松南氣田營城組氣藏生產特征分析

王冬燕

（中國石化東北油氣分公司勘探開發工程部，吉林 長春 130062）

松南氣田營城組氣藏構造上位于達爾罕斷凸帶北段，受白堊紀時期沙河子組的地層結構影響,使得巖性以流紋巖、流紋質火山碎屑熔巖為主[1]。主要含氣層系是營城組火山巖氣藏，地理上松南氣田位于松原市境內。營城組火山巖氣藏共計完鉆井20口，截至2019年12月底，松南營城組氣藏日產原料氣226萬m3，日產水646 m3，平均油壓7.76 MPa，年產原料氣7.7億m3，采氣速度4.8%，累產氣63億m3，采出程度39%。

分析認為松南氣田火山巖氣藏在平面上仍有剩余潛力，有必要開展地質研究，摸清剩余潛力分布，提高儲量的動用程度，改善氣藏開發效果。松南氣田營城組火山巖氣藏已經投產10年，氣井的產量、壓力與投產初期相比發生很大變化，各井之間生產動態特征差異大，需要加強氣井生產動態分析，為制定氣井合理工作制度提供依據。

1 氣井生產動態分析

根據產量、壓力、產水變化特征將松南氣田營城組氣藏氣井分為4種類型。

1）產量壓力穩定，油壓保持在11.5～14 MPa，產凝析水，產能較高，具備一定調峰能力的井（腰平9井、腰平8、腰平6井、腰平5井、腰深1井）。

YP9井水平生產段位于Ⅰ類儲層中上部，距離氣水界面較遠，下部隔層發育。該井于2009年10月投產，投產初期日產氣35萬m3，日產水5 m3，水氣比0.14，油壓29 MPa；目前日產氣量29萬m3，日產水3.6 m3，水氣比為0.124，油壓8.2 MPa，如圖1所示，YP9井提產后，水氣比反而下降；該井無阻流量高（166萬m3·d-1），產水量小，且為凝析水；合理產量下，壓降速率小，可保持長時間穩定生產。氣藏中部較高部位的井僅產少量凝析水，水風險較小，因此在生產中高部位適當高配，提高采氣速度；構造低部位產地層水，因此對于構造低部位鉆井和井底靠近構造低部位的水平井，適當低配，控制采氣速度，可實現有效的火山巖氣藏控水[2]。

圖1 YP9井生產動態曲線圖

2）產量壓力相對穩定，油壓保持在12～14 MPa，產地層水且水氣比上升，但總體可控（腰平1、腰平3、腰平10井、腰平2井）。

YP1井于2008年11月投產，截至目前，累產氣5.64億m3，平均日產氣15.6萬m3，平均日產水24.3 m3。該井水氣比由0.1上升到4.6，產水量大（38.9 m3·d-1），且為地層水。為了延緩底水的錐進，YP1井的合理配產應控制在10萬m3·d-1。

腰平1位于構造高部位，但井斜略小，向南、北構造急劇下降，水平段靠近Ⅰ類儲層底部。前期生產效果較好，日均產氣在30～40萬m3，水氣比小于0.1，后期含水上升，氣產量下降，水氣比2.0～3.2，水樣分析礦化度30 mg·g-1。目前分析認為由于氣井生產壓差較大，造成底水沿裂縫錐進。

3）產量總體下降，油壓保持在5～9.1 MPa，產地層水且產水量及水氣比不斷升高（腰平7井、腰平11）。

YP7井于2008年8月投產，投產初期日產氣22萬m3，日產水10 m3，水氣比0.5，油壓28.5 MPa；目前日產氣1.9萬m3，日產水67 m3，水氣比35，油壓3.2 MPa。該井井口油壓、產量逐漸下降，產水量和水氣比一直呈上升趨勢。產水量大（67 m3·d-1），且為地層水。

腰平7井位于獨立火山機構高部位，Ⅰ類儲層鉆遇率相對較低，水平井段尾部在氣水界面下，由于前期生產壓差較大，底水逐步錐進，水氣比逐漸升高，導致后期高含水。

4）外圍供給不足，產量和壓力均下降較快（腰深101、腰深102、腰平4井）。

腰深101井2010年7月投產，投產初期能量供給不足，產量和地層壓力下降快，截至2012年5月，平均日產氣2.4萬m3。2013年10月對營城組3 735～3 745 m井段進行壓裂測試后5 mm 油嘴放噴，日產氣3.3萬m3，油壓18.6 MPa。2013-2018年產水量和水氣比上升，油壓呈下降趨勢，年均降3.4 MPa。目前日產氣0.6萬m3，日產水4 m3，水氣比6.7，油壓0.81 MPa。

2 氣藏地層壓力變化及氣藏彈性產率

氣藏受不同驅動類型的影響，區塊及單井地層壓降差異較大，YS1井區2012-2018年地層壓力每年分別下降2.35、2.98、2.61、2.47、3.22、1.63、2.4 MPa，平均下降2.5 MPa。YP7井區地層壓力每年下降3.42 MPa。2012-2018年氣藏總體地層壓力下降速度一致，平面上YS1井區開采均衡，北部YS102井區由于采出程度低，壓降較小。

不同井區彈性產率差異明顯，水平井彈性產率遠遠高于直井，腰深1井區水平井彈性產率遠高于腰平7井區水平井。2012-2018年，產地層水氣井（YP1、YP3、YP7井）受水侵影響，彈性產率下降。YP9井主要受地層壓力下降的影響，彈性產率略有減小，如圖2所示。

圖2 氣井單位壓降產氣量變化圖

3 氣井采氣指數及生產壓差

氣井產水，氣相相對滲透率下降，地層滲流阻力和井筒流動阻力增大，額外消耗能量，生產中表現出產量和壓力下降快、單位壓降采氣量小的特征，影響氣井穩產及最終采收率[3]。受地層壓力下降、氣井產水的影響，氣井采氣指數逐漸減小。2012-2019年，產水氣井（YP1、YP3、YP7、YP11、YP10井）受水侵的影響，采氣指數不斷減小。YP9、YS1井主要受地層壓力下降的影響，采氣指數減小。

氣井生產壓差差異大，直井的生產壓差是水平井的3.3倍。氣井受水侵影響導致生產壓差增加。2012-2019年，產水氣井（YP1、YP3、YP11）為保持產量穩產，所需生產壓差不斷增加。氣井未受水侵時，生產壓差變化小，在0.2～1.2 MPa。

4 調整井區生產狀態

YP5井區鄰近老井YP3和YP9，從油壓變化看，三者油壓變化趨勢一致，但從日產氣量看，YP5井2015年投產后未對YP3、YP9井產生明顯干擾，從動態儲量分析結果看，YP3井2015-2017年彈性產率由1 498萬m3·MPa-1增至3 440萬m3·MPa-1，同樣顯示YP5 投產對周圍老井影響較小。YP2井區鄰近老井YP10，從油壓變化看，YP2井與鄰井YP10井油壓變化趨勢一致，從日產氣量看，YP2 投產后，YP10 產量降低，這是由于YP10井2014年酸化作業導致產量增加后，水氣比也快速升高，后期為控水主動降低配產。從動態儲量分析結果看，YP10井2016-2017年單位壓降采氣量分別為2 270、3 413萬m3·MPa-1，穩中有升，整體分析認為YP2井2015年投產后對YP10井產量及動態儲量的干擾不明顯。

目前6口調整井投產后，年增工業氣1.9億m3，預計累增工業氣18.32億m3，氣藏采收率提高至62.6%。2015-2018年老井年產工業氣比方案預測低0.29億，但老井的穩產期比方案預測長2年，累產氣比方案預測多2.2億m3，6口調整井投產降低了老井采氣強度，控制老井底水突進速度，提高老井采出程度（圖3）。

5 結 論

1）本區的氣井可以分為產量壓力穩定、產量壓力相對穩定、產量總體下降、產量壓力均下降較快4種類型。

2）平面上YS1井區開采均衡，北部YS102井區由于采出程度低，壓降較小。

圖3 氣井單位壓降產氣量變化圖

3）水平井彈性產率遠遠高于直井，產地層水氣井彈性產率下降。

4）氣井生產壓差差異大，直井的生產壓差是水平井的3.3倍。

5）調整井投產降低了老井采氣強度，控制老井底水突進速度，提高老井采出程度。