榆林南區(qū)挖潛措施井優(yōu)選及效果預(yù)測

左海龍 ，安文宏 ，劉志軍 ，馮炎松 ，王京艦

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

榆林氣田南區(qū)目前累計(jì)投產(chǎn)井173口，已累計(jì)生產(chǎn)天然氣188×108m3，相當(dāng)于20×108m3規(guī)模穩(wěn)產(chǎn)了9.4年，目前平均單井產(chǎn)氣量4.2×104m3/d，平均油、套壓分別為9.62 MPa和10.78 MPa，氣田整體開發(fā)形勢良好；但其中有44口井產(chǎn)氣量小于1.5×104m3/d，平均油、套壓分別為7.31 MPa和9.52 MPa，且生產(chǎn)不穩(wěn)定。對這批低產(chǎn)、低壓井有利儲層進(jìn)行篩選，優(yōu)選出具有增產(chǎn)潛力的井實(shí)施改造挖潛。

1 挖潛措施井優(yōu)選

1.1 老井側(cè)鉆

1.1.1 選井原則 （1）從生產(chǎn)動態(tài)來看，氣井表現(xiàn)為壓力低、產(chǎn)量低（≤0.5×104m3/d）；（2）周邊的地層分布穩(wěn)定，含氣砂體落實(shí)，側(cè)鉆方向的砂體發(fā)育；（3）鄰井試氣結(jié)果和生產(chǎn)情況較好，具備增產(chǎn)潛力；（4）沿側(cè)鉆井與鄰井滿足井網(wǎng)井距要求。

1.1.2 選井結(jié)果 榆43-19：該井位于榆20井區(qū)，為榆林南區(qū)2004年開發(fā)井。山2試氣無阻流量僅1.53×104m3/d。于2004年9月投產(chǎn)，目前以0.5×104m3/d生產(chǎn)，累計(jì)產(chǎn)氣1 228.69×104m3，目前油/套壓7.3/10.2 MPa，地層壓力僅為15.2 MPa，水氣比高，現(xiàn)場生產(chǎn)管理難度大。而鄰井榆20和榆44-18試氣及生產(chǎn)情況較好，地層壓力保持水平較高（19.1 MPa），榆43-19可向榆44-18及榆20方向側(cè)鉆挖潛。從山23砂巖厚度圖及連井剖面圖可以看出，榆43-19沿榆20及榆44-18方向砂體發(fā)育，儲層物性變好，該井可以以240°方位側(cè)鉆。

圖1 榆林南區(qū)砂巖厚度及泄流范圍圖（山23）

榆43-19與榆20及榆44-18井距分別為4.0 km、3.2 km；兩口井泄流半徑分別為1.1 km、0.8 km（見圖1），井距滿足側(cè)鉆要求。故榆43-19側(cè)鉆具有儲量基礎(chǔ)且滿足側(cè)鉆井距要求，具備側(cè)鉆條件。

1.2 查層補(bǔ)孔

1.2.1 選井原則 （1）從生產(chǎn)動態(tài)來看，氣井表現(xiàn)為壓力低、產(chǎn)量低；（2）除目前生產(chǎn)層位外，未動用層的測井解釋為氣層或含氣層；（3）未動用層具備增產(chǎn)潛力；（4）未動用的氣層段位于目前生產(chǎn)層位之上。

1.2.2 選井結(jié)果 榆43-1：該井位于榆37井區(qū)，為榆林南區(qū)2004年開發(fā)井。對馬五12、馬五13、馬五21、馬五22、馬五31試氣，無阻流量10.73×104m3/d，于2004年9月投產(chǎn)，目前產(chǎn)氣量 1.5×104m3/d，累計(jì)產(chǎn) 4 500.97×104m3，目前油/套壓6.7/8.7 MPa。

榆43-1井上古山23儲層砂體發(fā)育，測井解釋儲層物性好（見表1），補(bǔ)孔具有儲量基礎(chǔ)。

榆43-1位于山23儲層主砂體上且不在鄰井泄流控制范圍內(nèi)，鄰井生產(chǎn)效果好（見圖2）。故榆43-1山23儲層具備儲量基礎(chǔ)，鄰井生產(chǎn)效果好且井距滿足要求，具備補(bǔ)孔條件。

圖2 榆林南區(qū)砂巖厚度及泄流范圍圖（山23）

2 效果預(yù)測分析

2.1 榆43-19側(cè)鉆效果分析

收集整理資料建立地質(zhì)區(qū)塊模型，定義側(cè)鉆井位為榆 43-19A，網(wǎng)格步長：100 m×100 m，總網(wǎng)格數(shù)：3 111個，區(qū)塊地質(zhì)儲量：20×108m3，目前地層壓力：21.6 MPa；以地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，對4口井生產(chǎn)歷史進(jìn)行擬合，確保預(yù)測模型的準(zhǔn)確性。以榆20、榆44-18、榆45-18合理配產(chǎn)為預(yù)測期產(chǎn)量，預(yù)測側(cè)鉆井榆43-19A生產(chǎn)情況。

表1 榆43-1井山2段測井解釋成果表

榆43-19側(cè)鉆后配產(chǎn)3.3×104m3可穩(wěn)產(chǎn)3年，穩(wěn)產(chǎn)期末累產(chǎn)3 600×104m3，增壓生產(chǎn)可穩(wěn)產(chǎn)4年（見圖3）。

榆43-19側(cè)鉆后能有效提高區(qū)塊采氣速度（見圖4），預(yù)測期末區(qū)塊采出程度提高5.1%（見圖5）。

圖3 榆43-19A產(chǎn)量預(yù)測曲線

圖4 區(qū)塊日產(chǎn)氣量對比曲線

圖5 區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)氣量對比曲線

2.2 榆43-1補(bǔ)孔效果分析

搜集并整理榆43-1井的測井解釋數(shù)據(jù)、孔隙度、滲透率、含氣飽和度等資料建立單井模型。模型網(wǎng)格步長：30 m×30 m，總網(wǎng)格數(shù)：2 500個，地質(zhì)儲量：2.1×108m3，含氣飽和度：66.7%，滲透率：2.3 mD，孔隙度：5.9%。數(shù)模結(jié)果得出：該井山23儲層補(bǔ)孔后，配產(chǎn)2.2×104m3/d可穩(wěn)產(chǎn)3年，穩(wěn)產(chǎn)期末累產(chǎn)2 300×104m3，增壓生產(chǎn)可穩(wěn)產(chǎn)2.4年（見圖6）。

圖6 榆43-1產(chǎn)量預(yù)測曲線

榆43-1目前產(chǎn)氣量1.5×104m3/d，采用Topase軟件預(yù)測該井再生產(chǎn)5年將遞減至經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，故建議到2017年封堵該井下古馬五儲層，對上古山23儲層開展補(bǔ)孔增產(chǎn)措施。

3 經(jīng)濟(jì)效果評價

3.1 單井產(chǎn)出分析

由數(shù)值模擬結(jié)果得出，在自然生產(chǎn)條件下，3年穩(wěn)產(chǎn)期末各井產(chǎn)出情況（見表2）。

表2 3年穩(wěn)產(chǎn)期末各井產(chǎn)出分析表

3.2 單井投入分析

結(jié)合長慶氣田開采鉆完井工程費(fèi)用實(shí)際情況，兩口井改造單井投入費(fèi)用（見表3）。

表3 單井改造投入分析表

3.3 單位采氣經(jīng)營成本

長慶氣田平均單位采氣經(jīng)營成本為130元/千立方米。

3.4 銷售稅金及附加

長慶氣田平均單位商品氣量的銷售稅金及附加為19.44元/千立方米（見表4）。

表4 單井經(jīng)濟(jì)效益測算參數(shù)表

3.5 單井經(jīng)濟(jì)效益測算

根據(jù)前面測算的單井投資、采氣成本、稅金等，結(jié)合數(shù)值模擬預(yù)測產(chǎn)出數(shù)據(jù)，計(jì)算兩口措施井收益（見表5）。計(jì)算方法：收益=單井總收入-單井總支出

表5 3年經(jīng)濟(jì)效益測算結(jié)果表（萬元）

由表5可以看出，兩口井在措施后3年內(nèi)均能收回投資并產(chǎn)生可觀的經(jīng)濟(jì)效益，故兩口井措施在經(jīng)濟(jì)上具有可行性。

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）榆43-19井目前低壓、低產(chǎn)，該井沿榆44-18方向砂體發(fā)育，具備儲量基礎(chǔ)且滿足側(cè)鉆井距要求，可對其側(cè)鉆挖潛；榆43-1井上古山23儲層具有儲量基礎(chǔ)，且不在鄰井泄流范圍內(nèi)，可對其進(jìn)行補(bǔ)孔挖潛。

（2）榆43-19側(cè)鉆后可提單井高產(chǎn)量且具備一定穩(wěn)產(chǎn)能力，能提高區(qū)塊采氣速度及最終采收率；榆43-1目前生產(chǎn)尚可，預(yù)測該井到2017年遞減至經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，再對其進(jìn)行措施可提高單井產(chǎn)量且具備一定穩(wěn)產(chǎn)能力，能提高山23儲量動用程度。

（3）結(jié)合長慶氣田開采實(shí)際情況，對比措施投入與產(chǎn)出數(shù)據(jù)得出，兩口井措施均能帶來可觀經(jīng)濟(jì)效益。

[1]唐澤堯.氣田開發(fā)地質(zhì)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1981.

[2]張明文.川東地區(qū)非正常井再利用潛力研究[G].川東開發(fā)公司課題成果報(bào)告，2001.

[3]李良.經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量[M].山東：石油大學(xué)出版社，1997：5-20.

[4]劉清志.石油技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)[M].山東：石油大學(xué)出版社，1998.