吳曉慧 ，鄧景夫 ，楊浩 ，王呈呈 ，蔣文超

（1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450）

0 引言

M氣田為典型的低滲干氣氣藏，沉積環(huán)境為辮狀河砂礫質(zhì)心灘。區(qū)域總面積為806.4 km2，開采層位主要為PⅠ—Ⅴ共5個(gè)小層。M氣田面積大，儲(chǔ)量高，但截至2011年12月，僅投產(chǎn)了4口井，投產(chǎn)時(shí)間4 a，故各沉積單元的儲(chǔ)量動(dòng)用程度都很低。分析各沉積單元的剩余氣飽和度圖可知，各井采出程度與砂巖沉積相的分布具有一定的關(guān)聯(lián)性［1-3］。

1 經(jīng)濟(jì)極限井距的確定

為了使單井能夠控制足夠的儲(chǔ)量［4］，保證氣井具有一定的供氣能力和經(jīng)濟(jì)效益，需依據(jù)M氣田的地質(zhì)特征以及儲(chǔ)層參數(shù)確定開發(fā)井距［5-9］。對(duì)于低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)、低豐度的M氣田來說，單井產(chǎn)能低，要形成一定規(guī)模的產(chǎn)量或達(dá)到一定的開發(fā)速度，其井網(wǎng)密度必須大于常規(guī)氣藏。由于儲(chǔ)量豐度低，單井控制儲(chǔ)量就應(yīng)達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限值以上。因此，尋求合理的井距和井網(wǎng)密度就成為M氣田下一步開發(fā)的關(guān)鍵［10］。

通過經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法來確定井距。首先計(jì)算氣井最小累計(jì)采氣量：

式中：GP為天然氣累計(jì)采氣量，104m3；I為總投資，萬元；f為天然氣商品率；P為天然氣價(jià)格，元/103m3；L為單位成本與費(fèi)用，元/103m3；L1為各種稅金，元/103m3。

在獲得氣井要求的最小累計(jì)采氣量后，便可確定氣井要求的最小控制地質(zhì)儲(chǔ)量：

式中：Gmin為氣井最小控制儲(chǔ)量，104m3；R為最終采收率，%。

在得到氣井最小控制儲(chǔ)量后，可得不同儲(chǔ)量豐度條件下氣井的最小控制面積，進(jìn)而確定經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度和對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)極限井距。

經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為

依據(jù)M氣田的實(shí)際情況，I取985萬元，f取0.88，P取 950元/103m3，L取 160元/103m3，L1取 20元/103m3，R取 50%。GA為 1.26×108m3/km2，代入式（1）—（4）可計(jì)算出M氣田的經(jīng)濟(jì)極限井距為550.87 m。

式中：Smin為經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度，口/km2；GA為儲(chǔ)量豐度，108m3/km2。

經(jīng)濟(jì)極限井距為

2 合理井網(wǎng)部署方案的設(shè)計(jì)

井網(wǎng)形式須適應(yīng)砂體的走向和分布，對(duì)儲(chǔ)量的控制程度高且兼顧區(qū)內(nèi)已有氣井井位。M氣田的沉積環(huán)境為典型的辮狀河砂礫質(zhì)心灘，儲(chǔ)層平面上具有一定的非均質(zhì)性。但除了PⅡ砂體分布比較零散外，其余4個(gè)小層砂體分布均較為規(guī)整，平面非均質(zhì)性較弱。

綜合考慮了M氣田平面非均質(zhì)性較弱，以及各井井口壓力基本相近且長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)不需要增壓開采的特點(diǎn)，決定采用均勻的正方形或三角形井網(wǎng)形式。

設(shè)計(jì)方案按照整體部署、一次實(shí)施的原則進(jìn)行衰竭式開發(fā)［11-15］。參照天然氣可采儲(chǔ)量計(jì)算方法標(biāo)準(zhǔn)，確定M氣田的平均廢棄產(chǎn)量為0.1×104m3/d，也就是設(shè)計(jì)方案的關(guān)井產(chǎn)量。為了研究方便，各方案評(píng)價(jià)期均定為25 a。

依據(jù)對(duì)M氣田地質(zhì)特征及井網(wǎng)井距論證的最終結(jié)果，共設(shè)計(jì)出8套對(duì)比方案，各方案的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 M氣田對(duì)比方案設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

3 合理井網(wǎng)部署方案的預(yù)測(cè)

應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)各方案的日產(chǎn)量、累計(jì)產(chǎn)量、地層壓力等指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)對(duì)比，結(jié)果見圖1—3。

圖1 產(chǎn)氣量對(duì)比

圖2 累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比

圖3 地層壓力對(duì)比

由圖1可知，由于地層能量供給不足，各方案投產(chǎn)后隨著生產(chǎn)時(shí)間的推移，日產(chǎn)氣均有不同程度的下降，但是方案1和方案5剛投產(chǎn)就急速下降，并且幅度極大，方案3、方案4、方案7和方案8日產(chǎn)氣的下降幅度較平緩，甚至出現(xiàn)一定程度的穩(wěn)產(chǎn)期。由此可以認(rèn)為，井?dāng)?shù)越多，投產(chǎn)初期區(qū)塊日產(chǎn)氣越高。但由于沒有外來能量的供給，也未進(jìn)行增壓生產(chǎn)，隨著地層壓力的下降，井?dāng)?shù)多的方案日產(chǎn)氣的下降速度也是最快的。這對(duì)于氣藏的整體穩(wěn)定開發(fā)是很不利的，所以在實(shí)際生產(chǎn)中要嚴(yán)格控制生產(chǎn)的井?dāng)?shù)和氣井的產(chǎn)氣速度。由圖2可知，方案1累計(jì)產(chǎn)氣最多，其次是方案5，方案4的最少。由這一規(guī)律可知，方案布井越多，在投產(chǎn)一定時(shí)間內(nèi)，累計(jì)產(chǎn)氣就相對(duì)越多，反之越少。由圖3可知，井?dāng)?shù)越少，分布越分散的方案地層壓力的下降越平緩，越有利于后期的繼續(xù)開發(fā)調(diào)整。

綜合分析數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果，預(yù)測(cè)到2036年12月，方案1累計(jì)產(chǎn)氣最多，可達(dá)到960.62×108m3，其次為方案5。但這2個(gè)方案在投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣下降劇烈，沒有明顯的穩(wěn)產(chǎn)期，投產(chǎn)井?dāng)?shù)也遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其他方案。對(duì)比分析各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)可知，不考慮經(jīng)濟(jì)因素時(shí)，方案1效果最好，其次是方案5，方案4效果最差。

4 開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)及優(yōu)選

為了對(duì)8個(gè)設(shè)計(jì)方案的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行綜合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，按1 a借貸償還期計(jì)算了當(dāng)氣價(jià)為950元/103m3時(shí)的內(nèi)部收益率、凈現(xiàn)值和回收期，最終評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)比見表2。

表2 各方案開發(fā)效果經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

由表2可以直觀看出，方案3的稅后內(nèi)部收益率最高，遠(yuǎn)高于行業(yè)基準(zhǔn)收益12%［16-17］。該方案的借款償還期為1 a，低于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，這說明該方案的清償能力非常好。從財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，方案3具有經(jīng)濟(jì)上的可行性。

以數(shù)模區(qū)實(shí)際開發(fā)狀況為基礎(chǔ)，以經(jīng)濟(jì)效益為中心，綜合分析以上經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和方案指標(biāo)對(duì)比結(jié)果，推薦方案3（1 000 m井距的正方形井網(wǎng)）為最優(yōu)方案。

5 結(jié)論

1）通過經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度法確定M氣田經(jīng)濟(jì)極限井距為550.87 m。

2）綜合分析M氣田地質(zhì)特征及開采動(dòng)態(tài)，決定采用均勻井網(wǎng)形式進(jìn)行衰竭式開采。

3）通過對(duì)8個(gè)方案的數(shù)模預(yù)測(cè)，對(duì)比分析經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果，推薦方案3（1 000 m井距的正方形井網(wǎng)）為最優(yōu)方案。

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