永和氣田勘探開發認識與建議

殷世巍

(中國石油長城鉆探工程有限公司井下作業分公司,北京 100101)

永和氣田勘探開發認識與建議

殷世巍

(中國石油長城鉆探工程有限公司井下作業分公司,北京 100101)

摘要：為更好地開發低滲、低壓、低豐度的永和氣田，在前期地質探勘與測試分析的基礎上，對該氣田的儲層物性特征、流體性質及溫度壓力系統進行了分析，永和氣田屬于無邊底水定容彈性驅動、粒間孔-溶孔型、特低孔超低滲巖性氣藏。對永和氣田的井位部署、井型優選、開發層系以及開發方式進行了綜合研究，并利用數值模擬方法，對水平井的水平段長度選取、方位優選和水平段氣藏位置分布進行了研究，根據研究結果建議優先開發永和18井區的山2層系富集氣藏，采用一套層系天然能量衰竭式降壓開發方式能夠獲得較好地開發效果。

關鍵詞：永和氣田；氣藏特征；數值模擬；水平井參數；能量衰竭；分段壓裂

1氣田概況

永和氣田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡與晉西撓褶帶之間的過渡帶，是一個低滲、低壓、低豐度的巖性氣藏，鉆遇地層集中在二疊系、石炭系和奧陶系，主力含氣層位為盒8和山2段，平均埋深2 275 m。永和氣田的第一口探井永和1井于2006年9月5日開鉆，2006年10月30日完鉆，完鉆層位馬家溝組。2006年11月至2007年7月先后對山2段、盒6段、盒8段的氣層進行分層試氣，取得了不同含氣層系的產能數據。

截至2015年10月，永和氣田完成鉆井44口，壓裂、試氣井位共完成23口/53層，采用三相分離器一點法控制求產，單井平均日產氣量為0.78×104m3，其中永和18井在射孔后達到22.0×104m3/d的高產氣流量，最大無阻流量達到30.42×104m3/d。勘探數據及試氣錄取資料表明，山2段部分井區有效厚度相對較大，且含氣井段集中，其中永和18井和永和30井區試氣具有較高的產能。

2開發認識

2.1基本地質特征

永和氣田構造特征形態為東高西低的單斜構造，構造線近南北走向，平均坡降4～8 m/km，傾角約1°。永和縣以東構造比較陡，永和縣以西構造比較緩，屬于三角洲前緣相沉積，物源方向為近南北向，具水下分流河道特征。鉆井揭露的地層自下而上依次為：奧陶系，石炭系，二疊系，三疊系，侏羅系，白堊系，鉆遇層位有劉家溝組、石千峰組、石盒子組、山西組、太原組和本溪組，鉆遇的有效氣層厚度較大、井位數量較多的主要集中在千5層、盒8層、山1層和山2層，各層位氣層分布及砂體展布特征見表1。

表1　永和氣田主要層位砂體及氣層平均厚度及特征

2.2溫度、壓力系統特征

從測井錄取資料分析，永和氣田屬于正常溫度系統的低壓氣藏，平均地層溫度梯度為3.13 ℃/100 m(標準參考值3.07 ℃/100 m) ，氣層段溫度53.53～70.38 ℃，計算氣藏壓力系數0.278～0.892(標準參考值0.87～0.94)，平均值0.72，見表2。

2.3氣藏類型及特征

按驅動類型劃分：千5、盒8、山1、山2氣藏均屬地層巖性圈閉氣藏，儲層分布受砂體展布和物性控制，無明顯邊、底水，屬于定容彈性驅動氣藏。

表2　永和氣田主要層位溫度、壓力系統參數

按儲集空間類型劃分：儲集空間主要是粒間孔，其次是溶孔、晶間孔和微裂縫，屬于粒間孔-溶孔性氣藏。

按儲層物性劃分：千5段儲層平均孔隙度4.5%，滲透率平均0.57×10-3μm2；盒8段儲層平均有效孔隙度7.60%，平均滲透率0.35×10-3μm2；山1段儲層平均有效孔隙度7.73%，平均滲透率0.59×10-3μm2；山2段儲層平均有效孔隙度8.04%，平均滲透率0.41×10-3μm2。永和氣田屬于特低孔、超低滲型氣藏。

以上分析表明，永和氣田屬于無邊底水定容彈性驅動、粒間孔-溶孔型、特低孔超低滲巖性氣藏。

2.4地層儲量特征

永和氣田高產能層位主要集中在千5段、盒8段、山1段和山2段等層位，根據表3主要含氣層位地層參數，運用氣田儲量容積法計算公式(1)可以估算出永和氣田的實際儲量。

(1)

式中：G為氣田實際儲量,108m3；A為含氣面積,km2；h為有效厚度,m；φ為有效孔隙度,%,Sgi為原始含氣飽和度,%；T為地層溫度,K；Pi為原始地層壓力,MPa；Zi為原始氣體偏差系數；Tsc為地面標準溫度,K；Psc為地面標準壓力,MPa。

從表3中地層參數及前期勘探評價錄取資料分析可以看出：①千5層有效氣層厚度大，分布穩定，但地層壓力低，儲量規模小；②盒8層整體有效氣層厚度大，縱向上氣層分布較分散，但部分井區氣層發育集中，可作為后期開發的潛力區；③山1層有效氣層厚度總體較薄，但局部井區氣層發育良好，可作為開發潛力區；④山2層部分井區有效厚度相對較大，且含氣井段集中，其中永和18井、永和30井區試氣具有較高的產能，可作為天然氣高產能建設區域。

表3　永和氣田主要含氣層位地層參數

根據天然氣田儲量估算經驗公式(1)，永和氣田估算儲量為1 058.15×108m3，儲量豐度為0.8251×108m3/km2，氣藏平均埋深2 100～2 300 m，綜合評價永和氣田為低豐度、中深層大型氣田。

3開發建議[1-2]

進入開發階段的永和氣田已經完成了首口水平開發井永和18-1H井的壓裂試氣施工，試氣錄取資料顯示該井日產氣量穩定在(10～12)×104m3，達到初期設計要求。目前，以永和18井為含氣富集區域中心，開發建設“7+1”井網覆蓋結構，并建立了第一座天然氣集輸站點。為了更好、更快地完成永和氣田15×108m3產能建設目標，永和氣田的開發方案和開發模式還需要不斷地調整和創新，結合勘探開發階段的錄取資料，提出幾點關于永和氣田快速開發的相關建議。

3.1開發井位應優先部署在永和18井區

氣田的開發要從整體考慮，注重主力區塊的作用，主力區塊要首先建設成一定的產能規模，并保持一定的穩產期，其他含氣區塊可以作為后期的穩產接替。從勘探開發階段的試氣錄取資料來看，永和氣田主力含氣層位為山2層，且主要含氣井位集中在永和30井、永和18井、永和7井、永和15井和永和21井這五大井區，而開發初期的井位部署宜優選在永和18井區域，該區域含氣層有效厚度和豐度值相對較高，而且永和18井在射孔完后出現22×104m3/d的高產氣流量。

3.2開發井型宜優選水平井

永和氣田屬于低滲、低壓、低豐度的致密氣藏，水平井在開發致密低滲氣藏具有明顯優勢，主要表現在：①增加泄氣面積，在壓力較低的情況下，仍然可以增加產氣能力；②增大壓裂裂縫的傳導能力；③單井控制程度高，主要體現在經濟效益方面；④壓裂投產后產量為直井的3～5倍。

水平井開發作為提高單井產量及采收率的重要手段已在蘇里格氣田得到推廣應用。針對蘇里格低滲氣田直井開發單井成本高、控制儲量少、產量遞減快的特點，2006年開始，蘇里格氣田大面積開展水平井技術攻關，并逐步形成了適合蘇里格氣田提高單井產量、降低開發成本的整體高效開發系列特色配套工藝技術，實現了以38口水平井替代300口直井建成10億方產能、122口水平井替代710口直井10億方穩產10年的目標， 可以說水平井開發技術已經走向成熟，并得到了廣泛的應用[3，6]。永和氣田與蘇里格氣田蘇53區塊氣藏有類似之處，結合同類型低滲致密氣藏蘇里格氣田蘇53區塊水平井整體開發模式，永和氣田宜采用南北向排距大于東西向井距的近似菱形面積井網。圖1為永和18井區山2層氣層分布圖，氣藏構造平緩，部署區縱向上儲層集中，含氣井段厚度為0.7～20.2 m，有效氣層厚度平均為6.1 m，平面分部較穩定，這種地層結構尤為適合部署水平井。從部署的第一口永和18-1H水平井試氣錄取資料來看，該井水平段為800 m，采用裸眼完井9段分層壓裂，壓裂放噴排液后油套壓穩定，關井后油套壓恢復至15.0 MPa以上，采用8 mm油嘴放噴，油套壓最終穩定在10.5 MPa不降，日產氣量穩定在(10～12)×104m3。

圖1　永和氣田永和18井區山2層氣層分布

3.3水平井參數需要進一步優化

從第一口水平井錄取資料來看，水平井的部分設計參數還需要進一步完善，可以獲得更好的產能效果。

3.3.1 水平段方位的優選

水平井水平段的方位選擇應參照區塊主應力方向，水平段方位與主應力方向相匹配，并且兼顧河道展布方向，水平段方位為南-北方向。從圖2可以得出，當水平段方位垂直于主應力方向時產氣效果最好。

3.3.2 水平段長度優化

永和18-1H水平井水平段設計長度為1 400 m，由于受到地層結構復雜的影響，最終完鉆水平段長度僅為800 m，該井采用裸眼完井9段分層壓裂，壓裂試氣效果良好。從采收率和經濟效益角度來看，在永和氣田部署水平段長1 400 m的水平井未能發揮單井最大經濟價值。從蘇里格氣田蘇53區塊水平井近三年投產情況來看，區域內單井平均產氣量穩定在8.99×104m3/d以上，而水平段長度主要為867～1 135 m，平均長度為1 026.6 m。從圖3可以看出，單井累產氣量及日產氣量隨水平段長度的增加而增大，當水平段長超過1 000 m以后增幅大大降低減緩，產量區域穩定。

圖2　不同水平井方位與采出程度關系曲線

圖3　不同水平段長度累計產量變化曲線

3.3.3 水平段在氣藏中的位置優選

水平段在氣藏中的位置主要有三種，在氣層的上部、中部、下部等三種位置。永和氣田的第一口水平井的水平段井眼軌跡控制基本符合設計要求。雖然水平段處在儲層中不同垂向位置時對其累積產氣量影響很小，總的來說水平段控制在儲層中部時累積產氣量最高，但這種優勢并不明顯。在蘇里格氣田蘇53區塊中的蘇53-4井區中，水平段大部分在砂巖組中部，壓裂方式采用水平井裸眼分多段壓裂，從壓裂裂縫監測資料看，人工裂縫高度為10～40 m，有效的溝通了上下儲層。對于永和氣田低滲、低壓、低豐度氣藏，水平段控制在集中發育的砂層組中部為較好的儲層。

3.4優選開發層系及方式

永和氣田處于開發初期，開發方案必須以經濟效益為中心，借鑒類似氣田的成功開發經驗，采用滾動開發，優選有利區域部署，分步實施、不斷調整、逐步完善的方式來達到優質、高效、經濟、科學的開發目的。永和18井建產區的山2層屬于無邊底水、巖性干氣氣藏，氣藏驅動類型為定容彈性驅動，據該區塊已完鉆井統計，山2段氣層發育比較集中，平均單井鉆遇有效氣層厚度平均為6.1 m，因此適宜采用一套層系天然能量衰竭式降壓開發方式。

4結論與建議

(1)永和氣田是低壓、低滲、低豐度巖性氣藏，屬于中深層大型氣田；

(2)開發階段產能建設區應優選在永和18井區山2 層系；

(3)水平井的水平段方位應垂直于區塊主應力方向，長度控制在1 000 m且位于砂巖層中部最佳；

(4)開發方式適宜采用一套層系天然能量衰竭式降壓開發方式。

參考文獻

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編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)01-0072-05

收稿日期：2015-11-16

作者簡介：殷世巍,助理工程師，1987年生，2011年畢業于西南石油大學機械工程專業，主要從事油氣田開發及生產管理。

中圖分類號：TE313.3

文獻標識碼：A