試井技術在神木氣田的應用

趙文軍，史福軍，習麗英，徐 森，馬 淵，賈連超，張玉華，李 娟

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 710200）

1 試井開展情況

截止目前，神木氣田共完成15口試采井，15口試采井都相繼進行了產能試井和不穩定試井，其中有9口進行了修正等時試井，6口進行了單點法試井（見表1）。

表1 神木氣田目前試井開展情況表

2 試井解釋分析

通過對15口試采井各單井進行逐一分析，根據每口井都進行了產能試井和不穩定試井這一特點，將試井解釋分為產能試井解釋和不穩定試井解釋兩個階段，同時應用兩種試井解釋技術分析應用得出各個單井物性參數、儲層特性、并預測氣井無阻流量、合理配產、生產制度，以雙平A井為例。

雙平A井主力產層為太原組，2010年7月6日測得該井原始地層壓力為23.82 MPa。7月9日該井采用“一點法”開井試采，由于穩產能力差，先后以2.0×104m3/d、1.5×104m3/d、1×104m3/d 連續生產 44 d，于 8 月23日關井恢復51 d。

對該井壓恢段進行試井解釋（見表2），據該井雙對數分析結果可知，該井為恒定井儲水平井+均質油藏+矩形邊界，其壓力及壓力導數后期上翹，表現出邊界特征；井儲段擬合效果不好，經分析認為該井為水平井，壓力計無法下深至氣層中深，根據壓力梯度折算誤差較大，故歷史擬合前期較差；從分析結果表中可知，該井井儲特高，儲層滲透率為0.105 mD，屬于低滲透，該井處于寬約為370 m，長約為1 000 m的矩形區塊中，且最近一條邊界只有7.6 m，這使氣井在生產動態中表現出開井時生產壓力下降快。

表2 雙平A井雙對數分析結果表

從壓力歷史擬合可知，該井井底最高恢復壓力18.98 MPa，末期恢復速率0.003 MPa/d，恢復程度79.7%，生產前期壓力下掉過快，生產過程中壓力沒有穩定段，關井后壓力恢復程度低，驗證了邊界的存在；從壓力梯度可知，壓力梯度0.001 7 MPa/m，直線斜率不變，表明井筒無積液，折算至垂直井深2 684.8 m，得該井垂直井深壓力為23.794 1 MPa。

根據相對穩定段1×104m3/d生產時的穩定流壓計算無阻流量為1.113 5×104m3/d（a值參考蘇里格氣田），在整個試采過程中，壓力下降較快，穩產能力差，實際生產建議以0.8萬立方米并采取間歇生產制度。

同理，將所有試采井進行分析得出不同井不同模型特征不同儲性參數及單井無阻流量、合理配產、生產制度等，下面通過氣田對比分析、產能評價、氣井分類、主力層分析、有利區優選、壓力系數分析對神木氣田進一步分析認識。

3 試井技術應用

3.1 氣田對比分析

為了從宏觀上認識神木氣田，根據試井得出的神木氣田原始地層壓力、無阻流量和滲透率值，與蘇里格氣田、子洲氣田、榆林南區進行對比（見圖1、圖2、圖3）。

從對比結果得出神木氣田原始地層壓力低于榆林南區、蘇里格氣田，但高于子洲氣田；平均滲透率、平均無阻流量值均為最低且差距較大。

3.2 產能分析

根據產能試井得出氣井無阻流量及建議配產（見圖4、圖5）。

從分析圖得出，神木氣田無阻流量大于5×104m3/d的氣井只有5口，平均無阻流量3.77×104m3/d，配產大于1×104m3/d的氣井7口，大于2×104m3/d的氣井4口，大于5×104m3/d的氣井2口，平均配產1.7×104m3/d?？梢钥闯鲈摎馓餁饩a能相對較低，下面對影響氣井產能的主要因素進行分析（見圖6、圖7、圖8、圖9）。

可以看出神木氣田氣井地層壓力較高，都大于20 MPa，平均地層壓力24 MPa；表皮系數大部分小于0或在0值附近，表明儲層周圍改造效果較好；地層系數大于1 mD·m的10口，平均值4.02 mD·m，但其滲透率大部分集中在0～0.5，因此歸納總結可知，造成神木氣田產能相對較低的原因是滲透率較低。

3.3 氣井分類

參考蘇里格氣田氣井分類標準（見表3）對神木氣田試氣井進行分類。

表3 蘇里格氣田氣井分類標準

通過單井配產分類、無阻流量分類和地層厚度分類分析，總體看神木氣田低產井較多，中產和高產井井數相當，從地層厚度分類可以看到中高產和低產井井數差距不大，但造成無阻流量和單井配產低產井井數極端偏高的原因可能是因為部分井滲透率偏低等原因。

3.4 有利區優選

為了比較得出神木氣田產能相對較高區塊，將氣井無阻流量、單井配產、有效厚度值以中高產井和低產井為界限用不同的圖例表現在神木氣田部署圖上，從有效厚度分布圖可以看出中高產井在整個氣田分布較均勻，而從無阻流量分布圖及單井配產分布圖上可以看出中高產井在氣田北部比較集中，綜合各個儲層因素可以看到氣田北部儲層較好，可以帶來產量較大井，可作為該氣田富集區優選。

3.5 氣田壓力系數分析

由試井解釋得出氣井壓力系數值，對其分布范圍進行分析，可以看出，大部分井處于0.8～1.2，說明這些井區都屬于正常壓力區，雙平A井和神B井小于0.8，屬于低壓井區，建議在該地層鉆井修井時，要注意降低壓井液的密度，防止井漏，污染地層。

4 認識及結論

通過產能試井技術和不穩定試井技術對神木氣田試采井進行分析，最終對神木氣田有了一個全面的認知。

（1）神木氣田大部分井屬均質儲層，但其均質儲層雙對數曲線特征不明顯，個別井屬復合儲層，且外區變好。

（2）神木氣田大部分井壓力系數處于0.8～1.2，屬于正常壓力區，個別井屬于低壓氣藏。

（3）分析結果表明神木氣田屬于低滲透氣藏（平均滲透率為0.454 mD）裂縫半長在47 m～69 m，且裂縫的導流能力有限，存在平行或矩形不滲透邊界。

（4）產能評價的結果表明，神木氣田平均絕對無阻流量為 3.77×104m3/d，平均配產為 1.7×104m3/d，以中低產井為主。

（5）從試采井生產歷史曲線可以看到該氣田單井穩產能力差，實際生產時部分井可采取間歇生產制度。

（6）氣田北部為儲層較好區，可做為下一步的單井部署優選區。

［1］莊惠農編著.氣藏動態描述和試井［M］.北京：石油工業出版社，2004.

［2］劉能強編著.實用現代試井解釋方法［M］.北京：石油工業出版社，2003：6.

［3］中國石油長慶油田分公司.低滲透油氣田［M］.北京：石油工業出版社，2006，（3-4）：22-25.