盆5井区气藏开发技术对策与综合措施研究
莫索湾油气田位于古尔班通古特沙漠腹地，行政隶属新疆昌吉回族自治州，南距莫北油气田约40km，交通条件便利。盆5井为莫索湾油气田发现井，该井于2001年8月31日射开三工河组J1s22砂层4243m～4257m井段，针阀控制试产，油压17MPa，套压17MPa，折算日产油103.8m3，日产气229111m3。油气藏于2003年7月全面开发，截止2005年12月底，共累积探明含气面积38.1km2，天然气地质储量为145.9×108m3，凝析油地质储量为361.4×104t；含油面积17.0km2，石油地质储量为582×104t；共完钻各类井20口，其中完钻探井7口，开发评价井1口，气藏开发井7口，油环开发控制井5口；共投产气井11口，油井9口，已建成日产气150×104m3、年产气4.95×108m3、年产凝析油9.8×104t、年产原油1.98×104t的规模。
1 气藏基本情况
盆5井区三工河组油气藏位于准噶尔盆地中央坳陷马桥凸起，为喜山运动形成的一背斜构造。储层岩性为三角洲前缘水下分流河道微相沉积的中-细粒砂岩、不等粒砂岩，碎屑颗粒磨圆度主要为次圆状、分选中等—差，胶结物为铁方解石，粘土矿物以高岭石为主，孔隙度为12.5%，渗透率为9.1×10-3μm2，属中低孔低渗、中等水敏性、中等-弱速度敏感性、中等体积流量敏感性、强非均质性和夹层较为发育的储集层。
油气藏为具有边底水、带油环的岩性构造凝析气藏。气藏原始地层压力为41.04MPa，温度为108℃。油环原始地层压力为41.14MPa，油层温度108℃。天然气甲烷含量为83.95%，凝析油含量为251g/m3。
2 开发存在的主要问题
盆5井区J1S22油气藏投入开采近3年时间，气顶和油层或油气井开采特点和矛盾逐渐暴露出来。总体上，存在的问题主要体现在以下几个方面：
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作者简介:宋元林,男,工程师,新疆油田公司采油三厂地质所 邮编：834007 联系电话：0990-6813359 电子邮箱：
syl-cy3@petrochina.com.cn（1） 气井在稳产降压阶段表现出较高的生产能力，但井口压力递减差异很大。例如莫101井、盆5井、P5007井，日产气在20-23×104m3/d，井口压力递减小于15%；P5003、P5004、P5005等井，日产气在16-21×104m3/d，井口压力递减大于30%。如果继续保持气井定产阶段的产量规模，气顶产量在近期会出现明显递减。
（2） 气顶采气速度及生产规模与地质储量规模出现了不相适应的矛盾现象。盆5井区气顶凝析气地质储量134.86×108m3，与呼图壁气田储量规模(134.08×108m3)一致。但是盆5采气速度为3.0%-3.5%时，气井井口压力递减过快，气顶稳产能力明显比呼图壁气田差。
（3） P5002井射孔位置较低，在凝析油气井流物中出现了黑油。虽然已经封堵了相应井段，但是气井开采应及早考虑油侵油锥和底水锥进、并提出相应的技术应对措施等问题的重要性、迫切性已经表现出来。
（4） 油井生产气油比上升快，产量出现了快速递减现象。油井开采问题很多，一方面受油气界面和油水界面夹持，另一方面又不能压裂沟通气层和底水层，油层的开采应如何应对。
上述问题是油气田开发成功与否的关键,也是科学、合理、高效开发盆5井区油气藏的技术攻关方向。
3 开发技术对策及综合调控措施
3.1国内外类似油气藏
根据国内外有水气藏开发经验，气井出水进入气水同产阶段，由于气井对水的连续携液能力较差，井筒积液现象严重，虽然可通过化排、气举、机抽等采气方式生产，在气水同产阶段特别是低压气水同产阶段，人工举升的技术难度很大（气井愈深采气工艺技术难度更大），气井基本处于低产、间采或水淹停产状态，气水同产阶段采出的天然气量比较有限。因而具有活跃边底水的气田在开采过程中，最大限度的延缓地层水进入气井、避免过快水淹，是这类气田的主要开发技术政策。
根据四川盆地川南、川西南地区有水气藏的开采经验，气井出水时间愈晚，出水前采出气量愈大，单井可采储量愈大，开采效果愈好。在地层压力较高的条件下，气井处于气水同产开采状态，无水期采出程度愈小，气水同产期采出程度一般低于50%；在地层压力较低的条件下，气井无水采出程度较高，气水同产期采出程度一般小于20%，平均在10%左右（见图1）。如图2所示，无水期采出程度高于30%的气井，最终采收率在50%-60%，无水期采出程度高于50%的气井，最终采收率可大于60%，开采效果显著提高。同时表明地层出水的时间是制约开采效果的主要因素。
有水气藏尽可能延缓气（井）藏出水时间是提高气田开发效果的关键技术问题，同时也是盆5井区J1s22气顶气高效开发的关键技术问题。
3.2 总体技术原则
通过油气藏地质、开发动态和数值模拟综合研究，防止底水过早进入气井，延缓气井出水时间，已经成为盆5井区J1s22气顶底水油气藏的一项重要开发技术任务。在油气藏开采与调控方面，应遵循如下总体开采技术原则：
（1）盆5井区J1s22油气藏应以气顶气开发为主，油层开采保持现状。盆5井区J1S22原油地质储量规模较小，受厚度、物性、油气和油水界面等多种因素的影响，开发技术难度很大，大部分井区属于气窜、水锥、薄层特低渗透层所控制的难采储量，在现有井网基础上补充新井或注水开采的技术、经济效果较差。（2）保持气顶合理的采气速度3.5%。根据底水气井类型合理调控产量及单井采速，尽量使底水呈垂向上升及驱动状态，抑制气井近井带底水水锥，最大程度地延长气顶区主力气井无水采气期和高效开发时间，提高气顶气采收率。
（3）充分利用现有油、气开发井网，尽快合理补充完善气顶开发井网，一方面接替射孔位置较低或边部出现的底水水淹井和低产低储积液井产量递减，另一方面均衡动用气顶气储量，提高气顶气储量动用程度和整体生产能力。
3.3 开发技术对策及综合调控措施
（1）抑制底水快速锥进
盆5井区J1s22气层、底水层之间夹层和低渗层段比较发育，对底水锥进有较好的抑制作用，是有利的地质开发条件。随着气顶压力下降，底水上升，气水界面上移，底水可绕过夹层形成水锥并进入井筒也是不可避免的问题。通过油气藏地质特征、开采动态和底水锥进模拟综合研究，尽管夹层延伸长度具有较大的不确定性，通过调控气井产量及采气速度，底水过快进入气井的现象是可以避免的。
通过盆5井区J1s22底水锥进特性模拟研究：在夹层具有分隔性的条件下，无论夹层延伸长度如何，只要气井保持合理产量及采气速度，适度控制近井带压力下降速度，就可以明显延长气井出水时间。夹层延伸长度在15m～205m范围内，单井采气速度愈低，底水及气水界面垂向上升比较均匀，近井带水锥也比较稳定，气井出水时间愈晚。
在确定气井单井合理采速时，不仅要考虑气井出水时间因素，也要综合考虑气井单井开采效果，即无水期采出程度指标。根据四川盆地有水气藏的开采经验，气井无水期采出程度高于40%，最终采收率可大于60%。因此要求气井无水期采出程度高于40%是提高底水气井开采效果的基本指标。对于厚气层型、厚夹层型底水气井，单井采速控制在3%～4%之间，夹层延伸长度在100m以上，无水期采出程度可大于40%。对于薄夹层型底水气井，如P5005井，单井采速控制在2%左右，无水期采出程度才能达到40%左右，综合考虑气井应具有足够的流速和携液能力，单井采速适当提高到3%也是必要的。
通过前面地质特征、开采动态和数值模拟综合研究，对盆5井区J1s22底水锥进特性有了比较全面的认识。总体上看，盆5井区J1s22底水气井由于类型不同，出水时间有明显差异，边部底水气井、气层厚度相对较薄、避水高度较低的薄夹层底水气井出水时间较快，气层厚度较大、避水高度较高的厚夹层底水气井出水时间较晚，因而根据底水气井具体地质特征合理调控是非常必要的，另一方面，还要综合考虑气井积液与连续携液能力等生产因素。在分类调控气井采速时（表1），主要考虑：①低产低储严重积液井，产气量在3万方左右，调控主要集中在携液和正常生产方面；②避水高度较低的薄夹层型底水气井，单井采气速度控制在3%；③厚气层型和厚夹层型底水气井，出水时间在7-10年，是盆5井区J1s22底水气井中的主力气井，根据底水水锥特性模拟，这类气井采气速度调控在3.5%～4.0%左右比较合理，由于夹层延伸长度及规模目前不确定，不能因为夹层发育、避水高度较高而盲目放开产量生产；④水平井PHW06井，水平井比普通直井在预防底水锥进上更为有利，根据厚夹层型底水锥进特性模拟，水平井采气速度应限制在4%-5%左右，这类气井存在高产低储现象，产量出现递减的时间较早，要稳定气顶气生产规模，水平井出现产量递减后，一部分产量就只能分配在其它气井上，可能造成气井采速较高，底水上升及锥进加快，气井出水，从而导致整个气顶区产量快速递减的不利局面。
表1 盆5井区各类底水气井合理采速与出水预测状况表
井号 气井类型 积液状况 避水高度(m) 压降储量(108m3) 合理采速(%) 预测出水时间(年)
莫102 边部厚夹层型 低产积液井 7 2.88 按携液要求
莫105 边部厚夹层型 低产积液井 8 2.59 按携液要求
P5002 厚夹层型 低产积液井 21(封堵后) 3.38 按携液要求
P5005 薄夹层型 4 7.35 3.0 3～6
P5003 薄夹层型 高产积液井 7 10.49 3.5 3～6
莫101 高部厚气层型 10 7.89 3.5 10
P5001 厚夹层型 15 10.73 3.5 7
P5004 厚夹层型 高产积液井 8 7.71 3.5 7
P5007 厚夹层型 16 14.98 4.0 10
盆5 厚夹层型 18 14.88 4.0 10
PHW06 水平井 高产积液井 18.54 4.0 5-10
（2） 补充完善开发井网
盆5井区J1s22油气藏地质特征、开采动态和数值模拟综合研究表明，目前气顶区虽然开发井井数较多，但是气井所控制的动态储量差异很大，低产低储严重积液井随时可能出现停产或间喷式生产，另一方面受底水气井出水威胁，气井产量受到限制，出于多方面技术原因，建议在构造较高位置增加1口新井，完善现有开采井网，以提高储量动用程度和气顶稳产高产水平。
根据盆5井区J1s22气顶和各类气井压降储量的研究，目前11口气井除了构造边部3口气井压降储量规模较小外，其余8口气井压降储量规模在7×108m3以上，并分布在气层厚度一般大于15m、有效地层系数大于50×10-3μm2.m的主力开采地区，从气顶压降储量与气井井数制约关系看（见图3），除去3口低产气井，主力气层发育区气顶压降储量也可达到90×108m3左右。在边部增加新井压降储量一般在5×108m3以下，开采效果较差，在构造较高部位增加新井的余地虽然较小，但是盆5井区J1s22气顶局部地区增加1口新井也是可行的。
补充完善现有开发井网，对提高气顶气整体稳产高产能力，减轻主力气井生产负担，可以更有效地延缓地层出水时间。气井积液正逐渐成为干扰气井生产及产量递减的重要因素之一，气井由于积液逐渐处于低产或间采状态，适当增加气井井数可以提高气顶稳产高产能力和产量调节余地。目前盆5井区J1s22气顶区开发井11口，其中严重积液井3口，可能随时会出现停产或间喷式生产，剩下生产能力较好的气井为8口。在这8口井中，产量较高的具有积液特征的气井3口。随着地层压力进一步降低，积液井会陆续增加，气顶生产状况变差，产量出现递减的时间较快。
气顶区不规则开发井网整体上对厚度较大、物性较好的主要地区控制较好，但局部井距过大，储量动用并不均衡，有必要局部补充完善井网。现有开发井网在构造南部井区除莫101井与水平井PHW06井井距较小（约700m左右）之外，井距一般在1200m～1800m之间。在构造较高部位的东西方向，气井井距十分不均匀，莫101井与P5001井井距2711m，莫101井与P5007井井距1719m（莫101井与莫103油井井距2014m），同国内外类似气藏相比，这一地区井距明显过大（呼图壁气田井网井距1000m～1200m）。另一方面，P5002井因封堵出黑油井段后，气层厚度减小，所控制的压降储量过低，使这一地区地层压力较高，储量动用程度明显下降。因此，建议在这一地区补充1口新井P5006井（见图4），气井井距在这一地区减小到1100m～1500m，由于这一地区压降储量一般在7×108m3以上，气层厚度在15m以上，因此新井控制的压降储量在7×108m3以上，新增产能(10～15)×104m3/d，并不会明显影响其它气井开采效果。
（3）合理产量及采气速度
根据盆5井区J1s22油气藏地质特征、开采动态和底水气井底水上升与水锥特性模拟等综合研究，盆5井区J1s22气顶区底水气井单井采气速度一般控制在3%～4%之间，采气速度综合取值为3.5%。对于射孔位置较高、避水高度在15m以上的气井，单井采速最大控制在4%左右。对于射孔位置较低、避水高度在7m以下的气井，单井采速控制在3%左右。但是对气顶区整体开发而言，由于面临气井积液问题、底水锥进和各类气井储量动用不均衡等问题，必须综合确定气井合理产量及气顶合理采气速度。
从提高气井泄流区体积及动态储量上看，在依靠天然能量开采方式下，气井泄流区体积与日产气量成正比。盆5井区J1s22除低产气井之外，普通直井最大产量保持在15×104m3/d左右（见图5），气井泄流区体积较大，动态储量可以保持在10×108m3以上。进一步提高气井产量对泄流区体积及动态储量的增加影响不大。气井产量控制过低，泄流区体积减小，对于提高气顶区储量控制程度是不利的。
盆5井区J1s22气井积液与提高携液能力问题。根据气井积液与携液能力研究，产量在10×104m3/d以上的气井有积液特征，P5004井日产气（11～16）×104m3/d时也有明显积液特征，但对正常生产影响相对较小；而P5001井和莫101井日产气在9×104m3/d左右，并没有明显积液特征。当气层有效地层系数Kh小于100×10-3μm2.m，气井积液问题比较普遍，因而盆5井区J1s22气井积液主要是由气层流动能力因素和气井井筒携液能力的协调性综合影响所导致的。在这种情况下，单纯调控气井产量不能完全解决气井积液问题，需要进一步研究气井井筒携液能力与气层流动能力的协调性问题，必要时应考虑人工举升工艺措施。对于目前低产严重积液井莫102、莫105、P5002井，应根据实际情况尽量放开产量生产。
在确定气顶区合理采气速度时，应考虑到气井生产及井口压力的稳定性问题。根据盆5井区气井井口压力递减、产量和压降储量综合对比，对压降储量在(7～12)×108m3的气井，日产气量控制在10×104m3/d左右，采气速度控制在3.5%左右，井口压力年递减在10%左右，如果日产气量控制在15×104m3/d左右，采气速度控制在5%左右，气井生产明显处于不稳定状态，井口压力递减较快，年递减率在15%左右。对压降储量在(15～19)×108m3的气井（盆5井、P5007井、PHW06井），日产气量控制在(20-25)×104m3/d，采气速度控制在4.5%左右，井口压力年递减在9%左右。对于直井日产气量控制在20×104m3/d左右，采气速度4%，井口压力年递减5%左右，气井生产比较稳定。对于水平井产量宜控制在25×104m3/d左右，采速4.5%，井口压力年递减10%。
综合气底水锥进、泄流区体积、稳产以及均衡动用等各种影响因素，分类调控气井产量，是盆5井区确定合理采气速度的基本技术原则。低产严重积液井生产能力差，不在配产范围内。综合考虑多种影响因素后，盆5井区J1s22压降储量在(7～8)×108m3的气井综合配产8×104m3/d，(10～12)×108m3的气井综合配产10×104m3/d，(14～19)×108m3的气井综合配产(18～25)×104m3/d（见表2），稳产年限由于各类气井系统压差等因素影响差异较大（见表3），一般在5～9年之间，平均为6年时间。相应地，气顶日产气量110×104m3/d，年采气量为3.6×108m3，采气速度为3.5%（容积法储量）。
表2 盆5井区各类底水气井综合配产表
井号 压降储量(108m3) 系统工作状态配产(104m3/d) 压力递减配产(104m3/d) 合理采速配产 目前产量(104m3/d) 综合配产(104m3/d)
采速(%) 配产(104m3/d)
莫105 2.59
莫102 2.88
P5002 3.38 5 5 5 5 5
P5005 7.35 13 8 3.0 7 5 8
P5004 7.71 13 8 3.5 8 8 8
莫101 7.89 20 8 3.5 8 8 8
P5003 10.49 15 10 3.5 11 12 10
P5001 10.73 13 10 3.5 11 11 10
盆 5 14.88 17 20 4.0 18 20 18
P5007 14.98 25 20 4.0 18 31 18
PHW06 18.54 30 25 4.0 25 30 25
合 计 101.43 151 114 112 130 110
表3 盆5井区各类底水气井综合配产及稳产能力表
井号 压降储量(108m3) 弹性产率(104m3/MPa) 气井系统压 差(MPa) 剩余压降(MPa) 综合配产(104m3/d) 稳产年限(年)
莫105 2.59 556
莫102 2.88 618
P5002 3.38 725 5
P5005 7.35 1576 19 7 8 4
P5004 7.71 1654 17 8 8 5
莫101 7.89 1692 11 15 8 9
P5003 10.49 2250 15 11 10 7
P5001 10.73 2302 15 11 10 8
盆 5 14.88 3191 15 11 18 6
P5007 14.98 3214 14 12 18 6
PHW06 18.54 3976 15 11 25 5
（4）油层开采
根据油气藏地质特征、油井开采动态特性和数值模拟研究，盆5井区J1s22油层生产能力主要受油层段内夹层分隔性、主力层物性制约，开采机理由气顶、底水驱、溶解气驱和重力驱等多种驱动能量所构成，除莫103井因油层厚度物性条件有利、重力驱效果较好外，其它油井均为低产低效井，因而盆5井区J1s22油层基本属于难采储量范畴，单井可采储量一般低于0.5万吨，开采效果差。由于油层与气层、底水层之间距离较近，夹层分布不稳定，采用注水开采方式，在油气同采条件下注入水进入气层是不可避免的，同时注水并不能有效改善油层气锥、水锥等问题；另一方面在油层生产能力较差的情况下部署较多配套的注、采井，技术风险大，开采效果和经济效益差，因而油层应维持现状开采。
4 结论与认识
（1）盆5井区J1s22气顶区底水气井单井采气速度一般控制在3%～4%之间，采气速度综合取值为3.5%。对于射孔位置较高、避水高度在15m以上的气井，单井采速最大控制在4%左右。对于射孔位置较低、避水高度在7m以下的气井，单井采速控制在3%左右。
（2）综合气底水锥进、泄流区体积、稳产以及均衡动用等各种影响因素，分类调控气井产量，是盆5井区确定合理采气速度的基本技术原则。区块配产110×104m3/d，年采气量3.6×108m3，采气速度3.5%，可延长无水采气期。
（3）尽快补充完善开发井网，采用欠平衡钻井技术，最大程度地减小气层污染堵塞，有利于提高新井产能和控制储量。
（4） 在饱和状态下，原油弹性膨胀能量十分有限，原油侵入气层的主要驱动能量是溶解气膨胀和底水上升。另一方面，在原油侵入气层的过程中，相当一部分原油残留在孔隙中成为不可动油，开采效果较差。建议油层应维持现状开采。
（5） 随着各类气井开采时间增加，建议开展气井锥进模拟与实际生产动态对比、气井积液、携液能力协调性等研究。
