松南氣田營城組氣藏生產(chǎn)特征分析

王冬燕

（中國石化東北油氣分公司勘探開發(fā)工程部，吉林 長春 130062）

松南氣田營城組氣藏構(gòu)造上位于達(dá)爾罕斷凸帶北段，受白堊紀(jì)時(shí)期沙河子組的地層結(jié)構(gòu)影響,使得巖性以流紋巖、流紋質(zhì)火山碎屑熔巖為主[1]。主要含氣層系是營城組火山巖氣藏，地理上松南氣田位于松原市境內(nèi)。營城組火山巖氣藏共計(jì)完鉆井20口，截至2019年12月底，松南營城組氣藏日產(chǎn)原料氣226萬m3，日產(chǎn)水646 m3，平均油壓7.76 MPa，年產(chǎn)原料氣7.7億m3，采氣速度4.8%，累產(chǎn)氣63億m3，采出程度39%。

分析認(rèn)為松南氣田火山巖氣藏在平面上仍有剩余潛力，有必要開展地質(zhì)研究，摸清剩余潛力分布，提高儲(chǔ)量的動(dòng)用程度，改善氣藏開發(fā)效果。松南氣田營城組火山巖氣藏已經(jīng)投產(chǎn)10年，氣井的產(chǎn)量、壓力與投產(chǎn)初期相比發(fā)生很大變化，各井之間生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異大，需要加強(qiáng)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，為制定氣井合理工作制度提供依據(jù)。

1 氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析

根據(jù)產(chǎn)量、壓力、產(chǎn)水變化特征將松南氣田營城組氣藏氣井分為4種類型。

1）產(chǎn)量壓力穩(wěn)定，油壓保持在11.5～14 MPa，產(chǎn)凝析水，產(chǎn)能較高，具備一定調(diào)峰能力的井（腰平9井、腰平8、腰平6井、腰平5井、腰深1井）。

YP9井水平生產(chǎn)段位于Ⅰ類儲(chǔ)層中上部，距離氣水界面較遠(yuǎn)，下部隔層發(fā)育。該井于2009年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣35萬m3，日產(chǎn)水5 m3，水氣比0.14，油壓29 MPa；目前日產(chǎn)氣量29萬m3，日產(chǎn)水3.6 m3，水氣比為0.124，油壓8.2 MPa，如圖1所示，YP9井提產(chǎn)后，水氣比反而下降；該井無阻流量高（166萬m3·d-1），產(chǎn)水量小，且為凝析水；合理產(chǎn)量下，壓降速率小，可保持長時(shí)間穩(wěn)定生產(chǎn)。氣藏中部較高部位的井僅產(chǎn)少量凝析水，水風(fēng)險(xiǎn)較小，因此在生產(chǎn)中高部位適當(dāng)高配，提高采氣速度；構(gòu)造低部位產(chǎn)地層水，因此對(duì)于構(gòu)造低部位鉆井和井底靠近構(gòu)造低部位的水平井，適當(dāng)?shù)团洌刂撇蓺馑俣?，可?shí)現(xiàn)有效的火山巖氣藏控水[2]。

圖1 YP9井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線圖

2）產(chǎn)量壓力相對(duì)穩(wěn)定，油壓保持在12～14 MPa，產(chǎn)地層水且水氣比上升，但總體可控（腰平1、腰平3、腰平10井、腰平2井）。

YP1井于2008年11月投產(chǎn)，截至目前，累產(chǎn)氣5.64億m3，平均日產(chǎn)氣15.6萬m3，平均日產(chǎn)水24.3 m3。該井水氣比由0.1上升到4.6，產(chǎn)水量大（38.9 m3·d-1），且為地層水。為了延緩底水的錐進(jìn)，YP1井的合理配產(chǎn)應(yīng)控制在10萬m3·d-1。

腰平1位于構(gòu)造高部位，但井斜略小，向南、北構(gòu)造急劇下降，水平段靠近Ⅰ類儲(chǔ)層底部。前期生產(chǎn)效果較好，日均產(chǎn)氣在30～40萬m3，水氣比小于0.1，后期含水上升，氣產(chǎn)量下降，水氣比2.0～3.2，水樣分析礦化度30 mg·g-1。目前分析認(rèn)為由于氣井生產(chǎn)壓差較大，造成底水沿裂縫錐進(jìn)。

3）產(chǎn)量總體下降，油壓保持在5～9.1 MPa，產(chǎn)地層水且產(chǎn)水量及水氣比不斷升高（腰平7井、腰平11）。

YP7井于2008年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣22萬m3，日產(chǎn)水10 m3，水氣比0.5，油壓28.5 MPa；目前日產(chǎn)氣1.9萬m3，日產(chǎn)水67 m3，水氣比35，油壓3.2 MPa。該井井口油壓、產(chǎn)量逐漸下降，產(chǎn)水量和水氣比一直呈上升趨勢(shì)。產(chǎn)水量大（67 m3·d-1），且為地層水。

腰平7井位于獨(dú)立火山機(jī)構(gòu)高部位，Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率相對(duì)較低，水平井段尾部在氣水界面下，由于前期生產(chǎn)壓差較大，底水逐步錐進(jìn)，水氣比逐漸升高，導(dǎo)致后期高含水。

4）外圍供給不足，產(chǎn)量和壓力均下降較快（腰深101、腰深102、腰平4井）。

腰深101井2010年7月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期能量供給不足，產(chǎn)量和地層壓力下降快，截至2012年5月，平均日產(chǎn)氣2.4萬m3。2013年10月對(duì)營城組3 735～3 745 m井段進(jìn)行壓裂測(cè)試后5 mm 油嘴放噴，日產(chǎn)氣3.3萬m3，油壓18.6 MPa。2013-2018年產(chǎn)水量和水氣比上升，油壓呈下降趨勢(shì)，年均降3.4 MPa。目前日產(chǎn)氣0.6萬m3，日產(chǎn)水4 m3，水氣比6.7，油壓0.81 MPa。

2 氣藏地層壓力變化及氣藏彈性產(chǎn)率

氣藏受不同驅(qū)動(dòng)類型的影響，區(qū)塊及單井地層壓降差異較大，YS1井區(qū)2012-2018年地層壓力每年分別下降2.35、2.98、2.61、2.47、3.22、1.63、2.4 MPa，平均下降2.5 MPa。YP7井區(qū)地層壓力每年下降3.42 MPa。2012-2018年氣藏總體地層壓力下降速度一致，平面上YS1井區(qū)開采均衡，北部YS102井區(qū)由于采出程度低，壓降較小。

不同井區(qū)彈性產(chǎn)率差異明顯，水平井彈性產(chǎn)率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井，腰深1井區(qū)水平井彈性產(chǎn)率遠(yuǎn)高于腰平7井區(qū)水平井。2012-2018年，產(chǎn)地層水氣井（YP1、YP3、YP7井）受水侵影響，彈性產(chǎn)率下降。YP9井主要受地層壓力下降的影響，彈性產(chǎn)率略有減小，如圖2所示。

圖2 氣井單位壓降產(chǎn)氣量變化圖

3 氣井采氣指數(shù)及生產(chǎn)壓差

氣井產(chǎn)水，氣相相對(duì)滲透率下降，地層滲流阻力和井筒流動(dòng)阻力增大，額外消耗能量，生產(chǎn)中表現(xiàn)出產(chǎn)量和壓力下降快、單位壓降采氣量小的特征，影響氣井穩(wěn)產(chǎn)及最終采收率[3]。受地層壓力下降、氣井產(chǎn)水的影響，氣井采氣指數(shù)逐漸減小。2012-2019年，產(chǎn)水氣井（YP1、YP3、YP7、YP11、YP10井）受水侵的影響，采氣指數(shù)不斷減小。YP9、YS1井主要受地層壓力下降的影響，采氣指數(shù)減小。

氣井生產(chǎn)壓差差異大，直井的生產(chǎn)壓差是水平井的3.3倍。氣井受水侵影響導(dǎo)致生產(chǎn)壓差增加。2012-2019年，產(chǎn)水氣井（YP1、YP3、YP11）為保持產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)，所需生產(chǎn)壓差不斷增加。氣井未受水侵時(shí)，生產(chǎn)壓差變化小，在0.2～1.2 MPa。

4 調(diào)整井區(qū)生產(chǎn)狀態(tài)

YP5井區(qū)鄰近老井YP3和YP9，從油壓變化看，三者油壓變化趨勢(shì)一致，但從日產(chǎn)氣量看，YP5井2015年投產(chǎn)后未對(duì)YP3、YP9井產(chǎn)生明顯干擾，從動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量分析結(jié)果看，YP3井2015-2017年彈性產(chǎn)率由1 498萬m3·MPa-1增至3 440萬m3·MPa-1，同樣顯示YP5 投產(chǎn)對(duì)周圍老井影響較小。YP2井區(qū)鄰近老井YP10，從油壓變化看，YP2井與鄰井YP10井油壓變化趨勢(shì)一致，從日產(chǎn)氣量看，YP2 投產(chǎn)后，YP10 產(chǎn)量降低，這是由于YP10井2014年酸化作業(yè)導(dǎo)致產(chǎn)量增加后，水氣比也快速升高，后期為控水主動(dòng)降低配產(chǎn)。從動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量分析結(jié)果看，YP10井2016-2017年單位壓降采氣量分別為2 270、3 413萬m3·MPa-1，穩(wěn)中有升，整體分析認(rèn)為YP2井2015年投產(chǎn)后對(duì)YP10井產(chǎn)量及動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的干擾不明顯。

目前6口調(diào)整井投產(chǎn)后，年增工業(yè)氣1.9億m3，預(yù)計(jì)累增工業(yè)氣18.32億m3，氣藏采收率提高至62.6%。2015-2018年老井年產(chǎn)工業(yè)氣比方案預(yù)測(cè)低0.29億，但老井的穩(wěn)產(chǎn)期比方案預(yù)測(cè)長2年，累產(chǎn)氣比方案預(yù)測(cè)多2.2億m3，6口調(diào)整井投產(chǎn)降低了老井采氣強(qiáng)度，控制老井底水突進(jìn)速度，提高老井采出程度（圖3）。

5 結(jié) 論

1）本區(qū)的氣井可以分為產(chǎn)量壓力穩(wěn)定、產(chǎn)量壓力相對(duì)穩(wěn)定、產(chǎn)量總體下降、產(chǎn)量壓力均下降較快4種類型。

2）平面上YS1井區(qū)開采均衡，北部YS102井區(qū)由于采出程度低，壓降較小。

圖3 氣井單位壓降產(chǎn)氣量變化圖

3）水平井彈性產(chǎn)率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井，產(chǎn)地層水氣井彈性產(chǎn)率下降。

4）氣井生產(chǎn)壓差差異大，直井的生產(chǎn)壓差是水平井的3.3倍。

5）調(diào)整井投產(chǎn)降低了老井采氣強(qiáng)度，控制老井底水突進(jìn)速度，提高老井采出程度。