榆林南区开发调整效果评价

孙 龙 ，赵永刚 ，张 涛 ，雷 甜 ，刘鹏飞 ，于 洋

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000）

榆林气田位于鄂尔多斯盆地东北部，区域构造位于伊陕斜坡北段，行政区域隶属榆阳区及横山县境内。主力气层为二叠系山西组山2段，其次为奥陶系马家沟组马五1+2段。2005年底并投入整体开发，已连续稳产11年，2016年底气田整体进入递减期[1-5]。

1 开发调整效果评价

1.1 钻遇效果

1.1.1 直/定向井 完钻22口，均钻遇山2主力气层，Ⅰ+Ⅱ类井19口，比例占86.36%，Ⅲ类井3口，比例占13.64%，储层平均厚度7.7 m，含气饱和度62.55%，与往年对比均有所降低，孔隙度和渗透率差别不大（开发调整前，山2气层平均厚度10.4 m，孔隙度6.58%，渗透率0.54 mD，含气饱和度79.28%）（见表1）。

表1 直/定向井测井参数统计表

1.1.2 水平井 完钻9口，其中2口上古水平井水平段平均长度为1 608 m，平均储层钻遇率94%，有效储层钻遇率89%；7口下古水平井水平段平均长度为1 565 m，平均储层钻遇率71%，有效储层钻遇率37%。

1.2 试气效果

1.2.1 直/定向井 完试15口，平均无阻流量17.66×104m3/d，榆A井最高，为107.76×104m3/d。测试期间井均日产 2.51×104m3，油套压分别为 11 MPa、12 MPa（见图 1）。

图1 直/定向井无阻流量分布区间

1.2.2 水平井 完试9口，平均无阻流量51.57×104m3/d，榆B井无阻流量最高，为 122.71×104m3/d。测试期间井均日产 8.42×104m3，油套压分别为13.9 MPa、14.8 MPa（见图 2）。

图2 水平井无阻流量分布区间

1.3 已投产井生产动态

1.3.1 压力和产量 开发调整至今，共投产气井21口，其中直/定向井12口，水平井9口。投产初期油套压分别为13.8 MPa、15.7 MPa，目前油套压分别为6.5 MPa、9.6 MPa，压力下降明显。

投产初期日产气量96.6×104m3，目前日产气量78.8×104m3，其中两口上古水平井生产效果好，产量达到40×104m3/d。16口井出现递减，日产气由初期的65.6×104m3下降到 23.5×104m3。2016 年投产井 2017 年递减率58.9%，预测2018年递减率45.6%；2017年投产井预测2018年递减率25.1%。

典型井分析：榆C井于2016年12月23日投产，生产层位马五13，投产初期油套压分别为15.6 MPa、19.8 MPa，日产气 7×104m3；目前油套压 6 MPa、6.6 MPa，日产气1.6×104m3。压力在投产初期下降明显，后趋于缓慢，产量呈现出阶梯式下降（见图3）。

1.3.2 水质分析 开展21口/129井次水质分析，水型均为CaCl2型。上古井氯根平均5.4×104mg/L、矿化度9.7×104mg/L，下古井氯根平均9.3×104mg/L、矿化度15.6×104mg/L。井均产水0.38 m3/d，液气比0.09 m3/104m3，分析认为是地层水；后期加密监测并跟踪分析。

1.3.3 H2S含量 开展15口/87井次H2S分析，H2S含量范围 1.05 mg/m3～107.72 mg/m3，平均 7.05 mg/m3，含量超过20 mg/m3的井有2口，后期加密监测。

1.4 压力与产量评价

1.4.1 原始地层压力 不同井型：直/定向井平均原始地层压力为18.06 MPa，较气田原始地层压力（27.6 MPa）下降明显；水平井平均原始地层压力24.24 MPa，变化不大。

不同开发调整类型：加密井的平均原始地层压力明显低于扩边井（见表2）。

表2 原始地层压力情况表

1.4.2 产量 21口投产井生产至今，先后有16口井出现不同程度的产量递减，递减幅度平均为65%。

1.4.3 原因分析 开发调整井钻遇效果良好，但原始地层压力偏低，气井投产后生产一段时间压力、产量下降明显，分析认为有以下四点原因：

（1）原始地层压力测试时，关井恢复时间短，压力未恢复稳定。

试气结束后，要求气井关井恢复两个月以上，才能进行地层压力测试，但由于产建任务繁重，投产时间紧迫，气井关井半个月即进行地层压力测试，导致原始地层压力测试结果偏低。

（2）主力储层连通性好，存在井间干扰（见表3）。

①南区做过的干扰试井结果表明：储层物性好的区域，干扰明显；物性差的区域，干扰显现时间较长。开展干扰试井4井组，在激动井周围的6口见到明显干扰现象；在储气库注采试验中，有2口观察井见到干扰。

图3 榆C井生产曲线

表3 榆林南区干扰试井结果统计表

表4 典型井产气剖面测试统计表

②优选加密井位，考虑的是未见干扰或干扰程度低的区域，但从实际开发效果情况来判断，干扰现象较为明显，分析认为：计算单井控制范围时，把泄流半径视为等效圆，而实际的泄流范围与砂体发育有关，存在各向异性。因此下一步部署加密井位时，要扩大井网井距。

（3）次产层物性差，产量贡献低（见表4）。

①榆林南区单采非主力气层生产井共有10口，均为间歇生产井，日产气量不足0.5×104m3，产气能力低。

②对于合采气井，从产气剖面来分析，非主力气层产气贡献率低。

（4）由于生产任务重，新井投产后，为追求产量放压生产，导致油套压骤降，产量递减明显。

2 认识及建议

（1）榆林南区通过实施开发调整，日增产量78.8×104m3，一定程度上弥补了产量递减，提高了储量动用程度，开发调整达到了预期目的。

（2）鉴于内部加密井出现井间干扰现象，建议下一步部署井位时，要适当扩大井区合理井距：Ⅰ类井区扩大至1.5 km～2.0 km，Ⅱ类井区1.0 km～1.5 km，Ⅲ类井区0.5 km～1.0 km（注：I、Ⅱ、Ⅲ类井区平均泄流半径分别为 1.18 km、0.81 km、0.46 km）。

（3）对于滚动扩边井，实时跟踪产建新井的实施效果，对比分析邻井生产动态，继续往有利方位滚动开发。

（4）针对榆Y井区太原组储层钻遇效果良好，建议优选井进行产能试井，评价其生产能力。

（5）新井投产后，制定合理配产，避免压力、产量骤降。