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(fā)地質(zhì)效果評(píng)價(jià)

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(jìn)行試采評(píng)價(jià)，2012年開始大規(guī)模開發(fā)，經(jīng)過5年的產(chǎn)建開發(fā)，產(chǎn)能規(guī)模已達(dá)到24.9×108m3/a。本文通過對(duì)雙A井區(qū)、雙B井區(qū)、米A井區(qū)鉆遇效果、試采效果進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，同時(shí)優(yōu)選有利儲(chǔ)層富集區(qū)，為氣田開發(fā)調(diào)整，優(yōu)化開發(fā)效果奠定基礎(chǔ)，同時(shí)也為氣田開發(fā)管理積累經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)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(zhì)特征

神木氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部。構(gòu)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(gòu)造對(duì)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(fā)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(fā)育三角洲平原亞相，砂體呈近南北向條帶狀、網(wǎng)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(fā)育有效儲(chǔ)層，多層系特征明顯［1-3］。

儲(chǔ)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(fā)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(fā)簡況

1.2.1資源概況截至目前，神木氣田累計(jì)提交探明地質(zhì)儲(chǔ)量3 334×108m3，其中2007年在雙A井區(qū)提交935×108m3，2014年在米A區(qū)塊提交2 398.9×108m3。同時(shí)在石千峰組提交控制儲(chǔ)量134.02×108m3［4］。

1.2.2方案部署及實(shí)施進(jìn)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(fā)自2011年開始，當(dāng)年評(píng)價(jià)建產(chǎn)1×108m3/a，2012開始推行叢式模式大規(guī)模建產(chǎn)，2014年處理廠建成，氣田成功投運(yùn)，截止2015年底共完鉆井552口，產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到24.9×108m3/a。

1.2.3主要開發(fā)技術(shù)指標(biāo)目前，生產(chǎn)井267口，日產(chǎn)氣305×104m3，單井平均日產(chǎn)氣：1.1×104m3；平均套壓9.4MPa（見圖1）。

圖1　神木氣田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線圖

2　鉆遇效果評(píng)價(jià)

2.1隨鉆分析思路

在神木氣田開發(fā)過程中，強(qiáng)化地質(zhì)研究、深化儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，結(jié)合鄰井鉆遇效果，加強(qiáng)隨鉆分析，刻畫砂體展布規(guī)律，通過追加、緩鉆、調(diào)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(shí)施效果

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

2.2.1雙A井區(qū)實(shí)施效果完鉆井445口（含水平井18口），建成產(chǎn)能21.7×108m3/a，多層系特征明顯，有效層段多達(dá)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(dá)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(wěn)定，儲(chǔ)層連續(xù)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(chǔ)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(qū)實(shí)施效果該井區(qū)提交儲(chǔ)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(dá)到91%，平均有效厚度8.8m，20口井鉆遇本溪組有效儲(chǔ)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(chǔ)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(qū)實(shí)施效果本井區(qū)提交儲(chǔ)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(diào)整鉆井次序后，鉆遇率提高到了72%；其次在山1、盒8發(fā)育有效儲(chǔ)層；本溪組局部發(fā)育有效儲(chǔ)層，但部分井含水；太原組基本不發(fā)育砂體。

2.3取得主要成果及認(rèn)識(shí)

2.3.1叢式井規(guī)?；瘜?shí)施，效果顯著針對(duì)神木氣田多層系發(fā)育、井網(wǎng)井距小、礦權(quán)重疊、井場手續(xù)辦理難、外協(xié)困難等現(xiàn)狀，采用叢式井組開發(fā)，極大的節(jié)約了土地，加快了產(chǎn)建進(jìn)度。截止目前共完鉆井組86個(gè)，完鉆井469口，平均井場轄井?dāng)?shù)5.5口。

2.3.2雙半徑布井方式取得成效在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)和鉆井技術(shù)的基礎(chǔ)上，2012年在雙C-D井場采用雙半徑布井方式井實(shí)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(chǔ)層，同時(shí)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(xiàn)出上、下古兼顧開發(fā)的良好局面神木氣田下古有利區(qū)主要分布在雙A井區(qū)，米A、雙B井區(qū)下古儲(chǔ)層基本不發(fā)育。雙A井區(qū)132口開發(fā)井鉆至下古，112口井鉆遇有效儲(chǔ)層。從鉆遇情況看，馬五13、馬五14儲(chǔ)層物性好但零星分布；馬五22、馬五41儲(chǔ)層連片性較好，為下古主力層。雙A井區(qū)西部下古儲(chǔ)層發(fā)育較好，東部發(fā)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(xiàn)出上、下古兼顧開發(fā)的良好局面經(jīng)過近幾年的摸索實(shí)施，逐步形成了“上覆下伏地層描述”“精細(xì)刻畫構(gòu)造”“不同層位、不同思路”等成熟的地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，準(zhǔn)確預(yù)測地層傾角，及時(shí)調(diào)整井斜，有效避開煤層、碳質(zhì)泥巖等工程難以實(shí)施區(qū)域，延長了水平段長度，提高了有效儲(chǔ)層鉆遇率（見圖3）。

2.3.5工廠化作業(yè)提高了施工效率采用“集群化”布井，“工廠化”作業(yè)模式。截止目前完成3個(gè)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(tái)、雙鉆機(jī)鉆井、鉆機(jī)軌道快速平移、優(yōu)質(zhì)鉆井液+PDC鉆頭復(fù)合鉆進(jìn)技術(shù)。鉆井周期在23d以內(nèi)，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(xù)混配、套管滑套和水力噴砂工藝、“六個(gè)一趟過”流水線壓裂。井組節(jié)約作業(yè)時(shí)間30d以上。

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

2.3.7有利區(qū)篩選在地質(zhì)研究和隨鉆分析的基礎(chǔ)上，篩選出太原組Ⅰ類有利區(qū)15個(gè)，Ⅱ類有利區(qū)10個(gè)，山2Ⅰ類有利區(qū)14個(gè)，Ⅱ類有利區(qū)8個(gè)，馬家溝組Ⅰ類有利區(qū)7個(gè)。

圖3　神木氣田水平井地質(zhì)導(dǎo)向流程圖

3　試采效果評(píng)價(jià)

為落實(shí)氣井產(chǎn)能，摸清流體性質(zhì)，以及下一步產(chǎn)建部署及地面規(guī)劃提供依據(jù)，優(yōu)選井位開展試采評(píng)價(jià)［5］。

3.1試采井優(yōu)選

歷年共對(duì)19口井開展了試采評(píng)價(jià)。試采井優(yōu)選主要遵循4個(gè)原則：新區(qū)均衡分布；單層、多層結(jié)合；產(chǎn)能高低結(jié)合；上、下古兼顧（見表2）。

表2　神木氣田試采井設(shè)計(jì)情況

3.2試采井動(dòng)態(tài)（見表3）

3.3氣質(zhì)、水質(zhì)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(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。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(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。

試采井普遍產(chǎn)水，19口井中17口產(chǎn)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(chǎn)氣剖面測試米C井太原組產(chǎn)水量0.46m3/d，米D井山21產(chǎn)水量0.85m3/d對(duì)產(chǎn)水井水質(zhì)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(rèn)識(shí)

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

（2）氣田東部米A井區(qū)、雙B井區(qū)探明儲(chǔ)量基本落實(shí)，主力層太原組、山2、山1鉆遇率高，同時(shí)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(chǎn)量低。

表3　神木氣田試采成果簡表（續(xù)表）

（4）產(chǎn)氣剖面測試表明，多層貢獻(xiàn)產(chǎn)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(píng)價(jià)合理配產(chǎn)在0.3×104m3/d～6×104m3/d，平均2.2×104m3/d。試采井普遍產(chǎn)水，平均水氣比0.77m3/104m3，微含硫，同時(shí)千5具一定的開發(fā)潛力。

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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(hào)：TE375

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：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(yè)于吉林大學(xué)，助理工程師，主要從事開發(fā)地質(zhì)研究工作。