低渗气田的合理开发方案研究

2013-09-20吴晓慧邓景夫杨浩王呈呈蒋文超

断块油气田 2013年1期

吴晓慧，邓景夫，杨浩，王呈呈，蒋文超

（1.东北石油大学，黑龙江大庆 163318；2.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450）

0 引言

M气田为典型的低渗干气气藏，沉积环境为辫状河砂砾质心滩。区域总面积为806.4 km2，开采层位主要为PⅠ—Ⅴ共5个小层。M气田面积大，储量高，但截至2011年12月，仅投产了4口井，投产时间4 a，故各沉积单元的储量动用程度都很低。分析各沉积单元的剩余气饱和度图可知，各井采出程度与砂岩沉积相的分布具有一定的关联性［1-3］。

1 经济极限井距的确定

为了使单井能够控制足够的储量［4］，保证气井具有一定的供气能力和经济效益，需依据M气田的地质特征以及储层参数确定开发井距［5-9］。对于低渗、非均质性强、低丰度的M气田来说，单井产能低，要形成一定规模的产量或达到一定的开发速度，其井网密度必须大于常规气藏。由于储量丰度低，单井控制储量就应达到经济极限值以上。因此，寻求合理的井距和井网密度就成为M气田下一步开发的关键［10］。

通过经济极限井网密度法来确定井距。首先计算气井最小累计采气量：

式中：GP为天然气累计采气量，104m3；I为总投资，万元；f为天然气商品率；P为天然气价格，元/103m3；L为单位成本与费用，元/103m3；L1为各种税金，元/103m3。

在获得气井要求的最小累计采气量后，便可确定气井要求的最小控制地质储量：

式中：Gmin为气井最小控制储量，104m3；R为最终采收率，%。

在得到气井最小控制储量后，可得不同储量丰度条件下气井的最小控制面积，进而确定经济极限井网密度和对应的经济极限井距。

经济极限井网密度为

依据M气田的实际情况，I取985万元，f取0.88，P取 950元/103m3，L取 160元/103m3，L1取 20元/103m3，R取 50%。GA为 1.26×108m3/km2，代入式（1）—（4）可计算出M气田的经济极限井距为550.87 m。

式中：Smin为经济极限井网密度，口/km2；GA为储量丰度，108m3/km2。

经济极限井距为

2 合理井网部署方案的设计

井网形式须适应砂体的走向和分布，对储量的控制程度高且兼顾区内已有气井井位。M气田的沉积环境为典型的辫状河砂砾质心滩，储层平面上具有一定的非均质性。但除了PⅡ砂体分布比较零散外，其余4个小层砂体分布均较为规整，平面非均质性较弱。

综合考虑了M气田平面非均质性较弱，以及各井井口压力基本相近且长时间内不需要增压开采的特点，决定采用均匀的正方形或三角形井网形式。

设计方案按照整体部署、一次实施的原则进行衰竭式开发［11-15］。参照天然气可采储量计算方法标准，确定M气田的平均废弃产量为0.1×104m3/d，也就是设计方案的关井产量。为了研究方便，各方案评价期均定为25 a。

依据对M气田地质特征及井网井距论证的最终结果，共设计出8套对比方案，各方案的基础数据如表1所示。

表1 M气田对比方案设计基础数据

3 合理井网部署方案的预测

应用数值模拟技术对各方案的日产量、累计产量、地层压力等指标进行预测对比，结果见图1—3。

图1 产气量对比

图2 累计产气量对比

图3 地层压力对比

由图1可知，由于地层能量供给不足，各方案投产后随着生产时间的推移，日产气均有不同程度的下降，但是方案1和方案5刚投产就急速下降，并且幅度极大，方案3、方案4、方案7和方案8日产气的下降幅度较平缓，甚至出现一定程度的稳产期。由此可以认为，井数越多，投产初期区块日产气越高。但由于没有外来能量的供给，也未进行增压生产，随着地层压力的下降，井数多的方案日产气的下降速度也是最快的。这对于气藏的整体稳定开发是很不利的，所以在实际生产中要严格控制生产的井数和气井的产气速度。由图2可知，方案1累计产气最多，其次是方案5，方案4的最少。由这一规律可知，方案布井越多，在投产一定时间内，累计产气就相对越多，反之越少。由图3可知，井数越少，分布越分散的方案地层压力的下降越平缓，越有利于后期的继续开发调整。

综合分析数值模拟计算结果，预测到2036年12月，方案1累计产气最多，可达到960.62×108m3，其次为方案5。但这2个方案在投产初期日产气下降剧烈，没有明显的稳产期，投产井数也远远高于其他方案。对比分析各项生产指标可知，不考虑经济因素时，方案1效果最好，其次是方案5，方案4效果最差。