榆林南區挖潛措施井優選及效果預測

左海龍 ，安文宏 ，劉志軍 ，馮炎松 ，王京艦

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021）

榆林氣田南區目前累計投產井173口，已累計生產天然氣188×108m3，相當于20×108m3規模穩產了9.4年，目前平均單井產氣量4.2×104m3/d，平均油、套壓分別為9.62 MPa和10.78 MPa，氣田整體開發形勢良好；但其中有44口井產氣量小于1.5×104m3/d，平均油、套壓分別為7.31 MPa和9.52 MPa，且生產不穩定。對這批低產、低壓井有利儲層進行篩選，優選出具有增產潛力的井實施改造挖潛。

1 挖潛措施井優選

1.1 老井側鉆

1.1.1 選井原則 （1）從生產動態來看，氣井表現為壓力低、產量低（≤0.5×104m3/d）；（2）周邊的地層分布穩定，含氣砂體落實，側鉆方向的砂體發育；（3）鄰井試氣結果和生產情況較好，具備增產潛力；（4）沿側鉆井與鄰井滿足井網井距要求。

1.1.2 選井結果 榆43-19：該井位于榆20井區，為榆林南區2004年開發井。山2試氣無阻流量僅1.53×104m3/d。于2004年9月投產，目前以0.5×104m3/d生產，累計產氣1 228.69×104m3，目前油/套壓7.3/10.2 MPa，地層壓力僅為15.2 MPa，水氣比高，現場生產管理難度大。而鄰井榆20和榆44-18試氣及生產情況較好，地層壓力保持水平較高（19.1 MPa），榆43-19可向榆44-18及榆20方向側鉆挖潛。從山23砂巖厚度圖及連井剖面圖可以看出，榆43-19沿榆20及榆44-18方向砂體發育，儲層物性變好，該井可以以240°方位側鉆。

圖1 榆林南區砂巖厚度及泄流范圍圖（山23）

榆43-19與榆20及榆44-18井距分別為4.0 km、3.2 km；兩口井泄流半徑分別為1.1 km、0.8 km（見圖1），井距滿足側鉆要求。故榆43-19側鉆具有儲量基礎且滿足側鉆井距要求，具備側鉆條件。

1.2 查層補孔

1.2.1 選井原則 （1）從生產動態來看，氣井表現為壓力低、產量低；（2）除目前生產層位外，未動用層的測井解釋為氣層或含氣層；（3）未動用層具備增產潛力；（4）未動用的氣層段位于目前生產層位之上。

1.2.2 選井結果 榆43-1：該井位于榆37井區，為榆林南區2004年開發井。對馬五12、馬五13、馬五21、馬五22、馬五31試氣，無阻流量10.73×104m3/d，于2004年9月投產，目前產氣量 1.5×104m3/d，累計產 4 500.97×104m3，目前油/套壓6.7/8.7 MPa。

榆43-1井上古山23儲層砂體發育，測井解釋儲層物性好（見表1），補孔具有儲量基礎。

榆43-1位于山23儲層主砂體上且不在鄰井泄流控制范圍內，鄰井生產效果好（見圖2）。故榆43-1山23儲層具備儲量基礎，鄰井生產效果好且井距滿足要求，具備補孔條件。

圖2 榆林南區砂巖厚度及泄流范圍圖（山23）

2 效果預測分析

2.1 榆43-19側鉆效果分析

收集整理資料建立地質區塊模型，定義側鉆井位為榆 43-19A，網格步長：100 m×100 m，總網格數：3 111個，區塊地質儲量：20×108m3，目前地層壓力：21.6 MPa；以地質模型為基礎，對4口井生產歷史進行擬合，確保預測模型的準確性。以榆20、榆44-18、榆45-18合理配產為預測期產量，預測側鉆井榆43-19A生產情況。

表1 榆43-1井山2段測井解釋成果表

榆43-19側鉆后配產3.3×104m3可穩產3年，穩產期末累產3 600×104m3，增壓生產可穩產4年（見圖3）。

榆43-19側鉆后能有效提高區塊采氣速度（見圖4），預測期末區塊采出程度提高5.1%（見圖5）。

圖3 榆43-19A產量預測曲線

圖4 區塊日產氣量對比曲線

圖5 區塊累計產氣量對比曲線

2.2 榆43-1補孔效果分析

搜集并整理榆43-1井的測井解釋數據、孔隙度、滲透率、含氣飽和度等資料建立單井模型。模型網格步長：30 m×30 m，總網格數：2 500個，地質儲量：2.1×108m3，含氣飽和度：66.7%，滲透率：2.3 mD，孔隙度：5.9%。數模結果得出：該井山23儲層補孔后，配產2.2×104m3/d可穩產3年，穩產期末累產2 300×104m3，增壓生產可穩產2.4年（見圖6）。

圖6 榆43-1產量預測曲線

榆43-1目前產氣量1.5×104m3/d，采用Topase軟件預測該井再生產5年將遞減至經濟極限產量，故建議到2017年封堵該井下古馬五儲層，對上古山23儲層開展補孔增產措施。

3 經濟效果評價

3.1 單井產出分析

由數值模擬結果得出，在自然生產條件下，3年穩產期末各井產出情況（見表2）。

表2 3年穩產期末各井產出分析表

3.2 單井投入分析

結合長慶氣田開采鉆完井工程費用實際情況，兩口井改造單井投入費用（見表3）。

表3 單井改造投入分析表

3.3 單位采氣經營成本

長慶氣田平均單位采氣經營成本為130元/千立方米。

3.4 銷售稅金及附加

長慶氣田平均單位商品氣量的銷售稅金及附加為19.44元/千立方米（見表4）。

表4 單井經濟效益測算參數表

3.5 單井經濟效益測算

根據前面測算的單井投資、采氣成本、稅金等，結合數值模擬預測產出數據，計算兩口措施井收益（見表5）。計算方法：收益=單井總收入-單井總支出

表5 3年經濟效益測算結果表（萬元）

由表5可以看出，兩口井在措施后3年內均能收回投資并產生可觀的經濟效益，故兩口井措施在經濟上具有可行性。

4 結論與認識

（1）榆43-19井目前低壓、低產，該井沿榆44-18方向砂體發育，具備儲量基礎且滿足側鉆井距要求，可對其側鉆挖潛；榆43-1井上古山23儲層具有儲量基礎，且不在鄰井泄流范圍內，可對其進行補孔挖潛。

（2）榆43-19側鉆后可提單井高產量且具備一定穩產能力，能提高區塊采氣速度及最終采收率；榆43-1目前生產尚可，預測該井到2017年遞減至經濟極限產量，再對其進行措施可提高單井產量且具備一定穩產能力，能提高山23儲量動用程度。

（3）結合長慶氣田開采實際情況，對比措施投入與產出數據得出，兩口井措施均能帶來可觀經濟效益。

[1]唐澤堯.氣田開發地質[M].北京：石油工業出版社，1981.

[2]張明文.川東地區非正常井再利用潛力研究[G].川東開發公司課題成果報告，2001.

[3]李良.經濟產量[M].山東：石油大學出版社，1997：5-20.

[4]劉清志.石油技術經濟學[M].山東：石油大學出版社，1998.