多层系气藏有效储层极限厚度评价及应用

2021-11-23罗歆尧蒲永松曾金华

天然气技术与经济 2021年5期

尹涛陈新罗歆尧蒲永松曾金华

（1.中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所，四川成都 610051；

2.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018；3.重庆天然气管道有限公司，重庆渝北区 401120；4.中国石油川庆钻探工程有限公司试修公司，四川成都 610051；5.四川华油集团有限责任公司，四川绵阳 621700）

0 引言

以中国西部某气田为例，研究区域属于典型的致密砂岩气藏，主要受砂岩横向展布和储集物性变化所控制，沉积相为辫状河和曲流河沉积体系［1］，砂体内部结构存在差异，表现为纵向上多期叠置、横向复合连片，形成宽条带状或大面积连片分布的复合砂体。区内发育三套主力含气层系（中二叠统盒子组盒8下亚段、山西组1段和山西组2段）［2］，直井采用“多层合采”方式开发，水平井主要开发层位为盒8 上、盒8 下、山1。虽然区内纵向上储层厚度大，但各层系受泥岩夹层影响，有效厚度差异大，由此，对多层系气藏开发开展有效储层厚度界限研究，探讨各层系有效储层厚度经济界限值，对提高单井储量动用程度和实施水平井部署具有重要指导作用。

1 评价方法

目前经济效益评价主要依据《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数（2020）》和相关的新财税政策，当项目财务内部收益率高于或等于行业基准收益率时，认为项目从财务角度考虑是可行的。按照储层物性和开发特征，研究区属于致密砂岩气藏，属于陆地非常规油气开采项目，需项目达到财务可行的要求，按照2020 年评价参数要求，最低基准收益率为6.0%［3-4］。

首先，评价目前运营条件下气井废弃时的经济极限产气量［5］；其次，按气井递减方式预测的分年产气量，并基于当年或上年度的商品率、销售气价测算未来年份的现金流，通过调整气井初期配产使财务内部收益率（FIRR）到达6.0%，求取评价期内最低经济可采储量。最后，根据容积法储量公式，结合研究区内开发井网、预测单井采收率以及目的层单储系数［6］等开发资料，求取不同井型对应的有效储层厚度经济界限值。

式中：αmin为储层丰度经济下限，108m3／km2；Gmin为最低经济可采储量，108m3；φ为单井采收率，%；Dr为井距，km；Dl为排距，km；qgi为单储系数，无因次；Ø 为储层孔隙度，%；Sg为储层含气饱和度，%；TSC为标准状态温度，K；Pi为储层原始地层压力，MPa；Zi为偏差系数；PSC为标准状态压力，MPa；Ti为储层地层温度，K；hmin为有效储层经济下限，m。

2 单井操作成本变化规律

油气生产过程中操作和维持井及相关设备和设施所发生的成本总支出即为油气生产成本［7］，根据成本费用与产量的关系可将生产成本分为固定成本和可变成本。由（4）、式（5）可知，固定成本不随产品产量的变化而变动，可变成本随产品产量的增减而呈正比例变化［8］。不考虑费用上涨率，气井连续生产，随着单井产量逐年递减，固定成本基本保持稳定，可变成本受产量影响呈逐年降低趋势，且可变成本的年变化率大于固定成本。

式中：Fc为总固定成本，元；C1i为某项固定成本，元；W为生产井数，口；Vc为总可变成本，元／m3；C2i为某项可变成本，元／m3；Q为产气量，104m3；η为商品率，%；m为项目数量；n为项目评价年限。

相反单位操作成本变化呈逐年上翘的趋势［9-10］，它在一定程度上能反映企业经济效益、开发技术水平及经营管理水平［11-12］。研究区内气井递减类型属于衰竭式递减规律［13-15］，依据气田直井、水平井的生产动态分类标准［16］，直井配产大于2.0×104m3／d、水平井配产大于5.0×104m3／d为Ⅰ类井，直井1.0×104～2.0×104m3／d、水平井3.0×104～5.0×104m3／d 为Ⅱ类井，直井小于1.0×104m3／d、水平井小于3.0×104m3／d为Ⅲ类井。

由式（6）可知，Ⅰ类井初期年产气量和操作成本费用较高，但单位操作成本最低；Ⅲ类井则相反，初期年产气量和操作成本费用较Ⅱ类井低，但单位操作成本最高；随着开采进入末期，不同类型气井的单位操作成本变化随着生产时间延长，呈逐年升高，且最终呈收敛的趋势。鉴于研究区开发原则上采用单元（井间）接替，直井与水平井统一管理，因此，直井与水平井的单井经济极限产量认为是同一数值。

3 最低经济可采储量评价

参照市场价格，钻井工程主要考虑钻前准备、进尺费、数据远传、综合录井、测井、固井、压裂试气、泥浆处理及材料费用等；地面工程主要考虑征地、井口设备及地面配套等。新井单位操作成本按投产第三年达到当年开发成本水平进行预测［17］。

3.1 单井经济极限产量

依据研究区生产开发数据可知，研究区内天然气井数量为3 665 口，商品天然气产量为76.567 4 ×108m3（商品率为93.05%），扣除财务费用，维持气井开发生产的最低运行费用约为40万元／口（表1）。

表1 评价单元商品气量与生产成本统计表

研究区气井产量自投产后逐年递减，开发后期主要采用间开制度生产［18］，开井时率逐渐降低（气井前五年的平均开井时率介于0.75～0.90 之间，后10年的平均开井时率介于0.40～0.50），加之单井经济极限产气量受开井时率的影响［19］，为保持评价的一致性，评价过程中认为气井为连续生产井，气井的开井时率按0.90 考虑。在目前开发和经济条件下，评价单井经济极限产量为1 120 m3／d。

由于目前条件下的财务和生产数据是新井与老井、高产井与低产井的综合表现，因此，该时间点评价的经济极限产量为静态瞬时值，由公式可知单井的经济极限产气量是随生产经营成本、销售气价以及开井时率的变化而变化。

3.2 最低经济可采储量

在相同建井投资条件下，评价期为15 年，倒算直井达到内部基准收益率6.0%时，得到对应的气井年生产气量。通过单因素分析回归得到直井最低经济可采储量与销售气价的关系（图1）。由此可知，目前直井建井投资下，参考气田销售价格，达到基准内部收益率的最低经济可采储量约为1 390×104m3。

同理，在目前水平井建井投资下，评价期按15年进行测算，回归得到水平井最低经济可采储量与销售气价的关系（图1）。评价水平井达到基准内部收益率6.0%的最低经济可采储量约为4 000×104m3。

图1 销售气价与最低经济可采储量关系图版图

4 有效储层厚度经济界限

研究区内直井开发井网经过多次调整，目前直井井网为500 m×650 m，单井控制面积为0.33 km2，预测单井采收率超过了45%；水平井采用骨架井（丛式井）与水平井联合布井方式［20］，井网为（450～550）m×（1 500～1 800）m，单井控制面积为0.68～0.99 km2，预测单井采收率超过了80%。

为了弄清研究区内不同层系的生产情况，对研究区内投产的886 口直井和212 口水平井进行统计，其中直井生产方式采用“合层开采”开发，射孔打开的层段中生产层位为盒8 下、山1占总样本数的69.2%；水平井开发层位主要是盒8 下，占总样本数的89.6%（图2）。

图2 研究区内直井和水平井主要开发层位柱状分布图

结合单井电测资料，进一步统计各主力生产层位的储层物性，盒8储层的孔隙度好于山西组，平均视孔隙度介于9.35%～9.76%，山西组的平均视孔隙度介于7.65%～8.07%（图3a）；储层盒8 下、山1的含气饱和度好于盒8上、山2，盒8储层的平均视含气饱和度介于61.7%～71.0%，山西组的平均视含气饱和度介于62.9%～68.3%（图3b）。

图3 研究区内主要开发层位视孔隙度／视含气饱和度累计频率分布图

运用公式（1）-（3）评价得到直井、水平井在不同层系开发所要求的有效储层厚度界限值（表2、表3）。由表2可知，对研究区内盒8 上、盒8 下、山1、山2储层的单储系数计算，其中以盒8 下为最优，单储系数为0.135×108／km2·m，适合开展水平井建产；直井单层开发储层的有效厚度下限为6.3～8.7 m，“合层开采”储层的有效厚度下限为7.4 m；水平井开发要求储层的有效厚度下限为3.7～5.1 m。因此，纵向上多层系气藏分布，且各开发层系间具有良好的隔层，为动用更多地质储量，选用直井最优；有效储层厚度大于经济下限值的可适时选用水平井开发。

表2 研究区不同井型最低控制储量预测表

表3 不同井型对应开发层系有效厚度经济界限预测表

销售气价单因素分析还认为，若销售气价上涨0.1 元／m3，对应直井、水平井的最低经济可采储量分别下降9.2%、12.3%，在同等条件下，有效储层厚度下限可分别平均下降0.9 m、0.6 m。

5 应用效果

X-*-*H1 井目的层为山1，有效储层厚度为4.7 m（气层）。设计水平段长为1 000 m，该井20**年4月开钻，同年5 月完钻，钻井周期为41 天。实际水平段钻进长度为1 000 m，砂岩1 000 m，砂岩钻遇率100%，有效储层604 m，有效储层钻遇率60.4%（图4）。水力喷射改造为6段，试气求产该井无阻流量为55.95×104m3／d。该井的成功建设有力地指导了气田对极限厚度的现场运用。