多層系氣藏有效儲(chǔ)層極限厚度評(píng)價(jià)及應(yīng)用

尹 濤 陳 新 羅歆堯 蒲永松 曾金華

（1.中國(guó)石油西南油氣田分公司天然氣經(jīng)濟(jì)研究所，四川 成都 610051；

2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司，陜西 西安 710018；3.重慶天然氣管道有限公司，重慶 渝北區(qū) 401120；4.中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司試修公司，四川 成都 610051；5.四川華油集團(tuán)有限責(zé)任公司，四川 綿陽(yáng) 621700）

0 引言

以中國(guó)西部某氣田為例，研究區(qū)域?qū)儆诘湫偷闹旅苌皫r氣藏，主要受砂巖橫向展布和儲(chǔ)集物性變化所控制，沉積相為辮狀河和曲流河沉積體系［1］，砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)存在差異，表現(xiàn)為縱向上多期疊置、橫向復(fù)合連片，形成寬條帶狀或大面積連片分布的復(fù)合砂體。區(qū)內(nèi)發(fā)育三套主力含氣層系（中二疊統(tǒng)盒子組盒8下亞段、山西組1段和山西組2段）［2］，直井采用“多層合采”方式開發(fā)，水平井主要開發(fā)層位為盒8 上、盒8 下、山1。雖然區(qū)內(nèi)縱向上儲(chǔ)層厚度大，但各層系受泥巖夾層影響，有效厚度差異大，由此，對(duì)多層系氣藏開發(fā)開展有效儲(chǔ)層厚度界限研究，探討各層系有效儲(chǔ)層厚度經(jīng)濟(jì)界限值，對(duì)提高單井儲(chǔ)量動(dòng)用程度和實(shí)施水平井部署具有重要指導(dǎo)作用。

1 評(píng)價(jià)方法

目前經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)主要依據(jù)《中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)（2020）》和相關(guān)的新財(cái)稅政策，當(dāng)項(xiàng)目財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率高于或等于行業(yè)基準(zhǔn)收益率時(shí)，認(rèn)為項(xiàng)目從財(cái)務(wù)角度考慮是可行的。按照儲(chǔ)層物性和開發(fā)特征，研究區(qū)屬于致密砂巖氣藏，屬于陸地非常規(guī)油氣開采項(xiàng)目，需項(xiàng)目達(dá)到財(cái)務(wù)可行的要求，按照2020 年評(píng)價(jià)參數(shù)要求，最低基準(zhǔn)收益率為6.0%［3-4］。

首先，評(píng)價(jià)目前運(yùn)營(yíng)條件下氣井廢棄時(shí)的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)氣量［5］；其次，按氣井遞減方式預(yù)測(cè)的分年產(chǎn)氣量，并基于當(dāng)年或上年度的商品率、銷售氣價(jià)測(cè)算未來年份的現(xiàn)金流，通過調(diào)整氣井初期配產(chǎn)使財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（FIRR）到達(dá)6.0%，求取評(píng)價(jià)期內(nèi)最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量。最后，根據(jù)容積法儲(chǔ)量公式，結(jié)合研究區(qū)內(nèi)開發(fā)井網(wǎng)、預(yù)測(cè)單井采收率以及目的層單儲(chǔ)系數(shù)［6］等開發(fā)資料，求取不同井型對(duì)應(yīng)的有效儲(chǔ)層厚度經(jīng)濟(jì)界限值。

式中：αmin為儲(chǔ)層豐度經(jīng)濟(jì)下限，108m3／km2；Gmin為最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量，108m3；φ為單井采收率，%；Dr為井距，km；Dl為排距，km；qgi為單儲(chǔ)系數(shù)，無因次；? 為儲(chǔ)層孔隙度，%；Sg為儲(chǔ)層含氣飽和度，%；TSC為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)溫度，K；Pi為儲(chǔ)層原始地層壓力，MPa；Zi為偏差系數(shù)；PSC為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)壓力，MPa；Ti為儲(chǔ)層地層溫度，K；hmin為有效儲(chǔ)層經(jīng)濟(jì)下限，m。

2 單井操作成本變化規(guī)律

油氣生產(chǎn)過程中操作和維持井及相關(guān)設(shè)備和設(shè)施所發(fā)生的成本總支出即為油氣生產(chǎn)成本［7］，根據(jù)成本費(fèi)用與產(chǎn)量的關(guān)系可將生產(chǎn)成本分為固定成本和可變成本。由（4）、式（5）可知，固定成本不隨產(chǎn)品產(chǎn)量的變化而變動(dòng)，可變成本隨產(chǎn)品產(chǎn)量的增減而呈正比例變化［8］。不考慮費(fèi)用上漲率，氣井連續(xù)生產(chǎn)，隨著單井產(chǎn)量逐年遞減，固定成本基本保持穩(wěn)定，可變成本受產(chǎn)量影響呈逐年降低趨勢(shì)，且可變成本的年變化率大于固定成本。

式中：Fc為總固定成本，元；C1i為某項(xiàng)固定成本，元；W為生產(chǎn)井?dāng)?shù)，口；Vc為總可變成本，元／m3；C2i為某項(xiàng)可變成本，元／m3；Q為產(chǎn)氣量，104m3；η為商品率，%；m為項(xiàng)目數(shù)量；n為項(xiàng)目評(píng)價(jià)年限。

相反單位操作成本變化呈逐年上翹的趨勢(shì)［9-10］，它在一定程度上能反映企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益、開發(fā)技術(shù)水平及經(jīng)營(yíng)管理水平［11-12］。研究區(qū)內(nèi)氣井遞減類型屬于衰竭式遞減規(guī)律［13-15］，依據(jù)氣田直井、水平井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分類標(biāo)準(zhǔn)［16］，直井配產(chǎn)大于2.0×104m3／d、水平井配產(chǎn)大于5.0×104m3／d為Ⅰ類井，直井1.0×104～2.0×104m3／d、水 平 井3.0×104～5.0×104m3／d 為Ⅱ類井，直井小于1.0×104m3／d、水平井小于3.0×104m3／d為Ⅲ類井。

由式（6）可知，Ⅰ類井初期年產(chǎn)氣量和操作成本費(fèi)用較高，但單位操作成本最低；Ⅲ類井則相反，初期年產(chǎn)氣量和操作成本費(fèi)用較Ⅱ類井低，但單位操作成本最高；隨著開采進(jìn)入末期，不同類型氣井的單位操作成本變化隨著生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，呈逐年升高，且最終呈收斂的趨勢(shì)。鑒于研究區(qū)開發(fā)原則上采用單元（井間）接替，直井與水平井統(tǒng)一管理，因此，直井與水平井的單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量認(rèn)為是同一數(shù)值。

3 最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)

參照市場(chǎng)價(jià)格，鉆井工程主要考慮鉆前準(zhǔn)備、進(jìn)尺費(fèi)、數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳、綜合錄井、測(cè)井、固井、壓裂試氣、泥漿處理及材料費(fèi)用等；地面工程主要考慮征地、井口設(shè)備及地面配套等。新井單位操作成本按投產(chǎn)第三年達(dá)到當(dāng)年開發(fā)成本水平進(jìn)行預(yù)測(cè)［17］。

3.1 單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量

依據(jù)研究區(qū)生產(chǎn)開發(fā)數(shù)據(jù)可知，研究區(qū)內(nèi)天然氣井?dāng)?shù)量為3 665 口，商品天然氣產(chǎn)量為76.567 4 ×108m3（商品率為93.05%），扣除財(cái)務(wù)費(fèi)用，維持氣井開發(fā)生產(chǎn)的最低運(yùn)行費(fèi)用約為40萬元／口（表1）。

表1 評(píng)價(jià)單元商品氣量與生產(chǎn)成本統(tǒng)計(jì)表

研究區(qū)氣井產(chǎn)量自投產(chǎn)后逐年遞減，開發(fā)后期主要采用間開制度生產(chǎn)［18］，開井時(shí)率逐漸降低（氣井前五年的平均開井時(shí)率介于0.75～0.90 之間，后10年的平均開井時(shí)率介于0.40～0.50），加之單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)氣量受開井時(shí)率的影響［19］，為保持評(píng)價(jià)的一致性，評(píng)價(jià)過程中認(rèn)為氣井為連續(xù)生產(chǎn)井，氣井的開井時(shí)率按0.90 考慮。在目前開發(fā)和經(jīng)濟(jì)條件下，評(píng)價(jià)單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為1 120 m3／d。

由于目前條件下的財(cái)務(wù)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)是新井與老井、高產(chǎn)井與低產(chǎn)井的綜合表現(xiàn)，因此，該時(shí)間點(diǎn)評(píng)價(jià)的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為靜態(tài)瞬時(shí)值，由公式可知單井的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)氣量是隨生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)成本、銷售氣價(jià)以及開井時(shí)率的變化而變化。

3.2 最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量

在相同建井投資條件下，評(píng)價(jià)期為15 年，倒算直井達(dá)到內(nèi)部基準(zhǔn)收益率6.0%時(shí)，得到對(duì)應(yīng)的氣井年生產(chǎn)氣量。通過單因素分析回歸得到直井最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量與銷售氣價(jià)的關(guān)系（圖1）。由此可知，目前直井建井投資下，參考?xì)馓镤N售價(jià)格，達(dá)到基準(zhǔn)內(nèi)部收益率的最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量約為1 390×104m3。

同理，在目前水平井建井投資下，評(píng)價(jià)期按15年進(jìn)行測(cè)算，回歸得到水平井最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量與銷售氣價(jià)的關(guān)系（圖1）。評(píng)價(jià)水平井達(dá)到基準(zhǔn)內(nèi)部收益率6.0%的最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量約為4 000×104m3。

圖1 銷售氣價(jià)與最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量關(guān)系圖版圖

4 有效儲(chǔ)層厚度經(jīng)濟(jì)界限

研究區(qū)內(nèi)直井開發(fā)井網(wǎng)經(jīng)過多次調(diào)整，目前直井井網(wǎng)為500 m×650 m，單井控制面積為0.33 km2，預(yù)測(cè)單井采收率超過了45%；水平井采用骨架井（叢式井）與水平井聯(lián)合布井方式［20］，井網(wǎng)為（450～550）m×（1 500～1 800）m，單井控制面積為0.68～0.99 km2，預(yù)測(cè)單井采收率超過了80%。

為了弄清研究區(qū)內(nèi)不同層系的生產(chǎn)情況，對(duì)研究區(qū)內(nèi)投產(chǎn)的886 口直井和212 口水平井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中直井生產(chǎn)方式采用“合層開采”開發(fā)，射孔打開的層段中生產(chǎn)層位為盒8 下、山1占總樣本數(shù)的69.2%；水平井開發(fā)層位主要是盒8 下，占總樣本數(shù)的89.6%（圖2）。

圖2 研究區(qū)內(nèi)直井和水平井主要開發(fā)層位柱狀分布圖

結(jié)合單井電測(cè)資料，進(jìn)一步統(tǒng)計(jì)各主力生產(chǎn)層位的儲(chǔ)層物性，盒8儲(chǔ)層的孔隙度好于山西組，平均視孔隙度介于9.35%～9.76%，山西組的平均視孔隙度介于7.65%～8.07%（圖3a）；儲(chǔ)層盒8 下、山1的含氣飽和度好于盒8上、山2，盒8儲(chǔ)層的平均視含氣飽和度介于61.7%～71.0%，山西組的平均視含氣飽和度介于62.9%～68.3%（圖3b）。

圖3 研究區(qū)內(nèi)主要開發(fā)層位視孔隙度／視含氣飽和度累計(jì)頻率分布圖

運(yùn)用公式（1）-（3）評(píng)價(jià)得到直井、水平井在不同層系開發(fā)所要求的有效儲(chǔ)層厚度界限值（表2、表3）。由表2可知，對(duì)研究區(qū)內(nèi)盒8 上、盒8 下、山1、山2儲(chǔ)層的單儲(chǔ)系數(shù)計(jì)算，其中以盒8 下為最優(yōu)，單儲(chǔ)系數(shù)為0.135×108／km2·m，適合開展水平井建產(chǎn)；直井單層開發(fā)儲(chǔ)層的有效厚度下限為6.3～8.7 m，“合層開采”儲(chǔ)層的有效厚度下限為7.4 m；水平井開發(fā)要求儲(chǔ)層的有效厚度下限為3.7～5.1 m。因此，縱向上多層系氣藏分布，且各開發(fā)層系間具有良好的隔層，為動(dòng)用更多地質(zhì)儲(chǔ)量，選用直井最優(yōu)；有效儲(chǔ)層厚度大于經(jīng)濟(jì)下限值的可適時(shí)選用水平井開發(fā)。

表2 研究區(qū)不同井型最低控制儲(chǔ)量預(yù)測(cè)表

表3 不同井型對(duì)應(yīng)開發(fā)層系有效厚度經(jīng)濟(jì)界限預(yù)測(cè)表

銷售氣價(jià)單因素分析還認(rèn)為，若銷售氣價(jià)上漲0.1 元／m3，對(duì)應(yīng)直井、水平井的最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量分別下降9.2%、12.3%，在同等條件下，有效儲(chǔ)層厚度下限可分別平均下降0.9 m、0.6 m。

5 應(yīng)用效果

X-*-*H1 井目的層為山1，有效儲(chǔ)層厚度為4.7 m（氣層）。設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)為1 000 m，該井20**年4月開鉆，同年5 月完鉆，鉆井周期為41 天。實(shí)際水平段鉆進(jìn)長(zhǎng)度為1 000 m，砂巖1 000 m，砂巖鉆遇率100%，有效儲(chǔ)層604 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率60.4%（圖4）。水力噴射改造為6段，試氣求產(chǎn)該井無阻流量為55.95×104m3／d。該井的成功建設(shè)有力地指導(dǎo)了氣田對(duì)極限厚度的現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)用。

圖4 X-*-*H1水平段實(shí)鉆軌跡跟蹤圖

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）最低經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量主要受建井投資、銷售氣價(jià)以及生產(chǎn)成本影響，與投資、成本成正相關(guān)，與氣價(jià)成負(fù)相關(guān)。

2）采用直井“多層合采”更能增加單井儲(chǔ)量動(dòng)用程度，在目前經(jīng)濟(jì)條件下，直井開發(fā)的有效儲(chǔ)層厚度界限值為7.4 m；水平井開的有效儲(chǔ)層厚度界限值為3.7～5.1 m，其中儲(chǔ)層盒8 下單儲(chǔ)系數(shù)最高，部署水平井更優(yōu)，且有效儲(chǔ)層厚度的界限值為5.4 m。

3）各層系有效儲(chǔ)層厚度極限研究能較好地指導(dǎo)氣田產(chǎn)能建設(shè)；若銷售氣價(jià)補(bǔ)貼能提高0.1 元／m3，預(yù)測(cè)直井、水平井開發(fā)的有效儲(chǔ)層厚度下限可分別平均下降0.9 m、0.6 m。