靖边气田陕17 井区增压开采效果评价

2014-12-24崔学敏马汉平吴茂富安宏广

石油化工应用 2014年2期

崔学敏，马汉平，吴茂富，安宏广

（1.山东省第五地质矿产勘查院，山东泰安 271021；2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750004）

靖边气田陕17 井区为典型的海相碳酸盐岩储层，马家沟组含膏白云岩受风化淋滤溶蚀发育孔洞型储层，上倾方向受致密岩性或侵蚀古沟槽泥岩遮挡，形成古地貌－岩性气藏，具有工区面积大、储层薄、低孔、低渗非均质性强等特点。主力储层孔隙度分布在4.2 %～12.5 %，基质渗透率分布在0.02～4.554×10-3μm2，含气饱和度分布在55 %～95 %。

1995 年井区投入开发，投产气井11 口，至2012年底，累计产气量30.292 0×108m3，地质储量采出程度38.08 %，地层压力降至9.81 MPa，井区全面进入增压开采阶段。

为评价井区增压开采效果，本文通过建立精细三维地质模型，开展数值模拟研究，预测增压开采阶段稳产期、地层压力、累计产出气量和递减率等关键指标，及时调整增压参数和管理制度，实现区块的高效增压开采。

1 增压开采效果评价

1.1 增压生产动态

井区增压生产后气井压力下降平稳，产气量增加，增压开采效果好：增压前平均油压5.95 MPa，日产气37.878 5×104m3，增压初期平均油压4.97 MPa，日产气48.948 3×104m3，产量增加幅度29.22 %，增压1 年后平均油压4.97 MPa，日产气44.762 3×104m3。

1.2 增压稳产能力分析

图1 陕17 井区增压生产动态曲线

图2 孔隙度、渗透率预测模型

1.2.1 精细三维建模采用petrel 建模软件，综合利用钻井、测井、地震和生产等数据，以构造模型为背景，测井解释和综合研究为基础，通过地质统计学随机模拟方法，在成因模式控制下采用序贯指示算法模拟出储集岩相的三维空间展布。以储层岩相模型为约束，储层属性参数空间分布相互制约关系为模拟次序的原则，应用多元序贯高斯多参数约束协同模拟方法，从储层孔隙度、渗透率到含气饱和度，逐个建立储层物性参数三维分布模型[1,2]（见图2）。

模型网格采用正交网格系统，平面上网格步长采用300×200 m，共划分76×65 个网格。纵向上将马五1+2小层进一步划分为12 个微层，纵向上步长在2～3 m，建模网格总节点数达到59 280 个。

由储层三维模型看出：井区主力层马五13储层连片分布、物性较好，孔隙度分布在5 %～13 %，渗透率可达3～5 mD，含气饱和度在70 %以上；次产层储层物性较差，局部地区储层物性较好，呈条带状、团块状分布。三维模型计算地质储量77.24×108m3，与提交储量符合度高，其中主力层马五13地质储量44.03×108m3，占到总储量57 %。

1.2.2 数值模拟和开发指标预测生产历史拟合是开发动态指标预测的前提和依据[3]。通过历史拟合可以对地质模型、储层物性参数进一步评价和修正，提高数模预测结果的准确度。对10 口生产井18 年生产数据进行历史拟合，通过调整渗透率、表皮系数和传导因子等参数，最终获得较高的拟合精度。拟合后储量65.38×108m3，地层压力10.12 MPa，主力层马五13产气贡献率83.02 %，与井区生产实际较为吻合。

陕17 井区增压开采效果好，增压稳产期3.8 年，增压期末地层压力5.84 MPa，地质储量采出程度可达42.28%。增压末期符合双曲递减，初始产量39.70×104m3，递减率10.08 %。增压20 年后地层压力3.68 MPa，地质储量采出程度可达57.79 %（见表1）。