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(kāi)發(fā)模式,提高氣藏整體開(kāi)發(fā)效果,以區(qū)塊火山巖氣藏主要地質(zhì)動(dòng)態(tài)特征為基礎(chǔ),通過(guò)開(kāi)展井網(wǎng)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(dòng)用Ⅰ、Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層為主”,采用“不均勻井網(wǎng)形式、水平井與直井組合、稀井高產(chǎn)、高密低稀、高滲開(kāi)采低滲”的滾動(dòng)部署方式綜合儲(chǔ)層構(gòu)造特征、火山機(jī)構(gòu)地震反射特征、地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、地震屬性分析和儲(chǔ)層發(fā)育特征等預(yù)測(cè)成果,優(yōu)選有利部位,分兩批共優(yōu)化部署開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)井和開(kāi)發(fā)井10口,區(qū)塊平均井網(wǎng)密度達(dá)到0.64口/km2。鉆探與測(cè)試結(jié)果表明,以?xún)?yōu)化方案所布的井均取得較好的開(kāi)發(fā)效果。
關(guān)鍵詞:松遼盆地;火山巖;氣藏;井網(wǎng);啟動(dòng)壓力;井距;井位部署;效果
1 井網(wǎng)形式選擇
從國(guó)內(nèi)外氣田開(kāi)發(fā)實(shí)踐來(lái)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(wǎng)開(kāi)發(fā):松遼盆地徐深氣田升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏產(chǎn)氣層呈北西向條帶狀展布,I類(lèi)儲(chǔ)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(chǔ)層物性差異較大。自北向南逐漸變薄,北部相對(duì)發(fā)育,有效厚度大,儲(chǔ)層物性較好;南部和邊部?jī)?chǔ)層較薄,物性差。因此,結(jié)合國(guó)內(nèi)外氣田開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn),綜合區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層發(fā)育特征,確定采用能夠考慮氣藏參數(shù)分布特征的不均勻井網(wǎng)形式布井。
2 井距論證
2.1 經(jīng)濟(jì)極限井距
依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際發(fā)生的成本和投資測(cè)算成果,單井鉆井、射孔、壓裂等費(fèi)用為7994.18元/m,地面基建投資1100萬(wàn)元/井,平均井深取3300m,則單井總成本為3738.1萬(wàn)元。采氣平均經(jīng)營(yíng)成本45.19萬(wàn)元/井,氣價(jià)按0.9元/m3計(jì),單井經(jīng)濟(jì)累計(jì)產(chǎn)氣量為9184.6×104m3。采收率按50%測(cè)算,單井控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量為1.84×108m3。采用盈虧平衡法計(jì)算,對(duì)應(yīng)的火山巖氣藏平均經(jīng)濟(jì)極限井距為581m,其中區(qū)塊北部?jī)?chǔ)量豐度較高的主體部位為419m,儲(chǔ)量豐度較小的南部及邊部井區(qū),其平均經(jīng)濟(jì)極限井距不能小于785m。
2.2 類(lèi)比國(guó)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(chǔ)層埋藏深度800~2370m,儲(chǔ)層厚度57~139m,孔隙度9%~32%,滲透率(1~150)×10-3μm2,以500~1000m的井距進(jìn)行開(kāi)采。
升深2-1區(qū)塊火山巖氣藏的儲(chǔ)層物性比日本火山巖氣藏的物性差,開(kāi)發(fā)井井距應(yīng)比日本火山巖的開(kāi)發(fā)井距小。
2.3 試井分析井距
開(kāi)采火山巖儲(chǔ)層的升深2-1井于2003年11月投入試采,生產(chǎn)測(cè)試結(jié)果表明Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層為該井的主要產(chǎn)氣層,到2005年4月累計(jì)開(kāi)井時(shí)間326d,累計(jì)產(chǎn)氣0.54×108m3。同月關(guān)井壓力恢復(fù)測(cè)試,解釋供氣半徑為724m[1~2],據(jù)此初步推斷Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層井距約1448m。
2.4 啟動(dòng)壓力與井距
經(jīng)對(duì)11塊全直徑巖樣的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明,儲(chǔ)層滲透率對(duì)啟動(dòng)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(dòng)壓力梯度增大(圖1)。
統(tǒng)計(jì)分析下白堊統(tǒng)營(yíng)城組三段160塊氣層巖心分析數(shù)據(jù),平均孔隙度10.2%,空氣滲透率1.117×10-3μm2,對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)壓力梯度為0.0459MPa/m,由此推算,到氣田廢棄時(shí),最大泄氣半徑為524m,對(duì)應(yīng)的平均最大極限井距為1048m(圖2)??紤]Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層天然裂縫較發(fā)育,因此以發(fā)育Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)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(jù)壓裂裂縫半長(zhǎng)確定的井距
營(yíng)城組火山巖Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層需壓裂改造才能達(dá)到較高的產(chǎn)能。采用微地震法對(duì)升深2—7和升深2-12進(jìn)行壓裂裂縫實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè),升深2-7井人工裂縫為北西向,方位110.2°,總縫長(zhǎng)172.7m;升深2-12井人工裂縫為北東向,方位38.5°,總縫長(zhǎng)244.5m。41塊火山巖Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層全直徑巖心分析平均滲透率0.513×10-3μm2,綜合基質(zhì)啟動(dòng)壓力梯度和2口壓裂井的裂縫方位及縫長(zhǎng),推算壓裂投產(chǎn)井區(qū)北西向的井距約878m,北東向約950m。若考慮Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層發(fā)育少量的天然微裂縫,沿裂縫延伸方向,井距還應(yīng)加大。
2.6 最佳經(jīng)濟(jì)井距
考慮資金投入與效益產(chǎn)出因素,當(dāng)經(jīng)濟(jì)效益最大時(shí)的井網(wǎng)密度為氣田的最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度,對(duì)應(yīng)的井距為最佳經(jīng)濟(jì)井距。
式中:Ag為含氣面積,km2;G為探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量,108m3;Pc為天然氣銷(xiāo)售價(jià),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(píng)價(jià)年限,a;Vp為平均采氣操作費(fèi)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(rùn)。
依據(jù)實(shí)際發(fā)生的單井投資和經(jīng)營(yíng)成本,平均采氣操作費(fèi)用取0.26元/m3,貸款利率5.04%,稅收率15%,評(píng)價(jià)期20d,天然氣售價(jià)按0.90元/m3計(jì),測(cè)算營(yíng)城組火山巖氣藏最佳經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度為0.935口/km2,對(duì)應(yīng)的平均最佳井距為1034m。區(qū)塊主體部位,最佳井距712~942m,邊部?jī)?chǔ)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(jù)火山巖氣藏動(dòng)態(tài)特征和地質(zhì)認(rèn)識(shí)程度,綜合對(duì)比分析上述幾種方法計(jì)算結(jié)果,結(jié)合國(guó)內(nèi)外氣藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn),考慮氣田尚處在試采階段,開(kāi)發(fā)初期不宜采用過(guò)密的井網(wǎng),推薦區(qū)塊北部以發(fā)育工類(lèi)儲(chǔ)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(lèi)儲(chǔ)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(duì)比,采用水平井開(kāi)發(fā),一方面可大幅度提高單井產(chǎn)能,同時(shí)在控制底水錐進(jìn)方面比直井更有優(yōu)勢(shì)。從儲(chǔ)層地質(zhì)參數(shù)來(lái)看,主力產(chǎn)層中部埋藏深度約2946.4m,地層溫度121℃。主力產(chǎn)層的儲(chǔ)層厚度近49m,在常規(guī)地震剖面上可追蹤對(duì)比,平面分布較穩(wěn)定,構(gòu)造較平緩;儲(chǔ)層物性較好,垂向滲透率較高,Kh/Kv為1.17。與鉆水平井對(duì)氣藏地質(zhì)參數(shù)要求對(duì)比[4],基本具備鉆水平井的地質(zhì)條件,因此,可采用水平井與直井組合方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)部署。
4 井位優(yōu)化部署
國(guó)內(nèi)外所發(fā)現(xiàn)的火山巖氣藏?cái)?shù)目有限,還沒(méi)有成熟的開(kāi)發(fā)部署方法和經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。2004年區(qū)塊含氣面積內(nèi)現(xiàn)有探井、開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)井各1口,不僅井控程度低,地質(zhì)動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)程度更低。為了加快氣藏產(chǎn)能建設(shè)步伐,在勘探評(píng)價(jià)階段,開(kāi)發(fā)早期介入,首先于2004年對(duì)覆蓋區(qū)塊的三維地震資料進(jìn)行重新處理、解釋和儲(chǔ)層反演預(yù)測(cè),進(jìn)一步落實(shí)了氣藏構(gòu)造特征,預(yù)測(cè)了儲(chǔ)層平面分布特征和火山機(jī)構(gòu)展布特征。通過(guò)開(kāi)展井網(wǎng)、井距和井型等氣藏工程優(yōu)化論證研究,確定以整體動(dòng)用Ⅰ、Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層為主,按一套層系,采用不均勻井網(wǎng)形式,“水平井與直井組合、稀井高產(chǎn)、高密低稀、高滲開(kāi)采低滲”的滾動(dòng)部署方式,綜合儲(chǔ)層構(gòu)造特征、火山機(jī)構(gòu)地震反射特征、地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、地震屬性分析和儲(chǔ)層物性等發(fā)育特征,進(jìn)行開(kāi)發(fā)優(yōu)化部署。同年以區(qū)內(nèi)兩口重大發(fā)現(xiàn)井為中心,優(yōu)選構(gòu)造相對(duì)較高、地震反射特征較好、儲(chǔ)層厚度相對(duì)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(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)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(zhì)認(rèn)識(shí)、提交探明地質(zhì)儲(chǔ)量和初步開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)奠定了基礎(chǔ)。
2005年通過(guò)全面開(kāi)展儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià),對(duì)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(chǔ)層裂縫發(fā)育特征、各類(lèi)儲(chǔ)層分布特征、氣水分布特征和氣藏類(lèi)型等地質(zhì)特征的認(rèn)識(shí)更加深入,針對(duì)區(qū)內(nèi)火山巖儲(chǔ)層提交了天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量,編制了氣藏初步開(kāi)發(fā)方案,新部署開(kāi)發(fā)井4口,其中,為了進(jìn)一步探索研究火山巖氣藏的有效開(kāi)發(fā)模式,探討利用水平井提高單井產(chǎn)能和有效控制底水的可行性,通過(guò)開(kāi)展水平井層位優(yōu)選、延伸方向和水平段長(zhǎng)度等氣藏工程優(yōu)化論證,在區(qū)塊北部針對(duì)Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層部署1口水平井;在區(qū)塊南部按“高密低稀、利用高滲儲(chǔ)層開(kāi)采低滲儲(chǔ)層”的部署原則,在兩個(gè)Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層局部發(fā)育區(qū)內(nèi),各部署1口開(kāi)發(fā)井,井距加大至1745m;在以Ⅱ、Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層發(fā)育為主的氣藏邊部?jī)?yōu)選部署1口開(kāi)發(fā)井。從整體來(lái)看,氣藏北部井網(wǎng)密度較大,井距為800~1000m。氣藏南部井網(wǎng)較稀,井距最大達(dá)到1745m,區(qū)內(nèi)平均井網(wǎng)密度為0.64口/km2。
5 實(shí)施效果分析
截至2006年12月,分兩批設(shè)計(jì)的10口井全部完鉆,鉆井成功率達(dá)到100%,其中9口直井平均鉆遇火山巖儲(chǔ)層有效厚度為61.28m,水平井鉆進(jìn)水平段長(zhǎng)度500m,鉆遇儲(chǔ)層490m,其中Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層372m,占鉆遇儲(chǔ)層的75.9%。為了有效地控制底水,經(jīng)對(duì)儲(chǔ)層部分射開(kāi)和控制壓裂規(guī)模試氣求產(chǎn),10口井全部獲工業(yè)氣流,其中5口井自然產(chǎn)能達(dá)工業(yè)氣流,10口井無(wú)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(wú)阻流量[5~6]最高,為165.9×104m3/d,是區(qū)內(nèi)11口直井平均無(wú)阻流量的5.8倍,增產(chǎn)效果明顯。
自2007年8月新設(shè)計(jì)的10口井陸續(xù)投產(chǎn),截至2008年6月底,單井開(kāi)井時(shí)間短則42d,長(zhǎng)達(dá)276d,10口井已累計(jì)產(chǎn)氣2.09×108m3。生產(chǎn)期間有8口井產(chǎn)量、壓力基本穩(wěn)定,呈現(xiàn)出較強(qiáng)的穩(wěn)產(chǎn)能力,日產(chǎn)氣大于10×104m3的井有5口,其中,水平井生產(chǎn)水平居全氣田之首,以每天35×104m3左右的產(chǎn)量生產(chǎn),連續(xù)開(kāi)井131d,產(chǎn)量、壓力基本穩(wěn)定,已累計(jì)產(chǎn)氣4552.9592×104m3。2008年3月,9口井開(kāi)井生產(chǎn),日產(chǎn)氣113.5×104m3,平均單井日產(chǎn)氣12.61×104m3,按目前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè),區(qū)內(nèi)12口氣井年穩(wěn)定供氣能力可達(dá)到3.7×108m3,開(kāi)發(fā)效果顯著。
總之,通過(guò)近3年的滾動(dòng)評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)優(yōu)化部署,深化了氣藏地質(zhì)認(rèn)識(shí),加快了區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)步伐,提高了鉆井成功率和開(kāi)發(fā)部署水平,取得了較好的實(shí)施效果,為深入探索火山巖氣藏的有效開(kāi)發(fā)模式,經(jīng)濟(jì)有效地動(dòng)用徐深氣田火山巖氣藏奠定了基礎(chǔ)。
6 結(jié)論
1) 通過(guò)開(kāi)發(fā)優(yōu)化部署,使設(shè)計(jì)的開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)井及開(kāi)發(fā)井的鉆井成功率達(dá)到100%。
2) 新設(shè)計(jì)的10口氣井投產(chǎn)后單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣介于4.2×104~35×104m3之間,按目前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè),區(qū)內(nèi)12口氣井年穩(wěn)定供氣能力可達(dá)到3.7×108m3。
3) 開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明采用不均勻井網(wǎng)形式,“水平井與直井組合、稀井高產(chǎn)、高密低稀、高滲開(kāi)采低滲”的滾動(dòng)部署方式開(kāi)發(fā)該區(qū)塊火山巖氣藏是可行的,已經(jīng)初步見(jiàn)到了較好的開(kāi)發(fā)效果,對(duì)經(jīng)濟(jì)有效地動(dòng)用徐深氣田火山巖氣藏具有一定的借鑒指導(dǎo)作用。
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(本文作者:于士泉 李偉 唐亞會(huì) 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院)
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