嚴(yán)　謹(jǐn)，史云清，鄭榮臣，王樹平

(1.中國(guó)石化 海相油氣田開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；　2.中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

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致密砂巖氣藏井網(wǎng)加密潛力快速評(píng)價(jià)方法

嚴(yán)謹(jǐn)1，2，史云清1，2，鄭榮臣1，2，王樹平1，2

(1.中國(guó)石化 海相油氣田開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；2.中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

致密砂巖氣藏地質(zhì)條件復(fù)雜，采收率較低，國(guó)內(nèi)外開發(fā)實(shí)踐表明井網(wǎng)加密已成為此類氣田提高采收率的關(guān)鍵技術(shù)。針對(duì)致密砂巖氣藏開發(fā)井?dāng)?shù)多、快速評(píng)價(jià)井網(wǎng)加密潛力數(shù)值模擬方法不經(jīng)濟(jì)、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)法和移動(dòng)窗口法評(píng)價(jià)結(jié)果與實(shí)際差異較大等問(wèn)題，綜合地質(zhì)研究與氣井動(dòng)態(tài)資料，采用不穩(wěn)定流動(dòng)分析方法，建立井網(wǎng)密度與單井增加可采儲(chǔ)量的關(guān)系。從加密井單井增加可采儲(chǔ)量出發(fā)，結(jié)合經(jīng)濟(jì)學(xué)原理，建立了加密效益函數(shù)，能夠快速準(zhǔn)、確預(yù)測(cè)出開發(fā)區(qū)是否具有加密潛力及加密潛力大小，為氣田調(diào)整挖潛決策提供可靠依據(jù)。實(shí)例應(yīng)用結(jié)果表明，大牛地氣田DK13井區(qū)山西組1段天然氣在目前成本和價(jià)格下，經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度為2.2口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為7.06口/km2，加密潛力較大。

動(dòng)態(tài)分析；井網(wǎng)密度；可采儲(chǔ)量；采收率；致密砂巖氣藏

致密砂巖氣藏儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、砂體規(guī)模較小、單層儲(chǔ)量豐度低[1-7]，采收率一般較低[8-9]。美國(guó)致密砂巖氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)表明：加密鉆井可以增加波及面積、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度、提高氣井的采收率，井網(wǎng)加密已經(jīng)成為開發(fā)致密砂巖氣藏的主要技術(shù)之一[10-12]。但實(shí)際操作過(guò)程中面臨的最大難題是如何優(yōu)化井網(wǎng)井距，一方面是氣田開發(fā)要獲得較高的采收率，另一方面是經(jīng)營(yíng)者要取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。油藏開發(fā)井網(wǎng)加密潛力評(píng)價(jià)方法較多，主要是在謝爾卡喬夫公式的基礎(chǔ)上建立的，根據(jù)井網(wǎng)密度與采收率關(guān)系確定加密潛力；致密氣藏開發(fā)井?dāng)?shù)多，目前主要采用數(shù)值模擬方法[13-15]、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)法和移動(dòng)窗口法評(píng)價(jià)加密潛力[16-22]，這些方法對(duì)于擁有數(shù)以千計(jì)開發(fā)井的大型致密砂巖氣田而言，不經(jīng)濟(jì)也不適用。

本文在氣藏地質(zhì)研究及氣井動(dòng)態(tài)分析的基礎(chǔ)上[23]，建立氣井儲(chǔ)層、井筒模型，引入物質(zhì)平衡擬時(shí)間，采用產(chǎn)量不穩(wěn)定法和動(dòng)態(tài)物質(zhì)平衡法，建立氣井不穩(wěn)定流動(dòng)和邊界流動(dòng)階段的圖版，進(jìn)行生產(chǎn)歷史擬合，評(píng)價(jià)氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量和泄氣半徑，在此基礎(chǔ)上建立井網(wǎng)密度與單井增加可采儲(chǔ)量的關(guān)系，以加密井增加可采儲(chǔ)量的投入產(chǎn)出情況為分析對(duì)象，從加密井單井增加可采儲(chǔ)量的角度建立加密效益函數(shù)，得到井網(wǎng)密度與經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系式，快速預(yù)測(cè)氣田加密潛力大小，為氣田加密調(diào)整決策提供可靠依據(jù)。

1　井網(wǎng)密度與單井增加可采儲(chǔ)量的關(guān)系

對(duì)于一個(gè)定容封閉氣藏來(lái)說(shuō)，在整個(gè)開發(fā)過(guò)程中氣體體積變化服從物質(zhì)守恒原理，其壓降可表示為：

(1)

式中：

p——地層壓力，MPa；

pi——原始地層壓力，MPa；

Z——真實(shí)氣體偏差系數(shù)，無(wú)量綱；

Zi——原始地層壓力條件下的真實(shí)氣體偏差系數(shù)，無(wú)量綱；

G——原始天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3；

Gp——天然氣累計(jì)產(chǎn)量，108m3。

方程(1)求導(dǎo)得：

(2)

式中：

qg——?dú)饩a(chǎn)量，m3/d；

t——時(shí)間，d。

為了使氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析不受生產(chǎn)條件(變產(chǎn)量或變壓力)限制，Blasingame等人提出了物質(zhì)平衡擬時(shí)間，將其定義為：

(3)

式中：

tca——物質(zhì)平衡擬時(shí)間，d;

μi——原始地層壓力條件下的天然氣粘度，mPa·s；

μ——天然氣粘度，mPa·s；

Ct——綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；

Cti——原始地層壓力條件下的綜合壓縮系數(shù)，1/MPa。

(4)

則(2)式可表示為：

(5)

將(5)式與單相氣體流動(dòng)方程聯(lián)立，得到單相氣體流動(dòng)方程為：

(6)

式中：

K——?dú)庀嘤行B透率，10-3μm-2；

Bi——地層體積系數(shù)，無(wú)量綱；

h——?dú)鈱雍穸?，m；

γ——?dú)W拉常數(shù)，0.577 216；

CA——?dú)獠匦螤钜蜃?，無(wú)量綱；

渠道預(yù)制混凝土板襯砌糙率取0.017，沿線土質(zhì)多為粉土、黏土、粉質(zhì)黏土，當(dāng)渠道設(shè)計(jì)水深在小于1m時(shí)，填方渠道的內(nèi)邊坡需≥1.25［3］。結(jié)合渠道土質(zhì)及項(xiàng)目區(qū)的實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，確定渠道內(nèi)外邊坡系數(shù)均取1.5。按照設(shè)計(jì)流量，本次渠堤寬度取1.0m。4、5級(jí)渠道岸頂超高計(jì)算如式（1）：

pp——規(guī)整化擬壓力，psi；

ppi——原始地層壓力條件下的規(guī)整化擬壓力，psi;

A——泄氣面積，ft2。

公式(3)與公式(6)相加得到變流量后瞬變流氣體流動(dòng)方程：

(7)

其中：

(8)

(9)

該公式綜合了氣體滲流的不穩(wěn)定早期和擬穩(wěn)定流動(dòng)晚期，并通過(guò)物質(zhì)平衡方法修正了擬時(shí)間函數(shù)和擬壓力函數(shù)，可以進(jìn)行單井長(zhǎng)期的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析。

(10)

其中Qn規(guī)整化累積產(chǎn)量，定義為：

(11)

以規(guī)整化流量qg/Δpp和規(guī)整化累積產(chǎn)量Qn線性回歸獲得直線，外推獲得天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量Gi，再通過(guò)迭代修正，最終確定該井的井控儲(chǔ)量和井控半徑。

圖1　DK13井區(qū)井網(wǎng)密度與單井增加可采儲(chǔ)量關(guān)系

通過(guò)氣田氣井不穩(wěn)定流動(dòng)分析，可得到該氣田井網(wǎng)密度與單井增加可采儲(chǔ)量關(guān)系曲線(圖1)。從大牛地氣田DK13井區(qū)的分析結(jié)果可以看出，加密井平均單井增加可采儲(chǔ)量與井網(wǎng)密度呈指數(shù)關(guān)系，隨著井網(wǎng)密度的增大，加密井平均單井增加可采儲(chǔ)量逐漸減小。不同井網(wǎng)密度下加密井平均單井增加可采儲(chǔ)量可表示為：

(12)

式中：Ndj——單井增加可采儲(chǔ)量，104m3；

S——井網(wǎng)密度，口/km2；

a，b——系數(shù)，無(wú)量綱。

2　井網(wǎng)加密潛力評(píng)價(jià)方法

設(shè)目前井網(wǎng)密度為S0，加密后的井網(wǎng)密度為S，根據(jù)公式(12)，加密后氣田增加的可采儲(chǔ)量為：

(13)

用Pro表示銷售收入，用Inv表示油田平均單井開發(fā)建設(shè)投資，則井網(wǎng)加密后，氣田的經(jīng)濟(jì)效益函數(shù)f(S)可表示為：

(14)

當(dāng)f(S)<0時(shí)，代表加密井增加的可采儲(chǔ)量的銷售收入小于成本，油田加密無(wú)效益。當(dāng)f(S)>0時(shí)，代表加密井增加的可采儲(chǔ)量的銷售收入大于成本，井網(wǎng)加密有經(jīng)濟(jì)效益。當(dāng)f(S)=0時(shí)對(duì)應(yīng)的井控面積即為經(jīng)濟(jì)極限井控面積。

(15)

圖2　DK13井區(qū)經(jīng)濟(jì)效益與井網(wǎng)密度關(guān)系

經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度為：

(16)

3　應(yīng)用實(shí)例

大牛地氣田DK13井區(qū)山1段含氣面積為161.5 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量135.49×108m3,井網(wǎng)密度為0.6口/km2。該區(qū)塊平均單井增加可采儲(chǔ)量與井網(wǎng)密度的關(guān)系(圖1)為：

Ndj=11 389S-0.968

(17)

根據(jù)區(qū)塊的投資和天然氣銷售價(jià)格，計(jì)算不同井網(wǎng)密度下的加密效益評(píng)價(jià)函數(shù)值，作f(S)與井網(wǎng)密度的關(guān)系圖(圖2)。從圖2可以看出，當(dāng)井網(wǎng)密度為2.2口/km2時(shí)，氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益最大，此時(shí)的井網(wǎng)密度即為經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度。而如果井網(wǎng)密度大于7.06口/km2時(shí)，開發(fā)經(jīng)濟(jì)小于0，氣田開發(fā)是虧本的，因此，氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為7.06口/km2。

4　結(jié)論

1) 采用不穩(wěn)定流動(dòng)分析方法建立了致密氣藏單井增加可采儲(chǔ)量與井網(wǎng)密度關(guān)系的計(jì)算模型，以加密井增加可采儲(chǔ)量的投入產(chǎn)出情況為分析對(duì)象，從加密井單井增加可采儲(chǔ)量的角度建立加密效益函數(shù)，得到的井網(wǎng)密度與經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系公式，能夠快速預(yù)測(cè)氣田加密潛力大小，為氣田加密調(diào)整及潛力測(cè)算提供了依據(jù)。

2) 氣田開發(fā)是一個(gè)不斷調(diào)整完善的問(wèn)題，加密潛力計(jì)算也是階段性調(diào)整的結(jié)果。受市場(chǎng)和物價(jià)因素的影響，天然氣價(jià)格及開發(fā)成本一直處于變化過(guò)程，氣田開發(fā)決策應(yīng)緊密聯(lián)系市場(chǎng)變化。

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(編輯董立)

Quick evaluation methodology of infill drilling potential in tight sandstone gas reservoirs

Yan Jin1，2,Shi Yunqing1，2,Zheng Rongchen1，2,Wang shuping1，2

(1.SIINOPECKeyLaboratoryforMarineOilandGasExploration,Beijing100083,China;2.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

Recovery factor of tight sandstone gas reservoir is low due to disadvantageous geological condition.Domestic and overseas development practices indicate the importance of infill drilling for EOR.Several methods including numerical simulation,geostatistical analysis and moving split-window are available for rapid evaluation of in-fill drilling potential.However,the numerical simulation method is high in cost,and the geostatistical analysis and moving split-window methods are not accurate.In this paper,a functional relationship is established between well spacing density and incremental recoverable reserve of single well based on geological data and dynamic behavior analysis.The infill drilling profit function is developed based on economic principles.The proposed quick evaluation method can be used to evaluate the potential of infill drilling and support decision making in development adjustment and potential tapping of tight gas reservoirs.Case study result shows great infill drilling potential in DK13 Block in Daniudi gas field, the optimal economic well spacing density is 2.2 wells/km2, the economic limit well spacing density is about 7.06 wells/km2under current oil price and operation cost.

dynamic analysis,recoverable reserve,well spacing density,recovery,tight sandstone gas reservoir

2015-04-24;

2015-12-25。

嚴(yán)謹(jǐn)(1973—)，女，高級(jí)工程師，氣藏工程研究。E-mail:yanjin.syky@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05045)；中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目(P12101)。

0253-9985(2016)01-0125-04

10.11743/ogg20160117

TE348

A