鄂爾多斯盆地大牛地氣田老區(qū)合理井網(wǎng)井距研究

耿燕飛 韓校鋒

（1.中國石化華北分公司第一采氣廠采氣研究所 2.中國石化華北石油工程有限公司測井分公司）

1 概況

大牛地氣田位于陜西省榆林市與內(nèi)蒙古自治區(qū)伊金霍洛旗、烏審旗交界地區(qū)，DK13井區(qū)位于大牛地氣田的西南角，探明面積709.24 km2，探明儲量939.37×108m3。DK13井區(qū)主要產(chǎn)氣層位有二疊系下石盒子組山1、盒3段，山西組屬于淺水辮狀河三角洲平原沉積，石盒子組從盒1到盒3逐步由辮狀河沉積轉(zhuǎn)變?yōu)榍骱映练e，儲集層砂體非均質(zhì)性強(qiáng)，連片性差，儲層平均孔隙度為7.5%，平均滲透率為0.47 mD，該氣藏為低孔低滲氣藏。氣井單井控制儲量較小及產(chǎn)氣量較低，壓力下降速度快，穩(wěn)產(chǎn)困難。

規(guī)模開發(fā)已達(dá)八年,整體已進(jìn)入定壓降產(chǎn)階段，截止目前，大牛地氣田DK13井區(qū)累計產(chǎn)氣量115×108m3，采出程度為19.5%，采出程度低?？紤]研究區(qū)平面上儲量動用不均,加密潛力較大，因此，開展井網(wǎng)井距的研究可為研究區(qū)井網(wǎng)加密提供有力的技術(shù)支撐。

2 井網(wǎng)井距確定方法

2.1 經(jīng)濟(jì)評價法

經(jīng)濟(jì)評價方法綜合考慮了地質(zhì)、開發(fā)和經(jīng)濟(jì)等因素,可計算出極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度。計算公式如下：

（2）經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度：

按照氣價為1.47元/m3，評價期為20年的情況下，計算得研究區(qū)的經(jīng)濟(jì)極限井距為410.2 m，經(jīng)濟(jì)合理井距為459.8 m(表1)。

表1 經(jīng)濟(jì)評價法合理井距

2.2 合理采氣速度法

合理采氣速度法的基本原理是：根據(jù)地質(zhì)和流體物性,計算在一定的生產(chǎn)壓差下,滿足合理采氣速度要求所需的氣井?dāng)?shù),進(jìn)而求出井網(wǎng)密度。計算公式如下：

在不同的采氣速度下，運用以上公式對DK13井區(qū)合理井距進(jìn)行了計算，已知近10年目標(biāo)區(qū)采氣速度在3%左右，則合理井距應(yīng)在800 m左右（表2）。

表2 合理采氣速度法合理井距

2.3 規(guī)定單井產(chǎn)量法

根據(jù)氣井采氣速度和單井產(chǎn)量，計算出所需氣井?dāng)?shù)，求出井網(wǎng)密度。計算公式如下：

在采氣速度為2.5%的情況下，當(dāng)氣井產(chǎn)量為0.8×104m3/d時，平均井距為1299 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1×104m3/d時，平均井距為1453 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1.2×104m3/d時，平均井距為1591 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1.5×104m3/d時，平均井距為1779 m。

在采氣速度為3.5%的情況下，當(dāng)氣井產(chǎn)量為0.8×104m3/d時，平均井距為1098 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1×104m3/d時，平均井距為1228 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1.2×104m3/d時，平均井距為1345 m；當(dāng)氣井產(chǎn)量為1.5×104m3/d時，平均井距為1504 m。

規(guī)定大牛地氣田氣井年生產(chǎn)天數(shù)為330 d，目標(biāo)區(qū)單井平均日產(chǎn)氣量為（1.0～1.2）×104m3/d，合理井距在1000～1500 m之間（表3）。

表3 規(guī)定單井產(chǎn)能法計算井距

2.4 儲量豐度法

根據(jù)川東石炭系氣藏開發(fā)的經(jīng)驗，儲量豐度與單井的經(jīng)濟(jì)極限半徑存在一定的關(guān)系，其具體的關(guān)系式如下：

低滲區(qū)：r=1.43×103/R0.5

高滲區(qū)：r=1.13×103/R0.5

式中：

r—單井半徑，m；

R—豐度，108m3·km-2

大牛地氣田DK13井區(qū)為低滲透氣藏，按照計算公式處理，具體結(jié)果為：研究區(qū)儲量豐度為3.00×108m3/km2，計算其井距為825.61 m（表4）。

表4 儲量豐度法合理井距

2.5 試井解釋法

針對研究區(qū)低孔低滲特征，壓恢試井關(guān)井壓力恢復(fù)穩(wěn)定時間長，氣井泄氣半徑認(rèn)識不充分的現(xiàn)狀，應(yīng)用Saphir軟件中反卷積模式，結(jié)合實際生產(chǎn)情況，進(jìn)行了3口井12井次壓恢試井解釋，解釋所得泄氣半徑表。

目標(biāo)區(qū)平均泄氣半徑381m，其中盒3氣層單采氣井平均泄氣半徑373 m，山1氣層單采氣井平均泄氣半徑387 m（表5），各井泄氣半徑分布在300～400 m之間，則目標(biāo)區(qū)合理井距應(yīng)在600～800 m之間。

2.6 TOPAZE動態(tài)分析法

應(yīng)用TOPAZE軟件氣井垂直管流計算將氣井井口壓力折算至井底，折算井底壓力與實測井底流壓基本吻合，再根據(jù)氣井生產(chǎn)動態(tài)及井底壓力變化計算26口氣井壓降儲量及泄氣半徑（表6）。

目標(biāo)區(qū)平均泄氣半徑229.2 m，其中盒3氣層單采氣井平均泄氣半徑249.2 m，山1氣層單采氣井平均泄氣半徑241.3 m，合采氣井平均泄氣半徑207.6 m。各井泄氣半徑主要分布在200～300 m之間，則目標(biāo)區(qū)合理井距應(yīng)在400～600 m之間。

2.7 數(shù)值模擬法

在DK13井區(qū)選出Ρ1s1、Ρ1x2、Ρ1x3及合采的井一共7口，用數(shù)值模擬的方法進(jìn)行單井?dāng)?shù)模，預(yù)測其經(jīng)濟(jì)極限下的累計產(chǎn)氣量，換算成地質(zhì)儲量后得出泄氣半徑（表7）。

計算得平均泄氣半徑為345 m，其中盒3單采井泄氣半徑為273 m，盒2單采井泄氣半徑為447 m，山1單采井泄氣半徑為306 m，合采井泄氣半徑為366 m。各井平均泄氣半徑分布在300～400 m左右，則目標(biāo)區(qū)合理井距應(yīng)在600～800 m左右。

2.8 Topaze軟件動態(tài)分析法——水平井

DK13井區(qū)水平井的主要生產(chǎn)層位位于Ρ1s1，不穩(wěn)定流動法分析6口水平井所得泄氣半徑見表8。

分析得平均泄氣半徑274.8m，山2單采井為185m，山1單采井為293m，各井泄氣半徑分布在250～350m之間，則目標(biāo)區(qū)水平井合理井距應(yīng)在500～700m之間。

表5 試井分析法合理井距

表6 TOPAZE泄氣半徑及壓降儲量結(jié)果表

表7 數(shù)值模擬計算泄氣半徑結(jié)果

表8 試井分析法計算水平井泄氣半徑

3 計算結(jié)果對比分析

各方法計算所得目標(biāo)區(qū)合理井距見表9，由經(jīng)濟(jì)評價法可知經(jīng)濟(jì)極限井距為410 m，儲量豐度法、試井解釋法、TOPAZE分析法、數(shù)值模擬法4種方法計算結(jié)果較為一致，合理采氣速度法和規(guī)定單井產(chǎn)量法因為考慮目標(biāo)區(qū)合理采氣速度和產(chǎn)能等因素，所以計算結(jié)果略大，結(jié)合考慮目標(biāo)區(qū)經(jīng)濟(jì)效益、儲量控制程度及采氣速度認(rèn)為目標(biāo)區(qū)合理井距在600～800 m。

表9 各種方法合理井距計算結(jié)果

實際井網(wǎng)部署時應(yīng)以地震解釋及地質(zhì)研究成果為基礎(chǔ)，首先在儲層有效厚度大、孔隙度高、含氣飽和度高的儲量高豐度地區(qū)部署新井，逐漸向外推移；同時，考慮到河道方向儲層發(fā)育較穩(wěn)定、連通程度高、垂直于河道方向儲層連通性變差的情況，沿河道方向可適當(dāng)拉大井距，垂直于河道方向可適當(dāng)縮小井距。

4 井網(wǎng)適應(yīng)性

井網(wǎng)形式應(yīng)適應(yīng)砂體的走向和分布，能較高程度地控制儲量，結(jié)合國內(nèi)外大量氣田開發(fā)經(jīng)驗及大牛地氣田的實際情況，低滲透巖性氣藏應(yīng)采用不規(guī)則形狀的基礎(chǔ)井網(wǎng)。井網(wǎng)的布局應(yīng)考慮砂體展布方向、儲層物性、產(chǎn)氣規(guī)模、氣層重疊等因素。

大牛地氣田為海陸交互相沉積，主要發(fā)育河流相、三角洲相、障壁沙壩，砂體展布變化較大，非均質(zhì)性強(qiáng)。沉積特征和強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致儲層展布形態(tài)不規(guī)則、儲層物性變化大、不同井區(qū)主力儲層分布差異大，儲量疊合程度變化大?？紤]以上因素，建議在研究區(qū)采用不規(guī)則井網(wǎng)布局。不規(guī)則井網(wǎng)有利于有效控制儲層及天然氣富集區(qū)、提高砂體鉆遇率，并且不規(guī)則井網(wǎng)也便于的開發(fā)后期根據(jù)實際情況進(jìn)行靈活調(diào)整。

5 結(jié)論

（1）井網(wǎng)井距確定應(yīng)以經(jīng)濟(jì)極限井距為最低限度，并結(jié)合經(jīng)濟(jì)評價和其它方法綜合確定。

（2）由單井產(chǎn)量法計算井網(wǎng)井距的原理可知，此方法適用于新區(qū)，計算的結(jié)果跟其他方法計算的結(jié)果有較大的偏差。

（3）研究區(qū)依據(jù)沉積相及強(qiáng)非均質(zhì)特征，建議采用不規(guī)則井網(wǎng)。

符號說明

ER—采收率，f；

I—單井總投資，萬元；

O—氣操作費用，元/m3；

Ta —氣稅收率，f；

R—貸款利率，f；

T—評價年限，年；

a —氣商品率，f；

LR—合理利潤，LR=0.2 P；

P—氣價，元/m3

s—井網(wǎng)密度，井/km3；

Vg—采氣速度，%；

G—地質(zhì)儲量，108m3；

A—含氣面積，km3；

qr—規(guī)定單井產(chǎn)氣量，104m3/d；

η—單井利用率，f；

Ty－年有效生產(chǎn)時間，d；

b—單位換算系數(shù)；

△p—生產(chǎn)壓差，MPa；

r—單井半徑，m；

R—儲量豐度，108m3/km2。

1 李士倫.天然氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社.2000.

2 黃炳光.實用油藏工程與動態(tài)分析方法[M].北京:石油工業(yè)出版社.1998.

3 王鳴華.氣藏工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

4 汪周華，郭平.大牛地低滲透氣田試采井網(wǎng)井距研究[J].西南石油學(xué)院學(xué)報.2004,26(4):18-20.

5 李爽，朱新佳.低滲透氣田合理井網(wǎng)井距研究[J].特種油氣藏.2010,17(5):73-76.