榆林南區(qū)開發(fā)調(diào)整效果評價(jià)

孫 龍 ，趙永剛 ，張 濤 ，雷 甜 ，劉鵬飛 ，于 洋

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

榆林氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，區(qū)域構(gòu)造位于伊陜斜坡北段，行政區(qū)域隸屬榆陽區(qū)及橫山縣境內(nèi)。主力氣層為二疊系山西組山2段，其次為奧陶系馬家溝組馬五1+2段。2005年底并投入整體開發(fā)，已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)11年，2016年底氣田整體進(jìn)入遞減期[1-5]。

1 開發(fā)調(diào)整效果評價(jià)

1.1 鉆遇效果

1.1.1 直/定向井 完鉆22口，均鉆遇山2主力氣層，Ⅰ+Ⅱ類井19口，比例占86.36%，Ⅲ類井3口，比例占13.64%，儲(chǔ)層平均厚度7.7 m，含氣飽和度62.55%，與往年對比均有所降低，孔隙度和滲透率差別不大（開發(fā)調(diào)整前，山2氣層平均厚度10.4 m，孔隙度6.58%，滲透率0.54 mD，含氣飽和度79.28%）（見表1）。

表1 直/定向井測井參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

1.1.2 水平井 完鉆9口，其中2口上古水平井水平段平均長度為1 608 m，平均儲(chǔ)層鉆遇率94%，有效儲(chǔ)層鉆遇率89%；7口下古水平井水平段平均長度為1 565 m，平均儲(chǔ)層鉆遇率71%，有效儲(chǔ)層鉆遇率37%。

1.2 試氣效果

1.2.1 直/定向井 完試15口，平均無阻流量17.66×104m3/d，榆A井最高，為107.76×104m3/d。測試期間井均日產(chǎn) 2.51×104m3，油套壓分別為 11 MPa、12 MPa（見圖 1）。

圖1 直/定向井無阻流量分布區(qū)間

1.2.2 水平井 完試9口，平均無阻流量51.57×104m3/d，榆B井無阻流量最高，為 122.71×104m3/d。測試期間井均日產(chǎn) 8.42×104m3，油套壓分別為13.9 MPa、14.8 MPa（見圖 2）。

圖2 水平井無阻流量分布區(qū)間

1.3 已投產(chǎn)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

1.3.1 壓力和產(chǎn)量 開發(fā)調(diào)整至今，共投產(chǎn)氣井21口，其中直/定向井12口，水平井9口。投產(chǎn)初期油套壓分別為13.8 MPa、15.7 MPa，目前油套壓分別為6.5 MPa、9.6 MPa，壓力下降明顯。

投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣量96.6×104m3，目前日產(chǎn)氣量78.8×104m3，其中兩口上古水平井生產(chǎn)效果好，產(chǎn)量達(dá)到40×104m3/d。16口井出現(xiàn)遞減，日產(chǎn)氣由初期的65.6×104m3下降到 23.5×104m3。2016 年投產(chǎn)井 2017 年遞減率58.9%，預(yù)測2018年遞減率45.6%；2017年投產(chǎn)井預(yù)測2018年遞減率25.1%。

典型井分析：榆C井于2016年12月23日投產(chǎn)，生產(chǎn)層位馬五13，投產(chǎn)初期油套壓分別為15.6 MPa、19.8 MPa，日產(chǎn)氣 7×104m3；目前油套壓 6 MPa、6.6 MPa，日產(chǎn)氣1.6×104m3。壓力在投產(chǎn)初期下降明顯，后趨于緩慢，產(chǎn)量呈現(xiàn)出階梯式下降（見圖3）。

1.3.2 水質(zhì)分析 開展21口/129井次水質(zhì)分析，水型均為CaCl2型。上古井氯根平均5.4×104mg/L、礦化度9.7×104mg/L，下古井氯根平均9.3×104mg/L、礦化度15.6×104mg/L。井均產(chǎn)水0.38 m3/d，液氣比0.09 m3/104m3，分析認(rèn)為是地層水；后期加密監(jiān)測并跟蹤分析。

1.3.3 H2S含量 開展15口/87井次H2S分析，H2S含量范圍 1.05 mg/m3～107.72 mg/m3，平均 7.05 mg/m3，含量超過20 mg/m3的井有2口，后期加密監(jiān)測。

1.4 壓力與產(chǎn)量評價(jià)

1.4.1 原始地層壓力 不同井型：直/定向井平均原始地層壓力為18.06 MPa，較氣田原始地層壓力（27.6 MPa）下降明顯；水平井平均原始地層壓力24.24 MPa，變化不大。

不同開發(fā)調(diào)整類型：加密井的平均原始地層壓力明顯低于擴(kuò)邊井（見表2）。

表2 原始地層壓力情況表

1.4.2 產(chǎn)量 21口投產(chǎn)井生產(chǎn)至今，先后有16口井出現(xiàn)不同程度的產(chǎn)量遞減，遞減幅度平均為65%。

1.4.3 原因分析 開發(fā)調(diào)整井鉆遇效果良好，但原始地層壓力偏低，氣井投產(chǎn)后生產(chǎn)一段時(shí)間壓力、產(chǎn)量下降明顯，分析認(rèn)為有以下四點(diǎn)原因：

（1）原始地層壓力測試時(shí)，關(guān)井恢復(fù)時(shí)間短，壓力未恢復(fù)穩(wěn)定。

試氣結(jié)束后，要求氣井關(guān)井恢復(fù)兩個(gè)月以上，才能進(jìn)行地層壓力測試，但由于產(chǎn)建任務(wù)繁重，投產(chǎn)時(shí)間緊迫，氣井關(guān)井半個(gè)月即進(jìn)行地層壓力測試，導(dǎo)致原始地層壓力測試結(jié)果偏低。

（2）主力儲(chǔ)層連通性好，存在井間干擾（見表3）。

①南區(qū)做過的干擾試井結(jié)果表明：儲(chǔ)層物性好的區(qū)域，干擾明顯；物性差的區(qū)域，干擾顯現(xiàn)時(shí)間較長。開展干擾試井4井組，在激動(dòng)井周圍的6口見到明顯干擾現(xiàn)象；在儲(chǔ)氣庫注采試驗(yàn)中，有2口觀察井見到干擾。

圖3 榆C井生產(chǎn)曲線

表3 榆林南區(qū)干擾試井結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

表4 典型井產(chǎn)氣剖面測試統(tǒng)計(jì)表

②優(yōu)選加密井位，考慮的是未見干擾或干擾程度低的區(qū)域，但從實(shí)際開發(fā)效果情況來判斷，干擾現(xiàn)象較為明顯，分析認(rèn)為：計(jì)算單井控制范圍時(shí)，把泄流半徑視為等效圓，而實(shí)際的泄流范圍與砂體發(fā)育有關(guān)，存在各向異性。因此下一步部署加密井位時(shí)，要擴(kuò)大井網(wǎng)井距。

（3）次產(chǎn)層物性差，產(chǎn)量貢獻(xiàn)低（見表4）。

①榆林南區(qū)單采非主力氣層生產(chǎn)井共有10口，均為間歇生產(chǎn)井，日產(chǎn)氣量不足0.5×104m3，產(chǎn)氣能力低。

②對于合采氣井，從產(chǎn)氣剖面來分析，非主力氣層產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率低。

（4）由于生產(chǎn)任務(wù)重，新井投產(chǎn)后，為追求產(chǎn)量放壓生產(chǎn)，導(dǎo)致油套壓驟降，產(chǎn)量遞減明顯。

2 認(rèn)識及建議

（1）榆林南區(qū)通過實(shí)施開發(fā)調(diào)整，日增產(chǎn)量78.8×104m3，一定程度上彌補(bǔ)了產(chǎn)量遞減，提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度，開發(fā)調(diào)整達(dá)到了預(yù)期目的。

（2）鑒于內(nèi)部加密井出現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象，建議下一步部署井位時(shí)，要適當(dāng)擴(kuò)大井區(qū)合理井距：Ⅰ類井區(qū)擴(kuò)大至1.5 km～2.0 km，Ⅱ類井區(qū)1.0 km～1.5 km，Ⅲ類井區(qū)0.5 km～1.0 km（注：I、Ⅱ、Ⅲ類井區(qū)平均泄流半徑分別為 1.18 km、0.81 km、0.46 km）。

（3）對于滾動(dòng)擴(kuò)邊井，實(shí)時(shí)跟蹤產(chǎn)建新井的實(shí)施效果，對比分析鄰井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，繼續(xù)往有利方位滾動(dòng)開發(fā)。

（4）針對榆Y井區(qū)太原組儲(chǔ)層鉆遇效果良好，建議優(yōu)選井進(jìn)行產(chǎn)能試井，評價(jià)其生產(chǎn)能力。

（5）新井投產(chǎn)后，制定合理配產(chǎn)，避免壓力、產(chǎn)量驟降。