普光氣田開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化技術(shù)

摘 要

摘要：編制一個最佳的氣藏開發(fā)方案，雖然綜合考慮了地質(zhì)、工程和經(jīng)濟(jì)等諸多因素，但對氣藏的認(rèn)識不可能就此結(jié)束，需要在實施過程中不斷優(yōu)化。對于高含硫化氫的普光氣田更是如此，因為
摘要：編制一個最佳的氣藏開發(fā)方案，雖然綜合考慮了地質(zhì)、工程和經(jīng)濟(jì)等諸多因素，但對氣藏的認(rèn)識不可能就此結(jié)束，需要在實施過程中不斷優(yōu)化。對于高含硫化氫的普光氣田更是如此，因為編制開發(fā)方案應(yīng)用的地質(zhì)認(rèn)識僅來源于勘探成果資料，且受安全、環(huán)保和技術(shù)裝備等因素的限制，正式投入開發(fā)前沒有進(jìn)行過系統(tǒng)試氣和試采。在普光氣田開發(fā)建設(shè)過程中，必須實時跟蹤研究新井資料，深入開展地質(zhì)研究工作，不斷深化氣藏地質(zhì)認(rèn)識；并根據(jù)地質(zhì)新認(rèn)識和動用儲量評價結(jié)果，在原開發(fā)方案的基礎(chǔ)上，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)和邊際貢獻(xiàn)等方法，重點重新研究確定不同井型單井經(jīng)濟(jì)可采儲量、控制地質(zhì)儲量、氣層厚度等技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限，優(yōu)選開發(fā)井井型，調(diào)整經(jīng)濟(jì)極限井距，完善井位部署方案，優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)，以此來確保對普光氣田的高效開發(fā)。
關(guān)鍵詞：普光氣田；開發(fā)井；技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限；開發(fā)指標(biāo)；優(yōu)化
    普光氣田具有硫化氫含量高、埋藏深、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點。普光氣田正式投入開發(fā)前，編制完成了《普光氣田開發(fā)方案》，并由上級主管部門批準(zhǔn)實施[1]。開發(fā)方案編制過程中雖然綜合考慮了地質(zhì)、工程和經(jīng)濟(jì)等諸多因素，但應(yīng)用的地質(zhì)認(rèn)識僅來源于勘探成果資料，且由于受安全、環(huán)保和技術(shù)裝備等因素限制，氣田沒有進(jìn)行系統(tǒng)試氣和試采[2]。對氣藏的認(rèn)識不能就此結(jié)束，需要在氣田開發(fā)建設(shè)過程中，實時跟蹤研究新井資料，動態(tài)開展地質(zhì)研究工作，不斷深化氣藏認(rèn)識。跟蹤新井資料研究的結(jié)果認(rèn)為，氣層厚度、氣水界面高度及動用儲量等與原認(rèn)識相比都發(fā)生了較大變化。為確保實現(xiàn)高效開發(fā)，必須不斷優(yōu)化井身軌跡，培育高產(chǎn)井，適時完善井位部署方案，及時優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)[3～4]。開發(fā)指標(biāo)是指用來評價開發(fā)效果好壞的主要項目，主要包括日產(chǎn)氣量、年產(chǎn)氣量、采氣速度、井?dāng)?shù)、穩(wěn)產(chǎn)時間、采收率等指標(biāo)。開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化研究思路：根據(jù)地質(zhì)新認(rèn)識和動用儲量評價結(jié)果，在原方案設(shè)計的基礎(chǔ)上，首先，重新研究確定單井初始產(chǎn)量、經(jīng)濟(jì)可采儲量、控制地質(zhì)儲量、氣層厚度等技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限；其次，優(yōu)選開發(fā)井井型，優(yōu)化經(jīng)濟(jì)極限井距；然后，按照“少井、高產(chǎn)、降低投資”的原則，完善井位部署方案；最后，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)。
1 單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限優(yōu)化研究
    技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限：指在現(xiàn)有氣田開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，單井能收回全部投資、采氣操作費并獲得最低收益率時所應(yīng)達(dá)到的最低產(chǎn)量或儲量值。主要包括單井初始產(chǎn)氣量界限、評價期單井累計產(chǎn)氣量界限、單井經(jīng)濟(jì)可采儲量界限、單井控制地質(zhì)儲量界限和單井氣層厚度界限等(圖1)。

    理論上講，氣井在生命期是經(jīng)濟(jì)的，我們說該氣井經(jīng)濟(jì)上是可行的。由于氣藏認(rèn)識程度、物價水平一直處于動態(tài)變化之中，一旦氣藏認(rèn)識程度、物價水平發(fā)生變化，所確定的經(jīng)濟(jì)界限就不一定是經(jīng)濟(jì)的，而且存在連投資都無法回收的風(fēng)險。對抗這種風(fēng)險的最佳辦法就是盡快回收新鉆井投資，只有投資得到回收，才能談得上取得最大效益的問題。因此，應(yīng)重點關(guān)注氣藏動用儲量和物價等因素的負(fù)向變動情況，并適時重新確定單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限，為優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)做好準(zhǔn)備工作。一般在5～8a內(nèi)能回收投資，內(nèi)部收益率保持在12%以上比較合適。
1.1 單井初期產(chǎn)量界限
    單井初期產(chǎn)量界限指在一定的開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，氣井所獲得的收益能彌補(bǔ)全部投資、采氣操作費并獲得最低收益率時初期所應(yīng)達(dá)到的最低產(chǎn)量，當(dāng)氣井初期產(chǎn)量大于這一值時，則認(rèn)為經(jīng)濟(jì)上是可行的。計算方法為同時滿足公式(1)和(2)中的Qc的值。即
 
式中Qc為新井初期產(chǎn)量界限，104m3；Pt為油氣價格，元/103m3；n為商品率，小數(shù)；rc為稅金及附加比率；PT為投資回收期，a；It為單井新增投資，萬元；Covt為單位變動成本，元/103m3；Soft為固定費用，萬元/a；t為經(jīng)濟(jì)評價期，a；ηt為無因次產(chǎn)量變化系數(shù)；Tr為資源稅，元/103m3；ic為基準(zhǔn)收益率，%。
1.2 單井累計產(chǎn)氣量界限
    從前述公式可以看出，不同產(chǎn)量變化模式所要求的初期產(chǎn)量不同。為了滿足單井投入產(chǎn)出平衡，要求初期產(chǎn)量和累計產(chǎn)量同時達(dá)到。為確保單井的經(jīng)濟(jì)性，需測算計算期的累計產(chǎn)氣量。累計產(chǎn)氣量界限計算公式為：
 
式中GPC為累計產(chǎn)氣量界限，108m3；Qqt為評價區(qū)年產(chǎn)氣量，104m3。
1.3 經(jīng)濟(jì)可采儲量界限
    在氣田開發(fā)過程中，單位邊際成本不斷上升，邊際貢獻(xiàn)(效益)存在一個遞減過程。當(dāng)單位邊際成本等于氣價時，氣井的邊際貢獻(xiàn)(效益)等于零。此時，氣井應(yīng)該采取措施或關(guān)井，如果繼續(xù)開井的話，將減少氣田的經(jīng)濟(jì)效益。
    氣井從開始生產(chǎn)至達(dá)到關(guān)井產(chǎn)量界限時的累計產(chǎn)量為經(jīng)濟(jì)可采儲量。即
GRC=∑Qt   (4)
式中GRC為經(jīng)濟(jì)可采儲量，108m3；Qt為單井產(chǎn)量，104m3。
1.4 單井控制地質(zhì)儲量界限
    根據(jù)單井經(jīng)濟(jì)可采儲量界限及預(yù)測采收率，可計算單井控制地質(zhì)儲量邊際值。即
    NC=∑Qt/Er    (5)
式中NC為單井控制地質(zhì)儲量界限，108m3；Er為經(jīng)濟(jì)采收率，小數(shù)。
1.5 單井氣層厚度界限
    根據(jù)單井控制地質(zhì)儲量邊際值和單儲系數(shù)可以計算在合理井距下單井氣層厚度界限值。即
    h=NC/(Aδ)    (6)
式中h為單井氣層厚度界限，m；A為單井控制面積，km2；δ為單儲系數(shù)，104m3/(km2·m)。
    氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益具有長期性，單個的技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限值不能反映氣田開發(fā)的整體效益，同時，氣田的累計產(chǎn)氣量界限和初始產(chǎn)量界限會因開發(fā)方式(主要是產(chǎn)量變化規(guī)律)而不同。因此，在使用技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限值作為優(yōu)化開發(fā)指標(biāo)和氣田開發(fā)投資決策依據(jù)時，須將初始產(chǎn)量界限、累計產(chǎn)量界限和儲量界限等指標(biāo)結(jié)合起來[1,5]。
    在研究確定單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限過程中，須在分析氣藏地質(zhì)新認(rèn)識的基礎(chǔ)上，重點考慮動用儲量和氣水界面等的變化情況，選擇代表性井開展單井產(chǎn)量變化模式數(shù)值模擬研究，應(yīng)用迭代優(yōu)化法綜合確定單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限等指標(biāo)。在穩(wěn)產(chǎn)期為6～10a、遞減期遞減率為5.0%～12.0%情況下，根據(jù)上述參數(shù)和方法測算的直井和水平井的單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限結(jié)果如表1所示。
 

2 井型優(yōu)選
    對于斜井，其與直井的產(chǎn)能比隨著氣藏厚度的增加而增大；但對水平井，其與直井產(chǎn)能比隨著氣藏厚度的增加而減小。跟蹤研究新井資料后認(rèn)為，普光氣田儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣層厚度變化大，氣水界面較原認(rèn)識提高100多米，氣水關(guān)系非常復(fù)雜，井型的選擇將直接關(guān)系到氣田的開發(fā)效益。為了實現(xiàn)氣田高效開發(fā)，要在綜合研究氣層厚度、物性和氣水界面等因素的基礎(chǔ)上優(yōu)選井型。
    根據(jù)國內(nèi)外水平井開發(fā)經(jīng)驗，適合鉆水平井的條件為：油氣層厚度(h)與氣層各向異性系數(shù)(β)的乘積小于100m，。水平井開發(fā)油氣藏要求兩個基本的適用條件：①油氣層不能太厚；②垂向滲透率不能太低。
    綜合分析氣井的物性參數(shù)，建立不同井型的投入產(chǎn)出計算模型，明確不同井型的開采效果。圖2是采用普光氣田實際儲層參數(shù)計算的不同厚度氣層條件下斜井和水平井同直井的產(chǎn)能比，這里斜井井斜角取75°，水平井水平段長度取600m，氣層垂向滲透率與水平滲透率之比取0.5。從圖2中可看出，對有效厚度小于100m的氣層，水平井相對直井的增產(chǎn)效果明顯好于大斜度井，其增產(chǎn)倍數(shù)是斜井的2倍。但對于有效厚度大于200m的氣層，大斜度井的開發(fā)效果好于水平井。
 

    氣藏中、高部位儲層有效厚度大，縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層交互分布，水平井不能很好地兼顧縱向上儲量的動用，而斜井在控制氣藏儲量、充分發(fā)揮縱向上氣層產(chǎn)能、實施增產(chǎn)措施方面有其優(yōu)勢，能夠滿足開發(fā)的要求。因此，氣藏構(gòu)造中、高部位(普光2、6井區(qū))主要選擇斜井結(jié)合直井的方式開采，以大斜度井為主。而氣藏邊部主要發(fā)育飛仙關(guān)組儲層，氣層厚度逐漸變小且距離邊水近，開發(fā)過程中受邊水影響較大，采用斜井和直井達(dá)不到經(jīng)濟(jì)界限產(chǎn)量；采用水平井，一方面可以增加泄氣面積和氣井產(chǎn)能，另一方面可以減小生產(chǎn)壓差，控制邊水推進(jìn)，延長穩(wěn)產(chǎn)期，提高采收率。因此，氣藏邊部氣層較薄的區(qū)域主要部署水平井。
3 經(jīng)濟(jì)極限井距優(yōu)化
    經(jīng)濟(jì)極限井距是對應(yīng)于單井極限控制儲量時的井距。單井極限控制儲量是指在一定的開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，單井經(jīng)濟(jì)開采期內(nèi)能獲得基準(zhǔn)收益率為12%時所要求的最低儲量值。當(dāng)單井控制儲量大于這一值時，則認(rèn)為經(jīng)濟(jì)上是可行的。經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度計算式為：
 
    分析式(7)得知，經(jīng)濟(jì)極限井距的大小主要是由氣價、投資、成本等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)決定，儲量豐度越大，經(jīng)濟(jì)極限井距越小。經(jīng)濟(jì)極限井距計算參數(shù)取值采用開發(fā)方案經(jīng)濟(jì)參數(shù)。根據(jù)動用儲量重新評價結(jié)果和不同井區(qū)的動用儲量豐度變化情況，結(jié)合氣井實際鉆遇氣層厚度，計算出普光2、6井區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為2.3口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為650 m；普光5井區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度1.85口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為735m；普光4井區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為1.25門/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為895m；普光8、9井區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為1.11口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為950m；普光3區(qū)塊經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為0.64口/km2，經(jīng)濟(jì)極限井距為1250m。
4 井位部署方案優(yōu)化
    為確保普光氣田高效開發(fā)，根據(jù)“單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限”、“井型優(yōu)選”、“井距優(yōu)化”等研究成果，結(jié)合氣藏地質(zhì)新認(rèn)識和動用儲量評價結(jié)果，依據(jù)原井位部署方案，按照“少井、高產(chǎn)、降低投資”的原則，分普光3區(qū)塊、普光2區(qū)塊構(gòu)造低部位、普光2區(qū)塊西南相變帶、普光2區(qū)塊儲量富集區(qū)對井位部署方案進(jìn)行優(yōu)化。優(yōu)化后，原開發(fā)方案設(shè)計的13口新鉆開發(fā)井不實施，1口探井不利用，在動用儲量富集區(qū)優(yōu)化增加2口開發(fā)井，合計減少開發(fā)井12口[1，6～7]。此舉可節(jié)約氣田穩(wěn)產(chǎn)期生產(chǎn)成本1.5億元/a左右。通過井位部署的優(yōu)化，降低了氣田開發(fā)方案實施的風(fēng)險，為實現(xiàn)普光氣田的高效開發(fā)創(chuàng)造了有利條件。
5 開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化
    在原方案預(yù)測開發(fā)指標(biāo)的基礎(chǔ)上，根據(jù)氣藏地質(zhì)新認(rèn)識，結(jié)合以上研究成果，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)重新對普光氣田的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測研究。預(yù)測結(jié)果表明，由于氣田動用儲量規(guī)模較原方案有所減少，為滿足穩(wěn)定供氣的需要，為確保普光及周邊氣田整體產(chǎn)能規(guī)模在110×108m3左右，滿足凈化廠處理能力和大灣區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)計劃要求，在優(yōu)化調(diào)整開發(fā)井配產(chǎn)的基礎(chǔ)上，對普光氣田整體開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化和調(diào)整。優(yōu)化調(diào)整后，氣田采氣速度為4%左右，天然氣年產(chǎn)能力為75×108m3左右。在年產(chǎn)75×108m3的能力下，預(yù)測氣田的穩(wěn)產(chǎn)期約為8a。預(yù)測普光氣田投產(chǎn)30a后，天然氣年產(chǎn)能力將下降到5.2×108m3，采氣速度為0.3%，累計天然氣產(chǎn)量為1124×108m3，動用儲量采出程度約為62.1%[1,8～9]。
6 效果分析
    開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化后，開發(fā)井?dāng)?shù)減少12口，降低氣田穩(wěn)產(chǎn)期生產(chǎn)成本1.5億元/a；單井平均產(chǎn)量提高了10×104m3/d，預(yù)測氣田開發(fā)30a采出程度提高4.5%。提高了普光氣田整體開發(fā)效益。
    毛壩、大灣區(qū)塊與普光氣田主體相鄰，同屬高含硫化氫、超深層、發(fā)育邊、底水的礁灘相碳酸鹽巖氣藏。本文所述的開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化的技術(shù)思路和方法已在毛壩、大灣區(qū)塊開發(fā)方案優(yōu)化過程中推廣應(yīng)用。通過開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化，大灣區(qū)塊新鉆井全部設(shè)計為水平井，新鉆開發(fā)井減少10口，提高了單井產(chǎn)能，降低了投資，為大灣區(qū)塊的高效開發(fā)創(chuàng)造了有利條件。
    四川盆地目前發(fā)現(xiàn)的成規(guī)模的氣田主要為高含硫化氫海相氣藏，具有埋藏深、非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點，開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化的技術(shù)思路和方法具有廣泛的推廣應(yīng)用前景。
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(本文作者：王壽平1 孔凡群1 彭鑫嶺2 張世民2 1.中國石化中原油田分公司；2.中國石化中原油田普光分公司)