榆林南區開發調整效果評價

孫 龍 ，趙永剛 ，張 濤 ，雷 甜 ，劉鵬飛 ，于 洋

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

榆林氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，區域構造位于伊陜斜坡北段，行政區域隸屬榆陽區及橫山縣境內。主力氣層為二疊系山西組山2段，其次為奧陶系馬家溝組馬五1+2段。2005年底并投入整體開發，已連續穩產11年，2016年底氣田整體進入遞減期[1-5]。

1 開發調整效果評價

1.1 鉆遇效果

1.1.1 直/定向井 完鉆22口，均鉆遇山2主力氣層，Ⅰ+Ⅱ類井19口，比例占86.36%，Ⅲ類井3口，比例占13.64%，儲層平均厚度7.7 m，含氣飽和度62.55%，與往年對比均有所降低，孔隙度和滲透率差別不大（開發調整前，山2氣層平均厚度10.4 m，孔隙度6.58%，滲透率0.54 mD，含氣飽和度79.28%）（見表1）。

表1 直/定向井測井參數統計表

1.1.2 水平井 完鉆9口，其中2口上古水平井水平段平均長度為1 608 m，平均儲層鉆遇率94%，有效儲層鉆遇率89%；7口下古水平井水平段平均長度為1 565 m，平均儲層鉆遇率71%，有效儲層鉆遇率37%。

1.2 試氣效果

1.2.1 直/定向井 完試15口，平均無阻流量17.66×104m3/d，榆A井最高，為107.76×104m3/d。測試期間井均日產 2.51×104m3，油套壓分別為 11 MPa、12 MPa（見圖 1）。

圖1 直/定向井無阻流量分布區間

1.2.2 水平井 完試9口，平均無阻流量51.57×104m3/d，榆B井無阻流量最高，為 122.71×104m3/d。測試期間井均日產 8.42×104m3，油套壓分別為13.9 MPa、14.8 MPa（見圖 2）。

圖2 水平井無阻流量分布區間

1.3 已投產井生產動態

1.3.1 壓力和產量 開發調整至今，共投產氣井21口，其中直/定向井12口，水平井9口。投產初期油套壓分別為13.8 MPa、15.7 MPa，目前油套壓分別為6.5 MPa、9.6 MPa，壓力下降明顯。

投產初期日產氣量96.6×104m3，目前日產氣量78.8×104m3，其中兩口上古水平井生產效果好，產量達到40×104m3/d。16口井出現遞減，日產氣由初期的65.6×104m3下降到 23.5×104m3。2016 年投產井 2017 年遞減率58.9%，預測2018年遞減率45.6%；2017年投產井預測2018年遞減率25.1%。

典型井分析：榆C井于2016年12月23日投產，生產層位馬五13，投產初期油套壓分別為15.6 MPa、19.8 MPa，日產氣 7×104m3；目前油套壓 6 MPa、6.6 MPa，日產氣1.6×104m3。壓力在投產初期下降明顯，后趨于緩慢，產量呈現出階梯式下降（見圖3）。

1.3.2 水質分析 開展21口/129井次水質分析，水型均為CaCl2型。上古井氯根平均5.4×104mg/L、礦化度9.7×104mg/L，下古井氯根平均9.3×104mg/L、礦化度15.6×104mg/L。井均產水0.38 m3/d，液氣比0.09 m3/104m3，分析認為是地層水；后期加密監測并跟蹤分析。

1.3.3 H2S含量 開展15口/87井次H2S分析，H2S含量范圍 1.05 mg/m3～107.72 mg/m3，平均 7.05 mg/m3，含量超過20 mg/m3的井有2口，后期加密監測。

1.4 壓力與產量評價

1.4.1 原始地層壓力 不同井型：直/定向井平均原始地層壓力為18.06 MPa，較氣田原始地層壓力（27.6 MPa）下降明顯；水平井平均原始地層壓力24.24 MPa，變化不大。

不同開發調整類型：加密井的平均原始地層壓力明顯低于擴邊井（見表2）。

表2 原始地層壓力情況表

1.4.2 產量 21口投產井生產至今，先后有16口井出現不同程度的產量遞減，遞減幅度平均為65%。

1.4.3 原因分析 開發調整井鉆遇效果良好，但原始地層壓力偏低，氣井投產后生產一段時間壓力、產量下降明顯，分析認為有以下四點原因：

（1）原始地層壓力測試時，關井恢復時間短，壓力未恢復穩定。

試氣結束后，要求氣井關井恢復兩個月以上，才能進行地層壓力測試，但由于產建任務繁重，投產時間緊迫，氣井關井半個月即進行地層壓力測試，導致原始地層壓力測試結果偏低。

（2）主力儲層連通性好，存在井間干擾（見表3）。

①南區做過的干擾試井結果表明：儲層物性好的區域，干擾明顯；物性差的區域，干擾顯現時間較長。開展干擾試井4井組，在激動井周圍的6口見到明顯干擾現象；在儲氣庫注采試驗中，有2口觀察井見到干擾。

圖3 榆C井生產曲線

表3 榆林南區干擾試井結果統計表

表4 典型井產氣剖面測試統計表

②優選加密井位，考慮的是未見干擾或干擾程度低的區域，但從實際開發效果情況來判斷，干擾現象較為明顯，分析認為：計算單井控制范圍時，把泄流半徑視為等效圓，而實際的泄流范圍與砂體發育有關，存在各向異性。因此下一步部署加密井位時，要擴大井網井距。

（3）次產層物性差，產量貢獻低（見表4）。

①榆林南區單采非主力氣層生產井共有10口，均為間歇生產井，日產氣量不足0.5×104m3，產氣能力低。

②對于合采氣井，從產氣剖面來分析，非主力氣層產氣貢獻率低。

（4）由于生產任務重，新井投產后，為追求產量放壓生產，導致油套壓驟降，產量遞減明顯。

2 認識及建議

（1）榆林南區通過實施開發調整，日增產量78.8×104m3，一定程度上彌補了產量遞減，提高了儲量動用程度，開發調整達到了預期目的。

（2）鑒于內部加密井出現井間干擾現象，建議下一步部署井位時，要適當擴大井區合理井距：Ⅰ類井區擴大至1.5 km～2.0 km，Ⅱ類井區1.0 km～1.5 km，Ⅲ類井區0.5 km～1.0 km（注：I、Ⅱ、Ⅲ類井區平均泄流半徑分別為 1.18 km、0.81 km、0.46 km）。

（3）對于滾動擴邊井，實時跟蹤產建新井的實施效果，對比分析鄰井生產動態，繼續往有利方位滾動開發。

（4）針對榆Y井區太原組儲層鉆遇效果良好，建議優選井進行產能試井，評價其生產能力。

（5）新井投產后，制定合理配產，避免壓力、產量驟降。