后全部井出油，日产油2.15~25.90 t，平均为14.92 t，日增油2.15~25.90 t，压裂后产能明显较压裂前增大，且加砂强度越大日产量变化也越大。
表1 金龙10井区石炭系油藏单井压裂前/压裂后产量分析

Table 1 Analysis of production before / after fracturing in single wells of Carboniferous reservoirs in Jinlong 10 well area

井号 加砂量/m3 加砂比/% 加砂强度/(m3/m) 压力前日产油/t 压裂后日产油/t 日产变化/t
金龙11 15 15.3 0.94 3.36 11.2 7.84
金龙110 15 14.8 0.83 0 2.15 2.15
金龙103 25 16.3 2.08 3 25.67 22.67
金龙107 23 16.5 1.35 0 16.86 16.86
金龙101 15 12.8 0.94 1 12.91 11.91
金龙104 45 21.4 1.5 0 4.81 4.81
金龙10 20 20 2.86 0 17.94 17.94
金龙102 25 17.4 3.13 0 25.9 25.9
金龙105 36 20.9 1.64 0 21.57 21.57
金龙1010 42 1.83 0 10.98 10.98
金龙1024 36 1.29 0 7.45 7.45
平均 16.9 1.76 2.45 13.77 11.32

2.2.6　水平井开发的产能整体高于直井

金龙10井区石炭系油藏含油面积内试采直井12口、水平井3口，直井初期日产油2.50~26.25 t，平均为10.98 t；水平井开发初期日产油17.80~57.20 t，平均为32.83 t，约为直井的3.0倍。从水平井与周围直井对比来看，金龙HW107井平均日产油为周围直井金龙10井的6.3倍，金龙HW110井平均日产油与周围直井金龙105井相当，金龙HW102井平均日产油为周围直井金龙104井的2.02倍（表2）。比较同种井型的阶段平均日产油与累计平均日产油，发现水平井产量递减较水平井慢，具有连续生产的能力。
表2 金龙10井区石炭系油藏水平井与周围直井生产情况对比

Table 2 Comparison of production of horizontal wells and surrounding vertical wells in Carboniferous reservoirs in the Jinlong 10 well area

井 号

试油试采初期日产油

/t

累产油

/t

累产天数

/d

平均日产油

/t

同阶段累产油

/t

同阶段生产天数

/d

平均日产油

/t
金龙10 15.31 4 227.52 612.4 6.90 505.15 39.9 12.66
金龙101 7.01 1 523.5 279.9 5.44 355.2 39.9 8.9
金龙105 13.2 3 823.90 279.9 13.70 590.10 39.9 14.79
金龙104 4.6 1 843.40 265.20 6.95 332.15 39.9 8.32
金龙HW107 52.70 6 568.30 150.8 43.55 1 632.30 39.9 40.91
金龙HW110 12.4 1 384.70 113.7 12.18 501.90 39.9 12.58
金龙HW102 40.1 2 470.3 176.3 14.01 594.60 39.9 14.90
考虑到研究区油藏具有边底水，且水平井具有生产压差小的特点，底水锥进速度较直井慢，因此在开发过程中含水率会较直井低[24]，有利于开发井的长期有效的生产。

3 结论

（1）准噶尔盆地金龙10井区火山岩储层储集空间类型多样，主要以溶蚀孔和裂缝为主；储层整体表现为非均质性强，渗流机理复杂的特点。
（2）金龙10井区发育稳定型、底水锥进产液稳定型、衰竭型及无产能型4种产能类型。其中产能稳定型总体具有裂缝及基质发育、避水高度大、井旁沟通能力好的特点；底水锥进主要受油柱高度小及高角度裂缝—断裂体系发育的影响；衰竭型主要受底水锥进及井旁沟通能力差的影响；无产能型主要位于构造低部位、断裂体系复杂。
（3）油藏一般发育在石炭系上部（受上部风化壳影响），不整合面之下200 m内；同一断块中受其他小型断裂以及构造位置的影响，导致单井油藏特点（规模）也有差异；靠近断裂部位高产，在远离断裂的部位产能有所降低。
（4）研究得出的产能主要受储层岩性、岩相，孔缝发育程度，油柱高度，射孔厚度，开采方式及作业方式等因素控制。具体表现为溢流相中安山岩以及爆发相中火山角砾岩的含油性最好；孔缝发育程度越高，单井产能相应的越高；油柱高度与单井产能有一定的正相关性；射孔厚度小于17 m时，单井产能与射孔厚度保持正相关，当射孔厚度大于17 m时，随着射孔厚度的增加，产能具有递减的趋势；水平井的产能优于直井；油井压裂，产能增加。

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