盐湖超浅层小型气田开发优化部署研究

2020-02-11宋维春阿雪庆李拉毛才旦

油气藏评价与开发 2020年1期

宋维春，阿雪庆，李拉毛才旦，孙勇

（中国石油青海油田公司，甘肃敦煌736202）

1 气区概况

图1 盐湖气田区域构造Fig.1 Region structure of Yanhu Gas Field

盐湖气田位于柴达木盆地三湖地区，构造属于坳陷北斜坡亚区鸭湖—盐湖构造带上的一个3 级构造（图1）。盐湖气田是第四系生物成因气藏，湖泊沉积相，主要发育有滨、浅湖亚相，滩砂、坝砂和泥滩沉积微相；储层具有高孔隙度、中—低渗透率的特点；岩性以含泥粉砂岩和泥质粉砂岩为主，夹少量细砂岩，碎屑颗粒胶结程度低，欠压实，易松散；盖层为泥岩层；气藏属边水环绕的层状气藏。近年来，通过对盐湖气田重新评价认识，气田储集层平均孔隙度38.2%，平均渗透率67.6×10-3μm2，确定储量单元30 个，叠合含气面积12 km2，气层分布在57～416 m井深范围内，有效厚度为70.86 m，核实地质储量23×108m3，平均单井日产量0.6×104m3。分析论证认为，气田具有一定的开发潜力，需进行开发方案设计，科学、合理、经济、有效的井网部署应以提高气田动用储量、采收率、采气速度、稳产年限和经济效益为目标[1]，因此，需进行井网优化部署研究。

2 开发方式论证

和同是柴达木盆地三湖地区的涩北气田相比，多期大规模水进水退的沉积历程造成了砂、泥岩的频繁薄互层，储层纵向和平面非均质性较强，物性差异大，气水过渡带长，气水边界不规则[2]等相似特点，但盐湖气田也具有不同地质特征，需确定合理开发方式，最大限度提高气田开发效果。

1）气藏埋藏较浅。纵向上含气小层埋深57～416 m，属国内少有的超浅层气藏，地层压力0.6～4.8 MPa，需增压开采。

2）气藏含气面积较小。各气层的含气面积0.65～8.72 km2，平均仅3.2 km2，由于储层平面上连通性较好，考虑井间干扰因素，储量单元部署井数有限。

3）气藏规模较小。气藏储量18.37×108m3，考虑气田的采气成本和经济效益，盐湖气田开发不能参照一般规模气田进行井网部署、地面配套和管理模式，需采用简洁有效、经济实用的开发方式。

依据气田的地质特征，参考国内外浅层气田的开发方式，为实现气田效益开发和稳定生产，需确定合理的开发方式。

1）盐湖气田属自生自储的干气气藏，以弹性气驱驱动为主。在国内外，这种气田均采用衰竭式开采方式开发[3]。因此，盐湖气田采取衰竭式开发，但气藏埋深浅，地层压力相对较低，为提高气田采收率，气田开采时需增压外输[4]。

2）气田储层含气井段长，气水界面不统一，为了克服层间干扰、改善开发效果[5-6]，充分发挥各气层潜力，需合理划分开发层系与射孔单元，同层组做为一个射孔单元，减小层间干扰，为气田开发动用次序的安排奠定基础。

3）参照涩北气田开发经验，合理配产应考虑自然产能、防砂工艺、携液等因素，尽可能单井稳定生产，并确保各个开发层组的均衡采气，综合各因素依照开发层组的划分进行配产[7]。

4）优化井网部署。含气面积小，各层可部署井数有限，一是考虑同层组多层合采，二是考虑先开发下部层组，后期通过调层上返开发上部层组，通过2种方式减少开发井数，从而减少地面配套，降低采气成本。

3 井网部署研究

3.1 布井方式论证

布井方式是气田开发中最关键的技术政策之一，它的合理与否直接影响到气田的开发水平和经济效益[8]。盐湖气田含气主要受背斜构造控制，天然气地质储量主要在构造高部位集中分布，78%左右的储量分布在构造高部位3 km2范围内，因此，需采用沿构造轴线、占高点、顶密边稀不均匀布井方式。盐湖气田属于高孔中高渗，低丰度，横向连通性好，单井影响范围较大，原则上可采用较大井距布井，但由于气田含气面积较小，储层易出砂且为边水环绕，因此，必须保持合理井距。气藏井距设计一是满足合理采速与气田的产量规划任务，在合理配产的基础上，确定井数与井距；二是根据储量丰度，参考涩北气田布井方式总体上采用顶密边稀的非均匀井网；三是为了抑制边水的推进，射孔层位必须远离气水边界。

对于边水气藏，井网部署对开发效果影响很大，如果距边水较近，则气井容易受边水推进影响。前苏联已开发36个边水气田开发实践表明，布井面积/含气面积的比值对于边水控制影响很大[9]。当布井面积/含气面积=0.1～0.3时，气藏采收率高达95%以上；如果井位部署距离边水近，将导致边水快速推进，严重影响气田生产。如S气田边部井距边水200 m，布井面积/含气面积=0.5，过早水淹，采收率仅为46%。盐湖气田边水具有一定活跃性，选用布井面积/含气面积=0.3 较为合理，依据盐湖气田含气面积大小，布井距边水距离300～500 m。

同属柴达木盆地三湖地区，地质特征较为相似的涩北气田未动用储量布井原则是：尽可能沿轴线，应尽量选择构造高部位作为钻井的有利部位[10]，顶密边稀布井，井距500～800 m左右；井位距离气水边界400～1 200 m，平均800 m 左右[11]。借鉴涩北气田布井原则，结合盐湖气田实际，设计了3 套布井方式（表1、图2～4）：①考虑各小层的气水界面采用顶密边稀布井，井距400～500 m；②沿构造等高线环形布井，井距500～600 m；③沿气藏的轴部均匀布井，井距700 m。

通过不同布井方式的开发指标对比，在井数相同的情况下，顶密边稀布井方式稳产年限最长（19 a），采出程度最高（63.30%），环形布井方式稳产年限最短（14 a），采出程度最低（54.78%），最终确定为：①尽可能沿轴线、占高点，顶密边稀布井，井距400～500 m；②井位距离气水边界300～500m，平均400 m左右。

表1 不同布井方式开发指标对比Table 1 Comparison of development indexes of different well distribution modes

图2 盐湖气田顶密边稀井网部署Fig.2 Well pattern deployment in the shape of dense at the top and sparse at edge in Yanhu Gas Field

图3 盐湖气田环形井网部署Fig.3 Annular well pattern deployment in Salt Lake Gas Field

图4 盐湖气田均匀井网部署Fig.4 Uniform well pattern deployment in Yanhu Gas Field

3.2 井网部署设计

依照国内多层油气藏的开发经验，结合地质特征较为相似的涩北气田开发实际，按照疏松砂岩多层气藏的开发层组划分原则[12]：①同时射开投产的一组气层，可视为同一动态监测系统；②开发层组间的隔层厚度在5 m以上，以确保单元间分隔的可靠性；③每个层组的跨度应小于70 m，保证层组上下的压力差不会过大，以利于控制合理生产压差和主动防砂。

盐湖气田含气井段长，压力系统差异大，划分两套深浅开发层系以便气田开发动用次序的安排。两套开发层系共划分6个开发层组30个小层（表2、图5）。

表2 盐湖气田开发层组划分Table 2 Division of development layers of Yanhu Gas Field

图5 盐湖气田纵向层系划分（1∶2 000）Fig.5 Division of Longitudinal Strata in Yanhu Gas Field（1∶2 000）

依据各小层含气面积、储量评价和层组划分，考虑采气成本、管理模式和气田稳产等因素，论证气田开发井网。因气田层多、层间封隔性较好，开发部署应突出发挥主力气层的作用，对于面积大、储量多、集中分布的气层进行合理组合，充分借鉴多层合采在涩北取得的较好应用成效，提高开发效果。将面积小的气层单独组合射孔单元，避免由于边水推进不均影响主力层产量发挥。如果按照常规气田的开发模式，各层组均部署一套井网同时开发，气田井数较多，会增加气田的采气成本和后期管理难度；如果参照涩北气田油套同采方式，油管开采下部层组、套管开采上部层组，势必会减少开发井数，但盐湖气田地层压力较低，需要增压开采，由于各层组压力差异较大，同时开采会影响地面增压效果，甚至无法同时增压，接替上返即可实现气田储量分期动用和持续稳产，又可减少投资成本和分级增压难度。

通过上述对比认为，盐湖气田一个层组部署一套井网，采用由深至浅的开发方式，接替上返生产较为合理。设计开发井12口，其中，Ⅵ层组布新井1口；Ⅴ层组布新井4 口；Ⅳ层组布新井1 口；Ⅲ层组布新井6 口。当开发到一定程度后，Ⅴ层组压力降至与Ⅱ层组接近、Ⅲ层组压力降至与Ⅰ层组接近时，Ⅴ层组2口井上返至Ⅱ层组生产，Ⅲ层组3口井上返至Ⅰ层组生产。

3.3 开发指标预测

参照浅层油气田开发经验，盐湖气田开发过程中气井易出水出砂[13]，要同时满足携液和控砂的需求，必须在两者之间找到一个平衡点，需确定气井的合理工作制度，优化配产[14-15]。依据井网优化部署结果，开展数值模拟，预测开发指标（图6）。共部署开发井12口，平均单井配产1.2×104m3/d，形成产能规模0.46×108m3，目标产量1.5×104m3/d，目标产能0.6×108m3。2012年产气量0.126×108m3，2013年产气量0.46×108m3，后期产量递减率10%，生产期10 a，累计产气3.13×108m3。