鄂爾多斯盆地東部山2氣藏穩產關鍵技術研究

王京艦，劉志軍，王一妃，劉倩，王蕾蕾，黃瓊，劉道天

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710018；3.中國石油華北油田分公司采油工程研究院，河北任丘062552）

鄂爾多斯盆地東部山2氣藏穩產關鍵技術研究

王京艦1，2，劉志軍1，2，王一妃3，劉倩1，2，王蕾蕾1，2，黃瓊1，2，劉道天1，2

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710018；3.中國石油華北油田分公司采油工程研究院，河北任丘062552）

鄂爾多斯盆地東部榆林、子洲氣田已建成生產能力68億立方米/年，已穩產8.4年，收到良好的開發效果，實現氣田持續穩產成為當前研究的核心問題。通過劃分開發單元，建立氣藏精細調控體系，氣田地層壓力下降平穩，年壓降1.0 MPa，整體山2氣藏穩產形勢良好；動態評價與相控建模相結合，落實氣藏加密潛力，通過對山2氣藏井網完善加密調整可建產能2.2億立方米，氣藏未動用儲量精細刻畫結合經濟評價，可建產能3.8億立方米；通過多因素優化，評價氣藏增壓調整潛力，可將穩產期延長2年。綜合以上穩產措施，盆地東部山2氣藏68億立方米規模可持續穩產至2020年，效果顯著。

鄂爾多斯盆地東部；山2氣藏；穩產措施；精細調控；內部挖潛；增壓開采

在鄂爾多斯盆地東部榆林氣田、子洲氣田、神木雙山地區發現山2氣藏探明地質儲量3 772.9億立方米，其中榆林、子洲氣田已投入開發建成68億立方米生產能力，已累計生產天然氣575億立方米，相當于68億立方米生產規模穩產8.4年，開發效果良好，優于方案設計，但氣田已進入開發的中后期，如何實現氣田的持續穩產變得尤為重要。本文從氣田基于開發單元分類調控、數值模擬精細調控氣井分類管理，內部挖潛，增壓開采等穩產技術措施入手，使盆地東部山2氣藏68億立方米/年生產規模實現長期持續穩產。

1　山2氣藏穩產技術措施

1.1氣藏精細調控技術

開發單元是指具有相近的流體性質及儲層物性，生產動態特征相似，相對獨立的一個或多個連通體的組合，劃分的目的是為了實現氣藏精細動態評價及調控，提高氣藏開發效果［1-6］。綜合沉積成巖相、儲層物性、流體性質、生產動態等動靜態參數，將盆地東部山2氣藏細分為26個開發單元，并對各開發單元的動態指標進行了精細評價，落實各單元開發效果及主要的開發矛盾，為氣田區塊調控、精細管理等提供參考依據。

根據各開發單元動態評價指標，將開發單元分類，不斷優化不同類型開發單元技術政策，開展區塊調控，指導氣田均衡開采（見表1）。

表1　山2氣藏開發單元分類標準及技術政策

1.1.1開發單元分類調控以榆林氣田南區為例，針對目前地層壓力較低的4、8、9低壓單元，井口壓力目前6.0 MPa～8.7 MPa，接近地面系統壓力6.4 MPa，進入穩產期末，需要進行增壓開采。

針對低儲采比、高配產單元，精細評價氣田各開發單元產能，為冬季高峰供氣期優選調峰單元提供依據。從圖1可以看出，榆林南區存在矛盾開發單元主要有3、4、12，主要位于儲層物性相對較好的井區，配產能力強，該類氣井夏季控制速度，保護性開采，冬季提高配產，保證調控應急能力。通過氣田各開發單元產能評價，主力區塊為3、4、7、12單元，在冬季用氣高峰期，榆林氣田南區優選58口氣井調峰規模600×104m3/d；經過調整，整個山2氣藏冬季可達到990×104m3/d調峰規模。

針對高儲采比、低配產單元，從圖1可以看出，此類開發單元主要有8、10、11等單元，主要位于儲層物性相對較差的井區，但具備一定的配產能力，此類井區氣井必須進行氣井精細管理（“長開短關”、“長關短開”與“冬季長關、夏季間開”型）和氣層重復改造等措施，發揮此類氣井最大能力。

圖1　榆林氣田南區各開發單元配產規模與儲采比柱狀圖

1.1.2數值模擬精細調控在氣田目前生產規模條件下，采用數值模擬技術實現各開發單元高精度歷史擬合，定量化調整各單元生產規模，延長氣田穩產期。該技術的主要方法是結合氣井生產動態、產氣剖面及壓力恢復試井解釋資料，提高氣井數值模型的精度，為后期氣田區塊精細調控提供技術支撐。從開發單元預測結果表明，在目前規模下，以開發單元4、9為例，單元9需降低配產，延長穩產期；而單元4此類應提高配產，保證氣田整體開發能力。

利用所建立的氣田開發單元精細調控體系，通過優化調整，盆地東部山2氣藏已累計產氣575億立方米，相當于68億立方米規模穩產8.4年，從圖2可以看出，經過區塊精細調控，地層壓力下降平穩，年壓降1.0 MPa，整體山2氣藏穩產形勢良好。

圖2　山2氣藏歷年生產動態曲線

1.2氣田加密調整措施

采用動態評價與相控建模相結合的技術，評價山2氣藏已開發榆林、子洲氣田未動用儲量，加密調整，提高儲量動用程度，對實現氣田持續穩產具有重要的意義。

首先，在精細地質研究的基礎上，深入開展氣藏地層壓力、動儲量及氣井控制范圍的評價，區塊內部優選井位、完善井網，提高了儲量動用程度。低滲非均質氣藏地層壓力評價主要采用動態監測法結合根據氣田滲透率低，關井壓力恢復速度慢，與生產需求存在很大矛盾等難點提出的壓降曲線法、拓展二項式產能方程法、擬穩態數學模型法等不關井條件下地層壓力評價方法［7-8］，精細刻畫了山2氣藏原始地層壓力及目前地層壓力平面分布特征（見圖3）。低滲非均質氣藏動儲量評價，是通過充分利用氣藏生產動態資料，形成了壓降法、流動物質平衡法、產量不穩定分析法等氣井動儲量評價方法［9-11］，并對各種方法的適應性進行了明確地界定，形成了具有特色的低滲非均質山2氣藏氣井動儲量評價方法技術系列，分析氣井控制范圍，為加密井部署提供指導（見圖4）。由于山2氣藏的強非均質性以及不同類型井開發效果的差異性，造成局部區塊開發井網未能得到控制，形成尚未動用氣區。通過評價，加密部署25口井，建產能2.2億立方米，提高儲量動用程度。

其次，對已開發氣田未動用儲量評價，建立了基于沉積相約束的三維精細地質模型表征儲層非均質性，提高模型精度。通過分析巖相中物性的分布特征可知，砂巖物性最好，因此在巖相模擬的基礎上進行相控物性模擬才能相對真實地反映儲層物性的非均質性。通過優化巖相模型，降低巖相對模型計算結果的不確定性，建立砂巖發育的概率分布模型，并結合地質、開發和經濟因素，評價山2氣藏未動用儲量280億立方米，加密部署36口井，建產能3.8億立方米。

圖3　山2氣藏目前地層壓力分布圖

圖4　山2氣藏動儲量分布圖

1.3增壓開采措施

增壓開采是氣田開采后期，通過降低井口壓力、增加外輸壓力，達到延長氣井穩產期的開采方式［12-15］。針對鄂爾多斯盆地東部山2氣藏儲層非均質性強，井數多、規模大，氣井動態特征差異大等特點，以氣藏工程為主體，地質、地面、經濟評價多學科一體化綜合研究，形成了大型山2氣藏增壓開采技術，為實現氣田持續穩產奠定基礎。

目前榆林氣田南區山2氣藏井口壓力6.7 MPa（見圖5），接近地面系統壓力，未來2～3年將進入大規模的增壓開采階段，因此亟需開展增壓開采研究，延長氣田穩產期。通過研究，形成適合山2氣藏增壓開采模式的技術成果。

圖5　山2氣藏氣井油壓分布平面圖

圖6　榆林南增壓時機預測圖

綜合運用壓降速率折算法、灰色預測法、產量不穩定法、數值模擬方法等多種方法預測榆林氣田南區氣井的自然穩產期，并根據單井的自然穩產期劃分氣井的增壓時段，進而劃分增壓單元（見圖6），將榆林氣田南區劃分為7個增壓單元。通過采用壓降曲線法、數值模擬法精細調整單井穩產期，使同一增壓單元內氣井增壓時機達到一致。

通過對不同增壓方式條件下采出程度的分析表明，增壓方式對增壓效果影響較小，而集氣站、區域增壓穩產時間長，結合地面工程及經濟評價，優選以區域增壓和集氣站增壓相結合的混合增壓方式。

在劃分了增壓單元和確定增壓方式的基礎上，采用數值模擬方法，預測了榆林氣田南區不同井口壓力條件下穩產時間、廢棄地層壓力及累積產量增量，優選氣井增壓井口壓力（見表2）。以氣藏指標預測結果為基礎，結合地面工程、經濟評價（見圖7、圖8），優選榆林氣田增壓井口壓力2.0 MPa。通過增壓，榆林氣田南區可延長穩產期2年，預測期末累積采氣422.2× 108m3，采出程度79.7%，增產70.0×108m3，采出程度提高13.2%。

表2　不同井口壓力下開發指標對比表

圖7　評價期內產氣量增量、增壓投資與井口壓力關系

圖8　內部收益率與井口壓力關系

2　穩產效果分析

通過區塊精細調控，已開發榆林、子洲氣田68億立方米規模可自然穩產至2016年；通過內部挖潛調整、氣田增壓等穩產措施，盆地東部山2氣藏68億立方米規模可持續穩產至2020年，收到良好的氣田穩產開發效果。

3　結論

（1）基于開發單元分類調控、數值模擬精細調控及氣井分類管理，開發效果顯著。山2氣藏已累計產氣575億立方米，相當于68億立方米規模穩產8.4年，地層壓力下降平穩，年壓降1.0 MPa，套壓壓降速率小于0.002 MPa/d，實現了氣田的高效開發。

（2）多學科、多方法評價了內部加密潛力，形成了山2氣藏增壓開采技術，綜合提出了山2氣藏的穩產技術對策及措施。通過增壓開采，可延長穩產期2年，已開發區內部挖潛可建產能6億立方米/年。

（3）通過內部挖潛調整、氣田增壓等穩產措施，盆地東部山2氣藏68億立方米規模可持續穩產至2020年，開發效果顯著。

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Study on key production stabilization technology for the Shan2 reservoir in the eastern Ordos basin

WANG Jingjian1，2，LIU Zhijun1，2，WANG Yifei3，LIU Qian1，2，WANG Leilei1，2，HUANG Qiong1，2，LIU Daotian1，2
（1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Field，Xi'an Shanxi 710018，China；3.Petroleum Production Engineering Research Institute of Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu Hebei 062550，China）

The production capacity of 6.8 billion cubic meters per year has been built in Yulin，Zizhou gas field of the eastern Erdos basin，having been steadily producing for 8.4 years，received good development effect.Realizing the sustained and stable production of the gas field becomes the core issue of the current study.By dividing the development unit and the establishment of gas reservoir fine regulation system，the formation pressure of gas field steadily declines，the pressure drop of 1.0 MPa per year，and the stable production situation is good for the whole Shan2 reservoir.Combined the dynamic evaluation and facies controlledmodeling，the gas reservoir encryption potential is implemented.Perfecting Shan2 gas reservoir well network encryption can adjust the construction of production capacity of 0.22 billion cubic meters per year.Through gas reservoir fine description of unused reserves combined with economic evaluation，the production capacity of 0.38 billion cubic meters per year can be built.Through multi factor optimization and the gas boosting adjustment potential evaluating，the stable production period can be extended for 2 years.Integrated above measures，the production scale of 6.8 billion cubic meters per year for Shan2 reservoir in the east of the Ordos basin can achieve sustainable and stable production to 2020 and the development effect is remarkable.

eastern Ordos basin；Shan2 reservoir；stable production measure；fine regulation；internal potential；boosting stimulation

圖9　盆地東部山2氣藏持續穩產開發效果預測曲線

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.006

TE377

A

1673-5285（2015）05-0027-06

2015－03-16

國家示范工程項目“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開發示范工程”，項目編號：2011ZX05044。

王京艦，男（1980-），工程師，碩士研究生，2009年畢業于西安石油大學油氣田開發工程專業，現主要從事氣藏工程及采氣工程技術方面的研究工作。