滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)與調(diào)整研究

聶 彬，周 賢，杜立紅，劉 暢，許正棟，易珍麗長江大學(xué)石油工程學(xué)院·油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢中國石油華北油田分公司采油工程研究院，河北 任丘中國石油華北油田分公司第二采油廠，河北 霸州中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒

滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)與調(diào)整研究

聶 彬1，周 賢2，杜立紅2，劉 暢3，許正棟2，易珍麗4
1長江大學(xué)石油工程學(xué)院·油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢2中國石油華北油田分公司采油工程研究院，河北 任丘3中國石油華北油田分公司第二采油廠，河北 霸州4中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒

Received: Dec.4th, 2015; accepted: Jan.25th, 2016; published: Jun.15th, 2016

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滲透率各向異性在氣藏的開發(fā)過程中起著不容忽視的作用。以長慶油田某氣藏為例，結(jié)合滲透率各向異性的理論基礎(chǔ)，探索了滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)調(diào)整方法。其具體做法是，首先通過坐標(biāo)變換將現(xiàn)有各向異性井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為等價(jià)各向同性井網(wǎng)，對(duì)現(xiàn)有井網(wǎng)的適應(yīng)性進(jìn)行評(píng)價(jià)；然后根據(jù)區(qū)塊儲(chǔ)層物性，建立各向同性機(jī)理模型來優(yōu)選各向同性最優(yōu)井網(wǎng)；最后在各向同性井網(wǎng)設(shè)計(jì)結(jié)果的基礎(chǔ)上通過坐標(biāo)變換設(shè)計(jì)得到適合氣藏各向異性的最優(yōu)井網(wǎng)。

滲透率，各向異性，氣藏，井網(wǎng)設(shè)計(jì)

1.引言

滲透率各向異性在氣藏的開發(fā)過程中起著不容忽視的作用[1]-[5]，會(huì)導(dǎo)致生產(chǎn)井網(wǎng)的開發(fā)效果難以掌握，進(jìn)而影響氣藏最終采收率。這類氣藏開發(fā)效果的好壞在于能否準(zhǔn)確把握滲透率各向異性對(duì)常規(guī)面積井網(wǎng)的影響。對(duì)于已開發(fā)的氣藏，其調(diào)整思路是根據(jù)氣藏各向異性強(qiáng)度對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行重新設(shè)計(jì)并調(diào)整，使氣藏開發(fā)井網(wǎng)與氣藏滲透率各向異性特征充分匹配、協(xié)調(diào)，達(dá)到井網(wǎng)控制動(dòng)儲(chǔ)量最大的目標(biāo)。筆者以長慶油田某氣田為例，結(jié)合滲透率各向異性理論基礎(chǔ)，探索了滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)與調(diào)整方法。

2.滲透率各向異性對(duì)井網(wǎng)的影響

以各向異性氣藏正方形井網(wǎng)為例(圖1)，假設(shè)各向異性滲透率的主方向分別為X、Y方向，滲透率主值分別為Kx和Ky，主方向X與井排方向成α角。

為了分析上述井網(wǎng)的開發(fā)效果，首先將各向異性氣藏轉(zhuǎn)化為等價(jià)各向同性氣藏[1]。做如下坐標(biāo)變換：

Figure 1.Square well pattern of anisotropic reservoir圖1.各向異性正方形井網(wǎng)

坐標(biāo)變換的實(shí)質(zhì)就是將原來的滲流空間在X、Y方向上分別伸長和縮短倍。經(jīng)過坐標(biāo)變換，原來以Kx和Ky為滲透率主值的各向異性氣藏轉(zhuǎn)化為以K為滲透率值的等價(jià)各向同性氣藏。

為便于分析，不妨設(shè)Ky= 4Kx，主方向Kx與井排方向成角度為45?，上述坐標(biāo)變換相當(dāng)于把氣藏空間在x方向上拉長倍，在Y方向上收縮2倍，原來由1、2、3、4號(hào)井組成的正方形被破壞與重組變成長軸與X方向平行的菱形(圖2)。

3.各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)方法

為使等價(jià)各向同性氣藏井網(wǎng)形狀滿足氣藏開發(fā)要求，需要根據(jù)氣藏的各向異性強(qiáng)度對(duì)井網(wǎng)變形參數(shù)進(jìn)行計(jì)算(見式(1))。在確定等價(jià)各向同性井距之后，根據(jù)坐標(biāo)變換方法確定各向異性井距，設(shè)計(jì)方法如下。

1) 井排方向與滲透率主方向平行或垂直。滲透率主方向指裂縫方向或沉積過程中的物源方向。

2) 各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)的計(jì)算公式如下：式中：a、d分別為各向異性氣藏設(shè)計(jì)井網(wǎng)的井距和排距，m；a′、d′分別為等價(jià)各向同性氣藏井網(wǎng)的井距和排距，m。

4.氣藏目前開發(fā)井網(wǎng)評(píng)價(jià)

以長度油田某氣藏為例。經(jīng)過儲(chǔ)層三維地質(zhì)建模數(shù)據(jù)分析，Psh8u(2)(盒八段上亞段2小層)和Psh8L(盒八段下亞段)是該區(qū)主要儲(chǔ)層，其儲(chǔ)量約占全區(qū)全井段儲(chǔ)量的75%，為辮狀河沉積。古水流方向與網(wǎng)格南方向呈0?～45?的夾角，平均約為30?。

Figure 2.Equivalent pattern of isotropic reservoir圖2.等價(jià)各向同性變形井網(wǎng)

一般來說，河流相沉積的滲透率主值方向與古水流方向一致(圖3)，即最大滲透率Kmax方向與沉積物源方向相同，最小滲透率Kmin方向與沉積物源方向垂直。

如圖4，Kmax方向與網(wǎng)格南方向呈30?夾角，與目前井排方向即東西向成60?的夾角。該氣藏采用了正方形的排狀井網(wǎng)，井距和排距均為800 m，且Kmax= 4Kmin。圖4中1、2、3、4號(hào)井組成一個(gè)正方形。

根據(jù)式(1)可計(jì)算如下：

該坐標(biāo)變換相當(dāng)于氣藏空間在Kmax方向上收縮0.707倍，在Kmin方向上拉伸1.414倍。

經(jīng)過各向異性破壞與重組作用得到等價(jià)各向同性井網(wǎng)如圖5所示，1、2、3、4號(hào)井組成一個(gè)菱形區(qū)域。顯然，這樣的井網(wǎng)會(huì)造成不同方向上的氣體滲流不均衡，難以取得好的開發(fā)效果。

5.氣藏井網(wǎng)調(diào)整優(yōu)化設(shè)計(jì)

5.1.各向同性井網(wǎng)優(yōu)化

5.1.1.機(jī)理模型建立

1) 網(wǎng)格系統(tǒng)

井距優(yōu)化機(jī)理模型取長、寬均為2450 m的正方形區(qū)域(工區(qū)面積6.0 km2)，砂巖總厚度35 m，網(wǎng)格步長為50 m × 50 m × 5 m，網(wǎng)格維數(shù)為49 × 49 × 7，網(wǎng)格系統(tǒng)為塊中心網(wǎng)格。該機(jī)理模型不考慮構(gòu)造和巖性變化，為均質(zhì)、各向同性理想模型。為了提高模擬精度，選用了雙重介質(zhì)模型(雙孔單滲)來模擬壓裂裂縫和砂巖基質(zhì)內(nèi)的流體流動(dòng)。

2) 氣藏物性參數(shù)

儲(chǔ)層物性參數(shù)包括孔隙度、滲透率及含氣飽和度數(shù)據(jù)等。根據(jù)儲(chǔ)層平均物性建立了相應(yīng)的機(jī)理模型，用來對(duì)比優(yōu)化各向同性最優(yōu)井距，模型基本物性參數(shù)數(shù)據(jù)見表1。模型氣水高壓物性、氣水兩相相對(duì)滲透率均為氣藏巖心分析所得到的標(biāo)準(zhǔn)數(shù)據(jù)。

Figure 3.The direction of permeability principal values圖3.氣藏滲透率主值方向圖

Figure 4.Relationship between the main direction and the row direction圖4.滲透率主值方向與井排方向角度關(guān)系

Figure 5.Isovalent pattern of isotropic reservoir圖5.氣藏等價(jià)各向同性井網(wǎng)

Table 1.Formation parameters of gas reservoir表1.氣藏基本物性參數(shù)

5.1.2.井距方案優(yōu)化

顯然，對(duì)于均質(zhì)各向同性氣藏，均勻井網(wǎng)效果最佳，即井距等于排距的正方形井網(wǎng)。為了尋找最優(yōu)井網(wǎng)井距，設(shè)計(jì)了不同井距的正方形井網(wǎng)共5套方案，設(shè)計(jì)如下。

方案1：1200 m井距正方形井網(wǎng)；方案2：800 m井距正方形井網(wǎng)；方案3：600 m井距正方形井網(wǎng)；方案4：400 m井距正方形井網(wǎng)；方案5：300 m井距正方形井網(wǎng)。

各方案均模擬開發(fā)40年，各方案均按照日產(chǎn)氣2 × 104m3進(jìn)行單井配產(chǎn)，當(dāng)單井日產(chǎn)氣不足1000 m3時(shí)廢棄。經(jīng)過邊、角井產(chǎn)量劈分之后，各井距條件下總井?dāng)?shù)、井網(wǎng)密度見表2。

經(jīng)過方案預(yù)測，不同開發(fā)方案下的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測見圖6。

分析圖6發(fā)現(xiàn)，氣藏最終采收率在井距300～1200 m區(qū)間與井距大小呈負(fù)相關(guān)，井距越小，氣藏最終采收率越大。

5.1.3.經(jīng)濟(jì)估算

隨著井網(wǎng)密度的增大，氣藏采收率隨之增大，投資也會(huì)相應(yīng)增大，但更大的采收率不一定意味著更大的經(jīng)濟(jì)效益。因此，為了確定最經(jīng)濟(jì)的井網(wǎng)井距，須進(jìn)行經(jīng)濟(jì)估算。

已知天然氣商品價(jià)格2元/m3；年利率3%；直井鉆完井費(fèi)用600萬元/口；水平井鉆完井費(fèi)用2400萬元/口；單井人力、電力、維護(hù)費(fèi)用：15萬元/年經(jīng)過。經(jīng)凈現(xiàn)值計(jì)算，繪制各井距方案凈現(xiàn)值柱形圖如圖7所示。

如圖7所示，各井距下氣藏采收率隨井距減小而增大，單凈現(xiàn)值隨井距減小呈先增大后減小的趨勢(shì)，并在400 m井距下取得最大凈現(xiàn)值。因此，建議該氣藏最優(yōu)的等價(jià)各向同性井距為400 m。

5.2.各向異性井網(wǎng)設(shè)計(jì)

上節(jié)中建議各向同性井距為400 m，取井排方向與沉積物源方向平行，根據(jù)式(2)，有：

經(jīng)過坐標(biāo)變換得到氣藏各向異性井網(wǎng)，其井距為350 m，排拒為460 m，見圖8。

在該例當(dāng)中，由于原氣藏井排方向(東西向)與滲透率主值方向存在夾角，因此，在進(jìn)行井網(wǎng)設(shè)計(jì)和調(diào)整時(shí)，必須沿滲透率主值方向或其垂直方向重新定義井排方向，然后在新的井排方向上按照所設(shè)計(jì)的井距、排距調(diào)整開發(fā)井網(wǎng)。

6.結(jié)論

針對(duì)各向異性氣藏，其井網(wǎng)設(shè)計(jì)和調(diào)整方法如下：

1) 定量分析氣藏各向異性參數(shù)，然后通過坐標(biāo)變換將現(xiàn)有各向異性井網(wǎng)轉(zhuǎn)化為等價(jià)各向同性井網(wǎng)，對(duì)現(xiàn)有井網(wǎng)的適應(yīng)性進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2) 根據(jù)區(qū)塊儲(chǔ)層物性，建立各向同性機(jī)理模型來優(yōu)選各向同性最優(yōu)井網(wǎng)。

3) 在各向同性井網(wǎng)設(shè)計(jì)結(jié)果的基礎(chǔ)上，通過坐標(biāo)變換設(shè)計(jì)反向轉(zhuǎn)換得到適合氣藏各向異性的最優(yōu)井網(wǎng)。

Table 2.Total number of wells and well spacing density of different well spacing conditions表2.不同井距條件下模型總井?dāng)?shù)及井網(wǎng)密度

Figure 6.Curves between recovery and well spacing圖6.方案采收率隨井距變化曲線

Figure 7.Histogram of net present values under different well spacing scheme圖7.各井距方案下凈現(xiàn)值對(duì)比

Figure 8.Designed well pattern of anisotropic gas reservoir圖8.氣藏設(shè)計(jì)各向異性井網(wǎng)

References)

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Well Pattern Design and Adjustment for Permeability Anisotropy Gas Reservoir

Bin Nie1, Xian Zhou2, Lihong Du2, Chang Liu3, Zhengdong Xu2, Zhenli Yi4
1Key Laboratory of Oil and Gas Drilling and Production Engineering of Hubei Province, School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei2Research Institute of Petroleum Production Engineering, Huabei Oilfield Company, PetroChina, Renqiu Hebei32thOil Recovery Plant, Huabei Oilfield Company, PetroChina, Bazhou Hebei4Research Institute of Exploration and Development, PetroChinaTarim Oilfield Company, PetroChina, Korla Xinjiang

Permeability anisotropy played a role which could not be ignored in the process of gas reservoir development.By taking a certain gas reservoir in Changqing Oilfield as an example, a well pattern adjustment method was studied based on the basic theory of permeability anisotropic reservoirs.First of all, the current well pattern into was transformed into an equivalent isotropic reservoir well pattern on the basis of coordinate transformation rules so as to evaluate the adaptability of the current well pattern.Secondly, an isotropic mechanical model was set up for target reservoir for well pattern choosing according to the reservoir physical properties in the block.Finally, based on the results of isotropic well pattern design, the optimized well pattern suitable for gas reservoir anisotropy is obtained from coordinate transformation.

Permeability, Anisotropy, Gas Reservoir, Well Pattern Design

聶彬(1988-)，女，博士，長江大學(xué)石油工程學(xué)院講師，主要從事剩余油分布及油藏?cái)?shù)值模擬研究工作。

2015年12月4日；錄用日期：2016年1月25日；發(fā)布日期：2016年6月15日

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目 (51404037)；湖北省自然科學(xué)基金項(xiàng)目 (2015CFB635)。

文章引用: 聶彬, 周賢, 杜立紅, 劉暢, 許正棟, 易珍麗.滲透率各向異性氣藏井網(wǎng)設(shè)計(jì)與調(diào)整研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào), 2016, 38(2): 44-51.http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.382014