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苏里格致密砂岩气田开发井距优化_何东博51412247

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里格 致密 砂岩 气田 开发 优化 51412247
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石 油 勘 探 与 开 发458 2012 年 8 月 章编号: 1000012)04里格致密砂岩气田开发井距优化 何东博,王丽娟,冀光,位云生,贾成业 (中国石油勘探开发研究院) 基金项目: 国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” ( 2011 摘要: 为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等 5 个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于 600 m、排距小于 1 000 m 较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在 400~ 600 m 较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于 400 m、排距为 600 m 较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距 500 m、排距 700 m 较为适宜。综合分析 5 个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距 500 m、排距 700 m 为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到 45%。图 10 表 2 参 16 关键词: 致密砂岩气田;井距优化;砂体规模;泄气范围;经济评价;采收率 中图分类号: 文献标识码: A e 00083, to of by An in a is to be 00 m be 000 m. of be 00 m 00 m. of 00 m 00 m. an 00 m 00 m It is in 00 m 00 m is in it 5%. 0 引言 致密砂岩气是非常规天然气的主要类型之一,是指覆压渗透率小于 0−3μ]。 致密砂岩气是目前开发规模最大的非常规天然气,在北美地区年产量超过 1 600×1082]。中国致密砂岩气以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表,近年来气田开发取得了快速发展,预计 2014 年苏里格气田的年产量将达到 200×1083生产规模,成为中国规模最大的天然气田。 致密砂岩气田一般没有明显边界,在数千乃至数万平方千米范围内广泛分布。由于渗透率低、储集层横向连续性和连通性差等原因,造成单井控制面积小和单井控制储量低,所以致密砂岩气田不宜采用常规气田的大井距开发,而是需要采用较密的井网来开发,以提高地质储量的动用程度和采收率。此外,由于致密气单井产量低、递减快,主要依靠井间接替保持气田稳产,所以致密气田开发要达到一定规模的生产能力并保持较长时间稳产,所需钻井数量很大。鉴于此,认为有必要在气田开发早期开展合理井网研究,以尽量避免早期形成的井网在开发中后期难以调整进而导致开发效益的下降。本文从地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益 5 个方面研究评价致密砂岩气藏的合理井距,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证。 2012 年 8 月 何东博 等:苏里格致密砂岩气田开发井距优化 459 1 致密砂岩气田开发井距优化方法 井距优化的目的是使开发井网在不产生井间干扰情况下,达到对储量的最大控制和动用程度。致密砂岩气田井距优化需要综合考虑储集层分布特征、渗流特征和压裂完井工艺条件 3 方面的因素。若井距过大,井间就会有部分含气砂体不能被钻遇或在储集层改造过程中不能被人工裂缝沟通,造成开发井网对储量控制程度不足,采收率低;若井距过小,就会出现相邻两口井钻遇同一砂体或人工裂缝系统重叠的现象,从而产生井间干扰,致使单井最终累计产量下降,经济效益降低。因此,致密砂岩气田开发井距的优化非常重要。下面详述笔者通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益研究形成的致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法及优化致密砂岩气田开发井距的过程。 质模型评价法 致密砂岩气田储集层分布宏观上多具有多层叠置、大面积复合连片的特征[5],但储集体内部存在沉积作用形成的岩性界面或成岩作用形成的物性界面,导致单个储渗单元规模较小,数量众多的储渗单元在气田范围内集群式分布。 要实现井网对众多储渗单元 (或 有效含气砂体)的有效控制,需要根据储渗单元的宽度确定井距,据其长度确定排距。所以,利用地质模型进行井距优化的关键是确定有效含气砂体的规模尺度、几何形态和空间分布频率。 建立面向井距优化的地质模型,首先要在沉积、成岩和含气特征研究基础上确定有效含气砂体的成因,如认为苏里格气田的有效含气砂体是辫状河沉积体系中的心滩砂体[6]; 然后确定有效含气砂体的分布规模和几何形态,确定方法主要有 3 种[7]。其一,地质统计法。利用岩心资料和测井解释结果确定有效砂体厚度的分布区间,再根据定量地质学中同种沉积类型砂体的宽厚比和长宽比来估计有效砂体的大小。其二,露头类比法。最好选取气田周边同一套地层的沉积露头,开展露头砂体二维或三维测量描述,建立露头研究成果与气田地下砂体的对应转化关系,预测气田有效砂体的规模尺度。如南 地 用露头资料建立了曲流河点砂坝单砂体的分布模型(见图 1a)[8],为井距优化提供了依据。其三,密井网先导试验法。开辟气田密井网试验区,综合应用地质、地球物理和动态测试资料,开展井间储集层精细对比,研究一定井距条件下砂体的连通关系,评价砂体规模的大小。在苏里格气田,经密井网先导试验(见图 1b)验证,在 400~ 600 图 1 砂体分布模型 气半径评价法 泄气半径评价是基于试井理论,利用动态资料评价气井的控制储量和动用范围,进而优化井距。考虑压裂裂缝半长、表皮系数、渗流边界等参数建立解析模型,利用单井的生产动态历史数据(产量和流压)和储集层基本地质参数进行拟合,使模型计算结果与气井实际生产史和动态储量一致,进而确定气井的泄气半径,进行合理井距评价。致密气气井通常为压裂后投产,考虑裂缝的评价方法主要有 4 种典型无因次产 量曲线分析图版和同时考虑压力变化的裂缝解析模 型[9 4 种典型无因次产量曲线图版方法是根据气井的产量数据拟合已建立的不同泄气半径与裂缝半长比值下的无因次产量、无因次产量积分、无因次产量导460 石油勘探与开发·油气田开发 39 与无因次时间的典型关系曲线,进而确定裂缝半长和泄气半径(见图 2) 。裂缝解析模型是在产量一定的情况下,拟合井底流压,从而确定裂缝半长和泄气半径(见图 3) 。 图 2 气井日产量 型曲线拟合图 图 3 苏里格某气井生产动态裂缝模型典型曲线拟合图 致密砂岩气田本身储集层渗透性差,非均质性强,气体渗流速度慢,达到边界流动状态的时间可长达数年。也就是说,在气井投产后的较长时间内,气井周围的泄压范围是一个随时间不断扩大的动态变化过程,所以利用生产初期动态资料评价的气井泄气半径和动态储量可能比实际情况要小。另外,致密砂岩气田的开采方式为压裂后投产,人工裂缝可以突破有效砂体的地质边界,扩大气井的泄压范围。所以,在实际应用中,以泄气半径评价方法(动态评价方法)获得的泄气半径要与地质模型评价法得到的泄气半径结果相互验证,以得到相对客观的认识。 扰试井评价法 干扰试井是指试井时,通过改变激动井的工作制度(如从开井生产变为关井,从关井变为开井生产,或者改变激动井的产量等) ,使周围反映井的井底压力发生变化,利用高精度和高灵敏度压力计记录反映井中的压力变化,确定地层的连通情况,进而明确井间含气砂体的范围[13]。为避免井间干扰,合理井距要大于含气砂体的尺寸,所以通过干扰试井,可以得到井距的最小极限值,也可以用加密井压力资料评价井间连通情况。将测量的加密井原始地层压力,与相邻已投产井的早期原始地层压力相比较,若没有明显降低,说明邻井的生产对加密井没有影响,井间不连通;若加密井已经泄压,说明井间是连通的。 值模拟评价法 数值模拟法主要是在三维地质模型的基础上,设计不同井距、排距的井网组合,采用数值模拟方法模拟单井的生产动态,预测生产指标,研究井距与单井最终累计产量之间的关系[14]。当井距较大时,一个储渗单元内仅有一口生产井在生产,则不会产生井间干扰,单井最终累计产量不会随着井距的变化而发生变化;当井距缩小到一定程度时,就会出现一个储渗单元内有两口或多口井同时生产的现象,这时就会产生井间干扰,单井最终累计产量也会开始随着井距的减小而降低;随着井网的进一步加密,大量井会产生井间干扰,单井最终累计产量会急剧下降。图 4 为井网密度 采收率关系曲线。由图 4 图 4 井网密度 采收率关系曲线 (据文献 [15]修改) 可见,单井最终累计产量明显降低的拐点位置对应的井网密度可确定为合理井网密度。同时利用数值模拟还可以预测不同井距条件下的采收率(采出程度)指标,随着井网的不断加密,采出程度不断提高。 济效益评价法 为实现在经济条件下达到气田的最大采出程度,需要对气田开展经济效益评价研究。首先根据钻井、完井和地面建设投资来求取单井经济极限采气量。根据数值模拟得到的井网密度与单井最终累计采气量关系曲线(见图 4) ,与经济极限累计产量相对应的井网密度即为经济极限井网密度,与经济极限井网密度相2012 年 8 月 何东博 等:苏里格致密砂岩气田开发井距优化 461 对应的采收率即为经济极限采收率[15]。一般情况下,通过使井网加密到不产生井间干扰的最大密度来实现经济效益的最大化。在经济条件允许的情况下,井网可以加密到产生井间干扰,以牺牲一定程度的单井累计采气量来获得更高的采出程度。 2 研究实例 里格气田概况 苏里格气田位于陕北斜坡西北侧的苏里格庙地区(见图 5) ,勘探面积约 40 000 要产层为二叠系盒 8 段—山 1 段,平均孔隙度 7%,覆压平均渗透率小于 0−3μ集层为辫状河沉积,心滩是其主力含气砂体。心滩的沉积特征决定含气砂体具有规模小、多呈孤立状分散分布的特征。 里格气田井距的优化 质模型评价 苏里格气田在评价初期开展了 800 m 井距开发试验(见图 6) ,结果证实有效含气砂体井间连通性差,800 m 井距对储量的动用不充分。为进一步优化井距,开展了 3 个方面的地质模型研究。首先是定量化岩心 图 5 苏里格气田位置图 描述,并与测井相研究相结合,确定单个心滩砂体的厚度, 统计得到单个心滩砂体的厚度主要分布在 2~ 5 m。根据露头调查和沉积物理模拟实验[16], 辫状河心滩砂体的宽厚比一般为 80~ 120,长宽比一般为 而推测其宽度多在 160~ 600 m, 长度主要在 300~ 1 200 m。二是开展了露头研究工作,对与苏里格气田主要产层同层位的山西柳林露头剖面的观察与测量发现,有效单砂体宽度主要为 200~ 400 m。 三是开展了 400~ 600 m 的 图 6 苏里格气田苏 6 井区典型气田剖面图 石 油 勘 探 与 开 发462 井距开发试验,以研究有效砂体分布情况,结果表明 80%以上的砂体宽度小于 600 m。鉴于此,认为苏里格气田的井距小于 600 m, 排距小于 1 000 m 较为适宜。 气半径评价 苏里格气田有效含气砂体主要为辫状河心滩沉积,其几何形态近似椭圆形。应用上述 4 种典型无因次产量曲线图版和裂缝解析模型评价了苏里格气田2002— 2003 年投产的 28 口试采井的泄气范围(见表1) ,Ⅰ类气井平均动态控制面积为 均泄气椭圆长、短半轴分别为 330 m、 220 m;Ⅱ类气井平均动态控制面积为 均泄气椭圆长、短半轴分别为 292 m、 195 m;Ⅲ类气井平均动态控制面积为 均泄气椭圆长、短半轴分别为 267 m、178 m。综合考虑 3 类气井的比例,认为 28 口早期试采井平均泄气半径主要在 200~ 300 m,故井距控制在400~ 600 m 较为适宜。 表 1 苏里格气田 28 口早期试采井泄气半径评价结果 井型 井数比例 /% 动态储量 /104m 动态控制面积 /m 泄气椭圆短半轴 /m Ⅰ类井 997 30 220 Ⅱ类井 328 92 195 Ⅲ类井 157 67 178 平均 2 404 94 196 扰试井 /压力监测评价 为了确定井间砂体连通情况,选取投产较早、井网密度较大的苏 6 井区作为典型区块,部署了 6 口加密井苏 6 6 6 6 6苏6,最小井距加密到 400 m(见图 7a) 。加密井压裂返排后,往往要根据压力的恢复情况判断该井地层压力是否仍保持在原始地层压力水平,还是因受到相邻早期投产井的影响而出现先期泄压。加密井压力监测显示,苏 6(见图 7b)和苏 6(见图 7c)出现明显的先期泄压。 根据压裂返排后 5 d 的压力恢复数据折算得到地层压力,苏 6的地层压力为 6的地层压力为 显低于原始地层压力( 30 。根据气田剖面图对比关系可判断苏 6和苏 38之间、苏 6和苏38之间存在井间干扰。据此结果,认为 400 m 的井距下,发生了井间干扰,同时还可判断在 600 m 的排距下,没有发生井间干扰。因此干扰试验结果表明,井距大于 400 m、排距 600 m 可作为气田的合理井网。 值模拟评价 苏里格气田苏 6 试验区在开发评价井、开发实验井和早期产能建设井完钻以后,井控程度较高,有利于建立精细地质模型。采用相控建模方法,建立了苏 6 图 7 苏里格气田苏 6 加密试验区及加密井压力监测图 2012 年 8 月 何东博 等:苏里格致密砂岩气田开发井距优化 463 典型区块的三维地质模型,采用数值模拟方法进行了气田开发井距模拟计算。根据对有效砂体长度和宽度的认识,设计了 34 套井距和排距组合(见表 2)进行模拟计算。通过数值模拟,对不同井距、排距条件下的生产指标进行了预测。 表 2 设计的 34 套井距和排距组合 序号 井距 /m 排距 /m 序号 井距 /m 排距 /m 1 200 400 18 300 400 2 200 500 19 300 500 3 200 600 20 300 600 4 200 700 21 300 700 5 200 800 22 300 800 6 200 900 23 300 900 7 200 1 000 24 300 1 000 8 400 500 25 500 600 9 400 600 26 500 700 10 400 700 27 500 800 11 400 800 28 500 900 12 400 900 29 500 1 000 13 400 1 000 30 700 800 14 600 700 31 700 900 15 600 800 32 700 1 000 16 600 900 33 800 900 17 600 1 000 34 800 1 000 数值模拟结果(见图 8)表明,不同排距下,当井距大于 500 m 时,气井的最终累计采气量基本上不再随井距的增大而增加 (见图 8a) ; 当井距小于 500 m 时,气井的最终累计采气量随井距增大而明显增加,显然,500 m 井距应为最优井距(见图 8a) ,该井距为气井不发生干扰的最小井距。同理,可以得到排距取 700 图 8b) 。 图 9 为将井距、排距转化为井控面积得到的单井控面积 图 9) 。当单井控制面积小于 着气井控制面积的增加最终累计采气量明显增加;单井控制面积大于 着气井控制面积的增加最终累计采气量基本上不发生变化,显然,单井控制面积 据数值模拟结果,还可建立单井控制面积 图 10) ,由图10 可见,井控面积 5%。苏里格气田目前的井网是 600 m×800 m,该井距下的采收率是 30%,若采用优选的 500 m×700 m 的井网可将采收率由 30%提高到 45%。 图 8 数值模拟的井距 a)和排距 - 单井最终累计采气量( b)关系曲线 图 9 单井控制面积与最终累计采气量关系曲线 图 10 单井控制面积与采收率关系曲线 济评价 结合苏里格气田开发成本,对其井距的经济效益进行了评价。苏里格气田的单井综合投资取 760×104元 /井、操作成本取 /费取 /部收益率取 12%,当天然气价格取 1 元 /算的单井经济极限累计产气量约为 2 200×104其对464 石油勘探与开发·油气田开发 39 的井网密度为 对应的采收率指标为 20%;在天然气价格取 /井经济极限累计产气量约为 1 900×104对应的井网密度为 3 口 /应的采收率指标约为 47%。可见经济条件是影响井距和采收率的敏感因素。根据气价发展趋势,苏里格气田开发井网具有加密到 3 口 /文优化井网( 500 m×700 m)的井网密度为 /于3 口 /明 500 m×700 m 的井网是经济有效的。 3 结论 本研究综合地质模型、泄气半径、干扰试井/压力监测、数值模拟和经济效益等 5 种评价手段对致密砂岩气田合理开发井距进行了评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格致密气田的合理井距进行了综合研究评价,认为在目前经济技术条件下,苏里格气田可采用 500 m×700 m 井网开发。该井网可使苏里格气田的采收率由目前 600 m×800 m 井网条件下的 30%提高到 45%。 参考文献: [1] 国家能源局 . 6832华人民共和国石油和天然气行业标准 [S]. 北京 : 石油工业出版社 , 2011. 6832il of s ]. 2011. 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