大牛地气田补孔改层措施效果评价

郭 辉

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

油气工程

大牛地气田补孔改层措施效果评价

郭 辉

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

DK13井区是大牛地气田最早规模建产的直井开发区，也是目前主力开发区块之一。自2003年投产以来，大牛地气田DK13井区经过14年的开发，产量逐步下降，为保障井区产量稳定，自2008年起先后对27口低产低压老井实施补孔改层措施，根据补孔改层后气井的实际生产状况，制定了补孔改层效果评价方法，并依据此方法从日增气量和有效生产时率等方面对27口补孔改层措施井的开发效果进行评价，最后对效果一般的井进行总结分析，为下步补孔改层方案制定提供了有效的技术手段，为大牛地气田稳产保产提供保障。

低产低效井；补孔改层；评价方法；效果评价

鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，剩余气类型复杂，与国外相比，我国致密砂岩气气层较薄、含气饱和度低，实现规模效益开发的难度更大，如何提高采收率乃是核心的研究主题[1-7]。气藏开发进入中后期后，随着气井压力逐步下降，低压低产井、水淹井相应增多，导致一些气井关井或者间歇生产，产量递减加大，严重地影响了气田的开发[8，9]。为提高气藏采收率，保障气田产量稳定，采用补孔措施增加储量动用程度、提高单井产能成为低压低效井治理的方法之一[10]。

大牛地气田直井开发从2003年到2011年，先后经历了先导试验、单层开发、多层合采三个不同阶段，属于上产稳产期，自2012年起无直井建产，产量逐步开始递减，目前处于递减期。直井开发阶段，采用不规则井网开发，遵循“先肥后瘦”、“少投入、多产出”的开发原则，直井单层+多层合采开发。开发初期，盒3、山1主河道气层厚度大、物性好的区域以单层开采为主，由于建产速度及供气时间的影响，直井存在控制未打开现象。因此，对低产低压井未打开层实施补孔改层措施，气井产量会有一定程度的增长，对措施效果评价，如果增气量的收益大于补孔改层措施费用，则补孔改层措施方案具有经济效益[11]。

1 大牛地气田DK13井区开发概况

DK13井区是大牛地气田最早规模建产的直井开发区，也是目前主力开发区块之一，井区共有580口气井，其中直井523口，水平井57口，年产气量9.72×108m3，累计产气量 154.29×108m3，目前开井 532 口，开井率91.7%，平均油压4.3 MPa，平均套压5.6 MPa，平均日产气量312.5×104m3，平均日产液量226.6 m3，平均液气比0.73 m3/104m3。油压分布在5 MPa～7 MPa的井有37口，占总井数的6.4%，油压区间小于5 MPa的气井有502口，占总井数的86.5%。井区整体井口压力、单井产量较低，气田稳产保产形势严峻。结合DK13井区开发特点：（1）2003年最早建产的直井开发区，也是目前大牛地气田开发主力区块之一；（2）单层开发为主，纵向上多层叠合，补孔改层的潜力巨大；（3）气田进入递减期，整体井口压力、单井产量较低。对于采用衰竭式开采的气田来说，结合目前DK13井区的开发状况，对已补孔改层措施井进行效果评价分析，为下步补孔改层措施提供理论基础，延缓气田递减。

2 补孔改层井实施情况

2.1 补孔改层选井原则

（1）针对打开程度不完善，纵向上多层叠合，存在未打开的控制储量，产能预测无阻流量大于2×104m3/d的气井，邻井达到工业产量标准。

（2）所选井层位符合气层测井参数下限标准。

（3）补孔以DK13井区主力开发气层盒3、盒2、山1为主，兼顾其他气层。

2.2 补孔改层实施概况

大牛地气田DK13井区已实施27口补孔改层井，补孔层位主要集中在H3、S1、S2层，2013-2014年共实施13口井，累计增气5 772.9×104m3，单井平均日增气量 4 887 m3，历年合计累计增气 16 052.4×104m3，单井平均日增气量4 538 m3（见表1）。

3 补孔改层井效果评价方法

3.1 补孔改层效果评价指标

（1）日增气能力：

日增气=措施后稳产期日产气量-措施前日产气量

（2）有效生产时率：

有效生产时率=目前有效期/措施后至目前的生产时间

3.2 补孔改层效果参数区间

以日增气能力、有效生产时率作为主要评价指标，划分区间评价分数，对补孔改层措施单井的实施效果进行评价（见表2）。

4 补孔改层井效果评价结果

补孔改层效果好的井17口，日增产量7 681.5 m3，稳产期916 d，有效期1 485 d，投资回收期224 d；补孔改层效果中等的井3口，日增产量3 200.6 m3，稳产期914 d，有效期1 672 d，投资回收期317 d；补孔改层效果一般的井7口，日增产量2 015.3 m3，稳产期346 d，有效期568 d，投资回收期1 309 d（见图1，表3）。

表2 指标参数区间

5 实例分析

5.1 措施效果好

X16井原生产层位H3，2013年7月补孔层位S1层，测试无阻流量3.76×104m3；措施后稳产期1 011 d，日增气量达到15 128 m3，有效期1 011 d，有效生产时率84.74%，有效期累计增气 1 529.436×104m3，措施效果好；投资245.5万元，投资回收期120 d，有效期1 011 d，收回投资成本，经济效益好。

X12井2012年8月补孔层位H3层，预测无阻流量 5.96×104m3，测试无阻流量 1.14×104m3；井措施后稳产期1 476 d，日增气量达到8 600 m3，有效期1 476 d，有效生产时率95.29%，有效期累计增气1 269.341×104m3，措施效果好；投资166.5万元，投资回收期149 d，有效期1 476 d，收回投资成本，经济效益好。

5.2 措施效果中等

X25原生产层位H3+S2，2014年11月补孔层位S1层，测试无阻流量1.33×104m3。措施后稳产期647 d，日增气量达到3 026 m3，有效期652 d，有效生产时率89.2%，有效期累计增气195.8×104m3，措施效果中等。投资140万元，投资回收期317 d，有效期652 d，收回投资成本，经济效益中等。

图1 补孔改层井措施效果图

表3 补孔改层井评价结果表

5.3 措施效果一般

X7井原生产层位H3，2009年12月补孔层位S2层，测试无阻流量1.169 7×104m3；措施后日增气量 2 448 m3，有效期 275 d，有效生产时率10.93%，有效期累计增气19.8×104m3，措施效果一般；分析主要原因是S2层电阻率较低，含气饱和度低，为差气层（见表4）。

表4 X7井测井解释参数表

X18井原生产层位H3，2013年11月补孔层位S1层，测试无阻流量1.163 5×104m3；措施后日增气量1 592 m3，有效期880 d，有效生产时率80.29%，有效期累计增气125.9×104m3，措施效果一般；投资260.3万元，投资回收期1 349 d，有效期880 d，未收回投资成本，经济效益一般。分析主要原因由于该井与X28井相邻，距水平段垂直距离仅24.58 m，而该井压裂层有效厚度较大，相应的压裂规模也较大，加砂量：70.6 m3，压裂范围位于X28井水平段轨迹上，属于X28井的储量波及范围之内，产量压力相互干扰。

X19井原生产层位H3，2013年11月补孔层位S1层，测试无阻流量0.632 8×104m3；措施后日增气量474.6 m3，有效期555 d，有效生产时率50.68%，有效期累计增气31.2×104m3，措施效果一般；投资177.03万元，投资回收期2 336 d，有效期555 d，未收回投资成本，经济效益一般。分析主要原因由于受到扩径的影响，X19井测井显示声波时差不能反应该地层的真实声波时差，导致措施效果不好，因此，在筛选低电阻-高声波时差气层时，要考虑扩径的影响。

6 结论

（1）优化补孔改层选井选层原则：①达到气层下限标准，气厚大于3 m，邻井实测无阻流量较高，处于产能测试有利区域；②录井显示好，全烃净增值大于15%；③考虑是否存在井间干扰（井控范围内是否存在已动用井）；④考虑纵向隔夹层厚度，是否与已动用层段存在压裂干扰。

（2）通过已实施井效果分析，基本上单井日增产气量大于0.3×104m3，具有较好的效果。

（3）DK13井区27口补孔改层井中17口补孔改层效果好，平均日增产量7 681.5 m3；3口井补孔改层效果中等，平均日增产量3 200.6 m3；7口井补孔改层效果一般，平均日增产量2 015.3 m3，总体上补孔改层效果好，为进一步采取补孔改层增产措施提供借鉴。

（4）通过对效果一般的井分析，总结出选井要严格按照高于下限标准，而且要充分考虑井筒因素、平面上井间干扰因素、纵向上压裂干扰因素的影响，为下步补孔改层提供了有效的技术手段，为大牛地气田稳产保产提供保障。

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国内首套焦化苯合成己内酰胺装置建成投产

7月9日，潞宝集团10万吨己内酰胺装置正式投产使用，这是全球第一个百分之百以焦化苯为原料生产己内酰胺项目、也是国内首套焦化苯合成己内酰胺装置。其运行标志着山西省煤化工产业从煤炭产品拓展向碳分子结构延伸的突破和从传统煤化工向现代精细化工的跨越。该装置采用意大利CTI公司先进的氨肟化技术和瑞士苏尔寿浓缩技术，是目前国内首套完全以焦化苯合成己内酰胺的装置，不仅工艺流程缩短、操作条件温和、压力和温度较低，而且实现废气废水和固废物零排放，是绿色节能环保项目。

（摘自中国化工信息2017年第14期）

Measure effect evaluation of fill holes and transfer layer in Daniudi gasfield

GUO Hui
（Exploration and Development Research Institute，SINOPEC Huabei Oil and Gas Company，Zhengzhou Henan 450006，China）

DK13 well area is the earliest straight well development zone in scale production and construction of Daniudi gasfield,and it is also one of the main development blocks.Since 2003,DK13 well area has been developed for 14 years,and the production has been gradually reduced.In order to ensure the stable production of the well area,since 2008,27 wells of low-yielding and low-pressure old wells have been implemented fill holes and transfer layer.According to the actual production conditions of the gas wells after fill holes and transfer layer,the evaluation method of the effect of fill holes and transfer layer is formulated.Based on this method,the development effect of 27 wells is evaluated from the gas pro－duction increasing and effective production rate.Finally,the results of the general well to sum up and analysis provides an effective technical means for the next step to fill the hole renovation program in the Daniudi gasfield.

low efficiency wells；fill holes and transfer layer；evaluate method；effect evaluation

TE377

A

1673-5285（2017）08-0007-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.002

2017－07-13

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”，项目编号：2016ZX05048。

郭辉（1988－），工程师，硕士，2014年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发专业硕士研究生，现从事油气田开发研究工作，邮箱：guohui0930@126.com。