普光气田气井投产层段优化方法及效果

彭鑫岭 张世民 张雪松 李继强

1.中国石化中原油田普光分公司 2.中国石化中原油田勘探开发科学研究院

普光气田气井投产层段优化方法及效果

彭鑫岭1张世民1张雪松2李继强2

1.中国石化中原油田普光分公司 2.中国石化中原油田勘探开发科学研究院

在普光气田部署的开发井中,距边、底水较近的气井有13口,约占33%,这类气井投产层段选择是影响单井乃至整个气田开发效果的关键因素。投产层段选择不合理,将导致边、底水过早沿裂缝带或高渗透带快速推进,降低气井无水采气期,影响气井和气藏产能,同时给防腐工作带来困难。为此,在气井分类评价的基础上,应用建模和数值模拟技术,结合单井特点来优化气井投产层段。结果表明:①位于构造高、中部位不受边水和底水影响的气井,应尽量全部打开;气层跨度超过400 m的气井,考虑到投产作业施工难度,打开程度控制在70%～90%,对分散且品质差的薄气层不打开。②位于构造中、低部位受边、底水影响的气井,打开程度以靠近气层顶部50%～80%为宜。该方法在普光气田的应用有效地控制了气井的出水时间,为提高单井无水期采出程度和气藏的最终采收率创造了条件。

普光气田 边水 底水 投产层段 无水采气期 采出程度 数值模拟 优化

1 气井投产层段优化方法

气井投产层段优化决定着单井产能、无水采气期、最终采收率等开发指标,是影响气田开发效果的关键因素。投产层段选择不合理,将导致边、底水过早沿裂缝带或高渗透带快速推进,降低气井无水采气期,影响气井和气藏产能,同时给防腐工作带来困难[1-2]。笔者主要采用以下方法来进行气井投产层段优化。

1.1 气井分类评价

根据气井所处构造部位,储层发育,距边、底水距离等因素,将气井分3类进行评价。①构造高部位气井。气层厚度大,主要发育在飞一、二段和长兴组顶部,主力含气井段厚度介于200～600 m;飞一、二段储层展布稳定;储层物性较好,Ⅰ类储层占8.05%,Ⅱ类储层占30.85%,Ⅲ类储层占61.0%;气井距气水边界远,垂向上比气水边界高出210 m以上,平面上距气水内边界距离在1 300 m以上;位于构造高部位气井占总井数的45%。②构造中部位气井。气层厚度较大,主要发育在飞一、二段中上部,局部井区长兴组顶部也发育气层,主力含气井段100～500 m,展布稳定;储层物性好,Ⅰ类储层占11.96%,Ⅱ类储层占39.08%,Ⅲ类储层占48.96%;气井在飞仙关组均未钻遇水层,距气水内边界距离较远,一般在500 m以上;有5口井在长兴组钻遇底水,长兴组礁体呈点状分布,互不连通;位于构造中部位气井占总井数的37%。③构造低部位气井。气层厚度相对较小,主要发育在飞一、二段中上部,厚度70～260 m,长兴组储层零星发育;储层物性好,Ⅰ类储层占10.50%,Ⅱ类储层占40.53%,Ⅲ类储层占48.97%;气井距气水边界较近,距飞仙关组气水内边界在300 m以内[3-4];位于构造低部位气井占总井数的18%(图1)。

首先,引入新井测井资料,重新建立三维精细地质模型,认清气藏微构造以及储层物性参数展布规律等。然后,经过网格粗化,建立属性数值模型,按照开发方案配产要求模拟评价气藏开发动态特征,预测气藏无水采气期、产能、采收率等开发指标,研究边、底水推进的影响因素和规律[5]。模拟研究认为:位于构造高、中部位,距离边水和底水比较远(距气水内边界水平距离大于500 m)的气井,边、底水对气井生产没有影响,气层打开程度越高,稳产期、最终采收率等开发指标越高,这类气井的气层应该尽量全部打开;位于构造中、低部位,距离边、底水比较近的气井,1～2 a就见水,这类气井占总井数的33%左右,投产层段的优化情况将直接关系到整个气田的开发效果,是投产层段优化的重点井。

图1 飞仙关组边水气藏数模网格模型图

1.2 应用数值模拟技术确定单井气层最优打开程度

现以受边水影响的P106井为例来说明打开程度优化情况。在飞仙关组边水气藏三维精细地质模型的基础上,经过地质模型粗化,建立P106井局部区域气藏属性数值模型(图2)。为了评价气层不同打开程度对边水突进的影响,根据气、水层间储层物性特点和钻遇水层的实际情况,设计从气层顶部向下打开程度为11%、33%、55%、77%等不同方案,气井初期产量按开发方案配产,进行边水气藏开发数值模拟研究。

图2 P106井数值网格模型图

数值模拟研究结果表明:当打开11%时,由于气层上部位置主要为Ⅲ类储层,物性差,气井生产基本不见水,但稳产期不足3 a。当打开33%、55%、77%时,见水时间分别为5.2 a、3.5 a、1.4 a,无水期采出程度分别为15.1%、8.8%、6.2%;当打开程度大于77%时,由于气层中、下部位置多为Ⅱ类储层,且局部发育裂缝,储层物性较好,开发过程中边水将快速推进。可见,随着P106井气层打开程度的不断增加,无水采气期将逐渐缩短,相应的无水期采出程度将逐步降低,而稳产期因多因素影响将发生由低到高然后降低的变化。由此认为,P106井气层自上而下打开程度控制在55%左右为最优[6](图3)。

图3 P106井不同打开程度日产水量对比图

应用数值模拟技术评价后认为:钻遇长兴组底水但以飞仙关组为主力气层的气井,应避射长兴组气层;钻遇长兴组底水且以长兴组为主力气层的气井,打开程度应控制在50%左右为宜;受边水影响的气井,因为离边水距离和气、水层之间储层物性不同,气井合理打开程度介于50%～90%之间。

1.3 开发井投产层段优化

为最大限度地发挥气层潜力,满足开发方案设计的要求,根据气井分类评价、最优打开程度数值模拟评价结果,结合单井气层纵横向物性变化、井身结构、固井质量等情况,具体优化气井投产层段。现以P106井为例,该井位于构造低部位,属于大斜度井,含气井段超过700 m,气层段以上200 m固井质量较好,达到了设计要求。飞一、二段气层为该井主力气层,气层段下部以Ⅱ类储层为主,物性相对较好;上部以Ⅲ类储层为主,物性相对较差;飞三段主要发育Ⅲ类储层,分布分散且物性差(图4)。该井在飞仙关组钻遇了水层。

图4 P106井投产层段测井解释成果图(1 ft=0.304 8 m)

根据数值模拟评价结果,选取避射气层下部6 350.9～6 529.0 m井段,避射厚度斜深178.1 m。同时考虑到飞三段解释的12.1 m/5层气层分散在150 m跨度范围内,不利于投产作业施工,全部避射。最终优选飞一、二段上部5 966.3～6 344.8 m井段投产,井段跨度378.5 m,累计射孔厚度226.6 m。P106井气层的实际打开程度为50.6%。

2 应用效果评价

应用该技术思路和方法完成了普光气田开发井的投产层段优化。优化后,气井实际打开气层厚度介于38～558 m,气层打开程度50.6%～100%,合计避射气层1 592 m;投产井段跨度38～839 m,合计避射井段跨度6 579 m。已完成投产作业气井,实测单井平均无阻流量479×104m3/d,气井实测产能均达到或超过方案设计要求。气田投入生产以后,各项生产动态指标与设计指标基本一致。

3 结论与认识

根据开发井分类评价结果,应用数值模拟等技术分类评价了开发井受边、底水影响情况及气层最优打开程度,结合单井地质和工程情况优化了气井投产层段。研究认为:①位于构造高、中部位不受边水和底水影响气井,应尽量全部打开;气层跨度超过400 m的气井,考虑到投产作业施工难度,分散且品质差的薄气层不打开,打开程度控制在70%～90%。②位于构造中、低部位受边、底水影响的气井,打开程度以靠近气层顶部50%～80%为宜。

投产层段的优化是实现气田高效开发的关键因素之一,对于发育边、底水、高含硫化氢的普光气田更是如此。投产层段优化为控制边、底水快速推进创造了有利条件。气田投产后,还需要根据动态监测和动态分析结论,通过调整气井工作制度等措施,有效控制边、底水推进。

[1]王小鲁,许正豪,李江涛,等.水驱多层砂岩气藏射孔层位优化的实用方法[J].天然气工业,2004,24(4):57-59.

[2]李文魁,周广厚,毕国强,等.涩北气田排水采气优选模式[J].天然气工业,2009,29(4):60-63.

[3]何生厚,曹耀峰.普光高酸性气田开发[M].北京:中国石化出版社,2010.

[4]穆龙新,赵国良,田中元,等.储层裂缝预测研究[M].北京:石油工业出版社,2009.

[5]鲁卡·考森蒂诺.油藏评价一体化研究[M].李阳,王大锐,张正卿,等,译.北京:石油工业出版社,2003.

[6]罗伯特,沃特恩伯格.气藏工程[M].王玉普,郭万奎,庞颜明,等,译.北京:石油工业出版社,2007.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.05.015

2011-03-03 编辑 韩晓渝)

彭鑫岭等.普光气田气井投产层段优化方法及效果.天然气工业,2011,31(5):61-63.

国家科技重大专项“四川盆地普光大型高含硫气田开发示范工程”项目(编号:2008ZX05048-005)

彭鑫岭,1965年生,高级工程师;主要从事气藏开发研究及管理工作。地址:(635000)四川省达州市南外火烽山仁和园宾馆。电话:(0818)4736032,13108188886。E-mail:pypxw@163.com