鄂尔多斯盆地东部山2气藏稳产关键技术研究

2015-11-02王京舰刘志军王一妃刘倩王蕾蕾黄琼刘道天

石油化工应用 2015年5期

王京舰，刘志军，王一妃，刘倩，王蕾蕾，黄琼，刘道天

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.中国石油华北油田分公司采油工程研究院，河北任丘062552）

王京舰1，2，刘志军1，2，王一妃3，刘倩1，2，王蕾蕾1，2，黄琼1，2，刘道天1，2

鄂尔多斯盆地东部榆林、子洲气田已建成生产能力68亿立方米/年，已稳产8.4年，收到良好的开发效果，实现气田持续稳产成为当前研究的核心问题。通过划分开发单元，建立气藏精细调控体系，气田地层压力下降平稳，年压降1.0 MPa，整体山2气藏稳产形势良好；动态评价与相控建模相结合，落实气藏加密潜力，通过对山2气藏井网完善加密调整可建产能2.2亿立方米，气藏未动用储量精细刻画结合经济评价，可建产能3.8亿立方米；通过多因素优化，评价气藏增压调整潜力，可将稳产期延长2年。综合以上稳产措施，盆地东部山2气藏68亿立方米规模可持续稳产至2020年，效果显著。

鄂尔多斯盆地东部；山2气藏；稳产措施；精细调控；内部挖潜；增压开采

在鄂尔多斯盆地东部榆林气田、子洲气田、神木双山地区发现山2气藏探明地质储量3 772.9亿立方米，其中榆林、子洲气田已投入开发建成68亿立方米生产能力，已累计生产天然气575亿立方米，相当于68亿立方米生产规模稳产8.4年，开发效果良好，优于方案设计，但气田已进入开发的中后期，如何实现气田的持续稳产变得尤为重要。本文从气田基于开发单元分类调控、数值模拟精细调控气井分类管理，内部挖潜，增压开采等稳产技术措施入手，使盆地东部山2气藏68亿立方米/年生产规模实现长期持续稳产。

1　山2气藏稳产技术措施

1.1气藏精细调控技术

开发单元是指具有相近的流体性质及储层物性，生产动态特征相似，相对独立的一个或多个连通体的组合，划分的目的是为了实现气藏精细动态评价及调控，提高气藏开发效果［1-6］。综合沉积成岩相、储层物性、流体性质、生产动态等动静态参数，将盆地东部山2气藏细分为26个开发单元，并对各开发单元的动态指标进行了精细评价，落实各单元开发效果及主要的开发矛盾，为气田区块调控、精细管理等提供参考依据。

根据各开发单元动态评价指标，将开发单元分类，不断优化不同类型开发单元技术政策，开展区块调控，指导气田均衡开采（见表1）。

表1　山2气藏开发单元分类标准及技术政策

1.1.1开发单元分类调控以榆林气田南区为例，针对目前地层压力较低的4、8、9低压单元，井口压力目前6.0 MPa～8.7 MPa，接近地面系统压力6.4 MPa，进入稳产期末，需要进行增压开采。

针对低储采比、高配产单元，精细评价气田各开发单元产能，为冬季高峰供气期优选调峰单元提供依据。从图1可以看出，榆林南区存在矛盾开发单元主要有3、4、12，主要位于储层物性相对较好的井区，配产能力强，该类气井夏季控制速度，保护性开采，冬季提高配产，保证调控应急能力。通过气田各开发单元产能评价，主力区块为3、4、7、12单元，在冬季用气高峰期，榆林气田南区优选58口气井调峰规模600×104m3/d；经过调整，整个山2气藏冬季可达到990×104m3/d调峰规模。

针对高储采比、低配产单元，从图1可以看出，此类开发单元主要有8、10、11等单元，主要位于储层物性相对较差的井区，但具备一定的配产能力，此类井区气井必须进行气井精细管理（“长开短关”、“长关短开”与“冬季长关、夏季间开”型）和气层重复改造等措施，发挥此类气井最大能力。

图1　榆林气田南区各开发单元配产规模与储采比柱状图

1.1.2数值模拟精细调控在气田目前生产规模条件下，采用数值模拟技术实现各开发单元高精度历史拟合，定量化调整各单元生产规模，延长气田稳产期。该技术的主要方法是结合气井生产动态、产气剖面及压力恢复试井解释资料，提高气井数值模型的精度，为后期气田区块精细调控提供技术支撑。从开发单元预测结果表明，在目前规模下，以开发单元4、9为例，单元9需降低配产，延长稳产期；而单元4此类应提高配产，保证气田整体开发能力。

利用所建立的气田开发单元精细调控体系，通过优化调整，盆地东部山2气藏已累计产气575亿立方米，相当于68亿立方米规模稳产8.4年，从图2可以看出，经过区块精细调控，地层压力下降平稳，年压降1.0 MPa，整体山2气藏稳产形势良好。

图2　山2气藏历年生产动态曲线

1.2气田加密调整措施

采用动态评价与相控建模相结合的技术，评价山2气藏已开发榆林、子洲气田未动用储量，加密调整，提高储量动用程度，对实现气田持续稳产具有重要的意义。

首先，在精细地质研究的基础上，深入开展气藏地层压力、动储量及气井控制范围的评价，区块内部优选井位、完善井网，提高了储量动用程度。低渗非均质气藏地层压力评价主要采用动态监测法结合根据气田渗透率低，关井压力恢复速度慢，与生产需求存在很大矛盾等难点提出的压降曲线法、拓展二项式产能方程法、拟稳态数学模型法等不关井条件下地层压力评价方法［7-8］，精细刻画了山2气藏原始地层压力及目前地层压力平面分布特征（见图3）。低渗非均质气藏动储量评价，是通过充分利用气藏生产动态资料，形成了压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等气井动储量评价方法［9-11］，并对各种方法的适应性进行了明确地界定，形成了具有特色的低渗非均质山2气藏气井动储量评价方法技术系列，分析气井控制范围，为加密井部署提供指导（见图4）。由于山2气藏的强非均质性以及不同类型井开发效果的差异性，造成局部区块开发井网未能得到控制，形成尚未动用气区。通过评价，加密部署25口井，建产能2.2亿立方米，提高储量动用程度。

其次，对已开发气田未动用储量评价，建立了基于沉积相约束的三维精细地质模型表征储层非均质性，提高模型精度。通过分析岩相中物性的分布特征可知，砂岩物性最好，因此在岩相模拟的基础上进行相控物性模拟才能相对真实地反映储层物性的非均质性。通过优化岩相模型，降低岩相对模型计算结果的不确定性，建立砂岩发育的概率分布模型，并结合地质、开发和经济因素，评价山2气藏未动用储量280亿立方米，加密部署36口井，建产能3.8亿立方米。

图3　山2气藏目前地层压力分布图

图4　山2气藏动储量分布图

1.3增压开采措施

增压开采是气田开采后期，通过降低井口压力、增加外输压力，达到延长气井稳产期的开采方式［12-15］。针对鄂尔多斯盆地东部山2气藏储层非均质性强，井数多、规模大，气井动态特征差异大等特点，以气藏工程为主体，地质、地面、经济评价多学科一体化综合研究，形成了大型山2气藏增压开采技术，为实现气田持续稳产奠定基础。

目前榆林气田南区山2气藏井口压力6.7 MPa（见图5），接近地面系统压力，未来2～3年将进入大规模的增压开采阶段，因此亟需开展增压开采研究，延长气田稳产期。通过研究，形成适合山2气藏增压开采模式的技术成果。

图5　山2气藏气井油压分布平面图

图6　榆林南增压时机预测图

综合运用压降速率折算法、灰色预测法、产量不稳定法、数值模拟方法等多种方法预测榆林气田南区气井的自然稳产期，并根据单井的自然稳产期划分气井的增压时段，进而划分增压单元（见图6），将榆林气田南区划分为7个增压单元。通过采用压降曲线法、数值模拟法精细调整单井稳产期，使同一增压单元内气井增压时机达到一致。

通过对不同增压方式条件下采出程度的分析表明，增压方式对增压效果影响较小，而集气站、区域增压稳产时间长，结合地面工程及经济评价，优选以区域增压和集气站增压相结合的混合增压方式。

在划分了增压单元和确定增压方式的基础上，采用数值模拟方法，预测了榆林气田南区不同井口压力条件下稳产时间、废弃地层压力及累积产量增量，优选气井增压井口压力（见表2）。以气藏指标预测结果为基础，结合地面工程、经济评价（见图7、图8），优选榆林气田增压井口压力2.0 MPa。通过增压，榆林气田南区可延长稳产期2年，预测期末累积采气422.2× 108m3，采出程度79.7%，增产70.0×108m3，采出程度提高13.2%。

表2　不同井口压力下开发指标对比表

图7　评价期内产气量增量、增压投资与井口压力关系

图8　内部收益率与井口压力关系

2　稳产效果分析

通过区块精细调控，已开发榆林、子洲气田68亿立方米规模可自然稳产至2016年；通过内部挖潜调整、气田增压等稳产措施，盆地东部山2气藏68亿立方米规模可持续稳产至2020年，收到良好的气田稳产开发效果。

3　结论

（1）基于开发单元分类调控、数值模拟精细调控及气井分类管理，开发效果显著。山2气藏已累计产气575亿立方米，相当于68亿立方米规模稳产8.4年，地层压力下降平稳，年压降1.0 MPa，套压压降速率小于0.002 MPa/d，实现了气田的高效开发。

（2）多学科、多方法评价了内部加密潜力，形成了山2气藏增压开采技术，综合提出了山2气藏的稳产技术对策及措施。通过增压开采，可延长稳产期2年，已开发区内部挖潜可建产能6亿立方米/年。

（3）通过内部挖潜调整、气田增压等稳产措施，盆地东部山2气藏68亿立方米规模可持续稳产至2020年，开发效果显著。

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Study on key production stabilization technology for the Shan2 reservoir in the eastern Ordos basin

WANG Jingjian1，2，LIU Zhijun1，2，WANG Yifei3，LIU Qian1，2，WANG Leilei1，2，HUANG Qiong1，2，LIU Daotian1，2
（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Field，Xi'an Shanxi 710018，China；3.Petroleum Production Engineering Research Institute of Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu Hebei 062550，China）

The production capacity of 6.8 billion cubic meters per year has been built in Yulin，Zizhou gas field of the eastern Erdos basin，having been steadily producing for 8.4 years，received good development effect.Realizing the sustained and stable production of the gas field becomes the core issue of the current study.By dividing the development unit and the establishment of gas reservoir fine regulation system，the formation pressure of gas field steadily declines，the pressure drop of 1.0 MPa per year，and the stable production situation is good for the whole Shan2 reservoir.Combined the dynamic evaluation and facies controlledmodeling，the gas reservoir encryption potential is implemented.Perfecting Shan2 gas reservoir well network encryption can adjust the construction of production capacity of 0.22 billion cubic meters per year.Through gas reservoir fine description of unused reserves combined with economic evaluation，the production capacity of 0.38 billion cubic meters per year can be built.Through multi factor optimization and the gas boosting adjustment potential evaluating，the stable production period can be extended for 2 years.Integrated above measures，the production scale of 6.8 billion cubic meters per year for Shan2 reservoir in the east of the Ordos basin can achieve sustainable and stable production to 2020 and the development effect is remarkable.

eastern Ordos basin；Shan2 reservoir；stable production measure；fine regulation；internal potential；boosting stimulation