大牛地气田D8-D10井区水平井上返层位潜力分析

姜 维，易小燕

(中国石化华北分公司第一采气厂，河南郑州 450000)

大牛地气田D8-D10井区水平井上返层位潜力分析

姜 维，易小燕

(中国石化华北分公司第一采气厂，河南郑州 450000)

D8-D10井区为大牛地气田首个规模开发的水平井井区，存在部分高产井产量压力衰减过快、低产井积液减产甚至水淹停产的问题。从沉积相有利位置、连片砂体储量未控制区域、砂体连通性及纵向层位动用情况几方面，对D8-D10井区水平井的开发层位进行分析，给出水平井开发层位调整建议，并对措施后效果进行动态预测。

大牛地气田；D8-D10井区；水平井开发

大牛地气田是典型的低孔、低渗、低压岩性气藏[1-2]，大部分为Ⅱ～Ⅲ类低品位储量。位于大牛地气田有利区带的D8-D10井区含气丰度低，单井产量低，直井开发经济效益较差，稳产是目前大牛地气田特别是老区面临的最大问题。合理调整工作制度、增压、井网加密调整等方法[3-6]是稳产的有效措施，但最简单易行且有效的稳产措施就是转层合采。目前已证实多层合采可行，打开可能存在的其它气层有据可依，且直井补孔压裂措施实施后,效果显著。

1 研究区生产存在的问题

2010年，华北分公司在大牛地气田D8-D10井区运用水平井的开发方式进行大规模建产，取得了显著的效果，截止2013年10月，投运水平井达125口，累计产气量10.87×108m3。水平井技术已经成为提高储量动用率、气田采收率和单井产能的有效手段，但水平井开发仍存在着一系列问题：

(1)井区共有53口水平井初期产能低于6×104m3，生产稳定性差，多存在积液减产的问题，其中先后有20口出现水淹的现象。

(2)分支水平井技术尚未在大牛地气田推广运用，目前大牛地气田单口水平井只能针对单层进行开采。

(3)部分区域存在多套连片砂体叠合区域，已打开层段由于多方面因素影响，目前产量、压力均衰减较快。

2 开发层位潜力分析

2.1 沉积相分析

D8-D10井区盒3、盒2段沉积期河道发育较差，河道规模较小，砂体厚度小，分布区域局限。盒1段沉积期由于多期辫状河道的不断叠置、分叉、汇聚、复合连片，盒1段砂体在整个井区均比较发育[7-8]，具有厚度大、连片性好的特点。部分区域盒1段与山2段砂体隔夹层较薄，可以作为一套层系开发[9-12]。太原组太2砂体集中发育在井区东南部，呈条带状展布，沿主砂坝北东-南西走向砂体连续性较好，但垂直主砂坝方向砂体发育较好区域宽度有限，最宽处约5～6 km，最窄处仅2 km左右。井区东南部盒1段与太2段砂体有利部位叠合区域可作为水平井接替的沉积有利区。

2.2 产能特征分析

D8-D10井区盒2、盒3段测井解释物性条件不佳，且砂体厚度薄，砂体钻遇率和砂体密度低，砂体连续性差，不适宜水平井开发。从测试无阻流量来看，已打开盒2、盒3段平均无阻流量仅为1.31×104m3/d。山1、山2全区已测试气井中，仅有3口井测试无阻流量在6×104m3/d以上。水平井无阻流量多在6×104m3/d以下，直井无阻流量均在2×104m3/d以下，气井经济效益较差。主力层盒1、太2段已投产水平井平均无阻流量分别为8.93×104m3/d、9.15×104m3/d。东南部盒1、太2段均有较好的油气显示，具备上返接替潜力。

2.3 储量特征

从层位上来看，大牛地气田探明未动用储量盒1段最多，其次为山2段。D8-D10井区东南部打开层位主要为太2层，盒1气藏储量控制程度低，平面上剩余储量连片分布，具备上返接替的储量基础。

3 选井选层标准与结果

为了明确最终的选井选层条件, 对大牛地气田D8-D10井区测井曲线数值、储层参数和试油气数据进行了统计分析，划分有效厚度，建立物性下限和电性下限标准[13-14]。

选取的42块样品进行中值压力、中值半径与孔隙度、渗透率交会，得出盒1段气层的有效厚度物性下限：孔隙度5.0%；渗透率0.1×10-3μm2。

通过对区块目的层段四性关系分析，运用声波时差-电阻率交会图版能够很好地判断气层、干层。同时通过各种电性与无阻流量的交会图版确定气层的下限标准为：自然伽马小于110 API，电阻率下限30 Ω·m，声波时差下限210 μs/m，渗透率下限0.1×10-3μm2，泥质含量低于30%。

根据层段四性关系分析结果，在进行上返接替潜力层筛选时遵循以下几点原则：

(1)导眼段测井参数符合气层下限标准(孔隙度5%，渗透率0.1×10-3μm2)、导眼段录井显示好，全烃净增值大于10%。

(2)位于河道砂体发育部位，砂体厚度在10 m以上，平面砂体连续，且物性条件符合储层标准。

(3)井控程度低，存在连片未动用储量，邻井实测无阻流量较高，处于产能测试有利区。

井区东南部分布有盒1、太2段砂体有利区叠合部分，且该区域盒1段有连片未打开储量，故本次主要对井区东南部生产层位为太2段的气井进行分析，上返的层位为盒1层。

通过对D8-D10井区目前生产层位为太2段的34口气井测录井参数及砂体厚度进行分析，最终筛选出具上返接替潜力气井6口。该6口井砂体厚度在8 m以上，邻井无阻流量在10×104m3/d以上，邻井平均孔隙度为10.54%，平均含气饱和度为46.57%，物性显示好，见表1。

4 实例分析

4.1 测录井显示

DPT-5井盒1气层符合物性下限，筛选出来的层位电性特征表现为低自然伽马、低电阻率、高声波时差，含气饱和度高，综合解释为气层，累积有效厚度为9.0 m(表2)。

4.2 临井对比

DPT-5井位于河道砂体发育部位，砂体厚度10～15 m，临近气井盒1砂岩钻遇率达100%，砂体比例为47%，平面砂体分布连续。该井纵向上砂体连续性分布，其邻井砂体厚度大，无阻流量高，其中DPH-8井测试无阻流量达13.34×104m3/d。DPT-5区域盒1层有连片未打开区域。措施后，盒1层控制面积可达1.392 km2，动用储量1.018×108m3。

表1 水平井上返接替建议

表2 DPT-5井油气显示综合解释成果

4.3 生产现状

该井于2012年11月1日投产，投产初期油压17.8 MPa、套压15.2 MPa，投产初期配产4.0×104m3/d，目前油压降至6.0 MPa，日产气量为2.0×104m3。该井的产量、压力衰减较快，需进行挖潜，找出合理的稳产对策。通过该井测录井资料及临井对比综合分析得出，该井具备上返接替潜力，结合实际生产情况，建议该井在日产气降至1.0×104m3以下时，进行上返接替措施，打开层位为盒1层。

4.4 动态预测

通过建立DPT-5井单井数值模型，对该井的生产动态进行预测。

为了更好地分析增压时机和补孔时机，设置了3个工作制度，分别为工作制度1(基础)、工作制度2(增压)、工作制度3(增压和补孔)。2014年1月、2015年1月井口最低压力分别设置为3.87 MPa(进站压力3 MPa)、2.87 MPa(进站压力2 MPa)，措施以前，按照2×104m3/d产量进行生产。分析表明，该井在增压以后稳产时间延长了2年以上，预测到2015年4月产量开始出现递减，到2017年4月产量下降到1×104m3/d，此时若打开盒1层进行上返接替，继续按照2×104m3/d继续生产，可以继续稳产5年以上。到2013年底，累积产气量较措施以前增加0.4×108m3。

5 结论

(1)D8-D10井区东南部盒1层与太2层砂体叠合有利区砂体厚度大且平面连续，无阻流量有较好显示，具备上返接替的潜力。

(2)通过分析增压效果，确定了补孔合采时机，DPT-5井增压后2017年4月产量下降到1×104m3以下时，可以进行补孔。

(3)研究表明，水平井上返接替措施在大牛地D8-D10井区是切实可行的，经过分析预测结果，有明显的增产效果。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)01-0082-03

2014-08-20

姜维，1987年生，2010年毕业于中国石油大学(华东)地质学专业，从事油气田开发地质工作。

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大牛地致密低渗气田勘探开发示范工程”(2011ZX05045)。

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