矩形井网在辫状河气藏开发中的应用

吕 晶，刘 毅

(成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

矩形井网在辫状河气藏开发中的应用

吕 晶，刘 毅

(成都理工大学能源学院，四川 成都 610059)

XX气田二叠系气藏为低渗透、低丰度的辫状河沉积气藏。在分析了该区块的地质特征基础上，结合气井生产动态资料，对气藏的井网方式及井网密度进行研究，设计多套方案，并通过数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性圈闭气藏的合理井距。数值模拟结果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井网能够保持较长的稳产年限及较高的采出程度和采收率。

岩性气藏；矩形井网；数值模拟

合理的井网的方式及井距对气藏的采收率、投资规模以及经济效益有很大影响， 因此论证井网井距的合理性是气藏工程设计中的一个重要的环节，即采用尽量少数的井，最大限度地提高采收率并获得最佳的经济效益[1]。根据以往气田开发经验，低渗辫状河气田在技术上要求采用小井距，但经济上要求采用大井距。在技术与经济要求存在一定矛盾的前提下，井网井距是否合理成为保障辫状河低渗气藏合理高效开发的关键[2]。

1 XX气田二叠系气藏地质特征

XX气田位于M市B区C村东北约10km，目的层位在上古生界二叠系NPEDC9段、NPEDC10段，从已有的录井资料看，气藏埋深为-3624～-3694m，含气面积约813.38km2，天然气储量为488.53×108m3。沉积环境为典型的辫状河沙砾质心滩，砂体展布具有南厚北薄、东厚西薄的特征，非均质性强，连续性较差。垂直方向气层连续性、连通性差，延伸范围有限。收集、整理并录入了研究区已有取心井100 余块样品的物性资料进行统计分析，结果表明：该区孔隙度分布在0.4%～20%之间，平均7.2%；渗透率分布在(0.001～2398)×10-3μm2之间，平均0.43×10-3μm2；其中，孔隙度主要分布在5%～10%(占56.5%)，渗透率主要分布在(0.1～1)×10-3μm2(占55.9%)。该气藏甲烷含量平均91.702%，不含H2S，不含凝析油，为典型干气气藏；平均地温梯度为3.36℃/100m，压力梯度为0.921MPa/100m，为正常的温压系统；气藏类型属无边底水弹性气驱、低孔、低渗岩性气藏。

2 井网井距论证

2.1井网方式论证

1)以砂体为单元布井 在辫状河沉积环境下，砂体横向变化频繁，极少连片稳定分布。以砂体为单元布井是在储层精细描述的基础上进行的，利用储层精细描述成果，认清储层的分布，在砂体控制范围内部署井网。

2)根据储层非均质性确定变形井距 确定物源方向是河流相沉积储层的重要特征， 而储层顺物源方向的渗透率明显好于垂直物源方向，这种特征可以用渗透率各向异性来表征，主渗透率方向上的传导系数也好于垂直主渗透率方向。由渗流理论可知，要想达到均衡开采，必须考虑储层不同方向上的井距变化，即顺物源方向井距要大于垂直物源方向上的井距。

该气藏作为新增区块，还没有形成具有一定规模的井网，因此，除上述原则外，还应遵循以下原则：①构造部位高、储量丰度大的区块优先布井；②井排走向需沿构造等高线方向；③井排方向与裂缝方向垂直。

2.2井网密度的确定

1)经济极限法 ①成本及收益总模型。气田开发收入来源于天然气销售，除去天然气单位体积成本和税金，则为总的开发收益[3]。即：

Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(1)

式中，Rr为开发总收益，元；Gp为天然气累计产气量，104m3;f为天然气商品率；P为天然气价格，元/103m3；L为单位成本，元/103m3；L1为各种税金，元/103m3。

以I表示气田开发过程中的总投资，主要包括钻井投资、地面投资、压裂改造及单井所摊的其他费用，当总投资与总收入相等时达到气田经济极限。即：

I=Rr=Gp×f×P-Gp×(L+L1)

(2)

②单井最小产气量。由式(2)可得在经济极限情况下开发要求的气井最小累计产气量公式为：

(3)

由式(3)可以看出，单井投资、天然气销售价格以及成本和费用将对气井最小累计产气量有很大的影响。在单井投资固定的条件下，当操作费用不变时，气井最小累计产气量随着气价的增加而减小；当气价不变时，气井最小累计产气量随操作费用的增加而增加。

③经济极限井网密度。在获得气井要求的最小累计产气量后，便可确定气井要求的最小地质储量Gmin：

Gmin=Gp/R

(4)

式中，Gmin为气井最小控制储量，104m3;R为最终采收率，%。在得到气井最小井控储量后，便可得到不同储量丰度条件下气井最小井控面积，进而确定经济极限井网密度。

④气井最小控制面积。气井最小控制面积公式为：

Amin=10-4×Gmin/GA

(5)

式中，Amin为气井最小控制面积，km2；GA为储量丰度，108m3/km2。

⑤经济极限井网密度的计算。经济极限井网密度Smin(井/km2)与井距D(m)的计算公式分别为：

(6)

根据以上理论，计算不规则井网经济极限井网密度的相关数据如下：①最小单井累产气量。在平均单井地面建设投资为1000×104元，单井钻井工程投资为22000×104元，大型压裂费用为300×104元/井，天然气价格按950元/103m3计，天然气各种税费与体积成本为180元/103m3，天然气商品率取95%时，计算单井最小累产气量为4697.5×104m3。即在现有经济条件下，单井累计产气量达到4697.5×104m3时，正好收回投资。②最小井控地质储量。在现有经济条件下，单井最小累产气量为4697.5×104m3，调研同类气藏采收率在50%～70%之间。取采收率为60%，根据式(4)计算单井最小井控地质储量为7829.17×104m3。③最小井控面积。储量丰度为1.7668×108m3/km2，根据式(5)计算最小井控面积为2.26km2。④经济极限井距。根据式(6)计算经济极限井距为242m。

2)合理采气速度法 合理采气速度下对应井网密度公式为[4]：

(7)

表1 不同采气速度对应井网密度

生产压差取地层压力的15%，即生产压差为4.6MPa，气井的综合利用率为95%。代入式(7)，求得不同采气速度下对应的井网密度如表1所示。根据经济极限井网密度和合理采气速度计算井网密度结果，认为该气藏基础井网井距在800～1200m之间。

3 不同井距方案对比研究

3.1井网设计基本原则

根据合理井网论证结果，该气藏应采用不规则井网方式，依据储层沉积微相和小层储量丰度来布新井。根据以上结果，该气藏合理井距在800～1200m之间，平均试采无阻流量13.2557×104m3/d，合理配产为在15%～20%范围内，合理生产压差为地层压力的11.80%～12.06%，全气藏平均单井配产为(1.9884～2.6511)×104m3/d。考虑0.85的安全系数，计算全气藏平均单井配产为(1.6901～2.2535)×104m3/d。

3.2方案设计要点

依据以上论证结果，以该气藏沉积相分布特征为基础，以经济极限井网密度以及在不同采气速度控制下对应的井网密度计算结果为依据，按照“心滩井网密度大”的原则[5]，共设计了12套方案(见表2)。12套方案是在3套井网方案的基础上，每套井网方案设计4个不同采气速度而完成的。

表2 方案设计结果表

3.3不同井距方案开发效果对比

对每套方案，采用Eclipse数值模拟软件进行模拟生产，模拟生产的年限为20年，根据数值模拟的结果，分别绘制各方案中采收率与采气速度的散点分析图(见图1)，稳产期采出程度与采气速度的散点分析图(见图2)，稳产年限与采气速度的散点分析图(见图3)。

对比图1～3可以看出，方案A(800×600m井网)的采收率略高，但稳产期采出程度和稳产年限较低；方案C(1200×1000m井网)的稳产期采出程度略高，但采收率低，稳产年限较短；而方案B(1000×800m井网)能够保持较高的采收率、采出程度，稳产年限也相对较长。综合以上结论可以看出，方案B的井网设计方案为最优方案。

[1]李爽,朱新佳,靳辉,等.低渗透气藏合理井网井距研究[J].特种油气藏,2010,17(5):73-75.

[2]杨小平,唐军.动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距[J].特种油气藏,2006,13(6): 64-66.

[3]朱新佳.苏里格气田苏53区块合理井网井距研究[J].石油地质与工程,2010,24(1):74-75.

[4]刘未来.苏一潜山气藏气井产能分析方法[D].成都：西南石油学院,2002.

[5]李士伦.气田开发方案设计[M].北京: 石油工业出版社,2004: 98-107.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.023

TE324

A

1673-1409(2012)12-N071-03