吳建彪，劉緒鋼，白小霞，于耀南，高鵬

(1.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006；　2.延長油田股份有限公司 定邊采油廠,陜西 榆林 718600；　3.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第二采油廠 地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163257)

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鄂爾多斯盆地大牛地氣田叢式水平井組開發(fā)效果評價(jià)

吳建彪1，劉緒鋼1，白小霞2，于耀南1，高鵬3

(1.中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006；2.延長油田股份有限公司 定邊采油廠,陜西 榆林 718600；3.中國石油 大慶油田有限責(zé)任公司 第二采油廠 地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163257)

大牛地氣田優(yōu)質(zhì)儲量動用殆盡，剩余未動用儲量品位低，直井有效開發(fā)難度大。針對致密砂巖儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、有效砂體規(guī)模小、儲量豐度低、單井產(chǎn)量低等一系列問題，水平井在非常規(guī)油氣開發(fā)中具有顯著的技術(shù)優(yōu)勢，叢式水平井組作為水平井整體開發(fā)模式之一，對水平井開發(fā)效果起著非常重要的作用。采用數(shù)值模擬方法和動態(tài)評價(jià)方法相結(jié)合，對比大牛地氣田水平井組各開發(fā)階段壓降速率和單位壓降產(chǎn)氣量，開展氣田同層(或異層)二井式、四井式、六井式叢式水平井組開發(fā)效果評價(jià)。研究表明：采用叢式水平井組開發(fā)，保證水平段延伸方向與最大主應(yīng)力方向夾角大于60°，滿足井組間最小距離大于500 m的條件時(shí)，同層井組部署以兩井式反向?yàn)橹?，異層井組部署可采用兩井式、三井式或四井式，可實(shí)現(xiàn)“三低”氣田的規(guī)模效益開發(fā)，為鄂爾多斯盆地同類天然氣資源量和國內(nèi)外其它同類型致密低滲邊際氣田經(jīng)濟(jì)有效動用提供借鑒。

叢式水平井組;數(shù)值模擬;開發(fā)效果;大牛地氣田;鄂爾多斯盆地

北美地區(qū)非常規(guī)油氣革命進(jìn)程中，叢式井模式作為核心技術(shù)發(fā)揮了巨大作用[1]。叢式井由于具有投資小、見效快、便于集中管理等優(yōu)點(diǎn)，已成為提高油氣采收率和采油速率的有效手段，因而在常規(guī)、非常規(guī)油氣資源開發(fā)中的應(yīng)用日益增多[2]。目前國內(nèi)叢式井技術(shù)尚處于攻關(guān)探索階段，相應(yīng)的基礎(chǔ)理論研究較為薄弱，配套設(shè)備不完善，配套工藝技術(shù)不成熟，與國外叢式井技術(shù)相比存在明顯的技術(shù)差距，主要應(yīng)用于煤層氣和頁巖氣的開發(fā)，研究工作主要基于“流程化、批量化、標(biāo)準(zhǔn)化”的基本理念，致力于鉆井過程井軌跡的控制優(yōu)化[3-6]。

大牛地氣田剩余未動用儲量主要為Ⅱ-Ⅲ類低品位儲量，含氣豐度低，單井產(chǎn)量低[7]。2012年開始，氣田開展了水平井規(guī)?；_發(fā)的研究與攻關(guān)，建立了致密低滲氣藏“多級多層壓裂、排狀交錯(cuò)井網(wǎng)、優(yōu)先部署井組”的水平井整體開發(fā)模式，連續(xù)3年10×108m3產(chǎn)能建設(shè)，成功實(shí)現(xiàn)了水平井規(guī)?；óa(chǎn)。2012—2014年產(chǎn)能建設(shè)推廣應(yīng)用井組水平井156口，以二井式水平井組為主，還包括3組四井式水平井組和1組六井式水平井組。叢式水平井組的實(shí)施實(shí)現(xiàn)了工廠化鉆完井作業(yè)、批量化儲層改造施工作業(yè)，大幅提高鉆井時(shí)率和開發(fā)效益[8-10]，對致密低滲氣藏開發(fā)具有重要指導(dǎo)和借鑒意義。

1　井組數(shù)值模擬

應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件，建立多段壓裂水平井二井式、四井式、六井式井組模型。網(wǎng)格步長10 m×10 m，采用局部加密網(wǎng)格模擬人工壓裂縫，加密網(wǎng)格步長2 m×10 m[11]。

任光磊等2014年對大牛地氣田大98井區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)政策研究中指出,水平段與人工壓裂縫角度對多段壓裂水平井產(chǎn)量影響大，水平段延伸方向盡可能垂直最大主應(yīng)力方向[12]。因此，在保證水平段延伸方向與最大主應(yīng)力方向夾角大于60°時(shí)，開展大牛地氣田二井式、四井式和六井式水平井組氣藏?cái)?shù)值模擬研究[13-14]。

二井式井組采用同層異向布井，水平段方向均垂直于最大主應(yīng)力。結(jié)果表明,在保證井距條件時(shí)，二井式井組滲流機(jī)理與單支水平井滲流機(jī)理相同[15-16]。六井式水平井組數(shù)值模擬方案如圖1所示。

圖1a為相同開發(fā)面積時(shí)六井式叢式水平井組布井的3種方案：90°布井、60°布井和75°布井，模擬穩(wěn)產(chǎn)期末、評價(jià)期末(15年)采出程度如表1所示。動態(tài)分

析結(jié)果表明，大牛地氣田水平井極限泄氣半徑約為500 m(圖1b)。假設(shè)不同布井方案中水平井極限泄氣半徑均為500 m，3種布井方案模擬穩(wěn)產(chǎn)期末、評價(jià)期末(15年)采出程度如表1所示。

數(shù)值模擬結(jié)果表明：相同開發(fā)面積時(shí)，90°布井時(shí)穩(wěn)產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度和評價(jià)期末采出程度高于其他布井模式。采用相同布井方案，穩(wěn)產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度相差不大，但相同開發(fā)面積布井時(shí)，評價(jià)期末采出程度遠(yuǎn)高于500 m泄氣半徑時(shí)采出程度。

大牛地氣田為典型低滲致密氣藏，規(guī)?；瘔毫押蟛胚_(dá)到工業(yè)氣流，水力裂縫半長一般為150～250 m，有效支撐裂縫100～180 m，為減小壓裂縫之間的相互干擾，井組間最小距離(A靶點(diǎn)距離)應(yīng)大于500 m。

圖1　大牛地氣田六井式水平井組數(shù)值模擬方案示意圖Fig.1　Sketch map showing numerical simulation scheme for six-lateral cluster horizontal well group in Daniudi gas field表1　大牛地氣田六井式叢式水平井組數(shù)值模擬統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)Table 1　Statistic of numerical simulation of six-lateral cluster horizontal well group in Daniudi gas field

布井方案穩(wěn)產(chǎn)期/月穩(wěn)產(chǎn)期末評價(jià)期末(15年)累計(jì)采氣/(108m3)采出程度/%累計(jì)采氣/(108m3)采出程度/%90°301.27617.42.74137.360°(相同開發(fā)面積)200.86511.82.48733.960°(有效泄氣半徑)190.81811.12.18929.875°(相同開發(fā)面積)100.3655.02.20029.975°(有效泄氣半徑)100.3655.01.85525.3

2　水平井組開發(fā)效果評價(jià)

水平井開發(fā)可劃分為排液、快速壓降和緩慢壓降3個(gè)階段，通過對比水平井各開發(fā)階段壓降速率和單位壓降產(chǎn)氣量評價(jià)水平井開發(fā)效果。

2.1井組鉆遇、試氣效果

四井式井組和六井式井組鉆遇效果、顯示效果與2012年、2013年產(chǎn)建井相當(dāng),除DPHS-72井組外，其他水平井組試氣效果明顯好于2012年、2013年產(chǎn)建井試氣效果(表2)。

2.2開發(fā)效果評價(jià)

2.2.1DP43井組

DP43井組為同層六井式水平井開發(fā)井組，生產(chǎn)層位H1-1，如圖2a。截止2015年7月底，DP43井組平均油壓4.5 MPa，單井平均日產(chǎn)氣0.60×104m3，平均日產(chǎn)液1.36 m3，井組累計(jì)產(chǎn)氣7 510.36×104m3。

DP43井組和2012年H1氣層產(chǎn)建井鉆遇和顯示相近，但平均全烴和測試無阻流量較大。歸一化生產(chǎn)特征表明，DP43井組在各階段的壓降速率大于2012年H1氣層產(chǎn)建井，緩慢壓降階段的單位壓降產(chǎn)氣量遠(yuǎn)小于2012年H1氣層產(chǎn)建井單位壓降產(chǎn)氣量(圖3)。

2.2.2DPHT-38井組

DPHT-38井組為同層四井式水平井井組，生產(chǎn)層位H1-1(圖2b)。截止2015年7月底，DPHT-38井組單井平均油壓4.5 MPa，單井平均日產(chǎn)氣1.73×104m3，平均日產(chǎn)液1.26 m3，井組累計(jì)產(chǎn)氣10 444.67×104m3。

DPHT-38井組和2012年H1氣層產(chǎn)建井鉆遇、顯示、平均全烴相近，但測試無阻流量較大。歸一化生產(chǎn)特征表明，DPH-38井組生產(chǎn)井在各階段的壓降速率大于2012年H1氣層產(chǎn)建井(圖4)。

采用歸一化對比分析方法，分析其他四井式水平井組的開發(fā)效果(表3)。對比結(jié)果表明,除DPT-27外井組外，其他六井式井組、四井式井組各階段的壓降速率均大于2012年、2013年產(chǎn)能建設(shè)水平井壓降速率。一方面是由于井組單井控制面積小于單支水平井控制面積，另一方面是由于井組水平段最小距離一般都小于500 m，開發(fā)過程中存在明顯的裂縫間干擾。

表2　大牛地氣田四井式、六井式水平井組鉆遇、試氣統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)Table 2　Statistics of drilling and gas test of four-lateral and six-lateral cluster horizontal well group in Daniudi gas field

圖2　大牛地氣田叢式水平井組模式Fig.2　Cluster horizontal well group schematic diagram of Daniudi gas field

圖3　大牛地氣田DP43井組(a)與2012年H1氣層產(chǎn)建井(b)歸一化曲線Fig.3　Normalized curves of DP43 cluster wells(a) and 2012 H1 reservoirs of production wells(b) of Daniudi gas field

圖4　大牛地氣田DPHT-38井組(a)與2012年H1氣層產(chǎn)建井(b)歸一化曲線Fig.4　Normalized curves of DPHT-38 cluster wells(a) and 2012 H1 reservoirs of production wells(b) of Daniudi gas field表3　大牛地氣田四井式、六井式井組與2012年、2013年產(chǎn)建井歸一化結(jié)果對比Table 3　Comparison of normalized results of four-lateral & six-lateral cluster horizontal well groups with production wells completed in 2012 and 2013 in Daniudi gas field

井組控制面積/km2無阻流量/(104m3·d-1)第一階段第二階段第三階段平均產(chǎn)氣量/(104m3·d-1)液氣比壓降速率/(MPa·d-1)單位壓降產(chǎn)氣量/(104m3·MPa-1)平均產(chǎn)氣量/(104m3·d-1)液氣比壓降速率/(MPa·d-1)單位壓降產(chǎn)氣量/(104m3·MPa-1)平均產(chǎn)氣量/(104m3·d-1)液氣比壓降速率/(MPa·d-1)單位壓降產(chǎn)氣量/(104m3·MPa-1)DP井組1.0212.9383.941.5600.176117.612.681.940.0225157.971.222.090.0047269.63DPT-27井組1.3118.2965.541.1100.093258.325.640.890.0232210.825.430.460.0064672.41DPHT-38井組1.1621.4836.220.7650.189633.585.170.700.0277164.342.930.840.0082419.74DPHS-72井組1.214.4661.914.6700.18238.791.289.390.012456.980.859.520.0033143.122012年產(chǎn)能建設(shè)井9.5703.281.6800.121628.443.311.630.0204159.702.421.230.0045435.122013年產(chǎn)能建設(shè)井9.4702.941.9700.091233.973.042.000.0228131.162.591.250.0042450.54

注：液氣比中液體和氣體單位分別為m3和104m3。

水平井井組開發(fā)模式的形成，一方面節(jié)約用地；另一方面減少施工隊(duì)伍搬遷工作量，提高工作效率，且便于后期統(tǒng)一管理。鑒于井組模式的優(yōu)勢及實(shí)際開發(fā)效果，井組部署以同層兩井式反向?yàn)橹?，異層部署可采用兩井式、三井式或四井式反向?/p>

3　結(jié)論

1) 除DPT-27外，六井式井組、四井式井組的生產(chǎn)效果均差于2012年、2013年產(chǎn)能建設(shè)井整體水平，不建議部署同層四井式、六井式水平井組。

2) 井組部署以同層兩井式反向?yàn)橹?，異層部署可采用兩井式、三井式或四井式反向，但均?yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向。

3) 大牛地氣田水平井水力裂縫半長為150～250 m，支撐裂縫100～180 m。因此井組間最小距離(A靶點(diǎn)距離)應(yīng)大于500 m。

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(編輯張亞雄)

Evaluation of development effect of cluster horizontal wells in Daniudi gas field，Ordos Basin

Wu Jianbiao1，Liu Xugang1，Bai Xiaoxia2,Yu Yaonan1,Gao Peng3

(1.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China；2.DingbianProductionPlantofYanchangOilfieldCo.,Ltd,Yulin,Shaanxi718600,China;3.No.2OilProductionPlant,DaqingOilfieldConpany,PetroChina,Daqing,Heilongjiang163257,China)

Almost all the quality gas reserves of Daniudi gas field have been produced.The remaining gas reserves are low in quality,thus cannot be developed efficiently with vertical wells.Considering the strong heterogeneity,limited sizes of effective sandbodies,low reserves abundance and low single well production rate of the tight sandstone layers,horizontal wells are preferred for the development of the remaining gas reserves.Cluster horizontal well group plays a key role in the practical production.Numerical simulation and dynamic evaluation are integrated to evaluate the exploitation performance of Daniudi gas field with different patterns of cluster horizontal well groups by comparing the pressure drawdown rate and gas production per pressure drop unit.The results demonstrate that the angle between the laterals and maximum principal stress should be larger than 60 degrees,and the minimum distance between these wells should be greater than 500 meter when using horizontal wells cluster group as the development strategy.These understandings will provide a useful reference for the exploitation of similar tight marginal gas fields in Ordos Basin and other basins.

cluster horizontal wells，numerical simulation，development effect，Daniudi gasfield，Ordos Basin

2015-12-20;

2016-02-20。

吳建彪(1984—)，男,碩士、助理工程師，油氣藏?cái)?shù)值模擬。E-mail:274934492@qq.com。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05045)。

0253-9985(2016)02-0256-05

10.11743/ogg20160214

TE37

A