焦 松 杰

中海油研究總院有限責(zé)任公司

0 引言

海上氣田A分2個主力層，其中主力層一為受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊水氣藏，儲層有效厚度為17.1 m，儲層滲透率為15 mD；主力單元二為受構(gòu)造控制的底水氣藏，儲層有效厚度為29.1 m，滲透率為5 mD，有南北兩個高點，具有一定的水體能量。兩主力單元儲量豐度為（4.3～5.7）×108m3/km2，測試無阻流量為（32.4～56.0）×104m3/d。基于A氣田海上、低儲量豐度、低無阻流量及存在邊底水等特征，常規(guī)開發(fā)方式開發(fā)經(jīng)濟效益差，海上亦無經(jīng)濟開發(fā)的先例[1-5]。隨著海上鉆完井技術(shù)的進步和經(jīng)驗的積累，工程費用有大幅下降的空間，多分支井已在海上油田開發(fā)中得以實踐，多分支井對油田井數(shù)的減小和開發(fā)效果的提高效果明顯[6-8]。因此，對于該類氣田極有必要開展相關(guān)研究，對比分析多分支井開發(fā)海上氣田的可行性。本文基于A氣田地質(zhì)特征，以數(shù)值模擬為手段優(yōu)化開展多分支井開發(fā)關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化[9-11]，優(yōu)化結(jié)果應(yīng)用在氣田開發(fā)方案編制中，探索實現(xiàn)海上邊際氣田少井高產(chǎn)高效開發(fā)。

1 氣藏模型

方案研究的數(shù)值模型模擬范圍包括整個氣藏，含氣面積內(nèi)步長為50 m，縱向步長1～5 m，總節(jié)點數(shù)為80×142×48，共54萬個網(wǎng)格節(jié)點，有效結(jié)點數(shù)為38萬個。選用油－凝析氣－水模式，采用Eclipse黑油模擬器進行方案優(yōu)化篩選，用E300組分模擬器預(yù)測推薦方案生產(chǎn)過程中氣體組分的變化。

模型中VFP垂直管流表基于該氣田探井擬合后由VFPi計算得到，模型流體數(shù)據(jù)、相滲等數(shù)據(jù)均基于該氣田實驗數(shù)據(jù)處理后得到。

2 A氣田開發(fā)方案優(yōu)化研究

2.1 井型優(yōu)化

根據(jù)A氣田含氣構(gòu)造（圖1）及儲量分布，在氣田相同年產(chǎn)規(guī)模的前提下，分別設(shè)計定向井和水平井兩方案開展方案研究工作（表1）。

方案模擬表明，隨井數(shù)減少采收率降低，穩(wěn)產(chǎn)期縮短。氣田在保障穩(wěn)產(chǎn)期的前提下，定向井方案需部署7～8口開發(fā)井方能達到較為理想的開發(fā)效果；而水平井方案僅需3～4口開發(fā)井?；贏氣田低豐度、邊底水的氣藏特征，考慮海上鉆完井費用水平井為定向井的1.5倍[12-15]左右，綜合分析認為水平井方案更能滿足海上少井高產(chǎn)的開發(fā)策略，實現(xiàn)更好的開發(fā)效果。

2.2 水平井開發(fā)A氣田方案優(yōu)化研究

2.2.1 水平井長度優(yōu)化

圖1 A氣田氣藏剖面圖

表1 不同開發(fā)井型及井數(shù)開發(fā)效果對比表

水平井的長度直接反應(yīng)在鉆完井費用當中，因此極有必要開展水平段長度的優(yōu)化工作?；趦?yōu)選得到開發(fā)井型及水平井開發(fā)井位，與鉆完井專業(yè)結(jié)合，考慮影響水平氣井長度的井徑、管壁粗糙度等因素，模擬對比4口水平井不同水平段長度下的累積產(chǎn)氣量或穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)氣量，以此確定合理的水平段長度。

主力層一的水平井A1H長度優(yōu)化結(jié)果表明（圖2），水平井長度在600～700 m左右時穩(wěn)產(chǎn)期和累積產(chǎn)氣存在一個拐點，穩(wěn)產(chǎn)期由0年上升到5年，累積產(chǎn)氣增加4%左右，以此確定水平井的最佳長度。

圖2 主力層一A1H水平井長度優(yōu)化圖

采用同樣的方法，優(yōu)化確定了A氣田推薦方案4口水平井的最佳長度，主力層一的水平井A1H最佳長度在600～700 m；主力層二的3口水平井長度在800～1 000 m最優(yōu)。

2.2.2 水平井縱向位置優(yōu)化

對于邊底水氣藏，需對水平井部署的縱向位置開展優(yōu)化研究。對各氣層縱向厚度無因次化處理后開展對比研究，結(jié)果表明（圖3）：對主力層一，由于儲層物性較均勻，且屬于邊水氣藏，水平井縱向上的位置對開發(fā)影響不是特別大，生產(chǎn)井距氣層頂部2 m時累產(chǎn)氣最大，若位于氣層下部，由于距內(nèi)氣水邊界較近，累產(chǎn)氣減少15%左右，由此可見生產(chǎn)井于氣層頂部開發(fā)效果略好于其他。

圖3 氣田兩主力層水平井縱向位置優(yōu)化圖

對于主力層二，當生產(chǎn)井距氣層頂面0.5 m時累產(chǎn)氣最大，如生產(chǎn)井處于物性較差的部位尤其是夾層中，則開發(fā)效果大大下降，如水平段距氣層頂部9.6 m時（氣層厚46.9 m），正好處于物性夾層內(nèi)，累產(chǎn)降低近20%；若氣井靠近氣層中部，雖然儲層物性變好，但距下部底水過近，累產(chǎn)降低14.6%，這表明水平井段應(yīng)當位于氣層頂部物性較好部位，開發(fā)效果最好。

因此，對于邊底水氣藏，水平井應(yīng)推薦部署在儲層中上部物性較好區(qū)域，對于延緩邊底水的錐進效果顯著。

3 海上多分支井開發(fā)邊底水氣藏方案優(yōu)化與實踐

在該氣田開發(fā)方案編制過程中，分支井已在海上油田開發(fā)中得以應(yīng)用并取得了較好的開采效果。隨著海上鉆完井技術(shù)的進步和經(jīng)驗的積累，工程費用有大幅下降的空間，因此，在該氣田開發(fā)方案中考慮適當部署多分支井，嘗試在海上氣田鉆完井實施方案中考慮鉆探多分支井的可行性。

3.1 多分支井開發(fā)A氣田方案優(yōu)化

在水平井方案優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上，開展多分支井開發(fā)A氣田方案研究，多分支井主支長度及縱向位置沿用水平井開發(fā)方案研究成果。

1）多分支井井數(shù)的優(yōu)化

結(jié)合A氣田地質(zhì)油藏特征，分別設(shè)計不同多分支井井數(shù)開發(fā)方案（表2）。

表2 多分支井開發(fā)井數(shù)優(yōu)化表

由模擬結(jié)果可以看出，由于采氣速度的恒定，部署多分支井并不能增加穩(wěn)產(chǎn)年限。但多分支井的部署對于保障產(chǎn)能，提高儲量動用及延緩底水上升有明顯的作用，累產(chǎn)氣有一定的增加。

考慮海上實施多分支井的開發(fā)風(fēng)險，綜合推薦方案3作為A氣田開發(fā)的推薦方案，即在兩主力層各實施一口多分支井作為海上氣田多分支井開發(fā)的嘗試。

2）多分支井分支夾角優(yōu)化

為了進一步對分支井進行優(yōu)化，設(shè)計了分支井夾角為45°和30°兩個方案，從模擬結(jié)果看，兩種角度的分支井累產(chǎn)氣相當，但穩(wěn)產(chǎn)期較30°的方案短半年左右（圖4），造成這種結(jié)果的主要原因是分支井角度為45°時，單井泄氣面積較30°時更大，分支間的干擾更小，但同時各分支井段離內(nèi)氣水邊界的距離也縮短了，出水的量有所增加，考慮到角度越大工程實施難度越大，因此分支井的角度以30°為宜。

圖4 多分支井不同分支校對開發(fā)效果對比圖

3.2 海上A氣田多分支井實施效果

在開發(fā)方案實施階段，A氣藏在兩主力層共實施兩口分支井A1M和A2M。主力層一為受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊水氣藏，在其高點實施了多分支井A1M，其中A1M井共實施1主支和2分支，鉆遇儲層有效滲透率4.7 mD，氣層有效厚度22.1 m，水平段鉆遇儲層斜厚為778 m，主支水平段有效長度297.4 m。主力單元二為受構(gòu)造控制的底水氣藏，再其南高點實施一口分支井A2M，A2M井共實施1主支和1分支，鉆遇儲層有效滲透率2.42 mD，氣層有效厚度41.7 m，水平段鉆遇儲層斜厚為983 m，主支水平段有效長度667 m。根據(jù)動態(tài)跟蹤分析，具有較好的開發(fā)效果：

1）多分支井較好的保障了初期產(chǎn)能，是定向井初期產(chǎn)能的3～6倍[16-20]。

對于邊水氣藏主力層一實施的A1M井，對比兩井物性、產(chǎn)能以及開發(fā)動態(tài)（圖5、表3），其臨近定向井（開發(fā)評價井）A5開發(fā)效果，在儲層物性相當、鉆遇氣層厚度相近的前提下，邊水氣藏實施多分支井初期產(chǎn)能為定向井的3倍左右。

圖5 邊水氣藏多分支井與定向井生產(chǎn)動態(tài)對比圖

表3 邊水氣藏多分支井與定向井物性及初期產(chǎn)能對比表

對于底水氣藏主力層二實施的A2M井，對比兩井物性、產(chǎn)能以及開發(fā)動態(tài)（圖6、表4），其臨近定向井（開發(fā)評價井）A3開發(fā)效果，在儲層物性相當、鉆遇氣層厚度相近的前提下，底水氣藏實施多分支井初期產(chǎn)能為定向井的6倍左右。

圖6 底水氣藏多分支井與定向井生產(chǎn)動態(tài)對比圖

表4 底水氣藏多分支井與定向井物性及初期產(chǎn)能對比表

2）多分支井有效的降低了生產(chǎn)水氣比，保障了穩(wěn)產(chǎn)。

圖7 兩口多分支井生產(chǎn)氣水比動態(tài)曲線圖

多分支井在生產(chǎn)四年的時間內(nèi)，氣水比始終保持在0.15 m3/104m3以內(nèi)的低氣水比生產(chǎn)（圖7），有效的延緩了底水錐進。從多分支井與定向井生產(chǎn)動態(tài)對比（圖9、圖10），多分支井不僅在保障初期產(chǎn)能上效果明顯，而且始終保持著較好的產(chǎn)氣能力。其中邊水氣藏多分支井A1M井與定向井A5井的產(chǎn)能比由初期生產(chǎn)時的3倍變?yōu)槟壳暗?倍，而底水氣藏A2M與定向井A3的產(chǎn)能比由初期生產(chǎn)時的6倍變?yōu)槟壳暗?.5倍（表5），多分支井的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)為保障氣田穩(wěn)產(chǎn)做出巨大貢獻。

表5 多分支井與定向井產(chǎn)能對比表

3）經(jīng)濟分析表明多分支井取得了較好的投入產(chǎn)出比

基于生產(chǎn)動態(tài)，邊水氣藏多分支井A1M是定向井A5累產(chǎn)氣的2.6倍；底水氣藏多分支井A2M是定向井A3累產(chǎn)氣的6倍?；谀壳昂Ｉ香@完井成本分析，多分支井鉆完井成本約為定向井的1.4倍左右。簡單考慮投入產(chǎn)出比，邊水氣藏多分支井的投入產(chǎn)出比約為定向井的2倍[12-15]左右，而底水氣藏多分支井投入產(chǎn)出比是定向井的4倍。

但值得注意的是，該投入產(chǎn)出比是基于開發(fā)4年的生產(chǎn)統(tǒng)計，考慮到目前定向井的產(chǎn)能遞減及多分支井對于延緩水錐的作用，水平井與定向井累產(chǎn)氣量將會增加，投入產(chǎn)出比亦會隨之增加。

4 結(jié)論

1）針對A氣田低豐度和邊底水的地質(zhì)油藏特征，水平井及多分支井開發(fā)與定向井相比可有效減少開發(fā)井井數(shù)。

2）基于A氣田地質(zhì)油藏特點，水平井及多分支井主支長度在800～1 000 m，分支與主支角度以30°為佳。

3）A氣田的生產(chǎn)實踐表明，多分支井可為低豐度邊底水氣藏開發(fā)提高氣井產(chǎn)能，延緩水錐，保障氣田穩(wěn)產(chǎn)。

4）基于A氣藏的生產(chǎn)實踐，多分支井的初期產(chǎn)能可達到定向井的3～6倍，投入產(chǎn)出比可達到定向井的2～4倍。