南力亞 劉 梅 郝海燕 高明書

(中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院)

靖邊氣田地處陜西省靖邊縣和內(nèi)蒙古自治區(qū)烏審旗境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造隸屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡, 為一西傾單斜，坡度7 m/km ～10 m/km。盆地內(nèi)天然氣勘探始于1976年，1985年麒參1井在奧陶系風(fēng)化殼獲得氣流后，發(fā)現(xiàn)盆地中部奧陶系風(fēng)化殼近臨上古生界石炭系煤系烴源巖，具有古巖溶儲層發(fā)育的條件,經(jīng)實際鉆探取得了重大突破，于盆地中部發(fā)現(xiàn)并探明了大型巖溶古地貌馬家溝組特大氣藏。經(jīng)過數(shù)十年的開發(fā)建設(shè)，靖邊氣田已成為年產(chǎn)50×108m3以上的大型氣田。

動態(tài)法儲量計算中要求油氣藏定容封閉且處于同一壓力系統(tǒng)，因此對該氣田是否處于同一壓力系統(tǒng)進行研究和驗證，對于動儲量計算結(jié)果的準(zhǔn)確性分析至關(guān)重要。對靖邊氣田開展動態(tài)儲量計算研究，是該類氣田儲量計算方法研究的一種探索，可以依此判斷靖邊氣田的儲量動用程度，并對提高采收率研究具有重要的意義。動態(tài)儲量是指氣藏連通孔隙體積內(nèi),在現(xiàn)有開采技術(shù)水平條件下最終能夠有效流動的氣體折算到標(biāo)準(zhǔn)條件的體積量之和。

眾所周知，當(dāng)氣藏滲透性、連通性很好時,其動態(tài)儲量接近于它的靜態(tài)儲量；反之，動態(tài)儲量計算結(jié)果則小于靜態(tài)儲量。此外，宏觀非均質(zhì)氣藏開采早期,邊部低滲透區(qū)或縱向致密層的儲量尚未有效動用,全氣藏關(guān)井期間各井區(qū)壓力不平衡,計算氣藏平均地層壓力的誤差較大,也會使氣藏動態(tài)儲量計算結(jié)果偏小。在此認(rèn)識基礎(chǔ)上，研究小組根據(jù)該氣藏地質(zhì)上形成的復(fù)合儲集體,以陜62井區(qū)為研究目標(biāo)區(qū)，對該區(qū)先后四次關(guān)井測壓，取得了較為詳實的壓力資料，篩選及計算了各井的關(guān)井測壓資料。通過壓力剖面圖、不同時期的等壓圖及觀察井(G41-7井)的壓力遞減相關(guān)曲線分析，弄清了陜62井區(qū)壓力系統(tǒng)與壓力場的分布，并對其動、靜態(tài)儲量差異進行了初步的分析。

1 陜62井區(qū)原始狀態(tài)下屬于一個統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)

陜62井區(qū)馬五氣藏,共有22口生產(chǎn)井,1口觀察井(G41-7)。從1998年12月投產(chǎn)以來,除各井投產(chǎn)前均已測取關(guān)井測壓資料外,于2002年7月、2004年10月～12月、2006年6月、2007年8月～9月又進行了4次較大規(guī)模的關(guān)井，并取得了系統(tǒng)的測壓資料。其中在1999年12月底前投產(chǎn)的井有9口(陜62、陜76、陜77、陜91、陜61、陜59、G38-9、G39-8井)，投產(chǎn)前均取得了原始測壓資料,通過折算至氣藏中部(3700m)各井地層壓力分析，全區(qū)原始狀態(tài)下, 氣層中部各井折算地層壓力介于31.10MPa～32.83MPa之間,顯然屬于同一個壓力系統(tǒng)(圖1)。

2 井區(qū)內(nèi)大部分井彼此連通,局部存在低滲致密帶。

從壓力剖面圖2、圖3、圖4分析來看,除G39-5(2003年12月投產(chǎn))、G40-5(2005年1月投產(chǎn))等打開較晚的井，投產(chǎn)前測壓幾乎還保持原始地層壓力外,其余井投產(chǎn)前均有不同程度的先期壓降，從而說明大部分井是彼此連通的,僅在G40-5—G39-5井一帶存在局部低滲致密帶，這從G39-5井的單井壓力動態(tài)可見一斑。與該井相距4km的陜59井，雖已于1999年9月投產(chǎn),但直至2003年12月G39-5井投產(chǎn)前，G39-5井實測地層壓力還保持原始狀態(tài),達(dá)31.74MPa。此外,當(dāng)G39-5井投產(chǎn)后,壓降漏斗又特別大，這進一步證實該井由于儲層物性原因，與區(qū)塊主體連通較差的事實,表明陜59井的開采對其幾乎未構(gòu)成影響。

圖1 陜62井區(qū)折算原始壓力等值圖(折算深度3700m)

圖2 陜62井區(qū)東西向(陜59井—陜61井)折算壓力剖面圖

圖3 陜62井區(qū)南北向(G37-9井—陜76井)折算壓力剖面圖

圖4 陜62井區(qū)折算壓力剖面圖

3 儲層的非均質(zhì)性及開采強度不均,造成區(qū)塊內(nèi)多個壓降漏斗形成

隨著投產(chǎn)井?dāng)?shù)及采出量的增加,壓力剖面及壓降漏斗趨勢也在發(fā)生相應(yīng)的變化,特別從壓力剖面圖及2007年8月～9月區(qū)塊關(guān)井折算壓力等值圖來看(圖5)，由于儲層的非均質(zhì)性及開采強度不均，在區(qū)塊內(nèi)己明顯形成了以G39-7、陜76、陜61、陜59、G39-58井為中心的多個壓降漏斗區(qū),其中以G39-7、陜76井一帶壓降幅度及范圍最大，該區(qū)域也是本區(qū)塊的主力產(chǎn)氣區(qū)，采出量已占陜62井區(qū)采氣總量的2/3以上。

圖5 陜62井區(qū)2007年8月折算原始壓力等值圖(深度3700m)

4 觀察井壓力下降與區(qū)塊累計采氣量呈良好的負(fù)相關(guān)關(guān)系

從G41-7井的觀測壓力與區(qū)塊采氣量之間的關(guān)系(圖6)來看，兩者具有良好的相關(guān)性,隨著采出量的增加， G41-7井的觀測壓力相應(yīng)降低。由于該井處于陜59井與陜76井壓降漏斗之間，可以近似反映區(qū)塊的平均壓力下降狀況,若用G41-7井的觀測壓力，代表井區(qū)平均壓力(圖7,相關(guān)系數(shù)高達(dá)0.99以上),計算井區(qū)的動態(tài)儲量為126.02×108m3，這與研究小組對本區(qū)塊用容積法計算的地質(zhì)儲量結(jié)果130.34×108m3已基本接近,表明本區(qū)塊的原始地質(zhì)儲量基本落實，并使容積法和動態(tài)法的儲量計算結(jié)果得到了相互驗證，證明G41-7井作為觀察井的選取基本合理。

5 各單井控制的動態(tài)儲量偏低,表明區(qū)塊內(nèi)現(xiàn)有生產(chǎn)井控程度不夠

研究小組對各單井壓力曲線用壓降法分別計算儲量合計僅為75.45×108m3,說明本區(qū)塊內(nèi)現(xiàn)有井控制程度及動用程度仍然不夠，有必要加密井網(wǎng)。如區(qū)塊西南G40-5、陜59、G40-4、G41-6井一帶地層壓力較高,進一步表明該區(qū)尚有提高采氣強度或補充新井的潛力。

圖6 G41-7井觀測壓力下降曲線圖

圖7 G41-7井視地層壓力與陜62井區(qū)塊累采氣量關(guān)系曲線

6 結(jié)論

(1) 陜62井區(qū)原始狀態(tài)下屬于一個統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，但存在局部低滲區(qū)，這會影響動態(tài)儲量的計算結(jié)果。

(2)通過對陜62井區(qū)壓力系統(tǒng)及壓力場分布研究和動態(tài)法儲量計算判斷該區(qū)儲量動用程度不高，可以根據(jù)井控程度對地層壓力較高的區(qū)域提高采氣強度或補充新井，加密井網(wǎng)，從而提高開采效益及最終采收率。

(3)G41-7井觀察井壓力下降與陜62井區(qū)累計采氣量呈良好的負(fù)相關(guān)關(guān)系，并通過與容積法地質(zhì)儲量計算結(jié)果的相互驗證，說明G41-7觀察井的選取基本合理。觀察井的合理選取可以算出相對較準(zhǔn)確的動態(tài)儲量，其決定因素是儲層的滲透性、連通性。

(4)各單井控制的動態(tài)儲量之和偏低,表明區(qū)塊內(nèi)現(xiàn)有生產(chǎn)井井控程度不夠，在該區(qū)西南部位仍有上產(chǎn)潛力。

1 陳元千.油氣藏工程計算方法[M].北京：石油工業(yè)出版社，1990.

2 陳元千.實用油氣藏工程方法[M].北京：石油大學(xué)出版社，1998.

3 呂鳴崗,程永才,袁自學(xué)，等. 《(DZ/T 0217-2005)石油天然氣儲量計算規(guī)范》[S] 北京：石油工業(yè)出版社，2006.

4 張倫友. 《(SY/T 6098-2000)天然氣可采儲量計算方法》[S].北京：石油工業(yè)出版社，2001.