海上边底水气藏多分支井开发实践

焦 松 杰

中海油研究总院有限责任公司

0 引言

海上气田A分2个主力层，其中主力层一为受构造和岩性双重控制的边水气藏，储层有效厚度为17.1 m，储层渗透率为15 mD；主力单元二为受构造控制的底水气藏，储层有效厚度为29.1 m，渗透率为5 mD，有南北两个高点，具有一定的水体能量。两主力单元储量丰度为（4.3～5.7）×108m3/km2，测试无阻流量为（32.4～56.0）×104m3/d。基于A气田海上、低储量丰度、低无阻流量及存在边底水等特征，常规开发方式开发经济效益差，海上亦无经济开发的先例[1-5]。随着海上钻完井技术的进步和经验的积累，工程费用有大幅下降的空间，多分支井已在海上油田开发中得以实践，多分支井对油田井数的减小和开发效果的提高效果明显[6-8]。因此，对于该类气田极有必要开展相关研究，对比分析多分支井开发海上气田的可行性。本文基于A气田地质特征，以数值模拟为手段优化开展多分支井开发关键参数优化[9-11]，优化结果应用在气田开发方案编制中，探索实现海上边际气田少井高产高效开发。

1 气藏模型

方案研究的数值模型模拟范围包括整个气藏，含气面积内步长为50 m，纵向步长1～5 m，总节点数为80×142×48，共54万个网格节点，有效结点数为38万个。选用油－凝析气－水模式，采用Eclipse黑油模拟器进行方案优化筛选，用E300组分模拟器预测推荐方案生产过程中气体组分的变化。

模型中VFP垂直管流表基于该气田探井拟合后由VFPi计算得到，模型流体数据、相渗等数据均基于该气田实验数据处理后得到。

2 A气田开发方案优化研究

2.1 井型优化

根据A气田含气构造（图1）及储量分布，在气田相同年产规模的前提下，分别设计定向井和水平井两方案开展方案研究工作（表1）。

方案模拟表明，随井数减少采收率降低，稳产期缩短。气田在保障稳产期的前提下，定向井方案需部署7～8口开发井方能达到较为理想的开发效果；而水平井方案仅需3～4口开发井。基于A气田低丰度、边底水的气藏特征，考虑海上钻完井费用水平井为定向井的1.5倍[12-15]左右，综合分析认为水平井方案更能满足海上少井高产的开发策略，实现更好的开发效果。

2.2 水平井开发A气田方案优化研究

2.2.1 水平井长度优化

图1 A气田气藏剖面图

表1 不同开发井型及井数开发效果对比表

水平井的长度直接反应在钻完井费用当中，因此极有必要开展水平段长度的优化工作。基于优选得到开发井型及水平井开发井位，与钻完井专业结合，考虑影响水平气井长度的井径、管壁粗糙度等因素，模拟对比4口水平井不同水平段长度下的累积产气量或稳产期累积产气量，以此确定合理的水平段长度。

主力层一的水平井A1H长度优化结果表明（图2），水平井长度在600～700 m左右时稳产期和累积产气存在一个拐点，稳产期由0年上升到5年，累积产气增加4%左右，以此确定水平井的最佳长度。

图2 主力层一A1H水平井长度优化图

采用同样的方法，优化确定了A气田推荐方案4口水平井的最佳长度，主力层一的水平井A1H最佳长度在600～700 m；主力层二的3口水平井长度在800～1 000 m最优。

2.2.2 水平井纵向位置优化

对于边底水气藏，需对水平井部署的纵向位置开展优化研究。对各气层纵向厚度无因次化处理后开展对比研究，结果表明（图3）：对主力层一，由于储层物性较均匀，且属于边水气藏，水平井纵向上的位置对开发影响不是特别大，生产井距气层顶部2 m时累产气最大，若位于气层下部，由于距内气水边界较近，累产气减少15%左右，由此可见生产井于气层顶部开发效果略好于其他。

图3 气田两主力层水平井纵向位置优化图

对于主力层二，当生产井距气层顶面0.5 m时累产气最大，如生产井处于物性较差的部位尤其是夹层中，则开发效果大大下降，如水平段距气层顶部9.6 m时（气层厚46.9 m），正好处于物性夹层内，累产降低近20%；若气井靠近气层中部，虽然储层物性变好，但距下部底水过近，累产降低14.6%，这表明水平井段应当位于气层顶部物性较好部位，开发效果最好。

因此，对于边底水气藏，水平井应推荐部署在储层中上部物性较好区域，对于延缓边底水的锥进效果显著。

3 海上多分支井开发边底水气藏方案优化与实践

在该气田开发方案编制过程中，分支井已在海上油田开发中得以应用并取得了较好的开采效果。随着海上钻完井技术的进步和经验的积累，工程费用有大幅下降的空间，因此，在该气田开发方案中考虑适当部署多分支井，尝试在海上气田钻完井实施方案中考虑钻探多分支井的可行性。

3.1 多分支井开发A气田方案优化

在水平井方案优化结果的基础上，开展多分支井开发A气田方案研究，多分支井主支长度及纵向位置沿用水平井开发方案研究成果。

1）多分支井井数的优化

结合A气田地质油藏特征，分别设计不同多分支井井数开发方案（表2）。

表2 多分支井开发井数优化表

由模拟结果可以看出，由于采气速度的恒定，部署多分支井并不能增加稳产年限。但多分支井的部署对于保障产能，提高储量动用及延缓底水上升有明显的作用，累产气有一定的增加。

考虑海上实施多分支井的开发风险，综合推荐方案3作为A气田开发的推荐方案，即在两主力层各实施一口多分支井作为海上气田多分支井开发的尝试。

2）多分支井分支夹角优化

为了进一步对分支井进行优化，设计了分支井夹角为45°和30°两个方案，从模拟结果看，两种角度的分支井累产气相当，但稳产期较30°的方案短半年左右（图4），造成这种结果的主要原因是分支井角度为45°时，单井泄气面积较30°时更大，分支间的干扰更小，但同时各分支井段离内气水边界的距离也缩短了，出水的量有所增加，考虑到角度越大工程实施难度越大，因此分支井的角度以30°为宜。

图4 多分支井不同分支校对开发效果对比图

3.2 海上A气田多分支井实施效果

在开发方案实施阶段，A气藏在两主力层共实施两口分支井A1M和A2M。主力层一为受构造和岩性双重控制的边水气藏，在其高点实施了多分支井A1M，其中A1M井共实施1主支和2分支，钻遇储层有效渗透率4.7 mD，气层有效厚度22.1 m，水平段钻遇储层斜厚为778 m，主支水平段有效长度297.4 m。主力单元二为受构造控制的底水气藏，再其南高点实施一口分支井A2M，A2M井共实施1主支和1分支，钻遇储层有效渗透率2.42 mD，气层有效厚度41.7 m，水平段钻遇储层斜厚为983 m，主支水平段有效长度667 m。根据动态跟踪分析，具有较好的开发效果：

1）多分支井较好的保障了初期产能，是定向井初期产能的3～6倍[16-20]。

对于边水气藏主力层一实施的A1M井，对比两井物性、产能以及开发动态（图5、表3），其临近定向井（开发评价井）A5开发效果，在储层物性相当、钻遇气层厚度相近的前提下，边水气藏实施多分支井初期产能为定向井的3倍左右。

图5 边水气藏多分支井与定向井生产动态对比图

表3 边水气藏多分支井与定向井物性及初期产能对比表

对于底水气藏主力层二实施的A2M井，对比两井物性、产能以及开发动态（图6、表4），其临近定向井（开发评价井）A3开发效果，在储层物性相当、钻遇气层厚度相近的前提下，底水气藏实施多分支井初期产能为定向井的6倍左右。

图6 底水气藏多分支井与定向井生产动态对比图

表4 底水气藏多分支井与定向井物性及初期产能对比表

2）多分支井有效的降低了生产水气比，保障了稳产。

图7 两口多分支井生产气水比动态曲线图

多分支井在生产四年的时间内，气水比始终保持在0.15 m3/104m3以内的低气水比生产（图7），有效的延缓了底水锥进。从多分支井与定向井生产动态对比（图9、图10），多分支井不仅在保障初期产能上效果明显，而且始终保持着较好的产气能力。其中边水气藏多分支井A1M井与定向井A5井的产能比由初期生产时的3倍变为目前的4倍，而底水气藏A2M与定向井A3的产能比由初期生产时的6倍变为目前的6.5倍（表5），多分支井的持续稳产为保障气田稳产做出巨大贡献。

表5 多分支井与定向井产能对比表

3）经济分析表明多分支井取得了较好的投入产出比

基于生产动态，边水气藏多分支井A1M是定向井A5累产气的2.6倍；底水气藏多分支井A2M是定向井A3累产气的6倍。基于目前海上钻完井成本分析，多分支井钻完井成本约为定向井的1.4倍左右。简单考虑投入产出比，边水气藏多分支井的投入产出比约为定向井的2倍[12-15]左右，而底水气藏多分支井投入产出比是定向井的4倍。

但值得注意的是，该投入产出比是基于开发4年的生产统计，考虑到目前定向井的产能递减及多分支井对于延缓水锥的作用，水平井与定向井累产气量将会增加，投入产出比亦会随之增加。

4 结论

1）针对A气田低丰度和边底水的地质油藏特征，水平井及多分支井开发与定向井相比可有效减少开发井井数。

2）基于A气田地质油藏特点，水平井及多分支井主支长度在800～1 000 m，分支与主支角度以30°为佳。

3）A气田的生产实践表明，多分支井可为低丰度边底水气藏开发提高气井产能，延缓水锥，保障气田稳产。

4）基于A气藏的生产实践，多分支井的初期产能可达到定向井的3～6倍，投入产出比可达到定向井的2～4倍。