元壩氣田開發(fā)經(jīng)濟合理井距研究

王秀芝，石志良，龍勝祥，吉芳旋，魏星

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南 濮陽 457001；3.中國石化中原油田分公司采油五廠，河南 濮陽 457001）

元壩氣田開發(fā)經(jīng)濟合理井距研究

王秀芝1，石志良1，龍勝祥1，吉芳旋2，魏星3

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學研究院，河南 濮陽 457001；3.中國石化中原油田分公司采油五廠，河南 濮陽 457001）

元壩氣田長興組氣藏是國內(nèi)目前發(fā)現(xiàn)的埋藏最深、高含硫化氫和二氧化碳、礁灘相氣藏，儲集層為中低孔、中低滲碳酸鹽巖。目前國內(nèi)外關(guān)于類似氣藏井網(wǎng)井距研究的相關(guān)報道較少，因此，確定元壩氣田長興組氣藏井網(wǎng)合理井距對于保證氣田開發(fā)取得最佳開發(fā)效果和經(jīng)濟效益具有重要意義。文中從地質(zhì)、氣藏工程、數(shù)值模擬和經(jīng)濟效益分析等角度探討了氣田井網(wǎng)井距，分別按照經(jīng)濟極限控制儲量法、滲透率與泄氣半徑關(guān)系法、定單井產(chǎn)量法、經(jīng)濟效益最大化法計算了經(jīng)濟極限井距和技術(shù)合理井距。綜合考慮氣藏地質(zhì)特征、經(jīng)濟效益和井型，采用多種方法研究確定元壩氣田長興組氣藏的經(jīng)濟合理井距為：直井1 800～2 000 m，大斜度井2 000～2 400 m，水平井2 400～3 000 m。

中低滲透氣藏；經(jīng)濟極限；井距；經(jīng)濟效益；元壩氣田

井網(wǎng)對氣田的最終采收率及經(jīng)濟效益至關(guān)重要。井網(wǎng)密度與氣田開發(fā)的采收率及經(jīng)濟效益是互為矛盾的。井網(wǎng)密度大，氣田采收率高，總收入高，但同時投資增大，經(jīng)濟效益不一定高；反之，井網(wǎng)密度小，投資少，投資收益率及短期經(jīng)濟效益高，但儲量利用率低，采收率低，利潤總值低，開發(fā)期拖得長，采氣成本增高，最終的經(jīng)濟效益和社會效益也不一定高。如何選取三者之間的最佳關(guān)系，使用最少的井而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［1-2］。為達此目的，筆者考慮了元壩氣田的地質(zhì)特征、氣藏特征和經(jīng)濟效益，采用不同方法探討了元壩氣田的井網(wǎng)、井距，為氣田開發(fā)方案的編制提供了依據(jù)。

1 地質(zhì)特征

2007年，在元壩1井鉆后評價和三維地震解釋基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)了元壩氣田，有利儲層為臺地邊緣礁灘，平面上具有“北礁南灘”的分布特征，上段礁體與下段灘體互不連通，臺緣礁呈窄條帶狀發(fā)育，寬度較小。探明地質(zhì)儲量1 592.53×108m3，儲層具有中低孔、中低滲特征，以Ⅱ，Ⅲ類儲層為主?？紫抖葹?.23%～24.65%，平均4%，滲透率為（0.002 8～1 720.718 7）×10-3μm2，主峰值為（0.01～0.10）×10-3μm2，滲透率小于1.00×10-3μm2的樣品占45%。

2 經(jīng)濟合理井距確定方法

氣藏經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度與井距的確定，一般需要考慮以下3個因素，即氣田地質(zhì)與氣層物性的特征、經(jīng)濟合理性、產(chǎn)能規(guī)模。

2.1 經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度法

經(jīng)濟極限井距對應(yīng)于單井極限控制儲量時的井距，單井極限控制儲量是指在一定的開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，新鉆開發(fā)井經(jīng)濟開采期內(nèi)能獲得行業(yè)基準收益率時所要求的最低儲量值。當新鉆井控制儲量大于這一值時，則認為經(jīng)濟上是可行的［3］。

經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度：

經(jīng)濟極限井距：

式中：N為地質(zhì)儲量，107m3；A為含氣面積，km2；Pt為油氣價格，元/（103m3）；n為商品率，小數(shù)；rc為稅金及附加比率，%；Tr為資源稅，元/（103m3）；t為開發(fā)時間，a；T為經(jīng)濟開采期，a；It為單井新增投資，萬元；Covt為單位變動操作成本，元/（103m3）；Soft為固定操作費用，萬元/a；Vt為年采氣速度，小數(shù)；ic為基準收益率。

上述研究表明，儲量豐度越大，經(jīng)濟極限井距越小，其大小主要由氣價、投資、成本等經(jīng)濟指標決定。

2.2 滲透率與泄氣半徑關(guān)系法

根據(jù)測算氣井波及范圍確定開發(fā)的合理井距［4］。氣井的生產(chǎn)時間及氣藏的滲透率是影響氣井波及范圍的主要因素，其關(guān)系式為

式中：ri為氣藏波及半徑，m；K為氣層滲透率，μm2；m為生產(chǎn)時間，h；φ為氣層孔隙度，%；μg為天然氣地下黏度，mPa·s；Ct為綜合壓縮系數(shù)，MPa-1。

2.3 定單井產(chǎn)量法

定單井產(chǎn)量法確定合理井距的思路是，根據(jù)單井配產(chǎn)，按穩(wěn)產(chǎn)期末采出的可采儲量計算出單井控制儲量，依據(jù)儲量豐度及不同礁體平均發(fā)育寬度計算不同井區(qū)合理井距，氣藏開發(fā)要考慮氣井產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)期。單井控制儲量模型和單井合理井距模型見式（4）、式（5）。

式中：Nj為單井控制儲量，108m3；qsc為氣井穩(wěn)定產(chǎn)量，108m3/d；ts為氣井穩(wěn)產(chǎn)年限，a；Z為穩(wěn)產(chǎn)期末可采儲量采出程度，%；Er為氣井采收率，%；a為儲量豐度，108m3/km2。

2.4 經(jīng)濟最優(yōu)井網(wǎng)密度法

經(jīng)濟最優(yōu)井距是指氣田開發(fā)贏利最大時的井網(wǎng)井距［5］。最優(yōu)井距的研究思路是，根據(jù)區(qū)塊地質(zhì)情況，采用數(shù)值模擬方法，在同一區(qū)塊采用不同的開發(fā)井進行開發(fā)方案設(shè)計和指標預測，建立經(jīng)濟評價模型，進行總體效益計算，進而以經(jīng)濟效益指標最優(yōu)化為條件，判斷氣田開發(fā)的經(jīng)濟井距。

式中：NPV為財務(wù)凈現(xiàn)值，萬元；dt為第t年產(chǎn)量變化系數(shù)；w為開發(fā)井數(shù)，口；Qc為穩(wěn)產(chǎn)年產(chǎn)量，107m3。

3 經(jīng)濟合理井距

3.1 參數(shù)確定

3.1.1 地質(zhì)參數(shù)

選取認識較清的元壩101、元壩29和元壩27井區(qū)進行開發(fā)井距研究。為便于表述，分別稱作②號、③號、④號礁帶。②號、③號、④號礁帶動用面積分別為20.16，32.66，40.11 km2，儲量分別為151.08×108，368.97× 108，381.33×108m3。

3.1.2 建井投資

鉆井投資平均單井直井2.0萬元/m，大斜度井2.3萬元/m，水平井2.6萬元/m；采氣投資包括油管、井口裝置、井下工具和投產(chǎn)作業(yè)費用，估算值為6 500萬元；地面工程投資包括天然氣的集輸、處理凈化、水電訊路配套等項目，平均單井投資為9 250萬元。

3.1.3 銷售價格

按照發(fā)改委最新確定的川氣東送天然氣井口價格，為1.51元/m3；硫磺價格根據(jù)近期國內(nèi)銷售，取值為1 200元/t。

3.1.4 天然氣商品率

根據(jù)凈化廠物料平衡分析，考慮生產(chǎn)自用，天然氣綜合商品率為81%。

3.2 測算結(jié)果

按照經(jīng)濟極限控制儲量法，根據(jù)不同井區(qū)的儲量豐度，計算得出：②號礁帶經(jīng)濟極限井距為1 954～2 155 m，③號礁帶經(jīng)濟極限井距為1 591～1 755 m，④號礁帶經(jīng)濟極限井距為1 734～1 913 m，礁相區(qū)平均經(jīng)濟極限井距為1 717～1 894 m。

根據(jù)測試影響半徑計算不同儲層滲透率的泄氣半徑，當儲層滲透率分別為 0.3×10-3，0.2×10-3，0.1×10-3μm2時，生產(chǎn)8 a后，壓力波及半徑見圖1。

圖1 不同滲透率條件下波及半徑與生產(chǎn)時間的關(guān)系

按照穩(wěn)產(chǎn)8 a、采出可采儲量45%，直井40×104m3/d、大斜度井44×104m3/d、水平井48×104m3/d配產(chǎn)，考慮礁體寬度的差別，不同井型氣井合理井距要求為1 820～2 860 m（見表1）。

表1 元壩氣田不同井區(qū)合理井距計算結(jié)果

根據(jù)不同井型單井經(jīng)濟控制儲量，依據(jù)儲量豐度及不同礁體平均發(fā)育寬度計算不同井區(qū)經(jīng)濟井控面積，在礁體寬度一定的前提下，重點考慮氣井合理經(jīng)濟井距。通過分析得出，不同井型控制的直徑范圍不同，如合理經(jīng)濟井距小于某井型氣井控制井距，認為該井型可控制該儲層，反之認為控制不住。直井的控制井距1800～2000 m，大斜度井控制井距2 200～2 400 m，水平井控制井距2 800～3 000 m，則②號、③號礁帶可采用直井、大斜度井和水平井組合開發(fā)，④號礁帶只能采用水平井開發(fā)。

采用經(jīng)濟評價方法，在④號礁帶進行數(shù)值模擬，設(shè)計了5個直井方案（分別為4，5，6，7，8口井）進行開發(fā)指標預測。通過經(jīng)濟效益計算，部署6口井時的凈現(xiàn)值最大。由此可以初步確定元壩長興組礁相氣藏直井經(jīng)濟合理井距為2 000 m左右。

從以上計算結(jié)果可以看出：采用經(jīng)濟極限法計算的經(jīng)濟極限井距最??；只要井距不小于經(jīng)濟極限法得到的經(jīng)濟極限井距，都是有一定經(jīng)濟效益的。

4 結(jié)束語

元壩氣田作為中低孔滲礁灘相碳酸鹽巖氣藏，井網(wǎng)井距確定具有特殊性，需要綜合考慮氣藏地質(zhì)特征、經(jīng)濟效益，采用多種方法綜合研究確定。井網(wǎng)井距確定應(yīng)以單井經(jīng)濟極限井距為最低標準，準確確定單井經(jīng)濟極限控制儲量是計算的關(guān)鍵。

［1］周學民，郭平，黃全華，等.升平氣田火山巖氣藏井網(wǎng)井距研究［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（5）：79-82. Zhou Xuemin，Guo Ping，Huang Quanhua，et al.Study on pattern well spacing of volcanic gas reservoir in Shengping Gas Field［J］.Natural Gas Industry，2006，26（5）：79-82.

［2］劉敬強，鄒存友，普明闖，等.油田開發(fā)中后期加密潛力的計算方法［J］.斷塊油氣田，2011，18（4）：498-501. Liu Jingqiang，Zou Cunyou，Pu Mingchuang，et al.Potential calculation of infill development in middle-later period of oilfield development［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（4）：498-501.

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［5］于士泉，李偉，唐亞會.徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏開發(fā)優(yōu)化部署［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（8）：69-72. Yu Shiquan，Li Wei，Tang Yahui.Optimization deployment on the volcanic gas reservoir development of the Block Shengshen 2-1 in Xushen Gas Field［J］.Natural Gas Industry，2009，29（8）：69-72.

（編輯 楊會朋）

Study on economic and reasonable well spacing of Changxing Formation reservoir development in Yuanba Gas Field

Wang Xiuzhi1,Shi Zhiliang1,Long Shengxiang1,Ji Fangxuan2,Wei Xing3
(1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,SINOPEC,Beijing 100083,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.No.5 Oil Production Plant,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China)

Changxing Formation in Yuanba Gas Field is a reef flat gas reservoir with high content of hydrogen sulfide and carbon dioxide,which is the most deeply buried reservoir at present in China.It is also a medium-low porosity and permeability carbonate reservoir.Currently,the reports on the well pattern and well spacing that is resemblance to this gas reservoir are rare at home and abroad.Thus,in order to achieve the best development effect and economic benefits,it is significant to define a reasonable well pattern and well spacing of Changxing Formation in Yuanba Gas Field.Integrated with the geology,reservoir engineering,numerical simulation and economic evaluation,this paper discusses the determination methods of well pattern and well spacing with different methods,such as the economic limit controlling method of reserves,the relationship method of permeability and gas drainage radius, constantproductionratemethodandmaximumeconomicbenefitmethod.Consideringthegeologicalcharacteristicsofgasreservoir,the economic benefit and well types,the economic and reasonable well spacing of Changxing Formation in Yuanba Gas Field was determinedasfollows:1,800-2,000mforverticalwells,2,000-2,400mforslantwellswithhighangle,2,400-3,000mforhorizontalwells.

medium-low permeability reservoir;economic limit;well spacing;economic benefits;Yuanba Gas Field

中國石化科技部專項“元壩長興組氣藏地質(zhì)特征及開發(fā)政策研究”（P11005）資助

TE324

：A

1005-8907（2012）03-0340-03

2011-10-11；改回日期：2012-03-12。

王秀芝，女，1968年生，高級工程師，1990年畢業(yè)于石油大學（華東）管理工程專業(yè)，目前從事天然氣技術(shù)經(jīng)濟研究工作。E-mail：wangxz.syky@sinopec.com。

王秀芝，石志良，龍勝祥，等.元壩氣田開發(fā)經(jīng)濟合理井距研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（3）：340-342. Wang Xiuzhi，Shi Zhiliang，Long Shengxiang，et al.Study on economic and reasonable well spacing of Changxing Formation reservoir development in Yuanba Gas Field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（3）：340-342.