低滲透氣田合理井網(wǎng)井距研究

李 爽,朱新佳,靳 輝,井元帥

(1.中國石油大學,山東 東營 257061; 2.中油長城鉆探工程有限公司,遼寧 盤錦 124010)

低滲透氣田合理井網(wǎng)井距研究

李 爽1,2,朱新佳2,靳 輝2,井元帥2

(1.中國石油大學,山東 東營 257061; 2.中油長城鉆探工程有限公司,遼寧 盤錦 124010)

蘇里格氣田蘇 53區(qū)塊盒 8、山 1段氣藏為低滲低豐度巖性氣藏。在分析該區(qū)塊地質(zhì)特征基礎(chǔ)上,結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)資料,采用經(jīng)濟極限單井面積法、技術(shù)最優(yōu)單井面積法及數(shù)值模擬法探討了低滲透、低豐度巖性氣藏合理井網(wǎng)井距。3種井距設(shè)計方案結(jié)果表明:采用南北向排距大于東西向井距的 600 m×1 200 m近似菱形基礎(chǔ)井網(wǎng)能最大限度地提高采收率,并獲得最佳經(jīng)濟效益,而且便于后期開發(fā)加密調(diào)整。

蘇里格氣田;蘇 53區(qū)塊;低滲、低豐度、巖性氣藏;井距優(yōu)化;經(jīng)濟極限;數(shù)值模擬

引 言

井網(wǎng)的方式及井距的大小直接影響油田采收率的高低、投資規(guī)模的大小和經(jīng)濟效益的好壞,因此論證井網(wǎng)井距是油田開發(fā)方案設(shè)計中一個極其重要的環(huán)節(jié)。但是,井網(wǎng)井距與氣田開發(fā)的采收率及經(jīng)濟效益又是互為矛盾的,如何確定三者之間的最佳關(guān)系,即使用最少的井最大限度地提高采收率并獲得最佳的經(jīng)濟效益至關(guān)重要。

低滲透、低豐度氣田開發(fā)實踐表明,該類氣田在開發(fā)技術(shù)上要求采用小井距,但經(jīng)濟上要求采用大井距,井距在經(jīng)濟上合算與技術(shù)上可行不能同時實現(xiàn)。因此,井網(wǎng)井距是否合理是保障低滲透油田合理高效開發(fā)的關(guān)鍵[1]。有限;沿河道展布方向上,氣層具有一定連續(xù)性,中南部氣層厚度、規(guī)模較北部發(fā)育。盒 8段孔隙度為8.82%,滲透率為 0.87×10-3μm2,山 1段孔隙度為 8.6%,滲透率為 0.53×10-3μm2;甲烷含量平均為 92.03%,不含 H2S,凝析油含量低;平均地溫梯度為 0.028 8℃/m,壓力系數(shù)為 0.87;氣藏類型屬無邊底水彈性氣驅(qū)、低孔、低滲巖性氣藏。

1 蘇 53區(qū)塊基本地質(zhì)特征

蘇 53區(qū)塊位于蘇里格氣田北部,目的層為上古生界二疊系下石盒子組盒 8段、山西組山 1段,氣藏埋深為 3 200～3 500 m,含氣面積為 829 km2,天然氣地質(zhì)儲量為 954.8×108m3。沉積類型為辮狀河和曲流河沉積,砂體規(guī)模和幾何形態(tài)受河道控制明顯,呈近南北方向展布,并具有北厚南薄、西厚東薄的特征。儲集砂體非均質(zhì)性強,連續(xù)性較差。垂直河道方向上,氣層連續(xù)性、連通性差,延伸范圍

2 井網(wǎng)井距論證

2.1 井網(wǎng)方式

井網(wǎng)形式應(yīng)適應(yīng)砂體的走向和分布,能較高程度地控制儲量[2]。根據(jù)氣藏實際情況,結(jié)合國內(nèi)外大量氣田開發(fā)經(jīng)驗,低滲巖性氣藏布井方式適宜采用不規(guī)則形狀的基礎(chǔ)井網(wǎng)。沿砂體展布方向,在砂體發(fā)育中心采用非均勻布井,砂體兩側(cè)適當布井。具體位置應(yīng)優(yōu)選儲層發(fā)育好、產(chǎn)能盡可能大、各氣層盡量重疊的部位,便于開采后期的層間調(diào)整。

根據(jù)完鉆井資料和氣井試氣成果統(tǒng)計可知,沿河道方向展布砂體寬度一般為 300～800 m,長度為 1 000～1 500 m?？紤]到該區(qū)塊沉積相特點和地層的非均質(zhì)性,采用南北向排距大于東西向井距、近似菱形的不規(guī)則井網(wǎng),既滿足砂體分布特征,又能提高砂體鉆遇率,而且在開發(fā)后期便于根據(jù)實際情況進行靈活調(diào)整。

2.2 合理單井面積

2.2.1 經(jīng)濟極限單井面積

經(jīng)濟極限單井面積為總產(chǎn)出等于總投入時即總利潤為零時的單井控制面積[3-4]。用該方法確定井距排距是根據(jù)單井經(jīng)濟極限采氣量計算出氣井最小控制儲量,進而確定氣井最小控制面積,求得氣井經(jīng)濟極限井距、排距。

應(yīng)用氣井最小累計采氣量的計算公式:

式中:I為總投資,包括鉆井投資、地面投資、壓裂改造及單井所攤的其他費用,104元;Gp為天然氣累計采氣量,104m3;f為天然氣商品率,取值 0.95;P為天然氣價格,元/m3;L為單位成本與費用,元/m3;L1為各種稅金,元/m3;

將已知參數(shù)代入式(1),可得單井最小累計采氣量為 1 379×104m3。

依據(jù)采收率標定結(jié)果,求得氣井最小控制地質(zhì)儲量;計算得到不同儲量豐度條件下氣井最小控制面積(表 1)。

表 1 不同豐度條件下最小單井面積

蘇53建產(chǎn)區(qū)塊最小儲量豐度為 1.1×108m3/km2,對應(yīng)單井經(jīng)濟極限控制面積為0.26 km2。

2.2.2 技術(shù)最優(yōu)單井面積

通過數(shù)值模擬研究論證了不同儲量豐度下的單井面積與累計產(chǎn)氣量的關(guān)系[5-6](圖 1)。

技術(shù)最優(yōu)指標曲線中儲量豐度與平均單井面積的關(guān)系并不是單調(diào)的 (圖 2)。對于蘇 53區(qū)塊,儲量豐度為 1.3×108m3/km2時,平均單井技術(shù)最優(yōu)值面積為 0.72～0.80 km2。

綜合經(jīng)濟極限指標和技術(shù)最優(yōu)指標,當儲量豐度小于 0.8×108m3/km2時,能夠通過增加生產(chǎn)井來實現(xiàn)技術(shù)上達到最大采收率,但是平均單井面積已經(jīng)小于經(jīng)濟上合理的最小單井面積,因此該豐度條件下不宜采用小井距生產(chǎn);當平均儲量豐度為1.3×108m3/km2時,0.72～0.8 km2的單井控制面積所對應(yīng)的技術(shù)指標均達到最佳,同時也滿足極限經(jīng)濟單井面積;而儲量豐度在 1.4×108～2.0× 108m3/km2的范圍內(nèi),可以通過多鉆井來增加產(chǎn)氣量實現(xiàn)技術(shù)上達到最大采收率,同時也能滿足經(jīng)濟極限單井面積指標。

圖 1 不同儲量豐度下單井面積與累計產(chǎn)氣關(guān)系曲線

圖 2 儲量豐度與平均單井面積關(guān)系曲線

根據(jù)上述分析,蘇 53區(qū)塊建產(chǎn)區(qū)采用高密低稀的部署原則[7]。蘇 53區(qū)塊建產(chǎn)區(qū)平均儲量豐度為 1.3×108m3/km2,采用單井面積為 0.72～0.80 km2的基礎(chǔ)井網(wǎng);儲量豐度為 1.6×108m3/km2的Ⅰ類區(qū)域?qū)?yīng)的最優(yōu)單井控制面積為 0.30～0.40 km2。

2.2.3 井距排距優(yōu)選

在相同排距下,井距的變化對平均單井累計產(chǎn)氣量和采收率的影響較大。隨著井距的增大,采收率不斷下降,其下降幅度逐步減小;當井距大于某個值時,平均單井累計產(chǎn)氣量增大趨勢明顯減小,當井距小于某個值時,平均單井累計產(chǎn)氣量開始快速下降(圖3)。當排距為1 200 m、井距大于800 m時,平均單井累計產(chǎn)氣量增加明顯減緩。

圖 3 不同井距下開發(fā)效果曲線(排距為 1 200 m)

井間加密試驗表明,當井距加密到 400 m時,井底壓力大幅下降,井間干擾嚴重,因此井距至少應(yīng)大于 400 m;通過壓力恢復測試,計算可知氣井影響半徑為 107～247 m。壓力恢復測試資料表明,最小井距不應(yīng)小于 500 m。

綜合分析認為,合理井距為 600～800 m。

在相同井距下,排距的變化同樣對平均單井累計產(chǎn)氣量和采收率有較大的影響。隨著排距的增加,采收率不斷下降,其下降趨勢逐步變緩;當排距大于某個值時,平均單井累計產(chǎn)氣量變化不大,當排距小于某個值時,平均單井累計產(chǎn)氣量下降速度很快(圖4)。當井距為 600 m、排距增大到 1 200 m時,平均單井累計產(chǎn)氣量增幅變緩,綜合分析認為合理排距為 1 000～1 200 m。

圖 4 不同排距下開發(fā)效果曲線(井距為 600 m)

3 不同井距方案對比研究

按照不同的井距和 3類井比例,進行方案指標預(yù)測及對比優(yōu)選[8-10]。

目前蘇 53區(qū)塊建產(chǎn)區(qū)完鉆井綜合評價比例分別為 30.8%、50.0%、19.2%。由數(shù)值模擬研究得出:3類井比例對穩(wěn)產(chǎn)期各項指標影響不大,而井網(wǎng)井距的變化對穩(wěn)產(chǎn)期影響較大。因此,本次研究采用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井的比例為 30%、50%、20%。

井距包括 600 m×1 000 m、600 m×1 200 m、800 m×1 200 m 3種設(shè)計。將井距和 3類井比例進行組合,設(shè)計 3套方案進行方案指標預(yù)測及經(jīng)濟評價。

3.1 地質(zhì)建模及歷史擬合

應(yīng)用 Petrol建模軟件建立蘇 53區(qū)塊地質(zhì)模型。三維地質(zhì)建模層段為盒 8段和山 1段,縱向分為 9個小層,其中盒 8上段 2個小層、盒 8下段 4個小層、山 1段 3個小層。模擬網(wǎng)格為平面網(wǎng)格步長 100 m×100 m,垂向以小層為單元共劃分 9個網(wǎng)格,總網(wǎng)格數(shù)為 97×104個。

對模型進行靜態(tài)校驗之后,根據(jù)實際資料進行全區(qū)壓力、單井生產(chǎn)指標歷史擬合。擬合時間為2006年9月至 2008年 10月。在擬合過程中,主要調(diào)整了氣藏的壓力系數(shù)、滲透率、壓敏參數(shù)和相滲數(shù)據(jù),同時考慮鉆井和作業(yè)對氣井產(chǎn)能的傷害,校正了氣井的井點滲透率和表皮系數(shù),生產(chǎn)指標擬合率在 95%以上,達到模擬要求標準,模型滿足方案預(yù)測的要求。

3.2 不同井距方案指標對比

從 3種井網(wǎng)方案指標預(yù)測結(jié)果及曲線 (表 2、圖 5、6)看出,方案 1的階段采出程度雖然比方案 2高,但累計產(chǎn)氣量增幅不大,由于鉆井數(shù)多,單井控制儲量低,平均單井累計產(chǎn)氣量小,經(jīng)濟效益較差;方案 3與方案 2相比,雖然單井累計產(chǎn)氣量高,但穩(wěn)產(chǎn)時間短,階段采出程度低,經(jīng)濟效益不如方案2;方案 2既能滿足 10 a穩(wěn)產(chǎn)期的要求,單井生產(chǎn)指標又滿足優(yōu)選的結(jié)果。因此,方案 2基礎(chǔ)井網(wǎng)實施后效果理想,便于后期開發(fā)靈活調(diào)整,具有較好的開發(fā)效果及經(jīng)濟效益。

表 2 3種方案指標預(yù)測結(jié)果

圖 5 不同方案日產(chǎn)氣量對比曲線

圖 6 不同方案累計產(chǎn)氣量對比曲線

4 結(jié) 論

(1)井網(wǎng)井距是否合理是保障低滲透油田合理高效開發(fā)的關(guān)鍵。低滲巖性氣藏合理井距確定,在考慮技術(shù)極限井距的同時也必須考慮經(jīng)濟因素。

(2)蘇 53區(qū)塊非均質(zhì)氣田布井應(yīng)采用“高密低稀”的原則,即在儲量豐度相對高區(qū)域采用密井網(wǎng),儲量豐度相對低區(qū)域采用稀井網(wǎng)。

(3)通過數(shù)值模擬研究確定了適合蘇 53區(qū)塊的井網(wǎng)井距,合理的井網(wǎng)井距為南北向排距大于東西向井距的 600×1 200 m近似菱形基礎(chǔ)井網(wǎng)。初期采用 600 m×1 200 m井網(wǎng)開發(fā),后期可以通過井網(wǎng)加密調(diào)整達到提高采收率的目的。

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編輯 姜 嶺

TE324

A

1006-6535(2010)05-0073-04

20091113;改回日期;20100309

中油長城鉆探工程有限公司重點科技攻關(guān)項目“蘇里格合作開發(fā)區(qū)塊天然氣勘探開發(fā)配套技術(shù)研究”(2008120-2)

李爽 (1975-),女,工程師,1997年畢業(yè)于江漢石油學院油藏工程專業(yè),現(xiàn)為中國石油大學 (華東)在讀碩士研究生,主要從事天然氣開發(fā)工作。