矩形井網(wǎng)在辮狀河氣藏開發(fā)中的應(yīng)用

呂 晶，劉 毅

(成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川 成都 610059)

矩形井網(wǎng)在辮狀河氣藏開發(fā)中的應(yīng)用

呂 晶，劉 毅

(成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川 成都 610059)

XX氣田二疊系氣藏為低滲透、低豐度的辮狀河沉積氣藏。在分析了該區(qū)塊的地質(zhì)特征基礎(chǔ)上，結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)資料，對氣藏的井網(wǎng)方式及井網(wǎng)密度進(jìn)行研究，設(shè)計多套方案，并通過數(shù)值模擬法探討了低滲透、低豐度巖性圈閉氣藏的合理井距。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井網(wǎng)能夠保持較長的穩(wěn)產(chǎn)年限及較高的采出程度和采收率。

巖性氣藏；矩形井網(wǎng)；數(shù)值模擬

合理的井網(wǎng)的方式及井距對氣藏的采收率、投資規(guī)模以及經(jīng)濟(jì)效益有很大影響， 因此論證井網(wǎng)井距的合理性是氣藏工程設(shè)計中的一個重要的環(huán)節(jié)，即采用盡量少數(shù)的井，最大限度地提高采收率并獲得最佳的經(jīng)濟(jì)效益[1]。根據(jù)以往氣田開發(fā)經(jīng)驗，低滲辮狀河氣田在技術(shù)上要求采用小井距，但經(jīng)濟(jì)上要求采用大井距。在技術(shù)與經(jīng)濟(jì)要求存在一定矛盾的前提下，井網(wǎng)井距是否合理成為保障辮狀河低滲氣藏合理高效開發(fā)的關(guān)鍵[2]。

1 XX氣田二疊系氣藏地質(zhì)特征

XX氣田位于M市B區(qū)C村東北約10km，目的層位在上古生界二疊系NPEDC9段、NPEDC10段，從已有的錄井資料看，氣藏埋深為-3624～-3694m，含氣面積約813.38km2，天然氣儲量為488.53×108m3。沉積環(huán)境為典型的辮狀河沙礫質(zhì)心灘，砂體展布具有南厚北薄、東厚西薄的特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，連續(xù)性較差。垂直方向氣層連續(xù)性、連通性差，延伸范圍有限。收集、整理并錄入了研究區(qū)已有取心井100 余塊樣品的物性資料進(jìn)行統(tǒng)計分析，結(jié)果表明：該區(qū)孔隙度分布在0.4%～20%之間，平均7.2%；滲透率分布在(0.001～2398)×10-3μm2之間，平均0.43×10-3μm2；其中，孔隙度主要分布在5%～10%(占56.5%)，滲透率主要分布在(0.1～1)×10-3μm2(占55.9%)。該氣藏甲烷含量平均91.702%，不含H2S，不含凝析油，為典型干氣氣藏；平均地溫梯度為3.36℃/100m，壓力梯度為0.921MPa/100m，為正常的溫壓系統(tǒng)；氣藏類型屬無邊底水彈性氣驅(qū)、低孔、低滲巖性氣藏。

2 井網(wǎng)井距論證

2.1井網(wǎng)方式論證

1)以砂體為單元布井 在辮狀河沉積環(huán)境下，砂體橫向變化頻繁，極少連片穩(wěn)定分布。以砂體為單元布井是在儲層精細(xì)描述的基礎(chǔ)上進(jìn)行的，利用儲層精細(xì)描述成果，認(rèn)清儲層的分布，在砂體控制范圍內(nèi)部署井網(wǎng)。

2)根據(jù)儲層非均質(zhì)性確定變形井距 確定物源方向是河流相沉積儲層的重要特征， 而儲層順物源方向的滲透率明顯好于垂直物源方向，這種特征可以用滲透率各向異性來表征，主滲透率方向上的傳導(dǎo)系數(shù)也好于垂直主滲透率方向。由滲流理論可知，要想達(dá)到均衡開采，必須考慮儲層不同方向上的井距變化，即順物源方向井距要大于垂直物源方向上的井距。

該氣藏作為新增區(qū)塊，還沒有形成具有一定規(guī)模的井網(wǎng)，因此，除上述原則外，還應(yīng)遵循以下原則：①構(gòu)造部位高、儲量豐度大的區(qū)塊優(yōu)先布井；②井排走向需沿構(gòu)造等高線方向；③井排方向與裂縫方向垂直。

2.2井網(wǎng)密度的確定

1)經(jīng)濟(jì)極限法 ①成本及收益總模型。氣田開發(fā)收入來源于天然氣銷售，除去天然氣單位體積成本和稅金，則為總的開發(fā)收益[3]。即：

Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(1)

式中，Rr為開發(fā)總收益，元；Gp為天然氣累計產(chǎn)氣量，104m3;f為天然氣商品率；P為天然氣價格，元/103m3；L為單位成本，元/103m3；L1為各種稅金，元/103m3。

以I表示氣田開發(fā)過程中的總投資，主要包括鉆井投資、地面投資、壓裂改造及單井所攤的其他費(fèi)用，當(dāng)總投資與總收入相等時達(dá)到氣田經(jīng)濟(jì)極限。即：

I=Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(2)

②單井最小產(chǎn)氣量。由式(2)可得在經(jīng)濟(jì)極限情況下開發(fā)要求的氣井最小累計產(chǎn)氣量公式為：

(3)

由式(3)可以看出，單井投資、天然氣銷售價格以及成本和費(fèi)用將對氣井最小累計產(chǎn)氣量有很大的影響。在單井投資固定的條件下，當(dāng)操作費(fèi)用不變時，氣井最小累計產(chǎn)氣量隨著氣價的增加而減??；當(dāng)氣價不變時，氣井最小累計產(chǎn)氣量隨操作費(fèi)用的增加而增加。

③經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。在獲得氣井要求的最小累計產(chǎn)氣量后，便可確定氣井要求的最小地質(zhì)儲量Gmin：

Gmin=Gp/R

(4)

式中，Gmin為氣井最小控制儲量，104m3;R為最終采收率，%。在得到氣井最小井控儲量后，便可得到不同儲量豐度條件下氣井最小井控面積，進(jìn)而確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度。

④氣井最小控制面積。氣井最小控制面積公式為：

Amin=10-4×Gmin/GA

(5)

式中，Amin為氣井最小控制面積，km2；GA為儲量豐度，108m3/km2。

⑤經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的計算。經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度Smin(井/km2)與井距D(m)的計算公式分別為：

(6)

根據(jù)以上理論，計算不規(guī)則井網(wǎng)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度的相關(guān)數(shù)據(jù)如下：①最小單井累產(chǎn)氣量。在平均單井地面建設(shè)投資為1000×104元，單井鉆井工程投資為22000×104元，大型壓裂費(fèi)用為300×104元/井，天然氣價格按950元/103m3計，天然氣各種稅費(fèi)與體積成本為180元/103m3，天然氣商品率取95%時，計算單井最小累產(chǎn)氣量為4697.5×104m3。即在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)條件下，單井累計產(chǎn)氣量達(dá)到4697.5×104m3時，正好收回投資。②最小井控地質(zhì)儲量。在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)條件下，單井最小累產(chǎn)氣量為4697.5×104m3，調(diào)研同類氣藏采收率在50%～70%之間。取采收率為60%，根據(jù)式(4)計算單井最小井控地質(zhì)儲量為7829.17×104m3。③最小井控面積。儲量豐度為1.7668×108m3/km2，根據(jù)式(5)計算最小井控面積為2.26km2。④經(jīng)濟(jì)極限井距。根據(jù)式(6)計算經(jīng)濟(jì)極限井距為242m。

2)合理采氣速度法 合理采氣速度下對應(yīng)井網(wǎng)密度公式為[4]：

(7)

表1 不同采氣速度對應(yīng)井網(wǎng)密度

生產(chǎn)壓差取地層壓力的15%，即生產(chǎn)壓差為4.6MPa，氣井的綜合利用率為95%。代入式(7)，求得不同采氣速度下對應(yīng)的井網(wǎng)密度如表1所示。根據(jù)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度和合理采氣速度計算井網(wǎng)密度結(jié)果，認(rèn)為該氣藏基礎(chǔ)井網(wǎng)井距在800～1200m之間。

3 不同井距方案對比研究

3.1井網(wǎng)設(shè)計基本原則

根據(jù)合理井網(wǎng)論證結(jié)果，該氣藏應(yīng)采用不規(guī)則井網(wǎng)方式，依據(jù)儲層沉積微相和小層儲量豐度來布新井。根據(jù)以上結(jié)果，該氣藏合理井距在800～1200m之間，平均試采無阻流量13.2557×104m3/d，合理配產(chǎn)為在15%～20%范圍內(nèi)，合理生產(chǎn)壓差為地層壓力的11.80%～12.06%，全氣藏平均單井配產(chǎn)為(1.9884～2.6511)×104m3/d?？紤]0.85的安全系數(shù)，計算全氣藏平均單井配產(chǎn)為(1.6901～2.2535)×104m3/d。

3.2方案設(shè)計要點(diǎn)

依據(jù)以上論證結(jié)果，以該氣藏沉積相分布特征為基礎(chǔ)，以經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度以及在不同采氣速度控制下對應(yīng)的井網(wǎng)密度計算結(jié)果為依據(jù)，按照“心灘井網(wǎng)密度大”的原則[5]，共設(shè)計了12套方案(見表2)。12套方案是在3套井網(wǎng)方案的基礎(chǔ)上，每套井網(wǎng)方案設(shè)計4個不同采氣速度而完成的。

表2 方案設(shè)計結(jié)果表

3.3不同井距方案開發(fā)效果對比

對每套方案，采用Eclipse數(shù)值模擬軟件進(jìn)行模擬生產(chǎn)，模擬生產(chǎn)的年限為20年，根據(jù)數(shù)值模擬的結(jié)果，分別繪制各方案中采收率與采氣速度的散點(diǎn)分析圖(見圖1)，穩(wěn)產(chǎn)期采出程度與采氣速度的散點(diǎn)分析圖(見圖2)，穩(wěn)產(chǎn)年限與采氣速度的散點(diǎn)分析圖(見圖3)。

對比圖1～3可以看出，方案A(800×600m井網(wǎng))的采收率略高，但穩(wěn)產(chǎn)期采出程度和穩(wěn)產(chǎn)年限較低；方案C(1200×1000m井網(wǎng))的穩(wěn)產(chǎn)期采出程度略高，但采收率低，穩(wěn)產(chǎn)年限較短；而方案B(1000×800m井網(wǎng))能夠保持較高的采收率、采出程度，穩(wěn)產(chǎn)年限也相對較長。綜合以上結(jié)論可以看出，方案B的井網(wǎng)設(shè)計方案為最優(yōu)方案。

[1]李爽,朱新佳,靳輝,等.低滲透氣藏合理井網(wǎng)井距研究[J].特種油氣藏,2010,17(5):73-75.

[2]楊小平,唐軍.動態(tài)分析法確定低滲透砂巖油藏合理井距[J].特種油氣藏,2006,13(6): 64-66.

[3]朱新佳.蘇里格氣田蘇53區(qū)塊合理井網(wǎng)井距研究[J].石油地質(zhì)與工程,2010,24(1):74-75.

[4]劉未來.蘇一潛山氣藏氣井產(chǎn)能分析方法[D].成都：西南石油學(xué)院,2002.

[5]李士倫.氣田開發(fā)方案設(shè)計[M].北京: 石油工業(yè)出版社,2004: 98-107.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.023

TE324

A

1673-1409(2012)12-N071-03