鄂爾多斯盆地大牛地致密砂巖氣田水平井開發(fā)氣藏工程優(yōu)化技術(shù)

劉忠群

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

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鄂爾多斯盆地大牛地致密砂巖氣田水平井開發(fā)氣藏工程優(yōu)化技術(shù)

劉忠群

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

大牛地氣田屬致密砂巖氣田，剩余未動用儲量品位差、有效厚度薄、縱向疊合程度低，采用水平井開發(fā)效果較好，但國內(nèi)沒有成熟的開發(fā)技術(shù)和經(jīng)驗。因此，優(yōu)化研究水平井開發(fā)技術(shù)政策，完善氣藏工程配套技術(shù)顯得尤為重要。為此，基于經(jīng)驗公式、動態(tài)分析、數(shù)值模擬、經(jīng)濟評價等方法，對水平井整體開發(fā)動用條件下的產(chǎn)能評價、單井設計、井網(wǎng)井距等開發(fā)技術(shù)政策進行了優(yōu)化研究，明確了層系劃分原則，確定了多種產(chǎn)能評價方法，明確了氣井配產(chǎn)比例為無阻流量的1/5～1/3，水平段長1 000～1 200 m，軌跡應垂直于最大主應力方向并盡量位于儲層中部，壓裂縫設計應參照定量計算模型，井網(wǎng)采用排狀交錯井網(wǎng)，井距800～1 200 m，廢棄地層壓力8 MPa，采收率40%。形成的氣藏工程優(yōu)化技術(shù)，已應用于大牛地氣田水平井整體開發(fā)方案中，為方案成功實施提供了技術(shù)保障。

開發(fā)技術(shù)政策；低滲透；氣藏工程；水平井；大牛地氣田；鄂爾多斯盆地

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，屬于典型的大型致密低滲砂巖氣田，經(jīng)濟有效開發(fā)難度大[1-4]。大牛地氣田前期采用直井單層開采和多層合采的方式開發(fā)，取得了比較好的效果。但隨著開發(fā)的持續(xù)，剩余未動用儲量品位差、有效厚度薄、縱向疊合層度低，直井無法經(jīng)濟有效動用，適宜采用水平井開發(fā)[5-8]。制定合理的水平井開發(fā)技術(shù)政策，是該類氣藏成功開發(fā)的關鍵。致密低滲氣藏，目前國內(nèi)尚無全部采用水平井整體開發(fā)的先例可以借鑒。本文以大8-大10井區(qū)為例，結(jié)合氣藏描述成果，采用動態(tài)分析、數(shù)值模擬等方法，開展水平井整體開發(fā)動用條件下的層系劃分、產(chǎn)能評價、水平井設計優(yōu)化、井網(wǎng)井距優(yōu)化等氣藏工程方案優(yōu)化研究，為該區(qū)及同類氣藏的開發(fā)提供支撐。

1　層系劃分

根據(jù)水平井開發(fā)特點，結(jié)合氣田地質(zhì)特征、氣層分布及壓裂工藝，確定層系劃分原則：①在工藝能力范圍內(nèi)一套開發(fā)層系最大程度動用儲量；②單套層系滿足經(jīng)濟可采儲量的需要；③主力氣層與兼顧氣層的縱向總跨度小于60 m，中間煤層、泥巖等隔夾層單層厚度小于2 m，以利于壓裂技術(shù)改造動用上下砂巖氣層儲量。

大8井區(qū)下石盒子組1段(盒1段)平面上砂巖厚度大，連續(xù)性好，有效砂體全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，可作為主力氣層。山西組2段2小層氣層薄，有效砂體發(fā)育分散，無法作為主力層位整體部署，但部分區(qū)域盒1段與山2段之間的隔夾層小于2 m，與盒1段跨度30～60 m，且流體性質(zhì)、壓力系數(shù)及儲層物性都比較接近，可做兼顧層。大10井區(qū)太原組2段(太2段)砂巖厚度20～30 m，有效砂體連續(xù)性好，氣層全區(qū)發(fā)育，可作為主力氣層。

依據(jù)區(qū)內(nèi)地質(zhì)特征，結(jié)合開發(fā)層系劃分原則，有以下劃分結(jié)果：①大8井區(qū)盒1段為一套開發(fā)層系，局部區(qū)域兼顧山2-2小層；②大10井區(qū)太2段單層為一套開發(fā)層系。

2　水平井產(chǎn)能評價技術(shù)

致密氣藏壓裂水平井滲流復雜，而且水平井壓裂規(guī)模大，井底容易積液導致產(chǎn)能試井二項式曲線異?；驘o法評價產(chǎn)能，這些問題都可能導致水平井實際產(chǎn)能與預測產(chǎn)能誤差較大。大牛地氣田形成了多種產(chǎn)能評價方法，可以利用不同的資料，計算氣井產(chǎn)能，為有利區(qū)優(yōu)選、氣井配產(chǎn)及生產(chǎn)調(diào)整等提供依據(jù)。

2.1多級壓裂水平井產(chǎn)能預測公式

結(jié)合測井研究成果及實鉆情況，采用多元回歸，建立了適合大牛地氣田的水平井產(chǎn)能計算經(jīng)驗公式，相關系數(shù)達到了0.85。在開發(fā)選區(qū)評價，可以利用已有探井、評價井資料預測區(qū)域的水平井產(chǎn)能，優(yōu)選高產(chǎn)有利區(qū)。

QAOF=2.382 4×10-7GR(AC-212)×

H(Ls+4Lg)lgLLD+1.863 8

(1)

式中：QAOF為氣井無阻流量，104m3/d；GR為自然伽馬，API；AC為聲波時差，μs/m；H為氣層有效厚度，m；Ls為水平井砂巖鉆遇長度，m；Lg為水平井含氣砂巖鉆遇長度，m；LLD為深側(cè)向電阻率，Ω·m。

2.2多級壓裂水平井產(chǎn)量計算公式

考慮地層非均質(zhì)、氣層鉆遇率、滲流阻力梯度、變裂縫間距、變壓裂縫規(guī)模等因素對壓裂水平井產(chǎn)量的影響，推導建立了一種新的致密低滲氣田多級壓裂水平井量預測方法。采用大牛地氣田氣井驗證，表明預測結(jié)果與水平井的產(chǎn)量非常接近，效果較好。計算結(jié)果可以為水平井生產(chǎn)預測及調(diào)整提供指導。

(2)

2.3“一點法”公式

評價致密氣藏氣井產(chǎn)能最準確的方法是修正等時試井，但由于修正等時試井測試時間長，不便于大規(guī)模使用，在開發(fā)階段多采用“一點法”公式。大牛地氣田的直井“一點法”計算公式為式(3)。

(3)

式中：QAOF為無阻流量，104m3/d;Qg為氣井產(chǎn)量，104m3/d。

“一點法”公式α取值不同，得到的無阻流量公式不同[9-10]。因此，α的取值是確定大牛地氣田直井“一點法”是否適用于水平井的關鍵。

利用大牛地氣田已測試的水平井修正等時試井結(jié)果，以及對生產(chǎn)時間較長井開展動態(tài)法系統(tǒng)試井來確定一點法中的α值，如表1所示。根據(jù)計算，α平均為0.869，與公式3中的α值0.879 3相接近，兩者計算產(chǎn)能基本相同，因此水平井產(chǎn)能計算可以采用公式(3)。

表1　大牛地氣田水平井一點法α值計算Table 1　The α values of one point method to horizontal wells in Daniudi gas field

2.4合理配產(chǎn)

一般情況下，確定氣井合理產(chǎn)量應該遵循以下原則：①大于經(jīng)濟極限產(chǎn)量。大牛地氣田水平井經(jīng)濟極限初產(chǎn)為1.94×104m3/d。②單井應該具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，滿足氣田生產(chǎn)和市場規(guī)劃。大牛地氣田穩(wěn)產(chǎn)期確定為3年。③井底流入與井口流出協(xié)調(diào)，既能充分利用地層能量，又可以滿足攜液要求。在輔助泡排的條件下，大牛地氣田水平井產(chǎn)量要求為2.0×104m3/d。

依據(jù)以上原則，分別采用試采井動態(tài)分析、數(shù)值模擬、物質(zhì)平衡方程法研究表明，氣井合理配產(chǎn)分別為無阻流量的1/5～1/3,1/4,1/4～1/3，綜合取值為無阻流量比例的1/5～1/3。產(chǎn)能評價證實大8-大10井區(qū)水平井無阻流量可以達到(10～12)×104m3/d，按1/5～1/3配產(chǎn)，單井配產(chǎn)為3×104m3/d。

3　水平井設計優(yōu)化技術(shù)

水平井設計優(yōu)化主要是利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合經(jīng)濟評價，對水平井段長、延伸方向等水平井軌跡的優(yōu)化；以及針對大規(guī)模壓裂改造的工藝特點，開展裂縫半長、壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂縫導流能力和壓裂縫形態(tài)等參數(shù)的優(yōu)化，為工程施工提供指導。

3.1水平井軌跡設計優(yōu)化技術(shù)

3.1.1水平井段長度優(yōu)化

在優(yōu)化水平段長度時，應綜合考慮有效砂體長度，統(tǒng)籌考慮投資、效益和工藝實施可操作性。采用數(shù)值模擬方法，建立單井模型，通過模擬采出程度與水平段長度關系表明，當儲層有效厚度為8～10 m，水平段長度超過1 000 m時，繼續(xù)延長水平段長，采出程度增加并不明顯。因此，技術(shù)上看1 000 m是水平井段合理長度。結(jié)合經(jīng)濟評價和數(shù)值模擬指標，計算不同儲層厚度下的經(jīng)濟指標(圖1,圖2)。大8-大10井區(qū)儲層有效厚度約為8～10 m，因此，1 000～1 200 m水平段長可較好的滿足經(jīng)濟要求。

圖1　大牛地氣田儲層有效厚度8 m不同水平段 長度經(jīng)濟指標優(yōu)化Fig.1　Optimization of economic index for different lateral lengths in reservoirs with an effective thickness of 8 meters in Daniudi gas field

圖2　大牛地氣田儲層有效厚度10 m不同水平段 長度經(jīng)濟指標優(yōu)化Fig.2　Optimization of economic index for different lateral lengths in reservoirs with an effective thickness of 10 meters in Daniudi gas field

綜合考慮，大8-大10井區(qū)水平井段長度原則上1 000 m，實際布井根據(jù)砂體展布可控制在1 000～1 200 m。

3.1.2水平段在儲層中的位置優(yōu)化

研究表明，水平段在儲層中縱向位置，對壓裂水平井產(chǎn)能及累產(chǎn)氣量沒有明顯影響。分析認為有以下兩方面主要原因：①一般認為當水平段長與氣層厚度之比(L/H)大于2時，偏心距影響小,而大牛地氣田氣層薄、水平段長，L/H一般大于50;②壓裂水平井氣層經(jīng)人工裂縫貫通，垂向滲透率對氣井產(chǎn)量及產(chǎn)能影響小?？紤]工程施工的便利，推薦水平段位于儲層的中心位置。

3.1.3水平段延伸方向優(yōu)化

針對水平段延伸方向的研究，國內(nèi)外已經(jīng)有較多共識[11-12]。本次研究表明，水平段與最大主應力夾角越大，氣井生產(chǎn)效果越好，低于60°效果明顯變差，與已有認識較一致。因此，水平段應垂直于最大主應力方向。

3.2水平井壓裂縫設計優(yōu)化技術(shù)

分段壓裂水平井裂縫地質(zhì)參數(shù)優(yōu)化，已有成果主要集中在壓裂縫長和壓裂縫間距的優(yōu)化[13-15]。大牛地氣田在優(yōu)化設計中兼顧了壓裂縫形態(tài)、壓裂縫長、壓裂縫間距和壓裂縫導流能力等因素的影響，并基于儲層滲透率，建立了水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距和壓裂縫導流能力的定量模型。

3.2.1壓裂縫形態(tài)優(yōu)化

在總壓裂規(guī)模不變，即總縫長一致的情況下，建立了4種壓裂縫形態(tài)的地質(zhì)模型(圖3)。模擬結(jié)果表明，W型裂縫的采出程度及無阻流量最高。因此推薦采用W型裂縫，并且兩口水平井平行部署時，長短裂縫交錯布置時效果最好。

圖3　大牛地氣田壓裂縫形態(tài)示意圖Fig.3　Diagram showing hydraulic fracture geometry in Daniudi gas field

3.2.2壓裂縫定量模型

定義無因次裂縫半長為壓裂縫半長與井距的比值，建立不同滲透率(0.3,0.5,0.7,0.9,1.1)×10-3μm2條件下的單井模型，模擬不同無因次裂縫半長(0.05,0.1,0.15,0.2,0.25)的生產(chǎn)效果，得到計算不同滲透率下的最優(yōu)無因次裂縫半長(表2;圖4)。擬合得到無因次裂縫半長計算模型為：

(4)

式中：Lf為壓裂縫長，m；d為井距，m；K為儲層滲透率，10-3μm2。

同樣方法，得到最優(yōu)壓裂縫間距計算模型為：

Ln=1 000/(11.529e-0.75K)

(5)

式中：Ln為壓裂縫間距，m。

最優(yōu)裂縫導流能力計算模型為：

KfWf=35.189K-0.132 4

(6)

式中：Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；Wf為裂縫寬度，cm；KfWf為裂縫導流能力，μm2·cm。

大8-大10井區(qū)盒1、太2氣層滲透率(0.25～0.8)×10-3μm2，平均0.5×10-3μm2，代入公式(4)—公式(6)，得到平均最優(yōu)裂縫半長為131～166 m，平均147 m，最優(yōu)壓裂間距為100～160 m，平均壓裂間距125 m，最優(yōu)裂縫導流能力為29.3～34.2 μm2·cm，平均裂縫導流能力32.1 μm2·cm。

4　井網(wǎng)、井距優(yōu)化技術(shù)

4.1井網(wǎng)優(yōu)化

針對大8-大10井區(qū)地質(zhì)特征和水平井開發(fā)特點，設計了排狀正對和排狀交錯2種井網(wǎng)形態(tài)，建立不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模型，預測開發(fā)指標并進行對比，結(jié)果表明不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模擬預測指標整體上較一致。考慮到礦場征地、工程施工及后期管理，綜合分析認為排狀交錯井網(wǎng)更容易實施，所以大8-大10井區(qū)推薦采用排狀交錯井網(wǎng)。

4.2井距優(yōu)化

井距優(yōu)化應首先在單井經(jīng)濟極限控制儲量的基礎上確定經(jīng)濟極限井距，然后在大于經(jīng)濟極限井距的基礎上，考慮經(jīng)濟效益、氣藏豐度、氣井穩(wěn)產(chǎn)期、采氣速度等因素，采用不同方法綜合確定合理井距。

表2　大牛地氣田不同滲透率下最優(yōu)無因次壓裂縫半縫長數(shù)據(jù)Table 2　Optimal dimensionless half length of hydraulic fracture under different permeabilities in Daniudi gas field

圖4　大牛地氣田最優(yōu)無因次裂縫半長與氣層滲透率 回歸關系曲線Fig.4　Regression curve of optimal dimensionless half length of hydraulic fracture and reservoir permeability in Daniudi gas field

4.2.1經(jīng)濟評價法

建立產(chǎn)能建設區(qū)地質(zhì)模型，采用排狀交錯井網(wǎng)，設計不同的井網(wǎng)密度，針對不同儲量豐度、不同井網(wǎng)井距條件下的開發(fā)技術(shù)指標進行預測，然后用現(xiàn)金流法，計算稅后基準收益率為12%時的經(jīng)濟極限井距，以及凈現(xiàn)值最大時的最優(yōu)井距如表3。

4.2.2動態(tài)分析法

大8-大10井區(qū)作為產(chǎn)能建設新區(qū)，氣井動態(tài)資料較少。鄰近的DK13井區(qū)資料豐富，因此主要借鑒DK13井區(qū)的分析結(jié)果。

采用Topaze動態(tài)分析軟件及Saphir試井解釋軟件，對DK13井區(qū)生產(chǎn)時間長、日產(chǎn)量穩(wěn)定的19口氣井進行計算，表明氣井的平均泄氣半徑420 m。此外，DK13井區(qū)還部署了一口加密試驗井——D1-502井，距老井D1-4-11井400 m。D1-502井鉆井過程的DST測試地層壓力低于原始地層壓力，證實D1-4-11井波及半徑已超過400 m。

借鑒DK13井區(qū)動態(tài)分析結(jié)果，同時考慮到水平井的壓裂縫半長可控制在0～200 m，綜合確定大8-大10井區(qū)水平井的井距為800～1 200 m。大8-大10井區(qū)儲量豐度約1.0×108m3/km2，滿足經(jīng)濟極限井距要求。

表3　大牛地氣田不同儲量豐度下經(jīng)濟極限井距和經(jīng)濟合理井距Table 3　Economic limit well spacing and reasonable well spacing for different reserve abundances in Daniudi gas field

5　廢棄壓力及采收率

針對大牛地氣田實際情況，廢棄壓力確定主要采用垂直管流法和經(jīng)驗公式，氣藏采收率主要采用經(jīng)驗法、數(shù)值模擬法、物質(zhì)平衡法和類比法綜合確定。

5.1廢棄壓力

氣藏廢棄地層壓力是由氣藏地質(zhì)、工藝技術(shù)、輸氣壓力和經(jīng)濟指標等因素決定的，主要采用垂直管流法、經(jīng)驗公式計算[16]。首先應用盈虧平衡原理，計算大牛地氣田在氣價1.47 元/m3時，單井經(jīng)濟廢棄產(chǎn)量為953 m3/d。大牛地氣田井口外輸壓力為4.0 MPa，折算廢棄產(chǎn)量下的井底廢棄流壓為4.82 MPa，計算廢棄地層壓力為5.66 MPa。利用經(jīng)驗公式法計算廢棄地層壓力為5.77 MPa。對于致密低滲氣藏，采用常規(guī)方法計算的廢棄地層壓力應再附加15%～50%，才能更符合氣藏的實際情況，因此大8-大10井區(qū)的廢棄地層壓力為6.6～8.6 MPa。綜合確定氣藏廢棄地層壓力為8.0 MPa。

5.2采收率

氣藏采收率一般采用經(jīng)驗法、類比法、物質(zhì)平衡方法和單井擬合標定等多種方法綜合確定[17]。依據(jù)天然氣儲量計算規(guī)范，致密氣驅(qū)氣藏的采收率一般小于50%，根據(jù)經(jīng)驗公式計算，其采收率為30%～50%。借鑒G.J.狄索爾斯研究結(jié)果，致密低滲氣藏采收率可低到30%。類比美國東德克薩斯川維斯組氣藏和四川盆地不同類型氣藏，致密低滲氣藏采收率為35%～40%。物質(zhì)平衡法計算大牛地氣田采收率為38.0%。應用數(shù)值模擬，致密低滲氣藏壓裂水平井開發(fā)采收率為41.18%。綜合以上分析，確定大8-大10井區(qū)最終采收率為40%。

6　結(jié)論

通過上述研究成果，大牛地氣田大8-大10井區(qū)于2012年新鉆水平井100口，新建產(chǎn)能10×108m3，方案實施結(jié)果與氣藏工程論證吻合，該區(qū)也是國內(nèi)首個致密低滲氣田水平井整體建產(chǎn)示范區(qū)。該項技術(shù)成果也應用在了2013—2014年大牛地氣田的開發(fā)方案編制中，實現(xiàn)了大牛地氣田連續(xù)三年的10×108m3水平井整體建產(chǎn)，氣田儲量動用率從41.9%提高到71.4%，氣田年產(chǎn)能為27×108m3提高到45×108m3，應用效果較好。相關技術(shù)成果對國內(nèi)外致密低滲氣田的水平井開發(fā)也具有借鑒意義。

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(編輯張亞雄)

Engineering optimization technique of horizontal well development for Daniudi tight sandstone gas field in Ordos Basin

Liu Zhongqun

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China)

Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir.The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reservoirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering technique series.Empirical formula,dynamic performance analysis,numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development.We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation.The study shows that the gas production should be proportionally 1/5～1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1 000～1 200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir.The fracturing design should refer to the quantitative calculation model.The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800～1 200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technical foundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.

technical policy for development,low permeability,gas reservoir engineering,horizontal well,Daniudi gas field,Ordos Basin

2015-12-12;

2016-02-24。

劉忠群(1972—)，男，博士、教授級高級工程師，油氣田開發(fā)。E-mail:yiyqkfslzq@163.com。

國家科技重大專項(2011ZX05045)。

0253-9985(2016)02-0261-06

10.11743/ogg20160215

TE355.6

A