鄂尔多斯盆地大牛地气田老区合理井网井距研究

2014-10-24耿燕飞韩校锋

天然气勘探与开发 2014年3期

耿燕飞韩校锋

（1.中国石化华北分公司第一采气厂采气研究所 2.中国石化华北石油工程有限公司测井分公司）

1 概况

大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区伊金霍洛旗、乌审旗交界地区，DK13井区位于大牛地气田的西南角，探明面积709.24 km2，探明储量939.37×108m3。DK13井区主要产气层位有二叠系下石盒子组山1、盒3段，山西组属于浅水辫状河三角洲平原沉积，石盒子组从盒1到盒3逐步由辫状河沉积转变为曲流河沉积，储集层砂体非均质性强，连片性差，储层平均孔隙度为7.5%，平均渗透率为0.47 mD，该气藏为低孔低渗气藏。气井单井控制储量较小及产气量较低，压力下降速度快，稳产困难。

规模开发已达八年,整体已进入定压降产阶段，截止目前，大牛地气田DK13井区累计产气量115×108m3，采出程度为19.5%，采出程度低。考虑研究区平面上储量动用不均,加密潜力较大，因此，开展井网井距的研究可为研究区井网加密提供有力的技术支撑。

2 井网井距确定方法

2.1 经济评价法

经济评价方法综合考虑了地质、开发和经济等因素,可计算出极限井网密度和合理井网密度。计算公式如下：

（2）经济合理井网密度：

按照气价为1.47元/m3，评价期为20年的情况下，计算得研究区的经济极限井距为410.2 m，经济合理井距为459.8 m(表1)。

表1 经济评价法合理井距

2.2 合理采气速度法

合理采气速度法的基本原理是：根据地质和流体物性,计算在一定的生产压差下,满足合理采气速度要求所需的气井数,进而求出井网密度。计算公式如下：

在不同的采气速度下，运用以上公式对DK13井区合理井距进行了计算，已知近10年目标区采气速度在3%左右，则合理井距应在800 m左右（表2）。

表2 合理采气速度法合理井距

2.3 规定单井产量法

根据气井采气速度和单井产量，计算出所需气井数，求出井网密度。计算公式如下：

在采气速度为2.5%的情况下，当气井产量为0.8×104m3/d时，平均井距为1299 m；当气井产量为1×104m3/d时，平均井距为1453 m；当气井产量为1.2×104m3/d时，平均井距为1591 m；当气井产量为1.5×104m3/d时，平均井距为1779 m。

在采气速度为3.5%的情况下，当气井产量为0.8×104m3/d时，平均井距为1098 m；当气井产量为1×104m3/d时，平均井距为1228 m；当气井产量为1.2×104m3/d时，平均井距为1345 m；当气井产量为1.5×104m3/d时，平均井距为1504 m。

规定大牛地气田气井年生产天数为330 d，目标区单井平均日产气量为（1.0～1.2）×104m3/d，合理井距在1000～1500 m之间（表3）。

表3 规定单井产能法计算井距

2.4 储量丰度法

根据川东石炭系气藏开发的经验，储量丰度与单井的经济极限半径存在一定的关系，其具体的关系式如下：

低渗区：r=1.43×103/R0.5

高渗区：r=1.13×103/R0.5

式中：

r—单井半径，m；

R—丰度，108m3·km-2

大牛地气田DK13井区为低渗透气藏，按照计算公式处理，具体结果为：研究区储量丰度为3.00×108m3/km2，计算其井距为825.61 m（表4）。

表4 储量丰度法合理井距

2.5 试井解释法

针对研究区低孔低渗特征，压恢试井关井压力恢复稳定时间长，气井泄气半径认识不充分的现状，应用Saphir软件中反卷积模式，结合实际生产情况，进行了3口井12井次压恢试井解释，解释所得泄气半径表。

目标区平均泄气半径381m，其中盒3气层单采气井平均泄气半径373 m，山1气层单采气井平均泄气半径387 m（表5），各井泄气半径分布在300～400 m之间，则目标区合理井距应在600～800 m之间。

2.6 TOPAZE动态分析法

应用TOPAZE软件气井垂直管流计算将气井井口压力折算至井底，折算井底压力与实测井底流压基本吻合，再根据气井生产动态及井底压力变化计算26口气井压降储量及泄气半径（表6）。

目标区平均泄气半径229.2 m，其中盒3气层单采气井平均泄气半径249.2 m，山1气层单采气井平均泄气半径241.3 m，合采气井平均泄气半径207.6 m。各井泄气半径主要分布在200～300 m之间，则目标区合理井距应在400～600 m之间。

2.7 数值模拟法

在DK13井区选出Ρ1s1、Ρ1x2、Ρ1x3及合采的井一共7口，用数值模拟的方法进行单井数模，预测其经济极限下的累计产气量，换算成地质储量后得出泄气半径（表7）。

计算得平均泄气半径为345 m，其中盒3单采井泄气半径为273 m，盒2单采井泄气半径为447 m，山1单采井泄气半径为306 m，合采井泄气半径为366 m。各井平均泄气半径分布在300～400 m左右，则目标区合理井距应在600～800 m左右。

2.8 Topaze软件动态分析法——水平井

DK13井区水平井的主要生产层位位于Ρ1s1，不稳定流动法分析6口水平井所得泄气半径见表8。

分析得平均泄气半径274.8m，山2单采井为185m，山1单采井为293m，各井泄气半径分布在250～350m之间，则目标区水平井合理井距应在500～700m之间。

表5 试井分析法合理井距

表6 TOPAZE泄气半径及压降储量结果表

表7 数值模拟计算泄气半径结果

表8 试井分析法计算水平井泄气半径

3 计算结果对比分析

各方法计算所得目标区合理井距见表9，由经济评价法可知经济极限井距为410 m，储量丰度法、试井解释法、TOPAZE分析法、数值模拟法4种方法计算结果较为一致，合理采气速度法和规定单井产量法因为考虑目标区合理采气速度和产能等因素，所以计算结果略大，结合考虑目标区经济效益、储量控制程度及采气速度认为目标区合理井距在600～800 m。

表9 各种方法合理井距计算结果

实际井网部署时应以地震解释及地质研究成果为基础，首先在储层有效厚度大、孔隙度高、含气饱和度高的储量高丰度地区部署新井，逐渐向外推移；同时，考虑到河道方向储层发育较稳定、连通程度高、垂直于河道方向储层连通性变差的情况，沿河道方向可适当拉大井距，垂直于河道方向可适当缩小井距。

4 井网适应性

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，结合国内外大量气田开发经验及大牛地气田的实际情况，低渗透岩性气藏应采用不规则形状的基础井网。井网的布局应考虑砂体展布方向、储层物性、产气规模、气层重叠等因素。

大牛地气田为海陆交互相沉积，主要发育河流相、三角洲相、障壁沙坝，砂体展布变化较大，非均质性强。沉积特征和强非均质性导致储层展布形态不规则、储层物性变化大、不同井区主力储层分布差异大，储量叠合程度变化大。考虑以上因素，建议在研究区采用不规则井网布局。不规则井网有利于有效控制储层及天然气富集区、提高砂体钻遇率，并且不规则井网也便于的开发后期根据实际情况进行灵活调整。