苏里格气田苏53区块水平井整体开发可行性研究

苏里格气田苏53区块水平井整体开发可行性研究
李勇
【摘要】本文在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,在对苏53区块利用水平井整体开发的储层条件分析的基础上,开展了水平段方位、水平段长度、水平段位置等参数进行优化设计,在区块整体规划部署水平井292口.本文的研究对实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了宝贵经验.
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2013(000)024
【总页数】3页(P138-140)
【关键词】水平井;低渗气藏;整体;适应性;参数优化
【作者】李勇
【作者单位】辽宁盘锦长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文
【中图分类】TE32+1
苏里格气田资源丰富,气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗、低压岩性气藏.在开发中直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题.水平井开发具有含气砂体沟通能力强、单井控制储量大、单井产量高、单位产量压降小、稳产时间长等特点,可以有效解决低渗气藏开发中存在的问题.2006年开展了"水平井提高单井产量配套技术"现场试验,完成了5口水
平井的现场试验,水平段长度638~843m,4口井采用裸眼分4段压裂,初期平均单
井产气量8.8 X104m3,生产稳定,与周围直井生产对比,一般水平井产量为周围直井的3~5倍.针对苏53区块地质特征,优选含气富集区苏53-4井区进行了水平井整
体开发先导试验,取得了显著的开发效果,为苏53区块水平井整体部署开发提供指
导和依据.
1 储层地质条件适应性分析
苏53区块位于苏里格气田北部,主力含气层段为上古生界二叠系下石盒子组盒8段、山西组山1段,气藏埋深3200~3500m,探明及基本探明含气面积595.63km2,储量682.24 X 108m3.储层为河流相,呈南北向条带状分布,砂体的摆动性强,气层的平面分布受沉积作用的控制明显,砂体沿河道方向展布,据完钻井资料和气井试气成果,河道宽度一般为300~800m,长度1000~1500m.有效气层主要分布在区块中南部,中部偏厚.盒8段气层主要发育4、5、6小层.考虑到储层的沉积相特点和地层的较强非均质性,采用水平井开发,通过优化水平井段、方位来适应气层条带特征,可以钻遇两井之间宽度较窄的条带状砂体,提高气层动用程度.
水平井部署区含气面积314.92km2,完钻各类井75口,其中探井4口,评价井11口,开发井60口(水平井51口).作为水平井整体开发区(图1),该井区具备以下良好条件:①部署区在AVO预测含气储层分布图上位于含气富集区;②部署区构造相对平缓,平均构造梯度5~7m/km;③盒8段4、5、6小层发育相对集中,有效气层厚度
平均11.4m,平面上气层分布稳定;部署区西南部山1段有效气层发育,厚度
10.3m;④储量落实,具有水平井整体开发的物质基础;⑤评价井试气试采效果好,平均单井日产气1.7 X104m3,开发目的层(4~6小层)具有良好的生产能力.
图1 苏53区块水平井部署区盒8段4+5+6小层有效气层等厚图
2 先导区试验情况
2010年以苏53区块苏53-4井区为主体,开展水平井整体开发先导试验,以提高经
济效益为目的,进行适应水平井开发的富集区块优选、水平井井网井距优化、水平井参数优化、水平井产能评价等试验项目,为水平井整体开发提供科学依据.
试验区位于苏53区块中南部,面积121.3km2,地质储量为224.72 X108m3.设计部署122口水平井,建成10 X 108m3/a生产能力.井网为南北向排距大于东西向井距的近似菱形面积井网,水平井井距600m,水平段方位167°或347°,长度
800~1000m,以集中发育的砂岩组(石盒子组盒8段4+5+6小层)为开发目的层,水平段位于气层中部位置.压裂方式主体为水平井裸眼分段压裂,裂缝条数一般为5~6条/1000m.
试验区经过2年的试验开发,2011年底完钻38口水平井,建成10 X108m3产能.水平井初期日产气8.2~20.8 X 104m3/d,平均单井日产气7.7 X 104m3/d,水平井产能是直井产能的3~5倍以上.试验证实利用水平井整体开发效果显著.
3 水平井部署及实施效果
3.1 水平井参数优化设计
3.1.1 水平段方位确定
考虑到苏53区块地应力方向主要是70°~80°,水平井部署应该垂直于地层主应力方向,以北西-南东向为优,即平行于构造线方向.为验证水平井方位部署是否合理,设计了水平井垂直于地层主应力方向与水平井与地层主应力方向成45°夹角两个模拟方案.当水平段与地层主应力方向垂直(即垂直于压裂缝方向)时,气井生产过程中累积产气量始终高于水平段与地层主应力成45°夹角时的累积产气量,见图2.因此,苏53区块采取水平井的方位与地层主应力垂直,即为167°或347°
图2 不同水平井方位累产气量曲线图
3.1.2 水平段长度优选
3.1.2.1 矿场统计法.根据直井、水平井产能分析及开发效果评价,试验区完钻水平井水平段长度达到800~1000m,压裂投产后产能为直井的5~10倍以上.
3.1.2.2 数值模拟法.设计水平井段应重点考虑气层厚度、所控制的经济合理的地质储量及产能需求等因素[1].采用数值模拟方法对水平井段长度为对不同井距下水平井的产能及采收率进行模拟,设计了长度为 300m、500m、600m、700m、
800m、900m、1000m、1100m和1300m共计9个长度方案进行模拟,模拟得到的水平段长度与方案累积产气量之间的关系曲线如图3所示.
图3 水平段长度与累积产气量关系曲线图
单井累产气量及日产气量随水平段长度的增加而增大,当水平段长超过1000m以后增幅减缓.
综合考虑钻井成本投资,苏53区块合理水平段长度为1000m.
3.1.3 水平段位置优化设计
由于苏里格气田储层纵向上多期叠置,有效单砂体横向展布局限、复合连片,因此水平段纵向上位置应综合考虑提高储层动用程度.
对水平气井而言,由于不存在重力泻油作用,且人工裂缝起到了很好的沟通储层垂向砂体的作用,水平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影响很小,总的来说水平段位于储层中部时累积产气量最高,但这种优势并不明显.
水平井试验区完钻水平井水平段实钻轨迹在大部分在集中发育的砂岩组中部,压裂方式采用水平井裸眼分多段压裂.从压裂裂缝监测资料看,人工裂缝高度为10~40m,一般为25~30m,有效压开上下储层.
本次设计以集中发育的含气层组作为目的层,水平段设计在砂岩组中部,水平段斜穿多个小层砂岩组.
3.2 部署结果
在水平井区内整体部署水平井292口,建产能20 X108m3,建产期4年,稳产期10年.其中盒8段部署水平井256口,山1段部署36口,近似菱形面积井网,水平段方位垂直于主应力方向,水平段在气藏中的位置以集中发育的砂层组为目的层,水平段
位于目的层中部较好的储层,水平段长1000m,水平井井距600m.
3.3 实施效果
水平井部署区已规模实施了56口水平井,采用裸眼分段压裂及段内多缝体积压裂方式投产,初期日产气平均11.7 X 104m3,为直井产量的3~5倍,取得了较好的开发效果.
用38口水平井建成了10 X108m3产能,相当于300口直井的建产规模,实现了苏53区块低成本的开发模式.
4 结论与认识
①通过苏53区块地质特征研究及先导验区实施效果表明,在该区块利用水平井整体开发可行.②水平井参数综合优化设计可以有效提高气藏动用程度.③水平井技术在苏里格地区日趋成熟,水平井的整体实施为苏里格地区实现"少井高产、少井高效"绿色开发模式提供可借鉴的经验.
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