焦 松 杰
中海油研究總院有限責(zé)任公司
海上氣田A分2個(gè)主力層,其中主力層一為受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊水氣藏,儲(chǔ)層有效厚度為17.1 m,儲(chǔ)層滲透率為15 mD;主力單元二為受構(gòu)造控制的底水氣藏,儲(chǔ)層有效厚度為29.1 m,滲透率為5 mD,有南北兩個(gè)高點(diǎn),具有一定的水體能量。兩主力單元儲(chǔ)量豐度為(4.3~5.7)×108m3/km2,測(cè)試無(wú)阻流量為(32.4~56.0)×104m3/d。基于A氣田海上、低儲(chǔ)量豐度、低無(wú)阻流量及存在邊底水等特征,常規(guī)開發(fā)方式開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益差,海上亦無(wú)經(jīng)濟(jì)開發(fā)的先例[1-5]。隨著海上鉆完井技術(shù)的進(jìn)步和經(jīng)驗(yàn)的積累,工程費(fèi)用有大幅下降的空間,多分支井已在海上油田開發(fā)中得以實(shí)踐,多分支井對(duì)油田井?dāng)?shù)的減小和開發(fā)效果的提高效果明顯[6-8]。因此,對(duì)于該類氣田極有必要開展相關(guān)研究,對(duì)比分析多分支井開發(fā)海上氣田的可行性。本文基于A氣田地質(zhì)特征,以數(shù)值模擬為手段優(yōu)化開展多分支井開發(fā)關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化[9-11],優(yōu)化結(jié)果應(yīng)用在氣田開發(fā)方案編制中,探索實(shí)現(xiàn)海上邊際氣田少井高產(chǎn)高效開發(fā)。
方案研究的數(shù)值模型模擬范圍包括整個(gè)氣藏,含氣面積內(nèi)步長(zhǎng)為50 m,縱向步長(zhǎng)1~5 m,總節(jié)點(diǎn)數(shù)為80×142×48,共54萬(wàn)個(gè)網(wǎng)格節(jié)點(diǎn),有效結(jié)點(diǎn)數(shù)為38萬(wàn)個(gè)。選用油-凝析氣-水模式,采用Eclipse黑油模擬器進(jìn)行方案優(yōu)化篩選,用E300組分模擬器預(yù)測(cè)推薦方案生產(chǎn)過(guò)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?dāng)M合后由VFPi計(jì)算得到,模型流體數(shù)據(jù)、相滲等數(shù)據(jù)均基于該氣田實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理后得到。
根據(jù)A氣田含氣構(gòu)造(圖1)及儲(chǔ)量分布,在氣田相同年產(chǎn)規(guī)模的前提下,分別設(shè)計(jì)定向井和水平井兩方案開展方案研究工作(表1)。
方案模擬表明,隨井?dāng)?shù)減少采收率降低,穩(wěn)產(chǎn)期縮短。氣田在保障穩(wěn)產(chǎn)期的前提下,定向井方案需部署7~8口開發(fā)井方能達(dá)到較為理想的開發(fā)效果;而水平井方案僅需3~4口開發(fā)井?;贏氣田低豐度、邊底水的氣藏特征,考慮海上鉆完井費(fèi)用水平井為定向井的1.5倍[12-15]左右,綜合分析認(rèn)為水平井方案更能滿足海上少井高產(chǎn)的開發(fā)策略,實(shí)現(xiàn)更好的開發(fā)效果。
2.2.1 水平井長(zhǎng)度優(yōu)化
圖1 A氣田氣藏剖面圖
表1 不同開發(fā)井型及井?dāng)?shù)開發(fā)效果對(duì)比表
水平井的長(zhǎng)度直接反應(yīng)在鉆完井費(fèi)用當(dāng)中,因此極有必要開展水平段長(zhǎng)度的優(yōu)化工作?;趦?yōu)選得到開發(fā)井型及水平井開發(fā)井位,與鉆完井專業(yè)結(jié)合,考慮影響水平氣井長(zhǎng)度的井徑、管壁粗糙度等因素,模擬對(duì)比4口水平井不同水平段長(zhǎng)度下的累積產(chǎn)氣量或穩(wěn)產(chǎn)期累積產(chǎn)氣量,以此確定合理的水平段長(zhǎng)度。
主力層一的水平井A1H長(zhǎng)度優(yōu)化結(jié)果表明(圖2),水平井長(zhǎng)度在600~700 m左右時(shí)穩(wěn)產(chǎn)期和累積產(chǎn)氣存在一個(gè)拐點(diǎn),穩(wěn)產(chǎn)期由0年上升到5年,累積產(chǎn)氣增加4%左右,以此確定水平井的最佳長(zhǎng)度。
圖2 主力層一A1H水平井長(zhǎng)度優(yōu)化圖
采用同樣的方法,優(yōu)化確定了A氣田推薦方案4口水平井的最佳長(zhǎng)度,主力層一的水平井A1H最佳長(zhǎng)度在600~700 m;主力層二的3口水平井長(zhǎng)度在800~1 000 m最優(yōu)。
2.2.2 水平井縱向位置優(yōu)化
對(duì)于邊底水氣藏,需對(duì)水平井部署的縱向位置開展優(yōu)化研究。對(duì)各氣層縱向厚度無(wú)因次化處理后開展對(duì)比研究,結(jié)果表明(圖3):對(duì)主力層一,由于儲(chǔ)層物性較均勻,且屬于邊水氣藏,水平井縱向上的位置對(duì)開發(fā)影響不是特別大,生產(chǎn)井距氣層頂部2 m時(shí)累產(chǎn)氣最大,若位于氣層下部,由于距內(nèi)氣水邊界較近,累產(chǎn)氣減少15%左右,由此可見(jiàn)生產(chǎn)井于氣層頂部開發(fā)效果略好于其他。
圖3 氣田兩主力層水平井縱向位置優(yōu)化圖
對(duì)于主力層二,當(dāng)生產(chǎn)井距氣層頂面0.5 m時(shí)累產(chǎn)氣最大,如生產(chǎn)井處于物性較差的部位尤其是夾層中,則開發(fā)效果大大下降,如水平段距氣層頂部9.6 m時(shí)(氣層厚46.9 m),正好處于物性?shī)A層內(nèi),累產(chǎn)降低近20%;若氣井靠近氣層中部,雖然儲(chǔ)層物性變好,但距下部底水過(guò)近,累產(chǎn)降低14.6%,這表明水平井段應(yīng)當(dāng)位于氣層頂部物性較好部位,開發(fā)效果最好。
因此,對(duì)于邊底水氣藏,水平井應(yīng)推薦部署在儲(chǔ)層中上部物性較好區(qū)域,對(duì)于延緩邊底水的錐進(jìn)效果顯著。
在該氣田開發(fā)方案編制過(guò)程中,分支井已在海上油田開發(fā)中得以應(yīng)用并取得了較好的開采效果。隨著海上鉆完井技術(shù)的進(jìn)步和經(jīng)驗(yàn)的積累,工程費(fèi)用有大幅下降的空間,因此,在該氣田開發(fā)方案中考慮適當(dāng)部署多分支井,嘗試在海上氣田鉆完井實(shí)施方案中考慮鉆探多分支井的可行性。
在水平井方案優(yōu)化結(jié)果的基礎(chǔ)上,開展多分支井開發(fā)A氣田方案研究,多分支井主支長(zhǎng)度及縱向位置沿用水平井開發(fā)方案研究成果。
1)多分支井井?dāng)?shù)的優(yōu)化
結(jié)合A氣田地質(zhì)油藏特征,分別設(shè)計(jì)不同多分支井井?dāng)?shù)開發(fā)方案(表2)。
表2 多分支井開發(fā)井?dāng)?shù)優(yōu)化表
由模擬結(jié)果可以看出,由于采氣速度的恒定,部署多分支井并不能增加穩(wěn)產(chǎn)年限。但多分支井的部署對(duì)于保障產(chǎn)能,提高儲(chǔ)量動(dòng)用及延緩底水上升有明顯的作用,累產(chǎn)氣有一定的增加。
考慮海上實(shí)施多分支井的開發(fā)風(fēng)險(xiǎn),綜合推薦方案3作為A氣田開發(fā)的推薦方案,即在兩主力層各實(shí)施一口多分支井作為海上氣田多分支井開發(fā)的嘗試。
2)多分支井分支夾角優(yōu)化
為了進(jìn)一步對(duì)分支井進(jìn)行優(yōu)化,設(shè)計(jì)了分支井夾角為45°和30°兩個(gè)方案,從模擬結(jié)果看,兩種角度的分支井累產(chǎn)氣相當(dāng),但穩(wěn)產(chǎn)期較30°的方案短半年左右(圖4),造成這種結(jié)果的主要原因是分支井角度為45°時(shí),單井泄氣面積較30°時(shí)更大,分支間的干擾更小,但同時(shí)各分支井段離內(nèi)氣水邊界的距離也縮短了,出水的量有所增加,考慮到角度越大工程實(shí)施難度越大,因此分支井的角度以30°為宜。
圖4 多分支井不同分支校對(duì)開發(fā)效果對(duì)比圖
在開發(fā)方案實(shí)施階段,A氣藏在兩主力層共實(shí)施兩口分支井A1M和A2M。主力層一為受構(gòu)造和巖性雙重控制的邊水氣藏,在其高點(diǎn)實(shí)施了多分支井A1M,其中A1M井共實(shí)施1主支和2分支,鉆遇儲(chǔ)層有效滲透率4.7 mD,氣層有效厚度22.1 m,水平段鉆遇儲(chǔ)層斜厚為778 m,主支水平段有效長(zhǎng)度297.4 m。主力單元二為受構(gòu)造控制的底水氣藏,再其南高點(diǎn)實(shí)施一口分支井A2M,A2M井共實(shí)施1主支和1分支,鉆遇儲(chǔ)層有效滲透率2.42 mD,氣層有效厚度41.7 m,水平段鉆遇儲(chǔ)層斜厚為983 m,主支水平段有效長(zhǎng)度667 m。根據(jù)動(dòng)態(tài)跟蹤分析,具有較好的開發(fā)效果:
1)多分支井較好的保障了初期產(chǎn)能,是定向井初期產(chǎn)能的3~6倍[16-20]。
對(duì)于邊水氣藏主力層一實(shí)施的A1M井,對(duì)比兩井物性、產(chǎn)能以及開發(fā)動(dòng)態(tài)(圖5、表3),其臨近定向井(開發(fā)評(píng)價(jià)井)A5開發(fā)效果,在儲(chǔ)層物性相當(dāng)、鉆遇氣層厚度相近的前提下,邊水氣藏實(shí)施多分支井初期產(chǎn)能為定向井的3倍左右。
圖5 邊水氣藏多分支井與定向井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比圖
表3 邊水氣藏多分支井與定向井物性及初期產(chǎn)能對(duì)比表
對(duì)于底水氣藏主力層二實(shí)施的A2M井,對(duì)比兩井物性、產(chǎn)能以及開發(fā)動(dòng)態(tài)(圖6、表4),其臨近定向井(開發(fā)評(píng)價(jià)井)A3開發(fā)效果,在儲(chǔ)層物性相當(dāng)、鉆遇氣層厚度相近的前提下,底水氣藏實(shí)施多分支井初期產(chǎn)能為定向井的6倍左右。
圖6 底水氣藏多分支井與定向井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比圖
表4 底水氣藏多分支井與定向井物性及初期產(chǎn)能對(duì)比表
2)多分支井有效的降低了生產(chǎn)水氣比,保障了穩(wěn)產(chǎn)。
圖7 兩口多分支井生產(chǎn)氣水比動(dòng)態(tài)曲線圖
多分支井在生產(chǎn)四年的時(shí)間內(nèi),氣水比始終保持在0.15 m3/104m3以內(nèi)的低氣水比生產(chǎn)(圖7),有效的延緩了底水錐進(jìn)。從多分支井與定向井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對(duì)比(圖9、圖10),多分支井不僅在保障初期產(chǎn)能上效果明顯,而且始終保持著較好的產(chǎn)氣能力。其中邊水氣藏多分支井A1M井與定向井A5井的產(chǎn)能比由初期生產(chǎn)時(shí)的3倍變?yōu)槟壳暗?倍,而底水氣藏A2M與定向井A3的產(chǎn)能比由初期生產(chǎn)時(shí)的6倍變?yōu)槟壳暗?.5倍(表5),多分支井的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)為保障氣田穩(wěn)產(chǎn)做出巨大貢獻(xiàn)。
表5 多分支井與定向井產(chǎn)能對(duì)比表
3)經(jīng)濟(jì)分析表明多分支井取得了較好的投入產(chǎn)出比
基于生產(chǎn)動(dòng)態(tài),邊水氣藏多分支井A1M是定向井A5累產(chǎn)氣的2.6倍;底水氣藏多分支井A2M是定向井A3累產(chǎn)氣的6倍?;谀壳昂I香@完井成本分析,多分支井鉆完井成本約為定向井的1.4倍左右。簡(jiǎn)單考慮投入產(chǎn)出比,邊水氣藏多分支井的投入產(chǎn)出比約為定向井的2倍[12-15]左右,而底水氣藏多分支井投入產(chǎn)出比是定向井的4倍。
但值得注意的是,該投入產(chǎn)出比是基于開發(fā)4年的生產(chǎn)統(tǒng)計(jì),考慮到目前定向井的產(chǎn)能遞減及多分支井對(duì)于延緩水錐的作用,水平井與定向井累產(chǎn)氣量將會(huì)增加,投入產(chǎn)出比亦會(huì)隨之增加。
1)針對(duì)A氣田低豐度和邊底水的地質(zhì)油藏特征,水平井及多分支井開發(fā)與定向井相比可有效減少開發(fā)井井?dāng)?shù)。
2)基于A氣田地質(zhì)油藏特點(diǎn),水平井及多分支井主支長(zhǎng)度在800~1 000 m,分支與主支角度以30°為佳。
3)A氣田的生產(chǎn)實(shí)踐表明,多分支井可為低豐度邊底水氣藏開發(fā)提高氣井產(chǎn)能,延緩水錐,保障氣田穩(wěn)產(chǎn)。
4)基于A氣藏的生產(chǎn)實(shí)踐,多分支井的初期產(chǎn)能可達(dá)到定向井的3~6倍,投入產(chǎn)出比可達(dá)到定向井的2~4倍。