合理井距选择的多方法研究与论证——以S区为例

王丽娅，周福

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆，163318）

合理井距选择的多方法研究与论证
——以S区为例

王丽娅，周福

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆，163318）

为了提高气藏采收率，实现低投入高回报的经济效益，本文以S区为例，根据该区砂岩岩性气藏特征，在长方形井网的基础上，研究该区合理的井距选择方法；分别采用经济评价法、合理采气速度法、渗透率与泄流半径法和数值模拟论证法4种方法进行论证，并对上述论证结果进行对比分析。研究结果表明：采用不规则布井方式，井网形式选择800 m排距，储渗性能差的部位采用500 m～600 m井距，储渗性能好的部位采用600 m～800 m井距为佳。该研究对气藏天然气富集区的高效开采提供了理论指导。

合理井距；经济评价法；合理采气速度法；数值模拟论证法

引言

S区属于砂岩岩性气藏。气田气层砂体在垂直于河道方向的分布范围较小，即河道较窄；而沿河道方向的气层具有一定的延伸长度［1］。任何一种井网形式必须适应砂体的走向和分布，气田砂体展布规律及有效储层的规模决定了S区的井网形式应为长方形矩形井网［2］。

截至2013年12月31日，S区共投入开发井280口，开井数为277口，停产井83口［3］。目前，全区日产气187×104m3，平均单井日产气0.68×104m3，平均套压6.66 MPa，全区累产气40.5×108m3。储集层砂体非均质性强，连片性差，储层平均孔隙度为7.5%，平均渗透率为0.47 mD，该气藏为低孔低渗气藏［4］。气藏产气量较低，压力下降速度快，稳产困难［5］。因此，需要对该区块进行合理井距的研究，以便准确有效进行井网加密技术，并对气藏开发后期的调整提供依据。

1 经济评价法

气井储量的控制是气井稳产的基础，直接影响到单井的开发效益。那么，一口气井需要控制多少可动储量，以确保投资回收？ 根据静态经济评价方法中的回收投资公式：总收入=总投资。天然气销售总金额可表示为：

总收入=Gp×天然气商品率×天然气价格－单井操作费－销售税金

单井投资、控制储量等与井距经济评价见表1。

表1　不同单井投资下的经济极限井距

2 合理采气速度法

合理采气速度法是根据气体的采气速度和单井产能，计算出所需的气井数，然后计算出井间的间距密度。根据井网密度可以得出合理井距。

其中： N—地质储量，104m3；A—含气面积，km2；μ—粘度，mPa.s；H—有效厚度，m；b—单位换算系数；s—井网密度；Vo—采气速度，%；D—井距，m；ΔP—生产压差，mPa；k—渗透率，mD。

根据国内外不同规模气藏的天然气储量，以及天然气回收率和稳定产量年限值，再结合S区的气田属于岩性—地层型低产低丰度中深埋藏大型气田，其地质特点为低孔隙度低渗透率，强非均质性，为了充分开采基质中的天然气，采气速度不宜过高。故采气速度取值1% ～2% 。压差为地层压力的10%。

3 渗透率与泄流半径法

在气田开发中，总是希望储量动用程度越高越好，而要求钻井越少越好，实际上这两者是相互制约的。所谓供气半径是每一口井都有的，在一定程度上，在供气半径范围内的天然气储量可能会涉及流动。因此，气藏的含气面积区域均在天然气供应半径内，以及气井之间的良好和不重复的范围，以便实现储量充分动用和减少井数量，即要求相邻的两口井间距等于两口井的气体供应半径的总和。

如果能够统计得到气藏的渗透率K与气井供气半径r间的关系，也就容易计算合理井距。渗透率与供气半径关系法就是根据这一理念设计的。

根据S区气藏关井复压试井解释数据发现，泄流半径与渗透率存在双对数关系，如图1所示。

图1　渗透率与泄流半径关系曲线

由于S区的平均渗透率为0.747 mD，范围在0.2 mD ～ 1.3 mD之间，因此根据上述办法可以得到供气半径为352 m，进而计算得井距为704 m。

4 数值模拟论证法

数值模拟论证法是油气藏工程常用方法之一。本文按照不同的排距和井距共设计了17套模拟方案（如表2所示），运用数值模拟软件Eclipse建立理想模型，并对区块进行数值模拟，优选合理的排距和合理的井距等。

表2　直井井网论证方案设计表

由数值模拟软件Eclipse进行数值模拟研究得出结果，如图2所示。

图2　井距开发效果影响图

E-mail: wangliya921@163.com

排距相同的情况下，平均单井累积产气量和采收率随井距的变化而变化，并且随着间距的减小而减小，采收率不断提高，无明显突变趋势。而对平均单井累计产气量而言，当井距大于某个值时，其值基本没有大的变化；当井距小于某个值时，其值开始快速下降。当排距为1000 m和1200 m时，井距增大到700 m～800 m，平均单井累计产气量增加幅度较小。综合上述分析，得出合理井距为700 m～800 m。

在井距相同的情况下，平均单井累积产气量和采收率受排距的影响也很大，随着排距的增加而增加，累积采出气体不断提高，但当排距大于800 m时，累计采气量增幅趋于减小。当井距大于500 m时，平均单井累计产气量的值变化不大；当井距为700 m～800 m时，排距增大到800 m～1000 m时，平均单井累计产气量几乎不再增加。综合分析合理排距为800 m～1000 m。

5 结束语

表3　各方法结果统计表

结果表明：经济评价法不能得到精准结果，而数值模拟法能够较准确全面地论证。综合各种方法的研究，结合产能动态拟合分析，推荐S区采用不规则布井方式，井网形式选择800 m排距，储渗性能差的部位采用500 m～600 m井距，储渗性能好的部位采用600 m～800 m井距为佳。该研究对气藏天然气富集区的高效开采提供了理论指导。

［1］崔传智，杨赤宸，牛栓文，等. 复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法及其影响因素［J］. 油气地质与采收率，2013，20（4）:53-56.

［2］凌宗发，王丽娟，胡永乐，等. 水平井注采井网合理井距及注入量优化［J］. 石油勘探与开发， 2008， 35 （1）: 85-91.

［3］吕爱民，姚军. 裂缝性碳酸盐岩底水油藏合理打开程度与合理井距［J］. 石油勘探与开发， 2008， 35 （1）: 97-100.

［4］李松泉，程林松，李秀生，等. 特低渗透油藏合理井距确定新方法［J］. 西南石油大学学报：自然科学版， 2008，30（5）:93-96.

［5］王秀芝，石志良，龙胜祥，等. 元坝气田开发经济合理井距研究［J］. 断块油气田，2012，19（3）:340-342.

周福（1988-），男，硕士研究生，东北石油大学。研究方向：油气田开发。

E-mail: 354201567@qq.com

综合各种方法的研究，结合产能动态拟合分析，对于S井区推荐采用不规则布井方式，井网形式选择800 m排距，储渗性能差的部位采用500 m～600 m井距；储渗性能好的部位采用600 m～800 m井距为佳，具体见表3。

本文对比分析了四种常用的井距选择方法，

Multi-method Research and Demonstration of Feasible Well Spacing Selection—— A Case Study of Block S

Liya Wang， Fu Zhou（Northeast Petroleum University Petroleum Engineering Institute， Daqing， Heilongjiang， 163318， China）

In order to improve the gas reservoir recovery efficiency， as to achieve the economic benefits of low investment and high profit， this paper takes block S as an example to investigate a feasible well spacing selection method according to its sandstone characteristics and on the basis of rectangle well pattern. Four methods， namely， methods based on economic evaluation， reasonable gas extraction velocity， permeability & discharge radius， and numerical simulation evaluation， are adopted respectively for comparison and analysis. Results from these methods show that， an 800 m well spacing should be chosen for irregular well pattern. Well spacings of 500 m ～ 600 m， and 600 m ～ 800 m are appropriate for positions of bad and good reservoir properties， respectively. This study provides theoretical guidance to the high efficiency production in the gas enrichment region.

Feasible Well Spacing； Economic Evaluation Method； Reasonable Gas Extraction Velocity Method；Numerical Simulation Evaluation Method

TE323

A

2095-8412 （2016） 04-592-03

工业技术创新 URL： http://www.china-iti.com 10.14103/j.issn.2095-8412.2016.04.002

王丽娅（1992-），女，东北石油大学。研究方向：油气田开发。