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苏里格气田水平井参数优化及效果评价-以苏53区块为例-叶成林

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里格 气田 水平 参数 优化 效果 评价 53 区块 成林
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 [收稿日期 ]2011-09-13[作者简介 ]叶成林 (1982-),男 ,2006年大学毕业,硕士 ,工程师 ,现主要从事油气田开发工作 。苏里格气田水平井参数优化及效果评价———以苏53区块为例叶成林(中石油长城钻探苏里格气田项目部 ,辽宁 盘锦124010)[摘要 ]苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果 ,达到提高气藏产能和最终采收率的目的 ,以区域地质特征为基础 ,主要通过数值模拟的手段 ,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计 。同时考虑经济因素 ,确定了苏 53区块初期水平井合理参数 :水平段长度在 800~1000m之间 ,水平段位置在气层中部及水平段方位为 347°;另外 ,为了验证水平井实施效果 ,对水平井动静态资料作了统计 ,结果显示 ,24口水平井有效储层钻遇率都达到了 60%左右 ,单井井口日产气量都在 8×104 m3以上 ,根据苏里格地区动态分类标准 ,Ⅰ类井比例为 100%。[关键词 ]参数优化 ;水平井 ;钻遇率 ;苏53区块;苏里格气田[中图分类号 ]TE32[文献标识码 ]A  [文章编号 ]1000-9752(20121)01-0107-04水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术 ,因其具有产量高 、单井控制储量大 、增加油气可采储量等优势 ,而广泛应用于各种类型的油田开发[1]。对于气藏而言 ,水平井技术能够提高气藏的产能 ,缓解气藏的产液 ,从而提高天然气的开发效果[2]。苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产 ,天然气基本探明储量196.82×108 m3,是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块 ,在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义 。1 区域概况鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区 。研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部 ,区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带[3],行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖 ,区块南北长约43km,东西宽约23km,总面积999km2,地面海拔为1350~1510m。苏里格气田是目前国内迄今发现的最大气田之一 ,含气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段 。储层岩性主要为岩屑石英砂岩 、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩 ,气藏主要受控于近南北向分布的大型河流 、三角洲砂体带 ,是典型的岩性圈闭气藏 ,气层由多个单砂体横向复合叠置而成 ,基本属于低孔 、低渗 、低产 、低丰度的大型气藏[4,5]。2 水平井参数优化设计水平井的位置 、参数设计直接影响水平井的产能和开发效果[6]。苏里格地区苏53区块目前处于试采期 ,开发初期水平井参数优化设计的要点是水平井在油气藏中的位置 、延伸方位以及水平段长度[7]。2.1 水平段长度优化水平段长度是水平井的关键参数 。随着水平井长度的增加 ,增大了井筒与气层的接触面积 ,从而增大了气井的泄气体积 。理论认为 ,水平段越长 ,产量也就越高[8]。然而在实际生产中 ,由于受地质条件·701·石油天然气学报2012年 1月第 34卷第 1期Journal of Oil and Gas Technology Jan.2012 Vol.34 No.1和钻井等一系列因素的影响 ,水平井产量与水平段的长度并非呈线性关系 ,随着水平段的增加 ,产量增加幅度会越来越小 ;另外 ,随着水平段的延伸钻井成本会大幅度增加[9]。因此 ,应该综合考虑区块地质特征 、钻井成本等相关因素 ,确定合理的水平段长度 ,避免盲目追求长水平段开发 。图 1水平段长度与累积产气量关系曲线图设计水平井段应重点考虑气层厚度 、所控制的经济合理的地质储量及产能需求等因素 。采用数值模拟方法对研究区水平井段长度为300、400、500、600、700、800、900、1000和1100m共计9个长度方案进行 模 拟 ,模拟得到的了如图1所示的水平段长度与方案累积产气量之间的关系曲线 。由图1可以看出 ,苏里格气田苏53区块气井产能随水平段长度的增加而增大 ,当水平段长度超过800m之后 ,其增长速度明显放缓 ,水平段长度超过1000m后 ,最终累积产气量基本没 有 变 化 ,即当水平段长度超过1000m后再增大水平段长度对气井产图 2不同水平井方位累积产气量曲线图能影响不大 。综合考虑钻井成本投资 ,认为苏53区块合理水平段长度应控制在800~1000m之间 。2.2 水平井方位优化水平井方位主要指水平井在气藏中的延伸方向 。水平井井底压力均衡 ,气层才能得到均衡动用 ,水平井方位对水平井开发效果影响较大[10]。水平轨迹方向设计主要依据古河道展布方向 ,即区块主渗透率方向 ,参照区块主应力方向 ,设计水平井方位与主应力方向相匹配 ,同时考虑河流相沉积特点及砂体展布等因素 ,以控制最大的地质储量[11]。考虑到苏53区块地应力方向主要是北偏东60~80°,水平井部署应该垂直于地层主应力方向 ,以北西-南东向为优 ,即平行于构造线方向 。为验证水平井方位部署是否合理 ,设计了水平井垂直于地层主应力方向与水平井与地层主应力方向成45°夹角两个模拟方案 ,模拟结果见图2。由图2可见 ,当水平段与地层主应力方向垂直 (即垂直于压裂缝方向 )时 ,气井生产过程中累积产气量始终高于水平段与地层主应力成45°夹角时的累积产气量 。因此 ,结合数模研究结果 ,推荐苏53区块水平井的方位与地层主应力方向垂直 ,即为347°较为合理 。2.3 水平段在气层中的位置优化在一套连续发育气层中 ,水平井在气层中的什么位置 ,对后期开采效果较为有利 ,需要进行模拟研究 。以目前研究区盒8段4、5、6小层有效厚度14.1m为基础 ,模拟了以下3种位置 。①水平井在气层的上部 ,距离顶部2m;②水平井在气层的中部 ;③水平井在气层的下部 ,距离底部2m(图3)。由图3可以看出 ,对水平气井而言 ,由于不存在重力泄油作用 ,且人工裂缝起到了很好的沟通储层垂向砂体的作用 ,使得水平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影响很小 ,总的来说水平段位·801·石油天然气学报油气田开发工程 2012年 1月  图 3水平井段在储层中不同位置时的累积产气量曲线图于储层中部时累积产气量最高 ,但这种优势并不明显 。另外 ,由于苏里格地区储层具有低孔 、低渗的地质特征 ,考虑到后期的压裂效果 ,水平段位于储层中部对提高压裂效果 、增加控制储量并最终提高累积产气量具有重要意义 。3 实施效果评价3.1 钻井显示苏53区块2010年共完钻水平井19口 ,目的层位主要集中在盒8段的5小 层 和6小 层 ,平 均 水 平 段 长 度867.6m,整体符合设计要求 。2010年完钻水平井平均砂岩钻遇率达到了86.6%,其中有效储层钻遇率基本都保持在50%以上 ,平均值达到了57.4%,长水平段井苏53-82-56H井钻井显示明显低于平均值 ,可见水平段长度跟砂体钻遇率并不是成正比关系 (表1)。截止到2011年5月1日 ,苏53区块2011年共完钻水平井5口 ,平均有效储层钻遇率为61.11%,较2010年有所提高 。表 1苏里格气田苏 53区块 2010年水平井钻井统计序号 井号 目的层位井深/m水平段长度/m方位/(°)砂岩长度/m比例/%有效储层钻遇率 /%1 苏 53-78-48H 盒 8下 5小层 4326  836  167  678  81.1  60.62 苏 53-78-46H 盒 8下 5小层 4278  805  167  712  88.4  54.23 苏 53-78-47H 盒 8下 5小层 4268  808  347  690  85.4  51.94 苏 53-78-54H 盒 8下 5小层 4296  836  167  703  84.1  55.45 苏 53-82-51H 盒 8下 5小层 4270  802  347  691  86.2  70.36 苏 53-78-58H 盒 8下 5小层 4289  836  167  785  93.9  63.27 苏 53-82-49H 盒 8下 5小层 4337  850  347  787  92.6  59.28 苏 53-78-52H 盒 8下 5小层 4312  826  167  705  85.4  52.59 苏 53-82-55H 盒 8下 6小层 4316  866  347  810  93.5  61.310 苏 53-82-47H 盒 8下 6小层 4351  873  347  765  87.6  54.911 苏 53-82-45H 盒 8下 5小层 4373  882  347  861  97.6  67.012 苏 53-82-53H 盒 8下 5小层 4263  801  347  759  94.8  59.113 苏 53-78-56H 盒 8下 5小层 4359  850  167  760  89.4  54.514 苏 53-78-35H 盒 8下 5小层 4346  845  347  631  74.7  62.815 苏 53-82-57H 盒 8下 5小层 4263  816  347  637  78.1  55.116 苏 53-78-57H 盒 8下 5小层 4479  1007  347  981  97.4  60.417 苏 53-78-51H 盒 8下 5小层 4299  857  347  621  72.5  53.918 苏 53-82-56H 盒 8下 6小层 4751  1256  167  795  63.3  37.719 苏 53-78-53H 盒 8下 5小层 4296  833  347  823  98.8  55.9平均 4340.6867.6  747.1  86.6  57.43.2 动态评价为了检验水平井实施效果 ,对已经投入生产的24口水平井产气量进行统计 。大部分井初期日产气量都保持在10×104 m3左右 ,有7口井井口日产超过了12×104 m3,其中2011年新投井苏53-82-48H井日产达到了20×104 m3。另外 ,地层能量较高 ,70%以上的井投产套压在22MPa以上 。根据动态跟·901·第 34卷第 1期 叶成林 :苏里格气田水平井参数优化及效果评价踪 ,所有井连续生产一段时期后 ,产量保持稳定 ,同时压力下降速率保持在合理的范围之内 。根据苏里格气井动态分类标准 ,日产气量≥8.0×104 m3的Ⅰ类井的比例为100%。4 结论1)利用数值模拟 ,对研究区开发初期水平井参数进行优化 。结果表明 ,当水平段位于目的层中部 ,并且呈近南北方向延伸时较为合理 。考虑到地质和经济因素 ,苏53区块水平段长度应保持在800~1000m之间 。2)2010年苏53区块完钻水平井19口 ,平均砂体钻遇率达到了86.6%,平均有效储层钻遇率为57.4%。2011年完钻的5口水平井平均有效储层钻遇率达到了61.1%。另外 ,根据动态资料 ,苏53区块投产水平井平均日产气量在10×104 m3左右 ,全部属于Ⅰ类井 。[参考文献 ][1]胡文瑞.水平井油藏工程设计[M].北京:石油工业出版社 ,2008.[2]范子菲 ,李云娟 ,纪淑红.气藏水平井长度优化设计方法[J].大庆石油地质与开发,2000,19(6):28~33.[3]马新华.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气特点与成藏机理探讨[J].石油与天然气地质,2005,26(4):230~236.[4]王志雄 ,徐国盛.鄂尔多斯盆地苏里格庙气田上古气藏成藏机理研究[J].断块油气田,2003,10(3):9~11.[5]叶成林 ,王国勇 ,何凯 ,等.苏里格气田储层宏观非均质性———以苏53区块石盒子组 8段、山西组1段为例[J].石油与天然气地质 ,2011,32(2):236~244.[6]Van M S.Domelen:optimizing fracture acidizing design by integrating core testing,field,and computer stimulation[J].SPE22393,1992.[7]袁向春.断块油藏水平井地质设计和生产参数优化[J].油气地质与采收率,2003,10(4):40~44.[8]陈海龙 ,李晓平 ,李其正.水平段最优长度的确定方法研究[J].西南石油学院学报,2003,25(1):47~48.[9]何凯.气井产能评价资料在水平井优化设计中的应用[J].天然气工业,2003,23(增刊 ):118~119.[10]Mack J C.In-depth coloidal gels improve oil recovery efficiency[J].SPE27780,1995.[11]王振彪.水平井地质优化设计[J].石油勘探与开发,2002,29(6):78~80.[编辑 ]萧雨(上接第106页 )[参考文献 ][1]黄炳广 ,刘蜀知 ,唐海 ,等.气藏工程与动态分析方法[M].北京:石油工业出版社 ,2004.[2]陈元千.气井垂直管流计算方法的推导与应用[J].断块油气田,2010,17(4):63~67.[3]王传亮 ,黄文锋 ,付长春 ,等.低渗致密凝析气藏产能试井技术[J].断块油气田,1998,5(6):44~47.[4]朱恩灵.试油工艺技术[M].北京:石油工业出版社 ,1987.[5]马建国.油气井地层测试[M].北京:石油工业出版社 ,2006.[6]杨继盛.采气工艺基础[M].北京:石油工业出版社 ,1992.[7]庄惠农.气藏动态描述和试井[M].北京:石油工业出版社 ,2009.[8]杨帆.气井多相垂直管流段压力损失敏感性分析[J].特种油气藏,2008,15(5):67~69.[9]张仕强 ,李祖友 ,周兴付.深层产水气井井筒压力预测研究[J].钻采工艺,2010,33(4):40~43.[10]王海涛 ,伊向艺 ,卢渊.井筒气 -液两相垂直管流的研究现状[J].新疆石油地质,2006,27(6):99~101.[编辑 ]龙舟·011·石油天然气学报油气田开发工程 2012年 1月100 A Studyon Wel KilingMethod of EmptyBlowout WelsGONGPeibin,SUN Bao-jiang,WANG Zhi-yuan,XIANG Chang-sheng (First Authors Address:College of Petroleum En-gineering,China University of Petroleum,Qingdao 266555,Shandong,China)Abstract:Empty wel fluid was a serious blowout accident.Because conventional wel control methods could not beused,it was necessary to study unconventional wel kiling methods when the wel was empty.By studying the principleand technological process of bul heading,dynamic-state kiling,dynamic wel kil and momentum wel kil,the adapta-bility and characteristics of each method were summed up and compared.According to the comparison above,then opti-mal alternative of unconventional wel kiling methods are obtained.Some practical measurements and suggestions areput forward to guide the empty wel control.Keywords:empty wel;bul heading method;dynamic analysis kil;dynamic kil method;momentum kil method;op-timization104 A Method of DeterminingBottom-hole FlowingPressure byUsingBack-pressure TestingDataGUAN Li-jun,LI Jian-zhou,YANG Shao-kun,REN Jin-shan (AuthorsAddress:Shenzhen Branch of CNOOC Ltd,Shenzhen518067,Guangdong,China)Abstract:A new method was introduced for determining bottom-hole flowing pressure and formation pressure duringthe production of gas wels without bottom-hole pressure testing.It was found out from the statistics of back pressuretesting data that for each gas wel,if the special relationship between the production tubing-strings,wel head pressureand bottom flowing pressure was determined,the function between bottom flowing pressure and vertical pressure losswas established with the relationship,then bottom flowing pressure and formation pressure could be obtained accordingto wel head pressure and binomial deliverability equations.So this method is sample for operation without needs ofpressure testing and the downhole pressure and formation pressure are obtained without increasing operation cost forgetting bottom-hole flowing pressure.Reservoir management department can get real-time bottom flowing pressure toensure the gas reservoir development for maximum economic interests.Keywords:back-pressure testing;bottom-hole flowing pressure;formation pressure;gas wel production rate107 Parameter Optimization and Effect Evaluation of Horizontal Wels in Sulige Gas Field———A Case Studyof Block Su 53YE Cheng-lin (Authors Address:Project Department of Sulige Gas Field,GWDC,Panjin124010,Liaoning,China)Abstract:Sulige Gas Field,which was one of the largest gas fields in China,was a typical lithologic gas reservoir char-acterized by low porosity,low permeability and low abundance with reservoirs located in the 8th member of the ShiheziFormation and the 1st member of the Shanxi Formation in the Lower Paleozoic Permian system.In Block Su 53the o-veral development pattern of horizontal wels was used.To ensure the effect of production with horizontal wels and en-hance the productivity of gas reservoirs and ultimate recovery percent,the horizontal wel parameters were optimized bymainly using numerical simulation.At the same time,in consideration of the economic factors,the rational parametersof horizontal wel at the initial stage were determined in Block Su 53,such as the optimal length of horizontal interval as800to 1000meters,the location of horizontal interval being in the middle of gas layers with the optimal horizontal sec-tion at 347°.Meanwhile,the static and dynamic data are analyzed to ensure the effect of horizontal wels,the results in-dicates that effective driling ratios of al 24wels are about 60%,the daily gas production per wel is above 8×104 m3/d.According to the dynamic classification criterion in Sulige Area,wel of Type I is 100%.Keywords:parameter optimization;horizontal wel;driling ratio;Block Su 53;Sulige Gas Field111 Welbore StabilityResearch and Application in Ultralow Pressure Horizontal Wels of Yacheng13-1GasFieldGUAN Shen,XIE Yu-hong,TAN Qiang,DENG Jin-gen,FANG Man-zong,ZHAO Xue-zhan (First Authors Address:Zhanjiang Branch of China National Offshore Oil Corporation,Zhanjiang524057,Guangdong,China)Abstract:In the adjustment wel driling at the late stage of oil or gas field development,there existed different welboreinstability problems in normal pressure or abnormal high pressure formations due to reservoir pressure depletion,andthe main problem was easy to lost circulation in driling,by which downhole complex condition and wel driling acci-dence were induced.After development of more than 10years in Yacheng 13-1Gas Field,the pressure coefficient ofmain reservoirs decreased to about 0.47,and it became typical ultralow pressure gas reservoir.In alusion to the pres-sure depletion of the gas-field,welbore stability mechanical analysis method for adjustment wels was established.Thecolapse pressure,fracture pressure and leakage pressure of depleted reservoir of an extended reach adjustment welwere calculated.The results show that a colapse pressure and fracture pressure are reduced to different degrees causedby formation pressure depletion,by which risk of borehole colapse is reduced and risk of fracturing israised.Therefore,driling fluid density design in depleted reservoirs should be according to the calculation results of col-lapse pressure,fracture pressure and leakage pressure considering pressure decreasing.Actual driling condition showsthat good results are achieved in application of welbore stability analysis in depleted reservoirs of Yacheng 13-1GasField.Keywords:adjustment wels;pressure depletion;welbore stability;colapse pressure;fracture pressure114 Numerical Simulation and Development Adjustment of G Oilfield in AngolaAI Jin-xu,LIU Guang-tian,WANG Qing-sheng (AuthorsAddress:SINOPEC International Petroleum Exploration and Pro-duction Corporation,Beijing100083,China)Abstract:In alusion to the situation of G Oilfield development,seismic,logging and production data were used as a ba-sis,by fine study on the structural characteristics,reservoir characteristics,sedimentary characteristics and reservoirgeological rules,the technology of logging constrained seismic inversion in main target layers was used to establish areservoir geological mode for a reservoir numerical simulation and the analysis of remaining oil distribution.On the basisstated above,it provides a reliable basis for optimizing the development adjustment scheme.Keywords:geological model;numerical simulation;remaining oil distribution;adjustment of development scheme118 Signal Processingin Liquid Level Detection with Acoustic Method Based on Spectral SubtractionWANG Hai-wen,LIN Li-xing,DU Zhong-wei,ZHANG Min (AuthorsAddress:College of Petroleum Engineering,China U-niversity of Petroleum,Dongying257061,Shandong,China)Abstract:In liquid level detection with acoustic method,the liquid level reflected wave signal was very complex due tothe influence of the noises from the annulus between tubing and casing,and the real liquid level was covered whichmade it difficult to be identified.The reason of noises that influenced the liquid level detection was analyzed,and theⅤ
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