低渗透气田合理井网井距研究

2010-09-15朱新佳井元帅

特种油气藏 2010年5期

关键词：井距井网单井

李爽,朱新佳,靳辉,井元帅

(1.中国石油大学,山东东营 257061; 2.中油长城钻探工程有限公司,辽宁盘锦 124010)

低渗透气田合理井网井距研究

李爽1,2,朱新佳2,靳辉2,井元帅2

(1.中国石油大学,山东东营 257061; 2.中油长城钻探工程有限公司,辽宁盘锦 124010)

苏里格气田苏 53区块盒 8、山 1段气藏为低渗低丰度岩性气藏。在分析该区块地质特征基础上,结合气井生产动态资料,采用经济极限单井面积法、技术最优单井面积法及数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性气藏合理井网井距。3种井距设计方案结果表明:采用南北向排距大于东西向井距的 600 m×1 200 m近似菱形基础井网能最大限度地提高采收率,并获得最佳经济效益,而且便于后期开发加密调整。

苏里格气田;苏 53区块;低渗、低丰度、岩性气藏;井距优化;经济极限;数值模拟

引言

井网的方式及井距的大小直接影响油田采收率的高低、投资规模的大小和经济效益的好坏,因此论证井网井距是油田开发方案设计中一个极其重要的环节。但是,井网井距与气田开发的采收率及经济效益又是互为矛盾的,如何确定三者之间的最佳关系,即使用最少的井最大限度地提高采收率并获得最佳的经济效益至关重要。

低渗透、低丰度气田开发实践表明,该类气田在开发技术上要求采用小井距,但经济上要求采用大井距,井距在经济上合算与技术上可行不能同时实现。因此,井网井距是否合理是保障低渗透油田合理高效开发的关键[1]。有限;沿河道展布方向上,气层具有一定连续性,中南部气层厚度、规模较北部发育。盒 8段孔隙度为8.82%,渗透率为 0.87×10-3μm2,山 1段孔隙度为 8.6%,渗透率为 0.53×10-3μm2;甲烷含量平均为 92.03%,不含 H2S,凝析油含量低;平均地温梯度为 0.028 8℃/m,压力系数为 0.87;气藏类型属无边底水弹性气驱、低孔、低渗岩性气藏。

1 苏 53区块基本地质特征

苏 53区块位于苏里格气田北部,目的层为上古生界二叠系下石盒子组盒 8段、山西组山 1段,气藏埋深为 3 200～3 500 m,含气面积为 829 km2,天然气地质储量为 954.8×108m3。沉积类型为辫状河和曲流河沉积,砂体规模和几何形态受河道控制明显,呈近南北方向展布,并具有北厚南薄、西厚东薄的特征。储集砂体非均质性强,连续性较差。垂直河道方向上,气层连续性、连通性差,延伸范围

2 井网井距论证

2.1 井网方式

井网形式应适应砂体的走向和分布,能较高程度地控制储量[2]。根据气藏实际情况,结合国内外大量气田开发经验,低渗岩性气藏布井方式适宜采用不规则形状的基础井网。沿砂体展布方向,在砂体发育中心采用非均匀布井,砂体两侧适当布井。具体位置应优选储层发育好、产能尽可能大、各气层尽量重叠的部位,便于开采后期的层间调整。

根据完钻井资料和气井试气成果统计可知,沿河道方向展布砂体宽度一般为 300～800 m,长度为 1 000～1 500 m。考虑到该区块沉积相特点和地层的非均质性,采用南北向排距大于东西向井距、近似菱形的不规则井网,既满足砂体分布特征,又能提高砂体钻遇率,而且在开发后期便于根据实际情况进行灵活调整。

2.2 合理单井面积

2.2.1 经济极限单井面积

经济极限单井面积为总产出等于总投入时即总利润为零时的单井控制面积[3-4]。用该方法确定井距排距是根据单井经济极限采气量计算出气井最小控制储量,进而确定气井最小控制面积,求得气井经济极限井距、排距。

应用气井最小累计采气量的计算公式:

式中:I为总投资,包括钻井投资、地面投资、压裂改造及单井所摊的其他费用,104元;Gp为天然气累计采气量,104m3;f为天然气商品率,取值 0.95;P为天然气价格,元/m3;L为单位成本与费用,元/m3;L1为各种税金,元/m3;

将已知参数代入式(1),可得单井最小累计采气量为 1 379×104m3。

依据采收率标定结果,求得气井最小控制地质储量;计算得到不同储量丰度条件下气井最小控制面积(表 1)。

表 1 不同丰度条件下最小单井面积

苏53建产区块最小储量丰度为 1.1×108m3/km2,对应单井经济极限控制面积为0.26 km2。

2.2.2 技术最优单井面积

通过数值模拟研究论证了不同储量丰度下的单井面积与累计产气量的关系[5-6](图 1)。

技术最优指标曲线中储量丰度与平均单井面积的关系并不是单调的 (图 2)。对于苏 53区块,储量丰度为 1.3×108m3/km2时,平均单井技术最优值面积为 0.72～0.80 km2。

综合经济极限指标和技术最优指标,当储量丰度小于 0.8×108m3/km2时,能够通过增加生产井来实现技术上达到最大采收率,但是平均单井面积已经小于经济上合理的最小单井面积,因此该丰度条件下不宜采用小井距生产;当平均储量丰度为1.3×108m3/km2时,0.72～0.8 km2的单井控制面积所对应的技术指标均达到最佳,同时也满足极限经济单井面积;而储量丰度在 1.4×108～2.0× 108m3/km2的范围内,可以通过多钻井来增加产气量实现技术上达到最大采收率,同时也能满足经济极限单井面积指标。

图 1 不同储量丰度下单井面积与累计产气关系曲线

图 2 储量丰度与平均单井面积关系曲线

根据上述分析,苏 53区块建产区采用高密低稀的部署原则[7]。苏 53区块建产区平均储量丰度为 1.3×108m3/km2,采用单井面积为 0.72～0.80 km2的基础井网;储量丰度为 1.6×108m3/km2的Ⅰ类区域对应的最优单井控制面积为 0.30～0.40 km2。

2.2.3 井距排距优选

在相同排距下,井距的变化对平均单井累计产气量和采收率的影响较大。随着井距的增大,采收率不断下降,其下降幅度逐步减小;当井距大于某个值时,平均单井累计产气量增大趋势明显减小,当井距小于某个值时,平均单井累计产气量开始快速下降(图3)。当排距为1 200 m、井距大于800 m时,平均单井累计产气量增加明显减缓。

图 3 不同井距下开发效果曲线(排距为 1 200 m)

井间加密试验表明,当井距加密到 400 m时,井底压力大幅下降,井间干扰严重,因此井距至少应大于 400 m;通过压力恢复测试,计算可知气井影响半径为 107～247 m。压力恢复测试资料表明,最小井距不应小于 500 m。

综合分析认为,合理井距为 600～800 m。

在相同井距下,排距的变化同样对平均单井累计产气量和采收率有较大的影响。随着排距的增加,采收率不断下降,其下降趋势逐步变缓;当排距大于某个值时,平均单井累计产气量变化不大,当排距小于某个值时,平均单井累计产气量下降速度很快(图4)。当井距为 600 m、排距增大到 1 200 m时,平均单井累计产气量增幅变缓,综合分析认为合理排距为 1 000～1 200 m。

图 4 不同排距下开发效果曲线(井距为 600 m)

3 不同井距方案对比研究

按照不同的井距和 3类井比例,进行方案指标预测及对比优选[8-10]。

目前苏 53区块建产区完钻井综合评价比例分别为 30.8%、50.0%、19.2%。由数值模拟研究得出:3类井比例对稳产期各项指标影响不大,而井网井距的变化对稳产期影响较大。因此,本次研究采用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井的比例为 30%、50%、20%。

井距包括 600 m×1 000 m、600 m×1 200 m、800 m×1 200 m 3种设计。将井距和 3类井比例进行组合,设计 3套方案进行方案指标预测及经济评价。

3.1 地质建模及历史拟合

应用 Petrol建模软件建立苏 53区块地质模型。三维地质建模层段为盒 8段和山 1段,纵向分为 9个小层,其中盒 8上段 2个小层、盒 8下段 4个小层、山 1段 3个小层。模拟网格为平面网格步长 100 m×100 m,垂向以小层为单元共划分 9个网格,总网格数为 97×104个。

对模型进行静态校验之后,根据实际资料进行全区压力、单井生产指标历史拟合。拟合时间为2006年9月至 2008年 10月。在拟合过程中,主要调整了气藏的压力系数、渗透率、压敏参数和相渗数据,同时考虑钻井和作业对气井产能的伤害,校正了气井的井点渗透率和表皮系数,生产指标拟合率在 95%以上,达到模拟要求标准,模型满足方案预测的要求。

3.2 不同井距方案指标对比

从 3种井网方案指标预测结果及曲线 (表 2、图 5、6)看出,方案 1的阶段采出程度虽然比方案 2高,但累计产气量增幅不大,由于钻井数多,单井控制储量低,平均单井累计产气量小,经济效益较差;方案 3与方案 2相比,虽然单井累计产气量高,但稳产时间短,阶段采出程度低,经济效益不如方案2;方案 2既能满足 10 a稳产期的要求,单井生产指标又满足优选的结果。因此,方案 2基础井网实施后效果理想,便于后期开发灵活调整,具有较好的开发效果及经济效益。