延安氣田Y 井區(qū)壓力遞減規(guī)律研究

劉海峰 葛 宇 劉鵬程 魯 波 趙 帥

陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司延長氣田采氣二廠 陜西靖邊 718500

延安氣田大地構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，區(qū)內(nèi)斷層、褶皺不發(fā)育，為一向西傾斜的平緩單斜[1]。Y 井區(qū)是一個以下古生界奧陶系馬五碳酸鹽巖氣藏和上古生界二疊系砂巖氣藏部分疊合連片的氣田[2]；井區(qū)內(nèi)上古生界天然氣的分布主要受儲層非均質(zhì)性控制，下古生界天然氣分布主要受巖溶古地貌控制[3]。

根據(jù)研究區(qū)已鉆井揭露地層顯示,下古生界奧陶系下統(tǒng)馬家溝組馬五段、上古生界石炭系本溪組、二疊系山西組、下石盒子組盒8 段為研究區(qū)主要目的層系。

1 氣藏特征

1.1 氣藏壓力特征

氣藏按照地層壓力分類：凡氣藏原始地層壓力在30MPa 以上者稱高壓氣藏；小于30MPa 者稱常壓氣藏。

Y 井區(qū)氣藏埋藏深度為3224～4413m，原始地層壓力為10.025～31.904MPa，平均24.51MPa，平均壓力梯度0.151MPa/ 100m，平均壓力系數(shù)0.7214，按照壓力系數(shù)分類屬于低壓氣藏。

1.2 氣藏溫度特征

Y 井區(qū)氣藏埋藏深度為3224～4413m，氣層溫度分布范圍在90.55～116.752℃，平均102.3℃。試氣數(shù)據(jù)統(tǒng)計：試氣測靜溫最低值Y920 井，山1+盒8 層3384.5m，90.947℃；試氣測靜溫最高值J10-3 井，山1 層3314m，116.752℃。

1.3 氣藏連通性分析

Y 井區(qū)具有相對豐富的測井資料，對盒8、山1、山2和本溪層段儲層進行連通性分析。盒8 層一類流動單元分布相對較廣，沿辮狀河河道物性較好的區(qū)域分布，主要集中在Y 井區(qū)西部區(qū)域。山1 層以二類和三類流動單元為主，一類流動單元分布范圍廣，但面積較小，分散于Y 井區(qū)中部和西部。山2 層以二類和三類流動單元為主，一類流動單元分布范圍較小，面積較小，主要分布于Y 井區(qū)中部和東北部較小區(qū)域。本溪層以二類和三類流動單元為主，中部有小范圍一類流動單元分布。

2 壓力遞減規(guī)律研究

2.1 研究區(qū)地層壓力、井底流壓遞減規(guī)律

單井地層壓力遞減曲線如圖1 所示。地層能量變化曲線圖如圖2 所示。從圖1 及圖2 可以看出：投產(chǎn)初期地層壓力、井口套壓下降較快分析認為是由于投產(chǎn)初期氣藏進入全面開發(fā)階段，采氣速度較高，并且投產(chǎn)初期很多生產(chǎn)井配產(chǎn)較高。對于低滲致密氣藏，開采速度較快時，生產(chǎn)井遠處的天然氣不能及時補充由于生產(chǎn)而帶來的井底附近地層能量的虧空，進一步導(dǎo)致氣藏地層能量的虧空，使地層壓力下降較快。

圖1 單井地層壓力遞減曲線

圖2 地層能量變化曲線圖

2.2 典型井分析

Y 井區(qū)氣田管網(wǎng)運行壓力為5.8MPa，因Y 井區(qū)采取井下節(jié)流的生產(chǎn)方式，油壓均為系統(tǒng)壓力，故選擇井口套壓進行遞減趨勢擬合。為了保證壓力遞減趨勢預(yù)測的準確性，在擬合分析過程中要遵守以下幾個基本原則：

（1）保證遞減擬合井的儲量剩余程度較高。

（2）趨勢擬合過程中，要保證分時間段擬合。

（3）要考慮工作制度、產(chǎn)量、工藝措施及關(guān)井屬性等方面因素影響。

（4）Y 井區(qū)屬于“三低”氣藏，考慮受壓力傳遞和恢復(fù)時間影響，擬合時間長度至少要大于30d。

2.3 上古儲層流動單元壓力遞減分析——以山1 層為例

本次分析選擇J2-2 井進行壓力遞減分析。J2-2 井生產(chǎn)層位為山1+盒8，根據(jù)流動單元劃分結(jié)果，山1 層為一類流動單元。J2-2 井地層壓力遞減圖如圖3、圖4 所示。可以看出，J2-2 井投產(chǎn)初期地層壓力下降較快，分析認為是由于投產(chǎn)初期氣藏進入全面開發(fā)階段，采氣速度較高，并且投產(chǎn)初期很多生產(chǎn)井配產(chǎn)較高。對于低滲致密砂巖氣藏，開采速度較快時，生產(chǎn)井遠處的天然氣不能及時補充由于生產(chǎn)而帶來的井底附近地層能量的虧空，進一步導(dǎo)致氣藏地層能量的虧空，使地層壓力下降較快。

圖3 J2-2 井地層壓力遞減圖

J2-2 井生產(chǎn)層位為山1+盒8，生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖5所示。該井核實無阻15.2 萬m3/ d，投產(chǎn)以來一直以配產(chǎn)4.0 萬m3/ d 生產(chǎn)，自投產(chǎn)以來累計產(chǎn)氣1857.8 萬m3，單位套壓壓降采氣量216.02 萬m3/ MPa，根據(jù)開發(fā)方案及生產(chǎn)實際該井合理配產(chǎn)比例為1/ 8～1/ 10，目前配產(chǎn)比例約為1/ 4，認為該井配產(chǎn)較高。

圖5 J2-2 井生產(chǎn)曲線

該井采取井下節(jié)流的生產(chǎn)方式進行生產(chǎn)，選擇該井2017年8 月11 日以后的套壓數(shù)據(jù)，進行壓力擬合，分析其遞減規(guī)律。對其套壓進行擬合，得到擬合方程為：y=-0.004x+11.48，相關(guān)系數(shù)0.7848，井口壓力遞減率0.0074MPa/ d，換算可得該井井口壓力年下降幅度在2.44MPa 左右，預(yù)測套壓下降至5.4MPa 時的自然穩(wěn)產(chǎn)年限為4.6 年，目前已穩(wěn)產(chǎn)3 年。通過遞減規(guī)律擬合及生產(chǎn)實際表明該井壓降較快，分析原因認為是該井實際配產(chǎn)較合理配產(chǎn)高，一直以高配產(chǎn)進行生產(chǎn)導(dǎo)致壓降較快。

2.4 下古儲層流動單元壓力遞減分析

結(jié)合生產(chǎn)套壓、穩(wěn)定試井、干擾試井等，2019 年將Y井區(qū)馬家溝組馬五1+2 細分為27 個氣藏單元，因Y 井區(qū)目前生產(chǎn)方式為井下節(jié)流定產(chǎn)降壓方式，故研究井口壓力遞減規(guī)律具有十分重要的意義，可用于分析氣藏生產(chǎn)動態(tài)，評價氣井穩(wěn)產(chǎn)能力，制定合理的開發(fā)方案和預(yù)測增壓時機等，文中對25 個氣藏單元（2 個未投產(chǎn)，除外）進行遞減規(guī)律研究。結(jié)果可發(fā)現(xiàn)發(fā)現(xiàn)遞減率大于0.01MPa/ d 的區(qū)塊共有6 個，分別是J19、Y960、J15-2、Y975、Y921、Y911-1，平均遞減率為0.01335MPa/ d，折算年下降幅度為4.406MPa，分析其遞減速度較快的原因是由于區(qū)塊配產(chǎn)比高及受周邊井影響明顯。

遞減率介于0.0013M～0.0043MPa/ d 的區(qū)塊共有11 個，平均遞減率為0.00285MPa/ d，折算年下降幅度為0.941MPa。其遞減速率較慢的原因在于部分區(qū)塊處于穩(wěn)產(chǎn)末期，如J2、J17 區(qū)塊；部分區(qū)塊內(nèi)所包含井為間開井（如J14-2、J24、J24-1 等），生產(chǎn)天數(shù)較短，導(dǎo)致下降較慢；Y978 區(qū)塊因單井控制規(guī)模大、儲層物性好，壓降較慢。

通過上面的統(tǒng)計表可以發(fā)現(xiàn)氣井在定產(chǎn)降壓的生產(chǎn)狀態(tài)下，井口套管壓力的下降規(guī)律呈線性遞減方式，不同區(qū)塊的遞減率差異較大，遞減率最小的是Y908 區(qū)塊，遞減率為0.0013MPa/ d，遞減率最大的是Y911-1 區(qū)塊，遞減率為0.0176MPa/ d。25 個區(qū)塊井口壓力遞減速率算術(shù)平均值為0.0066MPa/ d，換算可得氣井井口壓力年下降幅度在2.1M～2.2MPa。

3 結(jié)論

（1）對該井區(qū)溫度-壓力系統(tǒng)進行描述，該井區(qū)平均壓力系數(shù)為0.7214，屬于低壓氣藏，試氣成果顯示盒8-馬家溝組平均地溫梯度為2.7℃/ 100m，屬于正常地溫系統(tǒng)，且隨著埋深的增加溫度梯度呈現(xiàn)逐漸減小的趨勢。

（2）結(jié)合成巖相法、古地貌關(guān)系法、儲層壓力法等方法對井區(qū)上下古連通單元進行劃分分類，分析了各類連通單元典型氣井的壓力遞減規(guī)律。

（3）其中25 個區(qū)塊井口壓力遞減速率算術(shù)平均值為0.0066MPa/ d，換算可得氣井井口壓力年下降幅度在2.1M～2.2MPa、

（4）對遞減率影響因素進行分析，發(fā)現(xiàn)配產(chǎn)比及周邊井對該井區(qū)遞減率影響較大。