川西地区低渗透气藏水平井完井优化设计技术

王孝刚 龙刚 熊昕东 曹阳 付先惠 薛丽娜

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

川西地区低渗透气藏水平井完井优化设计技术

王孝刚 龙刚 熊昕东 曹阳 付先惠 薛丽娜

中国石化西南油气分公司工程技术研究院

水平井完井技术对低渗透致密气藏产能发挥和开采动态的影响很大。通过完井方案优化,可以提高水平井完善程度、延缓边底水锥进、提高开发效果。针对川西地区低渗透致密气藏自然产能低、气水关系复杂、裂缝非均质性强、储层改造难度大等问题,在水平井渗流机理分析、井壁稳定性预测、产能评价等研究的基础上,结合现场试验,对气藏完井方案进行了优化并对施工关键技术进行了深入研究和总结。现场实践表明:①中浅层裂缝不发育的储层,采用衬管完井或者射孔完井,结合压裂改造能获得较好的开采效果;②中深层裂缝孔隙型储层,采用衬管完井结合酸化解堵,能最大限度地发挥裂缝对产能的贡献,川西地区中深层首口水平井新21-1H井衬管完井获得无阻流量203.415×104m3。

低渗透气藏 水平井 完井 产能 参数优化 设计 川西地区

低渗透气藏是我国目前石油战略资源中的重要组成部分,采用水平井开发低渗透气田,可以增大泄油面积、提高裂缝钻遇率、减少成本、提高气藏的储量动用程度和采收率[1-2]。然而,实际开采中,常暴露出完井方案与气藏适应性考虑不够、边底水锥进控制难度大、注酸剖面不均衡、生产剖面不协调、采收率低等问题,严重制约了低渗透气藏的高效开发。本文从完井方式优选及完井参数优化两方面开展了系统研究,形成了一套适用于川西地区低渗透气藏的水平井完井优化设计技术。

1 水平井完井方式优选评价方法

1.1 完井方式适应性模糊综合评判

利用模糊数学建立完井方式优选模型的技术要点在于确定影响水平井方式选择的评价指标因素、指标权重、模糊评价矩阵,以及最终的多因素模糊综合评价模型的建立。由于各影响因素对水平井完井方式选择的影响程度不同。因此,对每个影响因素赋予不同的权数,权重的选择直接影响水平井完井方式的选择结果;确定隶属函数是进行模糊评价的关键,隶属函数可以根据文献中所推荐的标准函数来确定[3-5]。

权重值主要描述各评价指标对完井方式选择的重要程度:

定义模糊评判矩阵:

式(2)中 rik为隶属度,表示指标因素i在抉择第k完井方式上的可能性程度。

通过评价矩阵和重要程度模糊集合矩阵的合成,构建水平井完井方式模糊综合评判模型,计算各完井方式的综合评价得分,初步评价各完井方式的适应性。

1.2 产能及技术经济评价

在完井方式适应性模糊评判基础上,结合产能及技术经济评价,实现完井方式的最终优选。目前产能评价常用的水平气井产能计算模型有解析模型式(4)和半解析模型式(5)～(11)。

式中 pe为平均地层压力,M Pa;pwf为井底流动压力, M Pa;?Z为气体偏差系数;T为气层温度,K;h为气层有效厚度,m;Kg为气层有效渗透率,mD;?μg为气体黏度,m Pa·s;qsc为标准状况下的产气量,m3/d;rw为井底半径,m;re为供给半径,m;β为速度系数,m-1;S为表皮系数;rg为天然气的相对密度。

式(4)应用气井二项式产能计算模型,修正表皮因子计算水平井产能,此只适于计算稳定流动状态下的水平井产能。

2 完井参数优化

基于近井带渗流阻力研究和管流流动理论,建立水平井气藏与井筒流动耦合模型,从产能最大化、生产剖面均衡、降低改造难度及提高压裂开发效果等方面开展完井参数优化研究。

2.1 水平井气藏与井筒耦合渗流模型的建立

2.1.1 气藏水平井渗流微分方程

假设气藏均质、各向异性、水平等厚的微可压缩流体流动,其控制方程为:

式中 Kx、Kv、Kz分别表示3个方向上的渗透率;Ct为压缩系数;<为孔隙度;φ为流体势,在坐标系中z的方向朝上为正,流体势的定义为:

对于顶底封闭横向无限大气藏,渗流空间中任意位置(xw,yw,zw)的长度为ls的连续线源对(x,y,z)处产生的无因次压降的Lap lace空间解为:

2.1.2 井筒水动力学方程

取水平段第1个节点(is=1)作为本井流体势基准φ(1),其他节点势则沿井眼轨迹的累积井筒流动压降确定:

式中Δpf、Δpa分别表示井筒的摩阻压降和加速度压降。

2.1.3 耦合模型建立及求解

节点处气藏流入压力为该节点处井筒压力与节点表皮压降之和:

物质平衡方程:

方程数目与未知量数目相同,上述建立的气藏耦合与井筒水力的方程组有唯一解。

2.2 完井参数优化

低渗透致密砂岩气藏由于裂缝发育程度不同,其建产方式差异较大,完井参数优化时需要区别对待。对于孔隙型致密气藏,国内外开发实践表明,分段加砂压裂是重要的增产措施,完井时需重点考虑分段完井优化;对于裂缝发育气藏,水平井钻遇是获得高产的关键,完井参数优化时重点考虑产能最大化、生产剖面均衡、延缓边底水锥进等因素。

2.2.1 分段完井参数优化

水平井分段完井参数优化主要考虑地质条件、分段数、打开程度、裂缝间距等因素。应根据储层物性、边底水、泥岩段分布来初步分段。通过数值模拟,流率沿缝长“U”型布局、裂缝间距均匀有利于提高压裂效果,同时少长裂缝方案泄气面积及采气指数都优于多短裂缝方案。对于射孔完井,还应从集中射孔、定向射孔方面进行参数优化,从而降低地层破裂压力、减少多裂缝的产生、降低弯曲摩阻,降低压裂施工难度、提高压裂开发效果。

2.2.2 生产剖面均衡完井参数优化

均质储层水平段流率剖面呈“U”型分布,采用分段打开及中间高密度布孔,对底水脊进和吸酸控制最有利(图1)。非均质储层流率剖面更为复杂,须综合水平段钻遇轨迹、钻井污染、渗透率及孔隙度分布、完井参数、生产制度等因素,通过耦合模型计算给定衬管表皮下对应的水平段流量分布与压力分布;再通过衬管参数进行敏感性分析,确定可控参数(割缝密度、缝长、缝宽、组缝条数、相位等)的相关性,对不同方案组合进行模拟计算,通过完井参数优化组合达到产能最大化及生产剖面均衡的目的。

图1 分3段打开水平井单元段孔密对流率的影响图

3 水平井完井方案优化

3.1 川西地区中浅层水平井完井方案优化

川西地区中浅层低孔隙度、低渗透率,各相异性相差大,储层裂缝不发育。沙溪庙组钻、完井过程中井壁稳定性好,但存在井壁长期裸露后受水化作用或酸化后井壁失稳的风险。

3.1.1 川西地区中浅层完井方式优选

川西地区中浅层水平井自然产能不理想,酸化效果不明显,分段加砂压裂是开发孔隙型低渗致密砂岩气藏最佳增产措施。裸眼封隔器分段压裂暴露出工具可靠性差的问题,同时成本高,不宜推广。采用衬管完井和射孔完井结合分段压裂投产,显示了良好的应用前景。

3.1.2 分段压裂完井参数设计

随着压开裂缝数的增加,中间缝的单裂缝的采气指数下降。结合目前川西地区水平井分段改造的技术水平,3段分段加砂压裂具有普遍的适用性。井间干扰效应表现在水平井裂缝对产能的影响主要体现在裂缝的间距设置,间距与干扰效应呈负相关。通过分段优化,新场沙溪庙组气藏的水平井压裂裂缝设计参数:段数为3～4段;裂缝间距在允许的范围内尽可能地增大,减轻缝间干扰,提高单井产能。XS311H、XS21-1H井进行分段压裂,分别获产能16.1×104m3和4.3 ×104m3,分别是相邻直井压裂的2.0倍和2.2倍,显示了水平井开发的优势。

3.2 川西地区中深层水平井完井方案优化

川西地区上三叠统须家河组气藏纵向上发育多套砂体、裂缝非均质性强、局部有泥页岩发育、层间矛盾突出、气水关系复杂。

3.2.1 完井方式优选

考虑生产过程中井壁是否稳定性、是否出砂、钻遇薄水层、地层压力高、改造难度大等15个相关因素和10种不同的完井方式,模糊评判结果见表1。若以获取自然产能为目标,降低投资成本,应采用衬管完井;若需兼顾均匀布酸和后期控水,采用带 ECP的衬管完井。

表1 模糊评价各种完井方案的相关程度表

3.2.2 衬管参数优化

割缝缝宽大于2 mm,随着缝密的增加衬管强度急剧下降(图2),常规割缝管不满足本井堵漏材料的返排要求,应采用预孔衬管完井或下入带ECP的割缝衬管酸化后投产。

图2 不同缝宽下割缝衬管允许抗拉强度随缝密的变化图

表2 X21-1H井衬管变密度设计方案表

图3 地层吸酸量沿水平段分布曲线图

孔密为影响X21-1H井产率比的主控因素。先对衬管割缝密度进行优化设计(表2),实现布酸均匀(图3),其他参数根据加工精度及衬管强度综合考虑,设计相位为60°,缝长为100 mm;缝宽为2 mm;组缝条数为1条/组;缝眼面积比为2%～3%;考虑本井页岩夹层酸化效果差、夹层两端流率变化大,应在夹层两端设计安装ECP的衬管。对衬管预孔密度进行优化设计(见表2),其他参数分别为相位60°(螺旋布孔);孔径为13 mm;开孔面积比为1.90%。

X21-1H井,兼顾吸酸剖面均衡及封隔泥页岩,采用割缝衬管方案;若考虑获取自然产能,采用预孔衬管方案,依靠变密度设计及泥页岩缩颈,能够在一定程度上均衡产出剖面。现场采用预孔管方案获得获得无阻流量203.415×104m3。

4 结论与认识

1)中浅层致密砂岩气藏裂缝不发育,分段压裂是获得高产的有效手段,相应的完井方式主要有衬管完井和射孔完井两种。分段压裂最优分段数为3～4段, X311H井采用衬管完井结合3段压裂效果显著,有效降低了干扰,是同层位相邻直井压后产能的2.2倍。

2)中深层裂缝发育的低渗透气藏,钻遇裂缝是获得高产的关键,如何发挥裂缝对产能的贡献是完井优化需要考虑的首要因素,川西地区中深层第一口水平井开发实践表明,衬管完井具有较强的适应性。

3)对于深层气藏衬管完井,衬管割缝(预孔)密度是影响水平井产率比的主要因素,衬管割缝长度一般为50～400 mm,打开程度一般为2%～3%;调整衬管打开程度和打开位置,能够实现产量最优、布酸均匀和延缓底水锥进的目的。

[1]王掌洪,张士诚,王玉芳,等.低渗气藏水平井不同完井方式产能预测研究[J].西安石油学院学报:自然科学版, 2003,18(6):39-42.

[2]曾宪红,段永刚,周志军.气藏水平井非稳态产能预测新方法研究[J].油气井测试,2006,15(4):5-7.

[3]刘想平,张兆顺,刘翔鹗,等.水平井筒内与渗流耦合的流动压降计算模型[J].西南石油学院学报,2000,22(2):27-29.

[4]庄保堂,李黔,伍贤柱.非均匀载荷作用下割缝衬管抗挤强度数值模拟[J].天然气工业,2007,27(9):54-55.

[5]马新仿,樊凤玲,张守良,等.低渗气藏水平井压裂裂缝参数优化[J].天然气工业,2005,25(9):61-63.

An optimal design of horizontal well completion in low-permeability gas reservoirs of west Sichuan Basin

Wang Xiaogang,Long Gang,Xiong Xindong,Cao Yang,Fu Xianhui,Xue Lina
(Engineering and Technology Research Institute,Sinopec Southw est B ranch Com pany,Deyang,Sichuan 618000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 7,pp.65-68,7/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The technology of horizontal well comp letion p lays an impo rtant role in imp roving the p roductivity and controlling the dynamic recovery of low-permeability tight gas reservoirs.An op timal design of ho rizontalwell completion can help enhance the degree of well comp letion,delay the edge and bottom water coning,thus,achieving good results of exp loitation.Based on the analysis of percolation mechanism,fo recast of bo rehole stability,and p roductivity assessment,a systematic study wasmade on the op timal design of well comp letion from two aspectsof modes and parameters.Thus,a seriesof technology was formed on the op timal design of ho rizontal well completion in low-permeability tight gas reservoirsof thewestern Sichuan Basin,w hich are characterized by low natural p roduction capacity,comp licated gas/water relationship,strong heterogeneity of fractures,and great difficulty in reservoir reconstruction.Then through analysisof the key techniques adop ted in thisop timal design,we concluded from the field p ractice that①as fo r themedium and shallow reservoirsw ith undeveloped fractures,favorable gas deliverability could be achieved by liner or perforation comp letion in com bination w ith fracturing treatment,and②as fo r deep fracture po re type reservoirs,liner comp letion w ith acidizing plugging removal could help tap the potential of fractures in making contribution to gas p roductivity.The well Xin21-1H,the first horizontal well in deep reservoirs of the western Sichuan Basin,obtained the open flow capacity of 203.415×104m3after liner comp letion.

low-permeability gas reservoir,horizontal well,well comp letion,p roductivity capacity,op timization of parameters,design

国家科技重大专项基金项目“大型油气田及煤层气开发”(编号:2008ZX05022-006)。

王孝刚,1979年生,工程师,硕士;2003年毕业于西南石油大学并获硕士学位;从事完井测试方面的研究工作。地址:(618000)四川省德阳市龙泉山北路298号。电话:13689643119。E-mail:wanjinggys@263.net

王孝刚等.川西地区低渗透气藏水平井完井优化设计技术.天然气工业,2010,30(7):65-68.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.018

2010-05-02 编辑 钟水清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.018

Wang Xiaogang,bo rn in 1979,holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of well completion and cementing design.

Add:No.298,North Longquanshan Rd.,Deyang,Sichuan 618000,P.R.China

Mobile:+86-13689643119E-mail:wanjinggys@263.net