矩形井網在辮狀河氣藏開發中的應用

呂 晶，劉 毅

(成都理工大學能源學院，四川 成都 610059)

矩形井網在辮狀河氣藏開發中的應用

呂 晶，劉 毅

(成都理工大學能源學院，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。在分析了該區塊的地質特征基礎上，結合氣井生產動態資料，對氣藏的井網方式及井網密度進行研究，設計多套方案，并通過數值模擬法探討了低滲透、低豐度巖性圈閉氣藏的合理井距。數值模擬結果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井網能夠保持較長的穩產年限及較高的采出程度和采收率。

巖性氣藏；矩形井網；數值模擬

合理的井網的方式及井距對氣藏的采收率、投資規模以及經濟效益有很大影響， 因此論證井網井距的合理性是氣藏工程設計中的一個重要的環節，即采用盡量少數的井，最大限度地提高采收率并獲得最佳的經濟效益[1]。根據以往氣田開發經驗，低滲辮狀河氣田在技術上要求采用小井距，但經濟上要求采用大井距。在技術與經濟要求存在一定矛盾的前提下，井網井距是否合理成為保障辮狀河低滲氣藏合理高效開發的關鍵[2]。

1 XX氣田二疊系氣藏地質特征

XX氣田位于M市B區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。沉積環境為典型的辮狀河沙礫質心灘，砂體展布具有南厚北薄、東厚西薄的特征，非均質性強，連續性較差。垂直方向氣層連續性、連通性差，延伸范圍有限。收集、整理并錄入了研究區已有取心井100 余塊樣品的物性資料進行統計分析，結果表明：該區孔隙度分布在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；氣藏類型屬無邊底水彈性氣驅、低孔、低滲巖性氣藏。

2 井網井距論證

2.1井網方式論證

1)以砂體為單元布井 在辮狀河沉積環境下，砂體橫向變化頻繁，極少連片穩定分布。以砂體為單元布井是在儲層精細描述的基礎上進行的，利用儲層精細描述成果，認清儲層的分布，在砂體控制范圍內部署井網。

2)根據儲層非均質性確定變形井距 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系數也好于垂直主滲透率方向。由滲流理論可知，要想達到均衡開采，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。

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

2.2井網密度的確定

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

Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(1)

式中，Rr為開發總收益，元；Gp為天然氣累計產氣量，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用，當總投資與總收入相等時達到氣田經濟極限。即：

I=Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(2)

②單井最小產氣量。由式(2)可得在經濟極限情況下開發要求的氣井最小累計產氣量公式為：

(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用將對氣井最小累計產氣量有很大的影響。在單井投資固定的條件下，當操作費用不變時，氣井最小累計產氣量隨著氣價的增加而減小；當氣價不變時，氣井最小累計產氣量隨操作費用的增加而增加。

③經濟極限井網密度。在獲得氣井要求的最小累計產氣量后，便可確定氣井要求的最小地質儲量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，進而確定經濟極限井網密度。

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經濟極限井網密度的計算。經濟極限井網密度Smin(井/km2)與井距D(m)的計算公式分別為：

(6)

根據以上理論，計算不規則井網經濟極限井網密度的相關數據如下：①最小單井累產氣量。在平均單井地面建設投資為1000×104元，單井鉆井工程投資為22000×104元，大型壓裂費用為300×104元/井，天然氣價格按950元/103m3計，天然氣各種稅費與體積成本為180元/103m3，天然氣商品率取95%時，計算單井最小累產氣量為4697.5×104m3。即在現有經濟條件下，單井累計產氣量達到4697.5×104m3時，正好收回投資。②最小井控地質儲量。在現有經濟條件下，單井最小累產氣量為4697.5×104m3，調研同類氣藏采收率在50%～70%之間。取采收率為60%，根據式(4)計算單井最小井控地質儲量為7829.17×104m3。③最小井控面積。儲量豐度為1.7668×108m3/km2，根據式(5)計算最小井控面積為2.26km2。④經濟極限井距。根據式(6)計算經濟極限井距為242m。

2)合理采氣速度法 合理采氣速度下對應井網密度公式為[4]：

(7)

表1 不同采氣速度對應井網密度

生產壓差取地層壓力的15%，即生產壓差為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的井網密度如表1所示。根據經濟極限井網密度和合理采氣速度計算井網密度結果，認為該氣藏基礎井網井距在800～1200m之間。

3 不同井距方案對比研究

3.1井網設計基本原則

根據合理井網論證結果，該氣藏應采用不規則井網方式，依據儲層沉積微相和小層儲量豐度來布新井。根據以上結果，該氣藏合理井距在800～1200m之間，平均試采無阻流量13.2557×104m3/d，合理配產為在15%～20%范圍內，合理生產壓差為地層壓力的11.80%～12.06%，全氣藏平均單井配產為(1.9884～2.6511)×104m3/d。考慮0.85的安全系數，計算全氣藏平均單井配產為(1.6901～2.2535)×104m3/d。

3.2方案設計要點

依據以上論證結果，以該氣藏沉積相分布特征為基礎，以經濟極限井網密度以及在不同采氣速度控制下對應的井網密度計算結果為依據，按照“心灘井網密度大”的原則[5]，共設計了12套方案(見表2)。12套方案是在3套井網方案的基礎上，每套井網方案設計4個不同采氣速度而完成的。

表2 方案設計結果表

3.3不同井距方案開發效果對比

對每套方案，采用Eclipse數值模擬軟件進行模擬生產，模擬生產的年限為20年，根據數值模擬的結果，分別繪制各方案中采收率與采氣速度的散點分析圖(見圖1)，穩產期采出程度與采氣速度的散點分析圖(見圖2)，穩產年限與采氣速度的散點分析圖(見圖3)。

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

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

[2]楊小平,唐軍.動態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區塊合理井網井距研究[J].石油地質與工程,2010,24(1):74-75.

[4]劉未來.蘇一潛山氣藏氣井產能分析方法[D].成都：西南石油學院,2002.

[5]李士倫.氣田開發方案設計[M].北京: 石油工業出版社,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