徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏開發(fā)優(yōu)化部署

摘 要

摘要：為探索松遼盆地徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏的有效開發(fā)模式，提高氣藏整體開發(fā)效果，以區(qū)塊火山巖氣藏主要地質動態(tài)特征為基礎，通過開展井網形式、井型和井距優(yōu)化論證研究，
摘要：為探索松遼盆地徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏的有效開發(fā)模式，提高氣藏整體開發(fā)效果，以區(qū)塊火山巖氣藏主要地質動態(tài)特征為基礎，通過開展井網形式、井型和井距優(yōu)化論證研究，確定“按一套層系，以整體動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主”，采用“不均勻井網形式、水平井與直井組合、稀井高產、高密低稀、高滲開采低滲”的滾動部署方式綜合儲層構造特征、火山機構地震反射特征、地震儲層預測、地震屬性分析和儲層發(fā)育特征等預測成果，優(yōu)選有利部位，分兩批共優(yōu)化部署開發(fā)評價井和開發(fā)井10口，區(qū)塊平均井網密度達到0.64口/km2。鉆探與測試結果表明，以優(yōu)化方案所布的井均取得較好的開發(fā)效果。
關鍵詞：松遼盆地；火山巖；氣藏；井網；啟動壓力；井距；井位部署；效果
1 井網形式選擇
    從國內外氣田開發(fā)實踐來看，四川氣田和日本吉井東柏崎等火山巖氣藏都采用不規(guī)則井網開發(fā)：松遼盆地徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏產氣層呈北西向條帶狀展布，I類儲層主要發(fā)育在區(qū)塊的北部，南部零星發(fā)育，南北井區(qū)儲層物性差異較大。自北向南逐漸變薄，北部相對發(fā)育，有效厚度大，儲層物性較好；南部和邊部儲層較薄，物性差。因此，結合國內外氣田開發(fā)經驗，綜合區(qū)內儲層發(fā)育特征，確定采用能夠考慮氣藏參數分布特征的不均勻井網形式布井。
2 井距論證
2.1 經濟極限井距
    依據現場實際發(fā)生的成本和投資測算成果，單井鉆井、射孔、壓裂等費用為7994.18元/m，地面基建投資1100萬元/井，平均井深取3300m，則單井總成本為3738.1萬元。采氣平均經營成本45.19萬元/井，氣價按0.9元/m3計，單井經濟累計產氣量為9184.6×104m3。采收率按50%測算，單井控制經濟極限儲量為1.84×108m3。采用盈虧平衡法計算，對應的火山巖氣藏平均經濟極限井距為581m，其中區(qū)塊北部儲量豐度較高的主體部位為419m，儲量豐度較小的南部及邊部井區(qū)，其平均經濟極限井距不能小于785m。
2.2 類比國外火山巖氣藏確定的井距
    日本吉井-東柏崎等火山巖氣藏的面積最大28km2，儲層埋藏深度800～2370m，儲層厚度57～139m，孔隙度9%～32%，滲透率(1～150)×10-3μm2，以500～1000m的井距進行開采。
    升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏的儲層物性比日本火山巖氣藏的物性差，開發(fā)井井距應比日本火山巖的開發(fā)井距小。
2.3 試井分析井距
    開采火山巖儲層的升深2-1井于2003年11月投入試采，生產測試結果表明Ⅰ類儲層為該井的主要產氣層，到2005年4月累計開井時間326d，累計產氣0.54×108m3。同月關井壓力恢復測試，解釋供氣半徑為724m[1～2]，據此初步推斷Ⅰ類儲層井距約1448m。
2.4 啟動壓力與井距
經對11塊全直徑巖樣的室內實驗表明，儲層滲透率對啟動壓力梯度[3]有明顯的影響，隨著巖石空氣滲透率的降低，啟動壓力梯度增大(圖1)。
 
    統計分析下白堊統營城組三段160塊氣層巖心分析數據，平均孔隙度10.2%，空氣滲透率1.117×10-3μm2，對應的啟動壓力梯度為0.0459MPa/m，由此推算，到氣田廢棄時，最大泄氣半徑為524m，對應的平均最大極限井距為1048m(圖2)。考慮Ⅱ、Ⅲ類儲層天然裂縫較發(fā)育，因此以發(fā)育Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的井區(qū)，沿天然裂縫發(fā)育方向平均井距大于1048m。
 
2.5 依據壓裂裂縫半長確定的井距
    營城組火山巖Ⅱ、Ⅲ類儲層需壓裂改造才能達到較高的產能。采用微地震法對升深2—7和升深2-12進行壓裂裂縫實時監(jiān)測，升深2-7井人工裂縫為北西向，方位110.2°，總縫長172.7m；升深2-12井人工裂縫為北東向，方位38.5°，總縫長244.5m。41塊火山巖Ⅱ、Ⅲ類儲層全直徑巖心分析平均滲透率0.513×10-3μm2，綜合基質啟動壓力梯度和2口壓裂井的裂縫方位及縫長，推算壓裂投產井區(qū)北西向的井距約878m，北東向約950m。若考慮Ⅱ、Ⅲ類儲層發(fā)育少量的天然微裂縫，沿裂縫延伸方向，井距還應加大。
2.6 最佳經濟井距
考慮資金投入與效益產出因素，當經濟效益最大時的井網密度為氣田的最佳經濟井網密度，對應的井距為最佳經濟井距。
 
式中：Ag為含氣面積，km2；G為探明天然氣地質儲量，108m3；Pc為天然氣銷售價，元/m3；C為單井鉆井和油建等總投資，104元/井；ER為天然氣采收率；T為評價年限，a；Vp為平均采氣操作費用，元/m3；R為貸款利率；a為商品率；Pt為稅收率；LR為合理利潤。
    依據實際發(fā)生的單井投資和經營成本，平均采氣操作費用取0.26元/m3，貸款利率5.04%，稅收率15%，評價期20d，天然氣售價按0.90元/m3計，測算營城組火山巖氣藏最佳經濟井網密度為0.935口/km2，對應的平均最佳井距為1034m。區(qū)塊主體部位，最佳井距712～942m，邊部儲量豐度低于4.0×108m3/km2的井區(qū)為1333～1885m。
2.7 合理井距綜合確定
    依據火山巖氣藏動態(tài)特征和地質認識程度，綜合對比分析上述幾種方法計算結果，結合國內外氣藏開發(fā)經驗，考慮氣田尚處在試采階段，開發(fā)初期不宜采用過密的井網，推薦區(qū)塊北部以發(fā)育工類儲層為主的主體部位井距約1000m，其中沿天然裂縫發(fā)育方向井距可加大到1300～1500m；以發(fā)育Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的南部及邊部地區(qū)1250～1750m，沿天然裂縫發(fā)育方向增至1600～1750m。
3 井型篩選
    升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏底部普遍發(fā)育水層，與直井對比，采用水平井開發(fā)，一方面可大幅度提高單井產能，同時在控制底水錐進方面比直井更有優(yōu)勢。從儲層地質參數來看，主力產層中部埋藏深度約2946.4m，地層溫度121℃。主力產層的儲層厚度近49m，在常規(guī)地震剖面上可追蹤對比，平面分布較穩(wěn)定，構造較平緩；儲層物性較好，垂向滲透率較高，Kh/Kv為1.17。與鉆水平井對氣藏地質參數要求對比[4]，基本具備鉆水平井的地質條件，因此，可采用水平井與直井組合方式進行開發(fā)部署。
4 井位優(yōu)化部署
    國內外所發(fā)現的火山巖氣藏數目有限，還沒有成熟的開發(fā)部署方法和經驗可以借鑒。2004年區(qū)塊含氣面積內現有探井、開發(fā)評價井各1口，不僅井控程度低，地質動態(tài)認識程度更低。為了加快氣藏產能建設步伐，在勘探評價階段，開發(fā)早期介入，首先于2004年對覆蓋區(qū)塊的三維地震資料進行重新處理、解釋和儲層反演預測，進一步落實了氣藏構造特征，預測了儲層平面分布特征和火山機構展布特征。通過開展井網、井距和井型等氣藏工程優(yōu)化論證研究，確定以整體動用Ⅰ、Ⅱ類儲層為主，按一套層系，采用不均勻井網形式，“水平井與直井組合、稀井高產、高密低稀、高滲開采低滲”的滾動部署方式，綜合儲層構造特征、火山機構地震反射特征、地震儲層預測、地震屬性分析和儲層物性等發(fā)育特征，進行開發(fā)優(yōu)化部署。同年以區(qū)內兩口重大發(fā)現井為中心，優(yōu)選構造相對較高、地震反射特征較好、儲層厚度相對較大的有利部位，采用不均勻布井方式，800～1100m井距，部署了6口開發(fā)評價井。到2005年7月底全部完鉆，取心245.52m，其中某井連續(xù)取心132.56m，為深化氣藏地質認識、提交探明地質儲量和初步開發(fā)方案設計奠定了基礎。
    2005年通過全面開展儲層綜合評價，對火山體平面展布和縱向分布特征、有利火山巖相帶及分布特征、儲層裂縫發(fā)育特征、各類儲層分布特征、氣水分布特征和氣藏類型等地質特征的認識更加深入，針對區(qū)內火山巖儲層提交了天然氣探明地質儲量，編制了氣藏初步開發(fā)方案，新部署開發(fā)井4口，其中，為了進一步探索研究火山巖氣藏的有效開發(fā)模式，探討利用水平井提高單井產能和有效控制底水的可行性，通過開展水平井層位優(yōu)選、延伸方向和水平段長度等氣藏工程優(yōu)化論證，在區(qū)塊北部針對Ⅰ類儲層部署1口水平井；在區(qū)塊南部按“高密低稀、利用高滲儲層開采低滲儲層”的部署原則，在兩個Ⅰ類儲層局部發(fā)育區(qū)內，各部署1口開發(fā)井，井距加大至1745m；在以Ⅱ、Ⅲ類儲層發(fā)育為主的氣藏邊部優(yōu)選部署1口開發(fā)井。從整體來看，氣藏北部井網密度較大，井距為800～1000m。氣藏南部井網較稀，井距最大達到1745m，區(qū)內平均井網密度為0.64口/km2。
5 實施效果分析
    截至2006年12月，分兩批設計的10口井全部完鉆，鉆井成功率達到100%，其中9口直井平均鉆遇火山巖儲層有效厚度為61.28m，水平井鉆進水平段長度500m，鉆遇儲層490m，其中Ⅰ類儲層372m，占鉆遇儲層的75.9%。為了有效地控制底水，經對儲層部分射開和控制壓裂規(guī)模試氣求產，10口井全部獲工業(yè)氣流，其中5口井自然產能達工業(yè)氣流，10口井無阻流量介于6.8×104～165.9×104m3/d之間，平均為43.52×104m3/d，在10口井中，水平井無阻流量[5～6]最高，為165.9×104m3/d，是區(qū)內11口直井平均無阻流量的5.8倍，增產效果明顯。
    自2007年8月新設計的10口井陸續(xù)投產，截至2008年6月底，單井開井時間短則42d，長達276d，10口井已累計產氣2.09×108m3。生產期間有8口井產量、壓力基本穩(wěn)定，呈現出較強的穩(wěn)產能力，日產氣大于10×104m3的井有5口，其中，水平井生產水平居全氣田之首，以每天35×104m3左右的產量生產，連續(xù)開井131d，產量、壓力基本穩(wěn)定，已累計產氣4552.9592×104m3。2008年3月，9口井開井生產，日產氣113.5×104m3，平均單井日產氣12.61×104m3，按目前生產動態(tài)預測，區(qū)內12口氣井年穩(wěn)定供氣能力可達到3.7×108m3，開發(fā)效果顯著。
    總之，通過近3年的滾動評價與開發(fā)優(yōu)化部署，深化了氣藏地質認識，加快了區(qū)塊產能建設步伐，提高了鉆井成功率和開發(fā)部署水平，取得了較好的實施效果，為深入探索火山巖氣藏的有效開發(fā)模式，經濟有效地動用徐深氣田火山巖氣藏奠定了基礎。
6 結論
    1) 通過開發(fā)優(yōu)化部署，使設計的開發(fā)評價井及開發(fā)井的鉆井成功率達到100%。
    2) 新設計的10口氣井投產后單井穩(wěn)定日產氣介于4.2×104～35×104m3之間，按目前生產動態(tài)預測，區(qū)內12口氣井年穩(wěn)定供氣能力可達到3.7×108m3。
    3) 開發(fā)實踐表明采用不均勻井網形式，“水平井與直井組合、稀井高產、高密低稀、高滲開采低滲”的滾動部署方式開發(fā)該區(qū)塊火山巖氣藏是可行的，已經初步見到了較好的開發(fā)效果，對經濟有效地動用徐深氣田火山巖氣藏具有一定的借鑒指導作用。
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(本文作者：于士泉 李偉 唐亞會 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院)