川西地區(qū)低滲透氣藏水平井完井優(yōu)化設計技術

王孝剛 龍剛 熊昕東 曹陽 付先惠 薛麗娜

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

川西地區(qū)低滲透氣藏水平井完井優(yōu)化設計技術

王孝剛 龍剛 熊昕東 曹陽 付先惠 薛麗娜

中國石化西南油氣分公司工程技術研究院

水平井完井技術對低滲透致密氣藏產能發(fā)揮和開采動態(tài)的影響很大。通過完井方案優(yōu)化,可以提高水平井完善程度、延緩邊底水錐進、提高開發(fā)效果。針對川西地區(qū)低滲透致密氣藏自然產能低、氣水關系復雜、裂縫非均質性強、儲層改造難度大等問題,在水平井滲流機理分析、井壁穩(wěn)定性預測、產能評價等研究的基礎上,結合現場試驗,對氣藏完井方案進行了優(yōu)化并對施工關鍵技術進行了深入研究和總結?，F場實踐表明:①中淺層裂縫不發(fā)育的儲層,采用襯管完井或者射孔完井,結合壓裂改造能獲得較好的開采效果;②中深層裂縫孔隙型儲層,采用襯管完井結合酸化解堵,能最大限度地發(fā)揮裂縫對產能的貢獻,川西地區(qū)中深層首口水平井新21-1H井襯管完井獲得無阻流量203.415×104m3。

低滲透氣藏 水平井 完井 產能 參數優(yōu)化 設計 川西地區(qū)

低滲透氣藏是我國目前石油戰(zhàn)略資源中的重要組成部分,采用水平井開發(fā)低滲透氣田,可以增大泄油面積、提高裂縫鉆遇率、減少成本、提高氣藏的儲量動用程度和采收率[1-2]。然而,實際開采中,常暴露出完井方案與氣藏適應性考慮不夠、邊底水錐進控制難度大、注酸剖面不均衡、生產剖面不協(xié)調、采收率低等問題,嚴重制約了低滲透氣藏的高效開發(fā)。本文從完井方式優(yōu)選及完井參數優(yōu)化兩方面開展了系統(tǒng)研究,形成了一套適用于川西地區(qū)低滲透氣藏的水平井完井優(yōu)化設計技術。

1 水平井完井方式優(yōu)選評價方法

1.1 完井方式適應性模糊綜合評判

利用模糊數學建立完井方式優(yōu)選模型的技術要點在于確定影響水平井方式選擇的評價指標因素、指標權重、模糊評價矩陣,以及最終的多因素模糊綜合評價模型的建立。由于各影響因素對水平井完井方式選擇的影響程度不同。因此,對每個影響因素賦予不同的權數,權重的選擇直接影響水平井完井方式的選擇結果;確定隸屬函數是進行模糊評價的關鍵,隸屬函數可以根據文獻中所推薦的標準函數來確定[3-5]。

權重值主要描述各評價指標對完井方式選擇的重要程度:

定義模糊評判矩陣:

式(2)中 rik為隸屬度,表示指標因素i在抉擇第k完井方式上的可能性程度。

通過評價矩陣和重要程度模糊集合矩陣的合成,構建水平井完井方式模糊綜合評判模型,計算各完井方式的綜合評價得分,初步評價各完井方式的適應性。

1.2 產能及技術經濟評價

在完井方式適應性模糊評判基礎上,結合產能及技術經濟評價,實現完井方式的最終優(yōu)選。目前產能評價常用的水平氣井產能計算模型有解析模型式(4)和半解析模型式(5)～(11)。

式中 pe為平均地層壓力,M Pa;pwf為井底流動壓力, M Pa;?Z為氣體偏差系數;T為氣層溫度,K;h為氣層有效厚度,m;Kg為氣層有效滲透率,mD;?μg為氣體黏度,m Pa·s;qsc為標準狀況下的產氣量,m3/d;rw為井底半徑,m;re為供給半徑,m;β為速度系數,m-1;S為表皮系數;rg為天然氣的相對密度。

式(4)應用氣井二項式產能計算模型,修正表皮因子計算水平井產能,此只適于計算穩(wěn)定流動狀態(tài)下的水平井產能。

2 完井參數優(yōu)化

基于近井帶滲流阻力研究和管流流動理論,建立水平井氣藏與井筒流動耦合模型,從產能最大化、生產剖面均衡、降低改造難度及提高壓裂開發(fā)效果等方面開展完井參數優(yōu)化研究。

2.1 水平井氣藏與井筒耦合滲流模型的建立

2.1.1 氣藏水平井滲流微分方程

假設氣藏均質、各向異性、水平等厚的微可壓縮流體流動,其控制方程為:

式中 Kx、Kv、Kz分別表示3個方向上的滲透率;Ct為壓縮系數;<為孔隙度;φ為流體勢,在坐標系中z的方向朝上為正,流體勢的定義為:

對于頂底封閉橫向無限大氣藏,滲流空間中任意位置(xw,yw,zw)的長度為ls的連續(xù)線源對(x,y,z)處產生的無因次壓降的Lap lace空間解為:

2.1.2 井筒水動力學方程

取水平段第1個節(jié)點(is=1)作為本井流體勢基準φ(1),其他節(jié)點勢則沿井眼軌跡的累積井筒流動壓降確定:

式中Δpf、Δpa分別表示井筒的摩阻壓降和加速度壓降。

2.1.3 耦合模型建立及求解

節(jié)點處氣藏流入壓力為該節(jié)點處井筒壓力與節(jié)點表皮壓降之和:

物質平衡方程:

方程數目與未知量數目相同,上述建立的氣藏耦合與井筒水力的方程組有唯一解。

2.2 完井參數優(yōu)化

低滲透致密砂巖氣藏由于裂縫發(fā)育程度不同,其建產方式差異較大,完井參數優(yōu)化時需要區(qū)別對待。對于孔隙型致密氣藏,國內外開發(fā)實踐表明,分段加砂壓裂是重要的增產措施,完井時需重點考慮分段完井優(yōu)化;對于裂縫發(fā)育氣藏,水平井鉆遇是獲得高產的關鍵,完井參數優(yōu)化時重點考慮產能最大化、生產剖面均衡、延緩邊底水錐進等因素。

2.2.1 分段完井參數優(yōu)化

水平井分段完井參數優(yōu)化主要考慮地質條件、分段數、打開程度、裂縫間距等因素。應根據儲層物性、邊底水、泥巖段分布來初步分段。通過數值模擬,流率沿縫長“U”型布局、裂縫間距均勻有利于提高壓裂效果,同時少長裂縫方案泄氣面積及采氣指數都優(yōu)于多短裂縫方案。對于射孔完井,還應從集中射孔、定向射孔方面進行參數優(yōu)化,從而降低地層破裂壓力、減少多裂縫的產生、降低彎曲摩阻,降低壓裂施工難度、提高壓裂開發(fā)效果。

2.2.2 生產剖面均衡完井參數優(yōu)化

均質儲層水平段流率剖面呈“U”型分布,采用分段打開及中間高密度布孔,對底水脊進和吸酸控制最有利(圖1)。非均質儲層流率剖面更為復雜,須綜合水平段鉆遇軌跡、鉆井污染、滲透率及孔隙度分布、完井參數、生產制度等因素,通過耦合模型計算給定襯管表皮下對應的水平段流量分布與壓力分布;再通過襯管參數進行敏感性分析,確定可控參數(割縫密度、縫長、縫寬、組縫條數、相位等)的相關性,對不同方案組合進行模擬計算,通過完井參數優(yōu)化組合達到產能最大化及生產剖面均衡的目的。

圖1 分3段打開水平井單元段孔密對流率的影響圖

3 水平井完井方案優(yōu)化

3.1 川西地區(qū)中淺層水平井完井方案優(yōu)化

川西地區(qū)中淺層低孔隙度、低滲透率,各相異性相差大,儲層裂縫不發(fā)育。沙溪廟組鉆、完井過程中井壁穩(wěn)定性好,但存在井壁長期裸露后受水化作用或酸化后井壁失穩(wěn)的風險。

3.1.1 川西地區(qū)中淺層完井方式優(yōu)選

川西地區(qū)中淺層水平井自然產能不理想,酸化效果不明顯,分段加砂壓裂是開發(fā)孔隙型低滲致密砂巖氣藏最佳增產措施。裸眼封隔器分段壓裂暴露出工具可靠性差的問題,同時成本高,不宜推廣。采用襯管完井和射孔完井結合分段壓裂投產,顯示了良好的應用前景。

3.1.2 分段壓裂完井參數設計

隨著壓開裂縫數的增加,中間縫的單裂縫的采氣指數下降。結合目前川西地區(qū)水平井分段改造的技術水平,3段分段加砂壓裂具有普遍的適用性。井間干擾效應表現在水平井裂縫對產能的影響主要體現在裂縫的間距設置,間距與干擾效應呈負相關。通過分段優(yōu)化,新場沙溪廟組氣藏的水平井壓裂裂縫設計參數:段數為3～4段;裂縫間距在允許的范圍內盡可能地增大,減輕縫間干擾,提高單井產能。XS311H、XS21-1H井進行分段壓裂,分別獲產能16.1×104m3和4.3 ×104m3,分別是相鄰直井壓裂的2.0倍和2.2倍,顯示了水平井開發(fā)的優(yōu)勢。

3.2 川西地區(qū)中深層水平井完井方案優(yōu)化

川西地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組氣藏縱向上發(fā)育多套砂體、裂縫非均質性強、局部有泥頁巖發(fā)育、層間矛盾突出、氣水關系復雜。

3.2.1 完井方式優(yōu)選

考慮生產過程中井壁是否穩(wěn)定性、是否出砂、鉆遇薄水層、地層壓力高、改造難度大等15個相關因素和10種不同的完井方式,模糊評判結果見表1。若以獲取自然產能為目標,降低投資成本,應采用襯管完井;若需兼顧均勻布酸和后期控水,采用帶 ECP的襯管完井。

表1 模糊評價各種完井方案的相關程度表

3.2.2 襯管參數優(yōu)化

割縫縫寬大于2 mm,隨著縫密的增加襯管強度急劇下降(圖2),常規(guī)割縫管不滿足本井堵漏材料的返排要求,應采用預孔襯管完井或下入帶ECP的割縫襯管酸化后投產。

圖2 不同縫寬下割縫襯管允許抗拉強度隨縫密的變化圖

表2 X21-1H井襯管變密度設計方案表

圖3 地層吸酸量沿水平段分布曲線圖

孔密為影響X21-1H井產率比的主控因素。先對襯管割縫密度進行優(yōu)化設計(表2),實現布酸均勻(圖3),其他參數根據加工精度及襯管強度綜合考慮,設計相位為60°,縫長為100 mm;縫寬為2 mm;組縫條數為1條/組;縫眼面積比為2%～3%;考慮本井頁巖夾層酸化效果差、夾層兩端流率變化大,應在夾層兩端設計安裝ECP的襯管。對襯管預孔密度進行優(yōu)化設計(見表2),其他參數分別為相位60°(螺旋布孔);孔徑為13 mm;開孔面積比為1.90%。

X21-1H井,兼顧吸酸剖面均衡及封隔泥頁巖,采用割縫襯管方案;若考慮獲取自然產能,采用預孔襯管方案,依靠變密度設計及泥頁巖縮頸,能夠在一定程度上均衡產出剖面?，F場采用預孔管方案獲得獲得無阻流量203.415×104m3。

4 結論與認識

1)中淺層致密砂巖氣藏裂縫不發(fā)育,分段壓裂是獲得高產的有效手段,相應的完井方式主要有襯管完井和射孔完井兩種。分段壓裂最優(yōu)分段數為3～4段, X311H井采用襯管完井結合3段壓裂效果顯著,有效降低了干擾,是同層位相鄰直井壓后產能的2.2倍。

2)中深層裂縫發(fā)育的低滲透氣藏,鉆遇裂縫是獲得高產的關鍵,如何發(fā)揮裂縫對產能的貢獻是完井優(yōu)化需要考慮的首要因素,川西地區(qū)中深層第一口水平井開發(fā)實踐表明,襯管完井具有較強的適應性。

3)對于深層氣藏襯管完井,襯管割縫(預孔)密度是影響水平井產率比的主要因素,襯管割縫長度一般為50～400 mm,打開程度一般為2%～3%;調整襯管打開程度和打開位置,能夠實現產量最優(yōu)、布酸均勻和延緩底水錐進的目的。

[1]王掌洪,張士誠,王玉芳,等.低滲氣藏水平井不同完井方式產能預測研究[J].西安石油學院學報:自然科學版, 2003,18(6):39-42.

[2]曾憲紅,段永剛,周志軍.氣藏水平井非穩(wěn)態(tài)產能預測新方法研究[J].油氣井測試,2006,15(4):5-7.

[3]劉想平,張兆順,劉翔鶚,等.水平井筒內與滲流耦合的流動壓降計算模型[J].西南石油學院學報,2000,22(2):27-29.

[4]莊保堂,李黔,伍賢柱.非均勻載荷作用下割縫襯管抗擠強度數值模擬[J].天然氣工業(yè),2007,27(9):54-55.

[5]馬新仿,樊鳳玲,張守良,等.低滲氣藏水平井壓裂裂縫參數優(yōu)化[J].天然氣工業(yè),2005,25(9):61-63.

An optimal design of horizontal well completion in low-permeability gas reservoirs of west Sichuan Basin

Wang Xiaogang,Long Gang,Xiong Xindong,Cao Yang,Fu Xianhui,Xue Lina
(Engineering and Technology Research Institute,Sinopec Southw est B ranch Com pany,Deyang,Sichuan 618000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 7,pp.65-68,7/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The technology of horizontal well comp letion p lays an impo rtant role in imp roving the p roductivity and controlling the dynamic recovery of low-permeability tight gas reservoirs.An op timal design of ho rizontalwell completion can help enhance the degree of well comp letion,delay the edge and bottom water coning,thus,achieving good results of exp loitation.Based on the analysis of percolation mechanism,fo recast of bo rehole stability,and p roductivity assessment,a systematic study wasmade on the op timal design of well comp letion from two aspectsof modes and parameters.Thus,a seriesof technology was formed on the op timal design of ho rizontal well completion in low-permeability tight gas reservoirsof thewestern Sichuan Basin,w hich are characterized by low natural p roduction capacity,comp licated gas/water relationship,strong heterogeneity of fractures,and great difficulty in reservoir reconstruction.Then through analysisof the key techniques adop ted in thisop timal design,we concluded from the field p ractice that①as fo r themedium and shallow reservoirsw ith undeveloped fractures,favorable gas deliverability could be achieved by liner or perforation comp letion in com bination w ith fracturing treatment,and②as fo r deep fracture po re type reservoirs,liner comp letion w ith acidizing plugging removal could help tap the potential of fractures in making contribution to gas p roductivity.The well Xin21-1H,the first horizontal well in deep reservoirs of the western Sichuan Basin,obtained the open flow capacity of 203.415×104m3after liner comp letion.

low-permeability gas reservoir,horizontal well,well comp letion,p roductivity capacity,op timization of parameters,design

國家科技重大專項基金項目“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(編號:2008ZX05022-006)。

王孝剛,1979年生,工程師,碩士;2003年畢業(yè)于西南石油大學并獲碩士學位;從事完井測試方面的研究工作。地址:(618000)四川省德陽市龍泉山北路298號。電話:13689643119。E-mail:wanjinggys@263.net

王孝剛等.川西地區(qū)低滲透氣藏水平井完井優(yōu)化設計技術.天然氣工業(yè),2010,30(7):65-68.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.018

2010-05-02 編輯 鐘水清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.018

Wang Xiaogang,bo rn in 1979,holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of well completion and cementing design.

Add:No.298,North Longquanshan Rd.,Deyang,Sichuan 618000,P.R.China

Mobile:+86-13689643119E-mail:wanjinggys@263.net