延安气田Y 井区压力递减规律研究

刘海峰 葛 宇 刘鹏程 鲁 波 赵 帅

陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气二厂 陕西靖边 718500

延安气田大地构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，区内断层、褶皱不发育，为一向西倾斜的平缓单斜[1]。Y 井区是一个以下古生界奥陶系马五碳酸盐岩气藏和上古生界二叠系砂岩气藏部分叠合连片的气田[2]；井区内上古生界天然气的分布主要受储层非均质性控制，下古生界天然气分布主要受岩溶古地貌控制[3]。

根据研究区已钻井揭露地层显示,下古生界奥陶系下统马家沟组马五段、上古生界石炭系本溪组、二叠系山西组、下石盒子组盒8 段为研究区主要目的层系。

1 气藏特征

1.1 气藏压力特征

气藏按照地层压力分类：凡气藏原始地层压力在30MPa 以上者称高压气藏；小于30MPa 者称常压气藏。

Y 井区气藏埋藏深度为3224～4413m，原始地层压力为10.025～31.904MPa，平均24.51MPa，平均压力梯度0.151MPa/ 100m，平均压力系数0.7214，按照压力系数分类属于低压气藏。

1.2 气藏温度特征

Y 井区气藏埋藏深度为3224～4413m，气层温度分布范围在90.55～116.752℃，平均102.3℃。试气数据统计：试气测静温最低值Y920 井，山1+盒8 层3384.5m，90.947℃；试气测静温最高值J10-3 井，山1 层3314m，116.752℃。

1.3 气藏连通性分析

Y 井区具有相对丰富的测井资料，对盒8、山1、山2和本溪层段储层进行连通性分析。盒8 层一类流动单元分布相对较广，沿辫状河河道物性较好的区域分布，主要集中在Y 井区西部区域。山1 层以二类和三类流动单元为主，一类流动单元分布范围广，但面积较小，分散于Y 井区中部和西部。山2 层以二类和三类流动单元为主，一类流动单元分布范围较小，面积较小，主要分布于Y 井区中部和东北部较小区域。本溪层以二类和三类流动单元为主，中部有小范围一类流动单元分布。

2 压力递减规律研究

2.1 研究区地层压力、井底流压递减规律

单井地层压力递减曲线如图1 所示。地层能量变化曲线图如图2 所示。从图1 及图2 可以看出：投产初期地层压力、井口套压下降较快分析认为是由于投产初期气藏进入全面开发阶段，采气速度较高，并且投产初期很多生产井配产较高。对于低渗致密气藏，开采速度较快时，生产井远处的天然气不能及时补充由于生产而带来的井底附近地层能量的亏空，进一步导致气藏地层能量的亏空，使地层压力下降较快。

图1 单井地层压力递减曲线

图2 地层能量变化曲线图

2.2 典型井分析

Y 井区气田管网运行压力为5.8MPa，因Y 井区采取井下节流的生产方式，油压均为系统压力，故选择井口套压进行递减趋势拟合。为了保证压力递减趋势预测的准确性，在拟合分析过程中要遵守以下几个基本原则：

（1）保证递减拟合井的储量剩余程度较高。

（2）趋势拟合过程中，要保证分时间段拟合。

（3）要考虑工作制度、产量、工艺措施及关井属性等方面因素影响。

（4）Y 井区属于“三低”气藏，考虑受压力传递和恢复时间影响，拟合时间长度至少要大于30d。

2.3 上古储层流动单元压力递减分析——以山1 层为例

本次分析选择J2-2 井进行压力递减分析。J2-2 井生产层位为山1+盒8，根据流动单元划分结果，山1 层为一类流动单元。J2-2 井地层压力递减图如图3、图4 所示。可以看出，J2-2 井投产初期地层压力下降较快，分析认为是由于投产初期气藏进入全面开发阶段，采气速度较高，并且投产初期很多生产井配产较高。对于低渗致密砂岩气藏，开采速度较快时，生产井远处的天然气不能及时补充由于生产而带来的井底附近地层能量的亏空，进一步导致气藏地层能量的亏空，使地层压力下降较快。

图3 J2-2 井地层压力递减图

J2-2 井生产层位为山1+盒8，生产动态曲线如图5所示。该井核实无阻15.2 万m3/ d，投产以来一直以配产4.0 万m3/ d 生产，自投产以来累计产气1857.8 万m3，单位套压压降采气量216.02 万m3/ MPa，根据开发方案及生产实际该井合理配产比例为1/ 8～1/ 10，目前配产比例约为1/ 4，认为该井配产较高。

图5 J2-2 井生产曲线

该井采取井下节流的生产方式进行生产，选择该井2017年8 月11 日以后的套压数据，进行压力拟合，分析其递减规律。对其套压进行拟合，得到拟合方程为：y=-0.004x+11.48，相关系数0.7848，井口压力递减率0.0074MPa/ d，换算可得该井井口压力年下降幅度在2.44MPa 左右，预测套压下降至5.4MPa 时的自然稳产年限为4.6 年，目前已稳产3 年。通过递减规律拟合及生产实际表明该井压降较快，分析原因认为是该井实际配产较合理配产高，一直以高配产进行生产导致压降较快。

2.4 下古储层流动单元压力递减分析

结合生产套压、稳定试井、干扰试井等，2019 年将Y井区马家沟组马五1+2 细分为27 个气藏单元，因Y 井区目前生产方式为井下节流定产降压方式，故研究井口压力递减规律具有十分重要的意义，可用于分析气藏生产动态，评价气井稳产能力，制定合理的开发方案和预测增压时机等，文中对25 个气藏单元（2 个未投产，除外）进行递减规律研究。结果可发现发现递减率大于0.01MPa/ d 的区块共有6 个，分别是J19、Y960、J15-2、Y975、Y921、Y911-1，平均递减率为0.01335MPa/ d，折算年下降幅度为4.406MPa，分析其递减速度较快的原因是由于区块配产比高及受周边井影响明显。

递减率介于0.0013M～0.0043MPa/ d 的区块共有11 个，平均递减率为0.00285MPa/ d，折算年下降幅度为0.941MPa。其递减速率较慢的原因在于部分区块处于稳产末期，如J2、J17 区块；部分区块内所包含井为间开井（如J14-2、J24、J24-1 等），生产天数较短，导致下降较慢；Y978 区块因单井控制规模大、储层物性好，压降较慢。

通过上面的统计表可以发现气井在定产降压的生产状态下，井口套管压力的下降规律呈线性递减方式，不同区块的递减率差异较大，递减率最小的是Y908 区块，递减率为0.0013MPa/ d，递减率最大的是Y911-1 区块，递减率为0.0176MPa/ d。25 个区块井口压力递减速率算术平均值为0.0066MPa/ d，换算可得气井井口压力年下降幅度在2.1M～2.2MPa。

3 结论

（1）对该井区温度-压力系统进行描述，该井区平均压力系数为0.7214，属于低压气藏，试气成果显示盒8-马家沟组平均地温梯度为2.7℃/ 100m，属于正常地温系统，且随着埋深的增加温度梯度呈现逐渐减小的趋势。

（2）结合成岩相法、古地貌关系法、储层压力法等方法对井区上下古连通单元进行划分分类，分析了各类连通单元典型气井的压力递减规律。

（3）其中25 个区块井口压力递减速率算术平均值为0.0066MPa/ d，换算可得气井井口压力年下降幅度在2.1M～2.2MPa、

（4）对递减率影响因素进行分析，发现配产比及周边井对该井区递减率影响较大。