神木氣田開發地質效果評價

黃錦袖，朱玉杰，高　哲，李　君

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林　719000）

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神木氣田開發地質效果評價

黃錦袖，朱玉杰，高哲，李君

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

摘要：神木氣田2011年進行試采評價，2012年開始大規模開發，經過5年的產建開發，產能規模已達到24.9×108m3/a。本文通過對雙A井區、雙B井區、米A井區鉆遇效果、試采效果進行分析評價，同時優選有利儲層富集區，為氣田開發調整，優化開發效果奠定基礎，同時也為氣田開發管理積累經驗。

關鍵詞：神木氣田；鉆遇效果；試采效果

1　氣田概況

1.1基本地質特征

神木氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部。構造上為寬緩的西傾單斜，坡降6m/km～10m/km。研究表明，低緩鼻隆構造對天然氣聚集不起控制作用。主力氣層為太原組、山西組、盒8，其中太原組為海陸過渡帶型的沉積體系，主要發育三角洲平原、前緣亞相，其中太2段砂體連片性較好，厚度6m～18m，厚砂體呈透鏡狀分布；山西組為河流-三角洲沉積體系，主要發育三角洲平原亞相，砂體呈近南北向條帶狀、網狀分布，厚度4m～14m，主力層山22橫向連片性較好。另石盒子、本溪、下古馬五也發育有效儲層，多層系特征明顯［1-3］。

儲集層巖性為石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖。太原組孔隙類型以巖屑溶孔為主，平均孔隙度為7.8%，滲透率為0.64 mD；山西組主要發育巖屑溶孔、粒間孔及晶間孔，平均孔隙度為6.8%，滲透率為0.85 mD。為典型的“低孔、低滲”致密砂巖氣藏（見表1）。

表1　神木氣田主力氣層物性信息表

1.2開發簡況

1.2.1資源概況截至目前，神木氣田累計提交探明地質儲量3 334×108m3，其中2007年在雙A井區提交935×108m3，2014年在米A區塊提交2 398.9×108m3。同時在石千峰組提交控制儲量134.02×108m3［4］。

1.2.2方案部署及實施進展神木氣田共部署兩期方案，其中，一期方案部署19.8×108m3/a；二期方案部署19.5×108m3/a。氣田開發自2011年開始，當年評價建產1×108m3/a，2012開始推行叢式模式大規模建產，2014年處理廠建成，氣田成功投運，截止2015年底共完鉆井552口，產能規模達到24.9×108m3/a。

1.2.3主要開發技術指標目前，生產井267口，日產氣305×104m3，單井平均日產氣：1.1×104m3；平均套壓9.4MPa（見圖1）。

圖1　神木氣田生產動態曲線圖

2　鉆遇效果評價

2.1隨鉆分析思路

在神木氣田開發過程中，強化地質研究、深化儲層認識，結合鄰井鉆遇效果，加強隨鉆分析，刻畫砂體展布規律，通過追加、緩鉆、調整鉆井順序等措施，有效提高了Ⅰ+Ⅱ類井比例（見圖2）。

圖2　神木氣田隨鉆分析流程圖

2.2實施效果

截止2015年底，神木氣田共完鉆井552口，建成產能24.9×108m3/a。

2.2.1雙A井區實施效果完鉆井445口（含水平井18口），建成產能21.7×108m3/a，多層系特征明顯，有效層段多達6～18層，平均10層，山2、太原組主力氣層/含氣層5.7m、8.6m，Ⅰ+Ⅱ類井比例達87.4%。主力層太2段砂體分布廣泛，連片性較好，氣層厚度較大；山2砂體近南北向分布穩定，儲層連續性好。

完試井394口，平均無阻流量11.12×104m3/d，最高73.38×104m3/d，其中：上古試氣310口，平均無阻流量11.09×104m3/d；下古單試20口，平均無阻流量5.01×104m3/d；上下古合試64口，平均無阻流量13.15×104m3/d。

水平井完鉆18口，平均水平段長度1 081m，有效儲層鉆遇率75.3%；完試17口，平均無阻流量27.4×104m3/d。

2.2.2米A井區實施效果該井區提交儲量為太原、山1、山2，鉆遇率均在80%以上，平均有效厚度分別為9.5m、5.4m、6.5m；此外盒8鉆遇率達到91%，平均有效厚度8.8m，20口井鉆遇本溪組有效儲層，平均有效厚度為4.1m；Ⅰ+Ⅱ類井比例為86.8%。完鉆井多層系特征明顯，有效層段5～16層，平均8層，盒8砂體連片性好，厚度大；太2砂體由于受河控和潮控共同控制，連片性較好，有效儲層厚度大；山西組山1段，氣層厚度大。完試井1口，雙AD井，無阻流量16.52×104m3/d。

2.2.3雙B井區實施效果本井區提交儲量為山2，鉆遇率為72%，平均有效厚度6.8m；此外盒8、山1、本溪組鉆遇率分別為94%、69%、47%，平均有效厚度分別為8.1m、4.6m、4.6m；多層系特征明顯，有效層段4～15層，平均7層，Ⅰ+Ⅱ類井比例為71.9%。

第一輪完鉆的11口井，山2鉆遇率僅42%，通過隨鉆分析、緩鉆、調整鉆井次序后，鉆遇率提高到了72%；其次在山1、盒8發育有效儲層；本溪組局部發育有效儲層，但部分井含水；太原組基本不發育砂體。

2.3取得主要成果及認識

2.3.1叢式井規模化實施，效果顯著針對神木氣田多層系發育、井網井距小、礦權重疊、井場手續辦理難、外協困難等現狀，采用叢式井組開發，極大的節約了土地，加快了產建進度。截止目前共完鉆井組86個，完鉆井469口，平均井場轄井數5.5口。

2.3.2雙半徑布井方式取得成效在儲層評價和鉆井技術的基礎上，2012年在雙C-D井場采用雙半徑布井方式井實施11口之后，2013年在雙B-C井組部署15口，目前已全部完鉆，為神木氣田最大叢式井組。

該井組鉆遇太原組、山西組有效儲層，同時部分井兼顧下古，整體鉆遇效果好，Ⅰ+Ⅱ類井比例85.2%。

2.3.3下古鉆遇效果良好，呈現出上、下古兼顧開發的良好局面神木氣田下古有利區主要分布在雙A井區，米A、雙B井區下古儲層基本不發育。雙A井區132口開發井鉆至下古，112口井鉆遇有效儲層。從鉆遇情況看，馬五13、馬五14儲層物性好但零星分布；馬五22、馬五41儲層連片性較好，為下古主力層。雙A井區西部下古儲層發育較好，東部發育較差。

64口上、下古合試井平均無阻13.14×104m3/d，20口單試下古井平均無阻5.0×104m3/d，單試下古測試H2S含量1.1mg/m3～10.42mg/m3，平均3.59mg/m3，表明下古微含H2S。

2.3.4下古鉆遇效果良好，呈現出上、下古兼顧開發的良好局面經過近幾年的摸索實施，逐步形成了“上覆下伏地層描述”“精細刻畫構造”“不同層位、不同思路”等成熟的地質導向技術，準確預測地層傾角，及時調整井斜，有效避開煤層、碳質泥巖等工程難以實施區域，延長了水平段長度，提高了有效儲層鉆遇率（見圖3）。

2.3.5工廠化作業提高了施工效率采用“集群化”布井，“工廠化”作業模式。截止目前完成3個井場25口井，Ⅰ+Ⅱ類井比例88.9%，平均無阻流量11.5×104m3/d。

鉆井上采用：多井叢式平臺、雙鉆機鉆井、鉆機軌道快速平移、優質鉆井液+PDC鉆頭復合鉆進技術。鉆井周期在23d以內，建井周期由36d降至31d，效率提高13.9%。

試氣上采用：井場“人工湖”蓄水、大排量連續混配、套管滑套和水力噴砂工藝、“六個一趟過”流水線壓裂。井組節約作業時間30d以上。

2.3.6神木氣田多層產氣，太原、山22為主，盒8次之歷年開展產氣剖面測試井12口，主要集中在雙A井區，測試結果表明多層系均有產氣貢獻，其中太原組和山22為主力產層，平均產氣貢獻率分別為38.2%、37.6%，其次為盒8。

2.3.7有利區篩選在地質研究和隨鉆分析的基礎上，篩選出太原組Ⅰ類有利區15個，Ⅱ類有利區10個，山2Ⅰ類有利區14個，Ⅱ類有利區8個，馬家溝組Ⅰ類有利區7個。

圖3　神木氣田水平井地質導向流程圖

3　試采效果評價

為落實氣井產能，摸清流體性質，以及下一步產建部署及地面規劃提供依據，優選井位開展試采評價［5］。

3.1試采井優選

歷年共對19口井開展了試采評價。試采井優選主要遵循4個原則：新區均衡分布；單層、多層結合；產能高低結合；上、下古兼顧（見表2）。

表2　神木氣田試采井設計情況

3.2試采井動態（見表3）

3.3氣質、水質分析

試采表明神木氣田屬微含硫的干氣氣藏，CO2含量小于國家二類氣質標準。甲烷含量83.24%～98.26%，平均含量為91.61%，平均總烴含量98.08%，為干氣氣藏；H2S含量普遍偏低，范圍0.56mg/m3～6.97mg/m3，平均2.04mg/m3，屬微含硫氣藏；CO2含量普遍偏低，分布范圍為0%～3.77%，平均含量1.25%，小于國家二類氣質標準。

試采井普遍產水，19口井中17口產水，平均水氣比0.77m3/104m3。2口單采太原組井水氣比分別為1.9m3/104m3、1.6m3/104m3，產氣剖面測試米C井太原組產水量0.46m3/d，米D井山21產水量0.85m3/d對產水井水質分析，其中氯根范圍為17 409.5mg/L～157 558.2mg/L，平均72 004.8mg/L；礦化度范圍為31 483.7mg/L～259 578.4mg/L，平均127 176.8mg/L，水型均為CaCl2型。

表3　神木氣田試采成果簡表

4　取得的認識

（1）神木氣田多層互補，無一落空，主力層位太原、山2，靜態Ⅰ+Ⅱ類井比例85.1%。西部的雙A井區含氣層系較多，有效層段達到6～18層，平均10層，氣田東部含氣層系相對較少，米A井區有效層段5～16層，平均8層，雙B井區有效層段達到4～15層，平均7層。

（2）氣田東部米A井區、雙B井區探明儲量基本落實，主力層太原組、山2、山1鉆遇率高，同時盒8、本溪組鉆遇率分別為92%、35%。

（3）完試井平均無阻流量11.1×104m3/d，主要集中在5×104m3/d～20×104m3/d，且以5×104m3/d～10×104m3/d居多，表明神木氣田單井產量低。

表3　神木氣田試采成果簡表（續表）

（4）產氣剖面測試表明，多層貢獻產氣，太原、山22為主，其次為盒8，但盒8分布廣泛。

（5）試采井19口，評價合理配產在0.3×104m3/d～6×104m3/d，平均2.2×104m3/d。試采井普遍產水，平均水氣比0.77m3/104m3，微含硫，同時千5具一定的開發潛力。

參考文獻：

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［3］付曉燕，王少飛，馮永玖，等.神木氣田上古生界砂巖儲層特征及其主控因素［J］.石油化工應用，2014，33（11）：69-74.

［4］周拓，周兆華，等.神木氣田二疊系氣藏有利區預測［J］.東北石油大學學報，2013，37（1）：38-44.

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Evaluation of Shenmu gasfield development geology effect

HUANG Jinxiu，ZHU Yujie，GAO Zhe，LI Jun
（Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi 719000，China）

Abstract:Shenmu gasfield started the evaluation of production test in 2011，and be developed in a large-scale since 2012. After five years of production of deliverability，production scale of the Shenmu gasfield has reached 2.49 billion square per year. From the analysis and evaluation in this paper which based on the drilled results of the well field Shuang A，well field Shuang B，and well field Mi A，and the effect of production test，optimize the beneficial reservoir-rich region at same time，established the foundation of the adjust of field development and optimize the effect of development，in the meantime，gathered the experience of management of gasfield exploitation.

Key words：Shenmu gasfield；drilled results；effect of production test

中圖分類號：TE375

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0098-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.025

*收稿日期：2016-05-27

作者簡介：黃錦袖，男（1990-），本科，2011年畢業于吉林大學，助理工程師，主要從事開發地質研究工作。