合理井距選擇的多方法研究與論證
——以S區(qū)為例

王麗婭，周福

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶，163318）

合理井距選擇的多方法研究與論證
——以S區(qū)為例

王麗婭，周福

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶，163318）

為了提高氣藏采收率，實(shí)現(xiàn)低投入高回報(bào)的經(jīng)濟(jì)效益，本文以S區(qū)為例，根據(jù)該區(qū)砂巖巖性氣藏特征，在長方形井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，研究該區(qū)合理的井距選擇方法；分別采用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法、合理采氣速度法、滲透率與泄流半徑法和數(shù)值模擬論證法4種方法進(jìn)行論證，并對(duì)上述論證結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析。研究結(jié)果表明：采用不規(guī)則布井方式，井網(wǎng)形式選擇800 m排距，儲(chǔ)滲性能差的部位采用500 m～600 m井距，儲(chǔ)滲性能好的部位采用600 m～800 m井距為佳。該研究對(duì)氣藏天然氣富集區(qū)的高效開采提供了理論指導(dǎo)。

合理井距；經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法；合理采氣速度法；數(shù)值模擬論證法

引言

S區(qū)屬于砂巖巖性氣藏。氣田氣層砂體在垂直于河道方向的分布范圍較小，即河道較窄；而沿河道方向的氣層具有一定的延伸長度［1］。任何一種井網(wǎng)形式必須適應(yīng)砂體的走向和分布，氣田砂體展布規(guī)律及有效儲(chǔ)層的規(guī)模決定了S區(qū)的井網(wǎng)形式應(yīng)為長方形矩形井網(wǎng)［2］。

截至2013年12月31日，S區(qū)共投入開發(fā)井280口，開井?dāng)?shù)為277口，停產(chǎn)井83口［3］。目前，全區(qū)日產(chǎn)氣187×104m3，平均單井日產(chǎn)氣0.68×104m3，平均套壓6.66 MPa，全區(qū)累產(chǎn)氣40.5×108m3。儲(chǔ)集層砂體非均質(zhì)性強(qiáng)，連片性差，儲(chǔ)層平均孔隙度為7.5%，平均滲透率為0.47 mD，該氣藏為低孔低滲氣藏［4］。氣藏產(chǎn)氣量較低，壓力下降速度快，穩(wěn)產(chǎn)困難［5］。因此，需要對(duì)該區(qū)塊進(jìn)行合理井距的研究，以便準(zhǔn)確有效進(jìn)行井網(wǎng)加密技術(shù)，并對(duì)氣藏開發(fā)后期的調(diào)整提供依據(jù)。

1 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法

氣井儲(chǔ)量的控制是氣井穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)，直接影響到單井的開發(fā)效益。那么，一口氣井需要控制多少可動(dòng)儲(chǔ)量，以確保投資回收？ 根據(jù)靜態(tài)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法中的回收投資公式：總收入=總投資。天然氣銷售總金額可表示為：

總收入=Gp×天然氣商品率×天然氣價(jià)格－單井操作費(fèi)－銷售稅金

單井投資、控制儲(chǔ)量等與井距經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)見表1。

表1　不同單井投資下的經(jīng)濟(jì)極限井距

2 合理采氣速度法

合理采氣速度法是根據(jù)氣體的采氣速度和單井產(chǎn)能，計(jì)算出所需的氣井?dāng)?shù)，然后計(jì)算出井間的間距密度。根據(jù)井網(wǎng)密度可以得出合理井距。

其中： N—地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3；A—含氣面積，km2；μ—粘度，mPa.s；H—有效厚度，m；b—單位換算系數(shù)；s—井網(wǎng)密度；Vo—采氣速度，%；D—井距，m；ΔP—生產(chǎn)壓差，mPa；k—滲透率，mD。

根據(jù)國內(nèi)外不同規(guī)模氣藏的天然氣儲(chǔ)量，以及天然氣回收率和穩(wěn)定產(chǎn)量年限值，再結(jié)合S區(qū)的氣田屬于巖性—地層型低產(chǎn)低豐度中深埋藏大型氣田，其地質(zhì)特點(diǎn)為低孔隙度低滲透率，強(qiáng)非均質(zhì)性，為了充分開采基質(zhì)中的天然氣，采氣速度不宜過高。故采氣速度取值1% ～2% 。壓差為地層壓力的10%。

3 滲透率與泄流半徑法

在氣田開發(fā)中，總是希望儲(chǔ)量動(dòng)用程度越高越好，而要求鉆井越少越好，實(shí)際上這兩者是相互制約的。所謂供氣半徑是每一口井都有的，在一定程度上，在供氣半徑范圍內(nèi)的天然氣儲(chǔ)量可能會(huì)涉及流動(dòng)。因此，氣藏的含氣面積區(qū)域均在天然氣供應(yīng)半徑內(nèi)，以及氣井之間的良好和不重復(fù)的范圍，以便實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量充分動(dòng)用和減少井?dāng)?shù)量，即要求相鄰的兩口井間距等于兩口井的氣體供應(yīng)半徑的總和。

如果能夠統(tǒng)計(jì)得到氣藏的滲透率K與氣井供氣半徑r間的關(guān)系，也就容易計(jì)算合理井距。滲透率與供氣半徑關(guān)系法就是根據(jù)這一理念設(shè)計(jì)的。

根據(jù)S區(qū)氣藏關(guān)井復(fù)壓試井解釋數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，泄流半徑與滲透率存在雙對(duì)數(shù)關(guān)系，如圖1所示。

圖1　滲透率與泄流半徑關(guān)系曲線

由于S區(qū)的平均滲透率為0.747 mD，范圍在0.2 mD ～ 1.3 mD之間，因此根據(jù)上述辦法可以得到供氣半徑為352 m，進(jìn)而計(jì)算得井距為704 m。

4 數(shù)值模擬論證法

數(shù)值模擬論證法是油氣藏工程常用方法之一。本文按照不同的排距和井距共設(shè)計(jì)了17套模擬方案（如表2所示），運(yùn)用數(shù)值模擬軟件Eclipse建立理想模型，并對(duì)區(qū)塊進(jìn)行數(shù)值模擬，優(yōu)選合理的排距和合理的井距等。

表2　直井井網(wǎng)論證方案設(shè)計(jì)表

由數(shù)值模擬軟件Eclipse進(jìn)行數(shù)值模擬研究得出結(jié)果，如圖2所示。

圖2　井距開發(fā)效果影響圖

E-mail: wangliya921@163.com

排距相同的情況下，平均單井累積產(chǎn)氣量和采收率隨井距的變化而變化，并且隨著間距的減小而減小，采收率不斷提高，無明顯突變趨勢(shì)。而對(duì)平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量而言，當(dāng)井距大于某個(gè)值時(shí)，其值基本沒有大的變化；當(dāng)井距小于某個(gè)值時(shí)，其值開始快速下降。當(dāng)排距為1000 m和1200 m時(shí)，井距增大到700 m～800 m，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量增加幅度較小。綜合上述分析，得出合理井距為700 m～800 m。

在井距相同的情況下，平均單井累積產(chǎn)氣量和采收率受排距的影響也很大，隨著排距的增加而增加，累積采出氣體不斷提高，但當(dāng)排距大于800 m時(shí)，累計(jì)采氣量增幅趨于減小。當(dāng)井距大于500 m時(shí)，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量的值變化不大；當(dāng)井距為700 m～800 m時(shí)，排距增大到800 m～1000 m時(shí)，平均單井累計(jì)產(chǎn)氣量幾乎不再增加。綜合分析合理排距為800 m～1000 m。

5 結(jié)束語

表3　各方法結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

結(jié)果表明：經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法不能得到精準(zhǔn)結(jié)果，而數(shù)值模擬法能夠較準(zhǔn)確全面地論證。綜合各種方法的研究，結(jié)合產(chǎn)能動(dòng)態(tài)擬合分析，推薦S區(qū)采用不規(guī)則布井方式，井網(wǎng)形式選擇800 m排距，儲(chǔ)滲性能差的部位采用500 m～600 m井距，儲(chǔ)滲性能好的部位采用600 m～800 m井距為佳。該研究對(duì)氣藏天然氣富集區(qū)的高效開采提供了理論指導(dǎo)。

［1］崔傳智，楊赤宸，牛栓文，等. 復(fù)雜斷塊油藏高含水期合理井距確定方法及其影響因素［J］. 油氣地質(zhì)與采收率，2013，20（4）:53-56.

［2］凌宗發(fā)，王麗娟，胡永樂，等. 水平井注采井網(wǎng)合理井距及注入量優(yōu)化［J］. 石油勘探與開發(fā)， 2008， 35 （1）: 85-91.

［3］呂愛民，姚軍. 裂縫性碳酸鹽巖底水油藏合理打開程度與合理井距［J］. 石油勘探與開發(fā)， 2008， 35 （1）: 97-100.

［4］李松泉，程林松，李秀生，等. 特低滲透油藏合理井距確定新方法［J］. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版， 2008，30（5）:93-96.

［5］王秀芝，石志良，龍勝祥，等. 元壩氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)合理井距研究［J］. 斷塊油氣田，2012，19（3）:340-342.

周福（1988-），男，碩士研究生，東北石油大學(xué)。研究方向：油氣田開發(fā)。

E-mail: 354201567@qq.com

綜合各種方法的研究，結(jié)合產(chǎn)能動(dòng)態(tài)擬合分析，對(duì)于S井區(qū)推薦采用不規(guī)則布井方式，井網(wǎng)形式選擇800 m排距，儲(chǔ)滲性能差的部位采用500 m～600 m井距；儲(chǔ)滲性能好的部位采用600 m～800 m井距為佳，具體見表3。

本文對(duì)比分析了四種常用的井距選擇方法，

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

工業(yè)技術(shù)創(chuàng)新 URL： http://www.china-iti.com 10.14103/j.issn.2095-8412.2016.04.002

王麗婭（1992-），女，東北石油大學(xué)。研究方向：油氣田開發(fā)。