中浅层低渗断块砂岩气田开发调整

2014-08-15武俊宪中油辽河油田公司质量节能管理部辽宁盘锦124010

化工管理 2014年29期

武俊宪（中油辽河油田公司质量节能管理部辽宁盘锦 124010）

一、气田简况

汪家屯气田是1985年发现的，1991年编制了气田初步开发方案，以800～1000m的井距部署开发井20口。2002年该气田进行储量复算，探明含气面积47.2km2，探明天然气储量40.33×108m3，可采储量20.17×108m3，该气田是大庆扶杨油层储层最大的中浅层气田。2010年编制了汪家屯气田加密调整方案，部署开发井24口（其中4口井为代用井），截止到2012年10月，调整方案已完钻10口井，全气田有效生产井共计42口，累计生产天然气8.62×108m3，采出可采储量的42.7%。汪家屯气藏不存在统一的构造圈闭，气田从构造位置上划分为南北两个区块，分属两个三级构造——汪家屯背斜构造和升平背斜构造，是一个复杂的小型构造—岩性复合气藏群。断层走向以北北东、北北西为主，断裂带呈明显右旋张扭的特点，次级断层羽状斜列特征明显，被断层分割成很多断块气藏。气田储层为扶余、杨大城子油层，属下白垩统的泉四、三段沉积地层，埋深1682～1807m，地层厚度一般在420～450 m。

二、储层再认识

1.储层物性特征

汪家屯气田扶杨油层属于岩屑质长石砂岩，总体为中低孔-低渗、特低渗储层。岩石物性分析表明，扶余油层组平均有效孔隙度在14.5%，空气渗透率平均2.25×10-3μ m2；杨大城子油层组平均有效孔隙度在14.8%，空气渗透率平均14.4×10-3μ m2。这表明杨大城子组的储层物性好于扶余组。

2.储层展布规模

依据相带特征分析，本地区的砂岩层以薄层砂岩为主，河道和水下分流河道相具有部分厚层砂。砂层多以透镜状、条带状，点、片状分布，砂岩延伸长度总体不大，点片状砂体一般在1～2km规模，条带状砂体长度延伸长度可达4.5km左右。条带状砂体多集中在杨大城子油层的下部，扶余油层多呈椭圆状。

(1)较厚层条带状砂体。这类砂体只在杨大城子油层中个别小层发育。主要是由水流能量较强的河道亚相沉积形成，单层砂岩厚度一般在8 m左右，最厚达13.2 m。一般单砂体宽度在600 m左右，延伸长度较大。在延伸方向上厚度变化具有突发性，即厚中有薄，薄中有厚。

(2)中厚层条带状砂体。该类砂体主要发育在以河流相沉积为主的扶、杨油层中。主要由水流能量中等的河流相沉积形成，一般为边滩及河漫滩亚相沉积。单层厚度一般在2～4 m之间，单砂体宽度在600～1000 m之间。

(3)小片状砂体。主要发育在扶余油层中，为滨浅湖相沉积形成的。砂岩厚度一般在1～2 m，单砂体宽度一般大于600 m，长度大于1.0km。

三、气藏开发调整

自2002年以来，汪家屯气田没有新钻井，本次对三维地震资料进行重新处理解释，对该气田构造重新落实，大的构造格局没有变化，只是在小断层及构造微幅度上有所变化。有效厚度识别标准可靠，储量计算单元基本一致。没有井控制的未动用地质储量是开发调整的基础。本次有利区块优选主要是在原有井网基础上实施加密调整，应用三维地震资料解释成果结合动态开发资料进行，力争动用该区剩余储量。

针对这类复杂断块、分散型的气藏开发，其加密调整井的部署需要进行逐块分析，分步实施，分类、分块实施。一类是含气面积内，加密调整井；一类是更新、替代井；一类是含气面积边部扩边开发评价井。开发调整方案采用一套开发层系，对扶余油层和杨大城子油层二套层系进行合层开采，衰竭式开发方式。采用“滚动开发”模式，整体部署，分步实施，采用相对均匀的不规则井网，井距为500～1000 m。方案设计新钻井20口，代用井4口，平均单井配产1.06×104m3/d；年产气0.84×108m3，采气速度2%～3%，新设计井稳产年限3年，预测10年后气藏采出程度为43.65%。该方案内部收益率17.8%，财务净现值3854万元，投资回收期6.36年。

四、气藏开发调整方案实施效果

汪家屯气田开发调整方案已于2011年开始实施，截止到2012年9月，已经完钻10口井，投产8口井（直接射孔投产）。通过对投产井生产动态分析，总体达到了方案设计产能要求，拟补了气田产量递减。但对气藏地质特征有了更深入的认识，新完钻井与临井小层对比发现所有新钻井均有新的储层钻遇，说明汪家屯扶杨油层气藏砂体规模小，砂体井间对比性和连通性差，断块内一口井不能控制所有储量。通过这一轮加密井实施，我们认识到对气藏沉积相及储层展布形态及规模需要进一步加深认识，结合气井生产动态分析，有针对性地提出下一步挖潜对策：①对老层产能递减快，采出程度低，明显动、静不符的井，采取老层压裂技术，进一步增大泄流面积，增强导流能力；②对老层表皮系数大，分析近井污染严重的井，采取酸化解堵，改善近井流体的流动性，增强导流能力，恢复初期产能；③对老层无剩余潜力，但有接替储层的井，采取补孔、压裂技术，增加储量动用规模；④对井筒存在积液的井，采取不同类型举升助排工艺，提高携液能力，延长气井寿命。⑤对目前井口压力低于进入管线压力的井要采取增压开采，来满足地面集输要求。