大牛地氣田D8-D10井區水平井上返層位潛力分析

姜 維，易小燕

(中國石化華北分公司第一采氣廠，河南鄭州 450000)

大牛地氣田D8-D10井區水平井上返層位潛力分析

姜 維，易小燕

(中國石化華北分公司第一采氣廠，河南鄭州 450000)

D8-D10井區為大牛地氣田首個規模開發的水平井井區，存在部分高產井產量壓力衰減過快、低產井積液減產甚至水淹停產的問題。從沉積相有利位置、連片砂體儲量未控制區域、砂體連通性及縱向層位動用情況幾方面，對D8-D10井區水平井的開發層位進行分析，給出水平井開發層位調整建議，并對措施后效果進行動態預測。

大牛地氣田；D8-D10井區；水平井開發

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類低品位儲量。位于大牛地氣田有利區帶的D8-D10井區含氣豐度低，單井產量低，直井開發經濟效益較差，穩產是目前大牛地氣田特別是老區面臨的最大問題。合理調整工作制度、增壓、井網加密調整等方法[3-6]是穩產的有效措施，但最簡單易行且有效的穩產措施就是轉層合采。目前已證實多層合采可行，打開可能存在的其它氣層有據可依，且直井補孔壓裂措施實施后,效果顯著。

1 研究區生產存在的問題

2010年，華北分公司在大牛地氣田D8-D10井區運用水平井的開發方式進行大規模建產，取得了顯著的效果，截止2013年10月，投運水平井達125口，累計產氣量10.87×108m3。水平井技術已經成為提高儲量動用率、氣田采收率和單井產能的有效手段，但水平井開發仍存在著一系列問題：

(1)井區共有53口水平井初期產能低于6×104m3，生產穩定性差，多存在積液減產的問題，其中先后有20口出現水淹的現象。

(2)分支水平井技術尚未在大牛地氣田推廣運用，目前大牛地氣田單口水平井只能針對單層進行開采。

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

2 開發層位潛力分析

2.1 沉積相分析

D8-D10井區盒3、盒2段沉積期河道發育較差，河道規模較小，砂體厚度小，分布區域局限。盒1段沉積期由于多期辮狀河道的不斷疊置、分叉、匯聚、復合連片，盒1段砂體在整個井區均比較發育[7-8]，具有厚度大、連片性好的特點。部分區域盒1段與山2段砂體隔夾層較薄，可以作為一套層系開發[9-12]。太原組太2砂體集中發育在井區東南部，呈條帶狀展布，沿主砂壩北東-南西走向砂體連續性較好，但垂直主砂壩方向砂體發育較好區域寬度有限，最寬處約5～6 km，最窄處僅2 km左右。井區東南部盒1段與太2段砂體有利部位疊合區域可作為水平井接替的沉積有利區。

2.2 產能特征分析

D8-D10井區盒2、盒3段測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，砂體連續性差，不適宜水平井開發。從測試無阻流量來看，已打開盒2、盒3段平均無阻流量僅為1.31×104m3/d。山1、山2全區已測試氣井中，僅有3口井測試無阻流量在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，氣井經濟效益較差。主力層盒1、太2段已投產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 儲量特征

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

3 選井選層標準與結果

為了明確最終的選井選層條件, 對大牛地氣田D8-D10井區測井曲線數值、儲層參數和試油氣數據進行了統計分析，劃分有效厚度，建立物性下限和電性下限標準[13-14]。

選取的42塊樣品進行中值壓力、中值半徑與孔隙度、滲透率交會，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。

通過對區塊目的層段四性關系分析，運用聲波時差-電阻率交會圖版能夠很好地判斷氣層、干層。同時通過各種電性與無阻流量的交會圖版確定氣層的下限標準為：自然伽馬小于110 API，電阻率下限30 Ω·m，聲波時差下限210 μs/m，滲透率下限0.1×10-3μm2，泥質含量低于30%。

根據層段四性關系分析結果，在進行上返接替潛力層篩選時遵循以下幾點原則：

(1)導眼段測井參數符合氣層下限標準(孔隙度5%，滲透率0.1×10-3μm2)、導眼段錄井顯示好，全烴凈增值大于10%。

(2)位于河道砂體發育部位，砂體厚度在10 m以上，平面砂體連續，且物性條件符合儲層標準。

(3)井控程度低，存在連片未動用儲量，鄰井實測無阻流量較高，處于產能測試有利區。

井區東南部分布有盒1、太2段砂體有利區疊合部分，且該區域盒1段有連片未打開儲量，故本次主要對井區東南部生產層位為太2段的氣井進行分析，上返的層位為盒1層。

通過對D8-D10井區目前生產層位為太2段的34口氣井測錄井參數及砂體厚度進行分析，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 實例分析

4.1 測錄井顯示

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為低自然伽馬、低電阻率、高聲波時差，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 臨井對比

DPT-5井位于河道砂體發育部位，砂體厚度10～15 m，臨近氣井盒1砂巖鉆遇率達100%，砂體比例為47%，平面砂體分布連續。該井縱向上砂體連續性分布，其鄰井砂體厚度大，無阻流量高，其中DPH-8井測試無阻流量達13.34×104m3/d。DPT-5區域盒1層有連片未打開區域。措施后，盒1層控制面積可達1.392 km2，動用儲量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 生產現狀

該井于2012年11月1日投產，投產初期油壓17.8 MPa、套壓15.2 MPa，投產初期配產4.0×104m3/d，目前油壓降至6.0 MPa，日產氣量為2.0×104m3。該井的產量、壓力衰減較快，需進行挖潛，找出合理的穩產對策。通過該井測錄井資料及臨井對比綜合分析得出，該井具備上返接替潛力，結合實際生產情況，建議該井在日產氣降至1.0×104m3以下時，進行上返接替措施，打開層位為盒1層。

4.4 動態預測

通過建立DPT-5井單井數值模型，對該井的生產動態進行預測。

為了更好地分析增壓時機和補孔時機，設置了3個工作制度，分別為工作制度1(基礎)、工作制度2(增壓)、工作制度3(增壓和補孔)。2014年1月、2015年1月井口最低壓力分別設置為3.87 MPa(進站壓力3 MPa)、2.87 MPa(進站壓力2 MPa)，措施以前，按照2×104m3/d產量進行生產。分析表明，該井在增壓以后穩產時間延長了2年以上，預測到2015年4月產量開始出現遞減，到2017年4月產量下降到1×104m3/d，此時若打開盒1層進行上返接替，繼續按照2×104m3/d繼續生產，可以繼續穩產5年以上。到2013年底，累積產氣量較措施以前增加0.4×108m3。

5 結論

(1)D8-D10井區東南部盒1層與太2層砂體疊合有利區砂體厚度大且平面連續，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，確定了補孔合采時機，DPT-5井增壓后2017年4月產量下降到1×104m3以下時，可以進行補孔。

(3)研究表明，水平井上返接替措施在大牛地D8-D10井區是切實可行的，經過分析預測結果，有明顯的增產效果。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0082-03

2014-08-20

姜維，1987年生，2010年畢業于中國石油大學(華東)地質學專業，從事油氣田開發地質工作。

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

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