姜 維，易小燕

(中國(guó)石化華北分公司第一采氣廠，河南鄭州 450000)

大牛地氣田D8-D10井區(qū)水平井上返層位潛力分析

姜 維，易小燕

(中國(guó)石化華北分公司第一采氣廠，河南鄭州 450000)

D8-D10井區(qū)為大牛地氣田首個(gè)規(guī)模開發(fā)的水平井井區(qū)，存在部分高產(chǎn)井產(chǎn)量壓力衰減過快、低產(chǎn)井積液減產(chǎn)甚至水淹停產(chǎn)的問題。從沉積相有利位置、連片砂體儲(chǔ)量未控制區(qū)域、砂體連通性及縱向?qū)游粍?dòng)用情況幾方面，對(duì)D8-D10井區(qū)水平井的開發(fā)層位進(jìn)行分析，給出水平井開發(fā)層位調(diào)整建議，并對(duì)措施后效果進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)。

大牛地氣田；D8-D10井區(qū)；水平井開發(fā)

大牛地氣田是典型的低孔、低滲、低壓巖性氣藏[1-2]，大部分為Ⅱ～Ⅲ類低品位儲(chǔ)量。位于大牛地氣田有利區(qū)帶的D8-D10井區(qū)含氣豐度低，單井產(chǎn)量低，直井開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益較差，穩(wěn)產(chǎn)是目前大牛地氣田特別是老區(qū)面臨的最大問題。合理調(diào)整工作制度、增壓、井網(wǎng)加密調(diào)整等方法[3-6]是穩(wěn)產(chǎn)的有效措施，但最簡(jiǎn)單易行且有效的穩(wěn)產(chǎn)措施就是轉(zhuǎn)層合采。目前已證實(shí)多層合采可行，打開可能存在的其它氣層有據(jù)可依，且直井補(bǔ)孔壓裂措施實(shí)施后,效果顯著。

1 研究區(qū)生產(chǎn)存在的問題

2010年，華北分公司在大牛地氣田D8-D10井區(qū)運(yùn)用水平井的開發(fā)方式進(jìn)行大規(guī)模建產(chǎn)，取得了顯著的效果，截止2013年10月，投運(yùn)水平井達(dá)125口，累計(jì)產(chǎn)氣量10.87×108m3。水平井技術(shù)已經(jīng)成為提高儲(chǔ)量動(dòng)用率、氣田采收率和單井產(chǎn)能的有效手段，但水平井開發(fā)仍存在著一系列問題：

(1)井區(qū)共有53口水平井初期產(chǎn)能低于6×104m3，生產(chǎn)穩(wěn)定性差，多存在積液減產(chǎn)的問題，其中先后有20口出現(xiàn)水淹的現(xiàn)象。

(2)分支水平井技術(shù)尚未在大牛地氣田推廣運(yùn)用，目前大牛地氣田單口水平井只能針對(duì)單層進(jìn)行開采。

(3)部分區(qū)域存在多套連片砂體疊合區(qū)域，已打開層段由于多方面因素影響，目前產(chǎn)量、壓力均衰減較快。

2 開發(fā)層位潛力分析

2.1 沉積相分析

D8-D10井區(qū)盒3、盒2段沉積期河道發(fā)育較差，河道規(guī)模較小，砂體厚度小，分布區(qū)域局限。盒1段沉積期由于多期辮狀河道的不斷疊置、分叉、匯聚、復(fù)合連片，盒1段砂體在整個(gè)井區(qū)均比較發(fā)育[7-8]，具有厚度大、連片性好的特點(diǎn)。部分區(qū)域盒1段與山2段砂體隔夾層較薄，可以作為一套層系開發(fā)[9-12]。太原組太2砂體集中發(fā)育在井區(qū)東南部，呈條帶狀展布，沿主砂壩北東-南西走向砂體連續(xù)性較好，但垂直主砂壩方向砂體發(fā)育較好區(qū)域?qū)挾扔邢蓿顚捥幖s5～6 km，最窄處僅2 km左右。井區(qū)東南部盒1段與太2段砂體有利部位疊合區(qū)域可作為水平井接替的沉積有利區(qū)。

2.2 產(chǎn)能特征分析

D8-D10井區(qū)盒2、盒3段測(cè)井解釋物性條件不佳，且砂體厚度薄，砂體鉆遇率和砂體密度低，砂體連續(xù)性差，不適宜水平井開發(fā)。從測(cè)試無阻流量來看，已打開盒2、盒3段平均無阻流量?jī)H為1.31×104m3/d。山1、山2全區(qū)已測(cè)試氣井中，僅有3口井測(cè)試無阻流量在6×104m3/d以上。水平井無阻流量多在6×104m3/d以下，直井無阻流量均在2×104m3/d以下，氣井經(jīng)濟(jì)效益較差。主力層盒1、太2段已投產(chǎn)水平井平均無阻流量分別為8.93×104m3/d、9.15×104m3/d。東南部盒1、太2段均有較好的油氣顯示，具備上返接替潛力。

2.3 儲(chǔ)量特征

從層位上來看，大牛地氣田探明未動(dòng)用儲(chǔ)量盒1段最多，其次為山2段。D8-D10井區(qū)東南部打開層位主要為太2層，盒1氣藏儲(chǔ)量控制程度低，平面上剩余儲(chǔ)量連片分布，具備上返接替的儲(chǔ)量基礎(chǔ)。

3 選井選層標(biāo)準(zhǔn)與結(jié)果

為了明確最終的選井選層條件, 對(duì)大牛地氣田D8-D10井區(qū)測(cè)井曲線數(shù)值、儲(chǔ)層參數(shù)和試油氣數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，劃分有效厚度，建立物性下限和電性下限標(biāo)準(zhǔn)[13-14]。

選取的42塊樣品進(jìn)行中值壓力、中值半徑與孔隙度、滲透率交會(huì)，得出盒1段氣層的有效厚度物性下限：孔隙度5.0%；滲透率0.1×10-3μm2。

通過對(duì)區(qū)塊目的層段四性關(guān)系分析，運(yùn)用聲波時(shí)差-電阻率交會(huì)圖版能夠很好地判斷氣層、干層。同時(shí)通過各種電性與無阻流量的交會(huì)圖版確定氣層的下限標(biāo)準(zhǔn)為：自然伽馬小于110 API，電阻率下限30 Ω·m，聲波時(shí)差下限210 μs/m，滲透率下限0.1×10-3μm2，泥質(zhì)含量低于30%。

根據(jù)層段四性關(guān)系分析結(jié)果，在進(jìn)行上返接替潛力層篩選時(shí)遵循以下幾點(diǎn)原則：

(1)導(dǎo)眼段測(cè)井參數(shù)符合氣層下限標(biāo)準(zhǔn)(孔隙度5%，滲透率0.1×10-3μm2)、導(dǎo)眼段錄井顯示好，全烴凈增值大于10%。

(2)位于河道砂體發(fā)育部位，砂體厚度在10 m以上，平面砂體連續(xù)，且物性條件符合儲(chǔ)層標(biāo)準(zhǔn)。

(3)井控程度低，存在連片未動(dòng)用儲(chǔ)量，鄰井實(shí)測(cè)無阻流量較高，處于產(chǎn)能測(cè)試有利區(qū)。

井區(qū)東南部分布有盒1、太2段砂體有利區(qū)疊合部分，且該區(qū)域盒1段有連片未打開儲(chǔ)量，故本次主要對(duì)井區(qū)東南部生產(chǎn)層位為太2段的氣井進(jìn)行分析，上返的層位為盒1層。

通過對(duì)D8-D10井區(qū)目前生產(chǎn)層位為太2段的34口氣井測(cè)錄井參數(shù)及砂體厚度進(jìn)行分析，最終篩選出具上返接替潛力氣井6口。該6口井砂體厚度在8 m以上，鄰井無阻流量在10×104m3/d以上，鄰井平均孔隙度為10.54%，平均含氣飽和度為46.57%，物性顯示好，見表1。

4 實(shí)例分析

4.1 測(cè)錄井顯示

DPT-5井盒1氣層符合物性下限，篩選出來的層位電性特征表現(xiàn)為低自然伽馬、低電阻率、高聲波時(shí)差，含氣飽和度高，綜合解釋為氣層，累積有效厚度為9.0 m(表2)。

4.2 臨井對(duì)比

DPT-5井位于河道砂體發(fā)育部位，砂體厚度10～15 m，臨近氣井盒1砂巖鉆遇率達(dá)100%，砂體比例為47%，平面砂體分布連續(xù)。該井縱向上砂體連續(xù)性分布，其鄰井砂體厚度大，無阻流量高，其中DPH-8井測(cè)試無阻流量達(dá)13.34×104m3/d。DPT-5區(qū)域盒1層有連片未打開區(qū)域。措施后，盒1層控制面積可達(dá)1.392 km2，動(dòng)用儲(chǔ)量1.018×108m3。

表1 水平井上返接替建議

表2 DPT-5井油氣顯示綜合解釋成果

4.3 生產(chǎn)現(xiàn)狀

該井于2012年11月1日投產(chǎn)，投產(chǎn)初期油壓17.8 MPa、套壓15.2 MPa，投產(chǎn)初期配產(chǎn)4.0×104m3/d，目前油壓降至6.0 MPa，日產(chǎn)氣量為2.0×104m3。該井的產(chǎn)量、壓力衰減較快，需進(jìn)行挖潛，找出合理的穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策。通過該井測(cè)錄井資料及臨井對(duì)比綜合分析得出，該井具備上返接替潛力，結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)情況，建議該井在日產(chǎn)氣降至1.0×104m3以下時(shí)，進(jìn)行上返接替措施，打開層位為盒1層。

4.4 動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)

通過建立DPT-5井單井?dāng)?shù)值模型，對(duì)該井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

為了更好地分析增壓時(shí)機(jī)和補(bǔ)孔時(shí)機(jī)，設(shè)置了3個(gè)工作制度，分別為工作制度1(基礎(chǔ))、工作制度2(增壓)、工作制度3(增壓和補(bǔ)孔)。2014年1月、2015年1月井口最低壓力分別設(shè)置為3.87 MPa(進(jìn)站壓力3 MPa)、2.87 MPa(進(jìn)站壓力2 MPa)，措施以前，按照2×104m3/d產(chǎn)量進(jìn)行生產(chǎn)。分析表明，該井在增壓以后穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)了2年以上，預(yù)測(cè)到2015年4月產(chǎn)量開始出現(xiàn)遞減，到2017年4月產(chǎn)量下降到1×104m3/d，此時(shí)若打開盒1層進(jìn)行上返接替，繼續(xù)按照2×104m3/d繼續(xù)生產(chǎn)，可以繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5年以上。到2013年底，累積產(chǎn)氣量較措施以前增加0.4×108m3。

5 結(jié)論

(1)D8-D10井區(qū)東南部盒1層與太2層砂體疊合有利區(qū)砂體厚度大且平面連續(xù)，無阻流量有較好顯示，具備上返接替的潛力。

(2)通過分析增壓效果，確定了補(bǔ)孔合采時(shí)機(jī)，DPT-5井增壓后2017年4月產(chǎn)量下降到1×104m3以下時(shí)，可以進(jìn)行補(bǔ)孔。

(3)研究表明，水平井上返接替措施在大牛地D8-D10井區(qū)是切實(shí)可行的，經(jīng)過分析預(yù)測(cè)結(jié)果，有明顯的增產(chǎn)效果。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0082-03

2014-08-20

姜維，1987年生，2010年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)工作。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地大牛地致密低滲氣田勘探開發(fā)示范工程”(2011ZX05045)。

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