海上邊底水氣藏多分支井開發實踐

焦 松 杰

中海油研究總院有限責任公司

0 引言

海上氣田A分2個主力層，其中主力層一為受構造和巖性雙重控制的邊水氣藏，儲層有效厚度為17.1 m，儲層滲透率為15 mD；主力單元二為受構造控制的底水氣藏，儲層有效厚度為29.1 m，滲透率為5 mD，有南北兩個高點，具有一定的水體能量。兩主力單元儲量豐度為（4.3～5.7）×108m3/km2，測試無阻流量為（32.4～56.0）×104m3/d。基于A氣田海上、低儲量豐度、低無阻流量及存在邊底水等特征，常規開發方式開發經濟效益差，海上亦無經濟開發的先例[1-5]。隨著海上鉆完井技術的進步和經驗的積累，工程費用有大幅下降的空間，多分支井已在海上油田開發中得以實踐，多分支井對油田井數的減小和開發效果的提高效果明顯[6-8]。因此，對于該類氣田極有必要開展相關研究，對比分析多分支井開發海上氣田的可行性。本文基于A氣田地質特征，以數值模擬為手段優化開展多分支井開發關鍵參數優化[9-11]，優化結果應用在氣田開發方案編制中，探索實現海上邊際氣田少井高產高效開發。

1 氣藏模型

方案研究的數值模型模擬范圍包括整個氣藏，含氣面積內步長為50 m，縱向步長1～5 m，總節點數為80×142×48，共54萬個網格節點，有效結點數為38萬個。選用油－凝析氣－水模式，采用Eclipse黑油模擬器進行方案優化篩選，用E300組分模擬器預測推薦方案生產過程中氣體組分的變化。

模型中VFP垂直管流表基于該氣田探井擬合后由VFPi計算得到，模型流體數據、相滲等數據均基于該氣田實驗數據處理后得到。

2 A氣田開發方案優化研究

2.1 井型優化

根據A氣田含氣構造（圖1）及儲量分布，在氣田相同年產規模的前提下，分別設計定向井和水平井兩方案開展方案研究工作（表1）。……