松南气田营城组气藏生产特征分析

王冬燕

（中国石化东北油气分公司勘探开发工程部，吉林 长春 130062）

松南气田营城组气藏构造上位于达尔罕断凸带北段，受白垩纪时期沙河子组的地层结构影响,使得岩性以流纹岩、流纹质火山碎屑熔岩为主[1]。主要含气层系是营城组火山岩气藏，地理上松南气田位于松原市境内。营城组火山岩气藏共计完钻井20口，截至2019年12月底，松南营城组气藏日产原料气226万m3，日产水646 m3，平均油压7.76 MPa，年产原料气7.7亿m3，采气速度4.8%，累产气63亿m3，采出程度39%。

分析认为松南气田火山岩气藏在平面上仍有剩余潜力，有必要开展地质研究，摸清剩余潜力分布，提高储量的动用程度，改善气藏开发效果。松南气田营城组火山岩气藏已经投产10年，气井的产量、压力与投产初期相比发生很大变化，各井之间生产动态特征差异大，需要加强气井生产动态分析，为制定气井合理工作制度提供依据。

1 气井生产动态分析

根据产量、压力、产水变化特征将松南气田营城组气藏气井分为4种类型。

1）产量压力稳定，油压保持在11.5～14 MPa，产凝析水，产能较高，具备一定调峰能力的井（腰平9井、腰平8、腰平6井、腰平5井、腰深1井）。

YP9井水平生产段位于Ⅰ类储层中上部，距离气水界面较远，下部隔层发育。该井于2009年10月投产，投产初期日产气35万m3，日产水5 m3，水气比0.14，油压29 MPa；目前日产气量29万m3，日产水3.6 m3，水气比为0.124，油压8.2 MPa，如图1所示，YP9井提产后，水气比反而下降；该井无阻流量高（166万m3·d-1），产水量小，且为凝析水；合理产量下，压降速率小，可保持长时间稳定生产。气藏中部较高部位的井仅产少量凝析水，水风险较小，因此在生产中高部位适当高配，提高采气速度；构造低部位产地层水，因此对于构造低部位钻井和井底靠近构造低部位的水平井，适当低配，控制采气速度，可实现有效的火山岩气藏控水[2]。

图1 YP9井生产动态曲线图

2）产量压力相对稳定，油压保持在12～14 MPa，产地层水且水气比上升，但总体可控（腰平1、腰平3、腰平10井、腰平2井）。

YP1井于2008年11月投产，截至目前，累产气5.64亿m3，平均日产气15.6万m3，平均日产水24.3 m3。该井水气比由0.1上升到4.6，产水量大（38.9 m3·d-1），且为地层水。为了延缓底水的锥进，YP1井的合理配产应控制在10万m3·d-1。

腰平1位于构造高部位，但井斜略小，向南、北构造急剧下降，水平段靠近Ⅰ类储层底部。前期生产效果较好，日均产气在30～40万m3，水气比小于0.1，后期含水上升，气产量下降，水气比2.0～3.2，水样分析矿化度30 mg·g-1。目前分析认为由于气井生产压差较大，造成底水沿裂缝锥进。

3）产量总体下降，油压保持在5～9.1 MPa，产地层水且产水量及水气比不断升高（腰平7井、腰平11）。

YP7井于2008年8月投产，投产初期日产气22万m3，日产水10 m3，水气比0.5，油压28.5 MPa；目前日产气1.9万m3，日产水67 m3，水气比35，油压3.2 MPa。该井井口油压、产量逐渐下降，产水量和水气比一直呈上升趋势。产水量大（67 m3·d-1），且为地层水。

腰平7井位于独立火山机构高部位，Ⅰ类储层钻遇率相对较低，水平井段尾部在气水界面下，由于前期生产压差较大，底水逐步锥进，水气比逐渐升高，导致后期高含水。

4）外围供给不足，产量和压力均下降较快（腰深101、腰深102、腰平4井）。

腰深101井2010年7月投产，投产初期能量供给不足，产量和地层压力下降快，截至2012年5月，平均日产气2.4万m3。2013年10月对营城组3 735～3 745 m井段进行压裂测试后5 mm 油嘴放喷，日产气3.3万m3，油压18.6 MPa。2013-2018年产水量和水气比上升，油压呈下降趋势，年均降3.4 MPa。目前日产气0.6万m3，日产水4 m3，水气比6.7，油压0.81 MPa。

2 气藏地层压力变化及气藏弹性产率

气藏受不同驱动类型的影响，区块及单井地层压降差异较大，YS1井区2012-2018年地层压力每年分别下降2.35、2.98、2.61、2.47、3.22、1.63、2.4 MPa，平均下降2.5 MPa。YP7井区地层压力每年下降3.42 MPa。2012-2018年气藏总体地层压力下降速度一致，平面上YS1井区开采均衡，北部YS102井区由于采出程度低，压降较小。

不同井区弹性产率差异明显，水平井弹性产率远远高于直井，腰深1井区水平井弹性产率远高于腰平7井区水平井。2012-2018年，产地层水气井（YP1、YP3、YP7井）受水侵影响，弹性产率下降。YP9井主要受地层压力下降的影响，弹性产率略有减小，如图2所示。

图2 气井单位压降产气量变化图

3 气井采气指数及生产压差

气井产水，气相相对渗透率下降，地层渗流阻力和井筒流动阻力增大，额外消耗能量，生产中表现出产量和压力下降快、单位压降采气量小的特征，影响气井稳产及最终采收率[3]。受地层压力下降、气井产水的影响，气井采气指数逐渐减小。2012-2019年，产水气井（YP1、YP3、YP7、YP11、YP10井）受水侵的影响，采气指数不断减小。YP9、YS1井主要受地层压力下降的影响，采气指数减小。

气井生产压差差异大，直井的生产压差是水平井的3.3倍。气井受水侵影响导致生产压差增加。2012-2019年，产水气井（YP1、YP3、YP11）为保持产量稳产，所需生产压差不断增加。气井未受水侵时，生产压差变化小，在0.2～1.2 MPa。

4 调整井区生产状态

YP5井区邻近老井YP3和YP9，从油压变化看，三者油压变化趋势一致，但从日产气量看，YP5井2015年投产后未对YP3、YP9井产生明显干扰，从动态储量分析结果看，YP3井2015-2017年弹性产率由1 498万m3·MPa-1增至3 440万m3·MPa-1，同样显示YP5 投产对周围老井影响较小。YP2井区邻近老井YP10，从油压变化看，YP2井与邻井YP10井油压变化趋势一致，从日产气量看，YP2 投产后，YP10 产量降低，这是由于YP10井2014年酸化作业导致产量增加后，水气比也快速升高，后期为控水主动降低配产。从动态储量分析结果看，YP10井2016-2017年单位压降采气量分别为2 270、3 413万m3·MPa-1，稳中有升，整体分析认为YP2井2015年投产后对YP10井产量及动态储量的干扰不明显。

目前6口调整井投产后，年增工业气1.9亿m3，预计累增工业气18.32亿m3，气藏采收率提高至62.6%。2015-2018年老井年产工业气比方案预测低0.29亿，但老井的稳产期比方案预测长2年，累产气比方案预测多2.2亿m3，6口调整井投产降低了老井采气强度，控制老井底水突进速度，提高老井采出程度（图3）。

5 结 论

1）本区的气井可以分为产量压力稳定、产量压力相对稳定、产量总体下降、产量压力均下降较快4种类型。

2）平面上YS1井区开采均衡，北部YS102井区由于采出程度低，压降较小。

图3 气井单位压降产气量变化图

3）水平井弹性产率远远高于直井，产地层水气井弹性产率下降。

4）气井生产压差差异大，直井的生产压差是水平井的3.3倍。

5）调整井投产降低了老井采气强度，控制老井底水突进速度，提高老井采出程度。