召10區塊開發井網優化及加密調整分析

郭平顧蒙彭松孫振，成育紅汪周華

1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室；2.中原油田勘探開發研究院；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠

召10區塊開發井網優化及加密調整分析

郭平1顧蒙1彭松2孫振1，3成育紅3汪周華1

1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室；2.中原油田勘探開發研究院；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠

召10區塊原設計井網密度較小，并且由于滾動開發及集中建產，目前井網分布極不均衡。為提高區塊開發效果，在新的地質及動態特征認識基礎上，采用氣藏工程、數值模擬、經濟評價等多種方法對原有井網方案進行優化調整。研究結果表明：對于未布井區域，直井井網密度可調整為3.33口/km2，相應井排距為500 m×600 m；在目前600 m×800 m井網模式下直接進行規則加密雖可一定程度提高氣藏采收率，但經濟不可行。直井垂向儲量動用具有優勢，水平井平面儲量動用程度更高，并且水平井可有效提高單井產量，因此區塊最終可采用直井+水平井混合井網，此井網可使區塊采收率提高到46.9%。

致密砂巖氣田；開發井網；井網優化；泄流半徑；水平井；采收率；蘇里格氣田；鄂爾多斯盆地

召10區塊位于蘇里格氣田東區，屬于典型的致密砂巖氣藏，儲層有效砂體規模小、連續性和連通性差［1-3］。致密氣單井控制范圍小、產量低、遞減快［4-5］，根據國內外類似氣田開發經驗，致密砂巖氣田多采用小井距開采，依靠井間接替來保持氣田穩產［6-7］。如美國德州Ozona氣田在60年代開發井距離1 100 m，然后加密到8 00 m和5 00 m，在1995年，進一步加密到了400 m［8］。美國圣胡安氣田初期基礎井網井距1 200 m，80年代第一次井網加密到800 m，2000年以來，加密調整和擴邊滾動開發，井距又加密到500 m［9］。我國新場氣田致密氣藏原始開發方案是以700～800 m井距均勻布井開發，在開發過程中改為非均勻布井，設計井距500～600 m［10］。因此為實現蘇東區塊的產量接替，延長氣田穩產期，提高氣田最終采收率，有必要對氣田開發早期確定的井網進行評價。從氣藏工程、數值模擬及經濟評價多個方面研究分析了現有井網的適應性，評價井網加密的可能性。此外，水平井開發作為提高單井產量及采收率的重要手段已在鄂爾多斯盆地得到推廣應用，近年來鄂爾多斯盆地水平井所占生產井比例越來越來高［11-13］，而李躍剛、王國勇等人研究多側重于全直井開發井網優化［14-17］，因此不僅對直井井網進行優化調整，同時也進行了全水平井以及直井+水平井混合井網優化論證。

1 單井控制儲量及泄流半徑

Individual-well controlled reserves and individual-well drainage radius

氣藏是否需要進行開發井網調整，主要從2方面考慮，一是目前井網條件下是否已將所有儲量都充分動用，二是加密井是否滿足經濟井距界限值。因此，需要計算研究工區內所有生產井單井控制儲量，評價目前區塊儲量動用程度；計算生產井泄流半徑，分析現井網的適應性，評價加密的可能性。

1.1 單井控制儲量

Individual-well controlled reserves

研究工區面積為117 km2，共有生產井90口，井型為直井和斜井。由于儲層有效砂體規模小、變化快、平面非均質性強等原因，各井生產情況存在較大差異。因此，以平均日產氣量作為指標對氣井進行分類，研究分類井的生產規律。

利用流動物質平衡法和現代產量遞減分析方法［18-20］（Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI和Transient）對工區生產井動態控制儲量進行計算。計算結果如表1所示，90口氣井累計動態控制儲量為23.33×108m3，地質儲量（190.06×108m3）控制程度低，僅為12.28%。

表1 90口生產井泄流半徑計算結果Table 1 Calculated drainage radius of 90 production wells

1.2 單井泄流半徑

Individual-well drainage radius

單井泄流半徑是確定合理井距以及井間挖潛的重要參考指標。由各氣井動態控制儲量結果，結合各井射孔厚度、孔隙度、含氣飽和度等參數，根據容積法原理反推氣井的泄流半徑，結果如表1所示。Ⅰ類井泄流半徑大，在現有井網條件下（600 m×800 m）加密的可能性小，部分Ⅱ類井和Ⅲ類井控制面積小，目前井網條件下井間未動用的儲量較多，理論上具有加密和挖潛的可能性，可進行局部加密調整。

為總結快速預測氣井泄流半徑經驗公式，繪制氣井泄流半徑與單位射孔厚度累計產氣量之間的散點圖（圖1），回歸結果顯示泄流半徑與單位射孔厚度累計產量之間呈現良好的冪函數關系。分別回歸了Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類氣井關系式。為了檢驗回歸公式預測的泄流半徑準確程度，采用回歸的公式計算了各類氣井的泄流半徑，并與動態控制儲量反推的泄流半徑（基準值）進行對比，結果見圖2。

圖1 泄流半徑與單位射孔厚度累計產氣量關系Fig. 1 Relationship of drainage radius vs. cumulative gas production of unit perforation thickness

圖2 不同類氣井泄流半徑計算值與反推值對比Fig. 2 Comparison between calculated drainage radius and backstepped drainage radius of various gas wells

從圖2可以看出，Ⅰ類井和Ⅱ類井回歸公式計算的泄流半徑偏差基本上在工程誤差范圍（±10%）內，而Ⅲ類井泄流半徑的計算結果大都超出了工程誤差范圍。因此，Ⅰ類井和Ⅱ類井的回歸公式可以較準確地快速預測該種類型氣井的泄流半徑，而Ⅲ類井的回歸公式預測準確度較低。

2 開發井網優化

Optimization of development well pattern

2.1 開發井網形式

Form of development well pattern

蘇里格氣田儲層為河流相，儲層基本呈南北向條帶狀分布，試井解釋也得到同樣認識，所以在方案設計中采用長條形井網［14］。長條形井網可以表現為矩形井網和平行四邊形井網兩種形式，從兩者對砂體的控制程度看，平行四邊形井網優于矩形井網，可以最大程度地控制儲量。同時，平行四邊形井網有利于均衡開采，地層壓力下降更均勻，控制范圍更合理。因此，召10區塊采用平行四邊形井網，南北向排距大于東西向井距。

2.2 井距、排距優化

Spacing optimization

2.2.1 氣藏工程方法 區塊地質儲量為190.06× 108m3，含氣面積131.45 km2。鉆探加密井過程中要涉及到經濟極限井網密度和合理井網密度。由氣藏工程方法計算不同采收率下不同井型經濟極限及經濟最佳井網密度，并由加三分之一差法［21］，計算出合理井網密度，結果見表2、表3。其中直井井距排距按現有井網600 m×800 m折算，水平井按600 m×1 700 m折算。

根據國內外同類型氣藏開發井網調整的調研結果，再考慮到實施過程中的不確定性因素，建議直井（包括定向井）實施井距取500 m×600 m（對應井網密度為3.33口/km2），水平井的實施井距取500 m×1700 m（對應井網密度為1.18 口/km2）。

表2 直井/定向井合理井網密度與井距計算結果Table 2 Rational well spacing density and calculated well spacing of vertical/directional wells

表3 水平井合理井網密度與井距計算結果Table 3 Rational well spacing density and calculated well spacing of horizontal wells

2.2.2 數值模擬方案預測與優選 （1）直井方案。設計不同的排距和井距進行組合，形成9套布井方案進行模擬計算，方案預測年限20年。通過模擬結果對比，優選合理的排距、井距，從而確定最優井網。

圖3 不同布井方案開發效果模擬Fig. 3 Simulation on the development results of different well pattern plans

圖4 不同布井方案20年末廢棄井比例Fig. 4 Ratio of abandoned wells at the end of 20th year in different well pattern plans

（2）水平井方案。對比分析不同直井井網布置方案，發現不論以何種方案布置，各小層對總產氣量的貢獻大致相同，其中盒8下貢獻量最大（盒8下1為13%、盒8下2為35%），幾乎占總產氣量的一半。由模擬結果結合現場水平井實際鉆遇情況，在水平井方案中設置水平井主要動用層位為盒8下2，水平段長度1 000 m，井網為400 m×1 600 m、500 m×1 700 m，采用交錯布井方式，方案預測年限為20年。從表4中可以看出，水平井方案采收率僅達到33%左右，開發效果低于全直井開發，但水平井能顯著提高平均單井累產氣量。

表4 不同水平井布井方案模擬結果Table 4 Simulation results of different patterns of horizontal wells

（3）混合井網。由模擬結果可知，直井井網方案（500 m×600 m）整個區塊采收率為45.19%，水平井井網（500 m×1 700 m）為31.81%，直井方案采收率高出14.73%。由于受有效砂體分布、水平井鉆遇條件和射孔層位影響，直井垂向儲量動用具有優勢。主力貢獻層盒8下2相應直井井網方案采收率為52.44%，水平井井網方案為65.89%，高出13.45%，平面儲量動用程度更高。因此為充分發揮兩種井的優勢，滿足垂向與平面的立體動用，區塊井網最終可采用直井+水平井的混合井網的方式。

部署思路：（1）以500 m×600 m的直井井網及已有老井為基礎井網；（2）統計500 m×1 700 m水平井井網各井單井累產氣量，篩選累產氣量高的水平井進行布井，替代500 m×600 m直井井網中的井。數值模擬中分別統計各小層采收率可知，相比500 m×600 m直井井網，混合井網中水平井主要動用層盒8下2，采收率從52.44%增加到62.17%，增加了近10%。如表5所示，混合井網區塊最終累計采氣量89.17×108m3，采收率達到46.87 %。

表5 不同井網方案開發指標對比Table 5 Development index comparison of different well pattern plans

2.3 目前井網加密可行性論證

Demonstration on feasibility of well infill

由數值模擬計算可知，采用圖5所示的加密方式，經過規則井網加密后，加密方式一區塊采收率為44.75%，稅后內部收益率為7.06%，加密方式二分別為44.07%、6.94%，加密方式三分別為44.36%、7.16%。區塊采收率都從35.43%提高到44%左右，但是稅后內部收益率均小于12%。

圖5 不同加密方式示意圖Fig. 5 Schematic map of different well infill modes

在目前600 m×800 m井網模式下直接進行規則加密不可行。因此在儲層三維地質建模、數值模擬研究及單井泄流半徑計算結果的基礎上，采用預計累產氣量、殘余氣飽和度、有效厚度等對加密井進行篩選，根據可靠程度提交18口井位。

3 結論

Conclusions

本項目在施工中不可避免會涉及到機械設備、材料拉運、建筑物構筑、砼拌合、設備加工、人員活動、日常生活所產生的噪聲、廢水、廢氣、廢渣、生活垃圾等，但由工程性質決定了三廢污染較小，且隨著施工結束而自動消失。本項目規定將所有治理河渠和保護生態環境所需的裝置、設備、監測手段和工程設施，均列為環保投資。經估算環境保護總投資為10.21萬元。

（1）工區內目前生產井地質儲量控制程度僅為12.28%。Ⅰ類井泄流半徑大，在現有井網條件下加密的可能性小，部分Ⅱ類井和Ⅲ類井控制面積小，目前井網條件下井間未動用的儲量較多，理論上具有加密和挖潛的可能性。結合氣藏工程、數值模擬及經濟評價計算結果，推薦直井調整采用500 m×600 m井網。

（2）直井垂向儲量動用具有優勢，水平井平面儲量動用程度更高。因此，區塊井網最終可采用直井+水平井的混合井網?；旌暇W中主力貢獻層盒28下的采收率相比500 m×600 m直井井網增加近10%?；旌暇W方案最終累計采氣量為89.17×108m3，采收率達46.87%

（3）目前600 m×800 m井網模式下規則井網加密后，區塊采收率有所增加，但經濟不可行。可在深化儲層地質認識的基礎上，結合單井泄流半徑計算及數值模擬結果，有選擇地進行井網不規則局部加密調整。

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（修改稿收到日期 2016-12-13）

〔編輯 朱 偉〕

Optimization and infill adjustment of development well patterns in Zhao 10 Block

GUO Ping1, GU Meng1, PENG Song2, SUN Zhen1,3, CHENG Yuhong3, WANG Zhouhua1

1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China; 2. Exploration and Development Research Institute, SINOPEC Zhongyuan Oilfield Company, Puyang 457000, Henan, China; 3. No.5 Gas Production Plant, CNPC Changqing Oilfield Company, Uxin Banner 017300, Inner Mongolia, China

In Zhao 10 Block, the well patterns were originally designed with small spacing density, and progressive development and concentrated construction were carried out, so at present, the distribution of well patterns is quite uneven. In order to improve the development results of this block, the original well pattern plans were optimized and adjusted by means of multiple methods (e.g. gas reservoir engineering, numerical simulation and economic evaluation) after the geological and dynamic characteristics were newly understood. It is indicated that in the areas where no well is arranged, the spacing density of vertical well patterns can be set at 3.33 wells/ km2with the corresponding spacing of 500 m×600 m. For the well patterns with spacing of 600 m×800 m, regular infilling can, to some extent, increase the recovery factor of gas reservoirs, but it is economically infeasible. Vertical wells are advantageous in vertical reserves producing and horizontal wells are higher in areal reserve producing degree. Besides, horizontal wells can increase individual-well production rate effectively. Therefore, combined well patterns of vertical well+horizontal well can be ultimately used in this block, which can increase the recovery factor to 46.9%.

tight sandstone gas field; development well pattern; well pattern optimization; drainage radius; horizontal well; recovery factor; Sulige Gasfield; Ordos Basin

郭平，顧蒙，彭松，孫振，成育紅，汪周華.召10區塊開發井網優化及加密調整分析［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（1）：14-19.

TE324

A

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0014 – 06

10.13639/j.odpt.2017.01.003

: GUO Ping, GU Meng, PENG Song, SUN Zhen, CHENG Yuhong, WANG Zhouhua. Optimization and infill adjustment of development well patterns in Zhao 10 Block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 14-19.

國家留學基金“西部地區人才培養特別項目”（編號：201508515157）；國家自然科學基金青年科學基金項目“基于密度泛函理論研究頁巖氣藏氣固吸附微觀機理”（編號：51204141）。

郭平（1965-），教授，博士生導師，主要從事油氣藏流體相態、氣田及凝析氣田開發、油氣藏工程、注氣提高采收率、儲氣庫及油氣開發基礎問題等研究工作。通訊地址：（610500）四川省成都市新都區西南石油大學。電話：028-83032346。E-mail：guopingswpi@vip.sina.com