靖邊氣田陜17 井區增壓開采效果評價

崔學敏，馬漢平，吳茂富，安宏廣

（1.山東省第五地質礦產勘查院，山東泰安 271021；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750004）

靖邊氣田陜17 井區為典型的海相碳酸鹽巖儲層，馬家溝組含膏白云巖受風化淋濾溶蝕發育孔洞型儲層，上傾方向受致密巖性或侵蝕古溝槽泥巖遮擋，形成古地貌－巖性氣藏，具有工區面積大、儲層薄、低孔、低滲非均質性強等特點。主力儲層孔隙度分布在4.2 %～12.5 %，基質滲透率分布在0.02～4.554×10-3μm2，含氣飽和度分布在55 %～95 %。

1995 年井區投入開發，投產氣井11 口，至2012年底，累計產氣量30.292 0×108m3，地質儲量采出程度38.08 %，地層壓力降至9.81 MPa，井區全面進入增壓開采階段。

為評價井區增壓開采效果，本文通過建立精細三維地質模型，開展數值模擬研究，預測增壓開采階段穩產期、地層壓力、累計產出氣量和遞減率等關鍵指標，及時調整增壓參數和管理制度，實現區塊的高效增壓開采。

1 增壓開采效果評價

1.1 增壓生產動態

井區增壓生產后氣井壓力下降平穩，產氣量增加，增壓開采效果好：增壓前平均油壓5.95 MPa，日產氣37.878 5×104m3，增壓初期平均油壓4.97 MPa，日產氣48.948 3×104m3，產量增加幅度29.22 %，增壓1 年后平均油壓4.97 MPa，日產氣44.762 3×104m3。

1.2 增壓穩產能力分析

圖1 陜17 井區增壓生產動態曲線

圖2 孔隙度、滲透率預測模型

1.2.1 精細三維建模 采用petrel 建模軟件，綜合利用鉆井、測井、地震和生產等數據，以構造模型為背景，測井解釋和綜合研究為基礎，通過地質統計學隨機模擬方法，在成因模式控制下采用序貫指示算法模擬出儲集巖相的三維空間展布。以儲層巖相模型為約束，儲層屬性參數空間分布相互制約關系為模擬次序的原則，應用多元序貫高斯多參數約束協同模擬方法，從儲層孔隙度、滲透率到含氣飽和度，逐個建立儲層物性參數三維分布模型[1,2]（見圖2）。

模型網格采用正交網格系統，平面上網格步長采用300×200 m，共劃分76×65 個網格。縱向上將馬五1+2小層進一步劃分為12 個微層，縱向上步長在2～3 m，建模網格總節點數達到59 280 個。

由儲層三維模型看出：井區主力層馬五13儲層連片分布、物性較好，孔隙度分布在5 %～13 %，滲透率可達3～5 mD，含氣飽和度在70 %以上；次產層儲層物性較差，局部地區儲層物性較好，呈條帶狀、團塊狀分布。三維模型計算地質儲量77.24×108m3，與提交儲量符合度高，其中主力層馬五13地質儲量44.03×108m3，占到總儲量57 %。

1.2.2 數值模擬和開發指標預測 生產歷史擬合是開發動態指標預測的前提和依據[3]。通過歷史擬合可以對地質模型、儲層物性參數進一步評價和修正，提高數模預測結果的準確度。對10 口生產井18 年生產數據進行歷史擬合，通過調整滲透率、表皮系數和傳導因子等參數，最終獲得較高的擬合精度。擬合后儲量65.38×108m3，地層壓力10.12 MPa，主力層馬五13產氣貢獻率83.02 %，與井區生產實際較為吻合。

陜17 井區增壓開采效果好，增壓穩產期3.8 年，增壓期末地層壓力5.84 MPa，地質儲量采出程度可達42.28%。增壓末期符合雙曲遞減，初始產量39.70×104m3，遞減率10.08 %。增壓20 年后地層壓力3.68 MPa，地質儲量采出程度可達57.79 %（見表1）。

表1 陜17 井區增壓開采指標統計表

圖3 陜17 井區增壓生產預測曲線

圖4 陜17 井區增壓穩產期末lgQ-t 關系曲線

2 生產管理建議

（1）井區增壓生產后氣井壓力下降平穩，產氣量增加，增壓開采效果好，可根據生產需求，及時合理調整壓縮機工況，延長氣井增壓穩產期。

（2）增壓生產后，產氣剖面測試結果表明：增壓生產改善層間關系效果不明顯，次產層儲量動用程度差，產氣貢獻率低，需加快提高次產層儲量動用程度技術攻關。

［1］ 張世明，萬海艷，戴濤，等.復雜油藏三維地質模型的建立方法［J］.油氣地質與采收率，2005，12（1）：9-11.

［2］ 段天向，劉曉梅，張亞軍，等.Petrel 建模中的幾點認識［J］.巖性油氣藏，2007，19（2）：102-107.

［3］ 劉斌.貝東異常地層壓力數學模型的建立［J］. 天然氣地球科學，1996，6（1）：34-42.

［4］ 張宗大，鄧維佳，胡海燕.油田現行的產量遞減率計算方法及分析［J］.西南石油學院學報，1998，20（2）：61-65.