延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究.pdf

DOI：10.13876/J.cnki.ydnse.230101第 43 卷 第 1 期2024 年 3 月延安大学学报（自然科学版）Journal of Yanan University（Natural Science Edition)Vol.43 No.1Mar.2024延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究雷开宇1，高小平1，李云2，吴艳1，刘洋洋1，钟高润3（1.陕西延长石油集团有限责任公司 气田公司，陕西 延安 716000；2.陕西延长石油集团有限责任公司，陕西 西安 710061；3.延安大学 石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000）摘要：鄂尔多斯盆地延安气田上古气藏是典型的强非均质多层复杂叠置致密砂岩气藏，单井控制规模小、开发及动用难度大，为提高区块开发效果，在地质及气藏动态研究基础上，优选泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区开发井距进行优化调整。泄气半径法结果表明，井距在580736 m较为合适；干扰试井法结果表明，山2层500 m较为适宜，山1及盒8层控制规模相对山2较为有限；经济评价法结果表明，+类储量区整体经济极限井距为617 m，合理井距为702 m。综合3种方法的研究结果，得出在目前经济技术条件下，采用600700 m井距逐步完成加密调整可进一步提高区块储量动用程度和整体采收率。该研究可为同类气田井网加密调整提供一定的理论依据。关键词：延安气田；致密砂岩气藏；井距优化；采收率中图分类号：TE32 文献标识码：A 文章编号：1004-602X（2024）01-0040-05井距优化是气藏工程研究的重要内容，直接关系到气藏储量动用程度、采收率和经济效益。国内外学者针对气藏井距优化开展了大量研究，何东博等1通过地质统计法、露头类比法、密井网先导试验法建立面向井距优化的地质模型，确定有效含气砂体规模。李跃刚等2采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法，建立了苏里格气田开发井网优化数学模型，得到苏里格气田的合理开发井网。王国亭等3通过分析万余口气井静、动态资料，采用加密井增产气量评价法，进一步优化了苏里格气田井网。赖思宇等4采用丰度计算法、类比法确定了大牛地盒2+3气藏合理井距。焦廷奎等5采用经济极限井网密度法确定了米脂气田经济极限井距。李华昌等6通过建模-数模-经济评价一体化方法研究，提出定井网立体开发及差异化对策来提高新场砂溪庙组气藏采收率。上述研究主要集中于气田开发早期井距设计，对于老气田井网优化研究报道较少。Y145 井区位于延安气田东部区域，属于典型的致密砂岩气藏，开发层位为石炭系本溪组、二叠系 山 西 组 与 下 石 盒 子 组 盒 8 段，地 质 储 量 为127.17108 m3，实际井距为9501 150 m。该区块自2015年底投产以来，以3108 m3规模持续开发8年多，2020年起进入产量递减阶段，截至目前区块累计产气20.12108 m3，采出程度15.82%，仍有大量剩余气未被采出，亟需通过井网优化调整等手段，进一步提高井区稳产能力和采收率。因此，本研究以延安气田 Y145井区致密砂岩气藏为例，充分考虑储层非均质性和气藏开发效益，提出采用泄气半径法、干扰试井法和经济评价法3种方法对老气田井距进行优化，以期为同类气田井网加密调整提供一定的理论依据。1基于泄气半径法的合理井距评价气井泄气半径是确定合理井距以及井间挖潜的重要评价指标7。泄气半径法是在气井井控储量评价基础上，采用容积法原理反推气井泄气半径，从而确定合理井距的评价方法。根据容积法，气井收稿日期：2023-11-02作者简介：雷开宇（1989），男，渭南大荔人，延长石油工程师。第 1 期雷开宇 等：延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究井控储量与泄气半径的关系为G=0.01r2hSgBg。（1）根据式（1）可推导气井泄气半径计算公式为r=100GBghSg，（2）其中，G为井控储量（108 m3），r和h分别为泄气半径和有效厚度（m），为有效孔隙度，Sg为原始含气饱和度，Bg为原始天然气体积系数（m3/m3）。该方法综合考虑了储层非均质性和单井渗流能力的影响，需准确评价气井井控储量。在实际应用中，井控储量主要通过压降法8-9、递减分析法10、单位压降采气量法11、弹性二相法12-13、产量不稳定分析法14-17、物质平衡法18-19、流动物质平衡法20等评价。鉴于延安气田Y145井区地层压力测试资料较少，气井生产历史较长，主要采用产量不稳定分析法和流动物质平衡法对生产井井控储量进行计算。结果表明，Y145井区单井井控储量分布范围为（19526 856）104 m3，平均为3 813104 m3。在单井井控储量评价基础上，设定气井废弃产量为0.1104 m3/d，可进一步得到单井预测最终累计采气量（EUR），Y145井区单井平均EUR为2 900104 m3，其中单采山2井、单采山1盒8、多层合采井的平均EUR 分别为 3 754104、1 390104和 2 237104 m3（表1）。结合单井测井解释有效厚度、孔隙度、含气饱和度和天然气体积系数，根据式（2）可得Y145井区平均泄气半径（表1）。可知单采山2层气井泄气半径范围为207579 m，平均为368 m；单采山1盒8层气井平均泄气半径为290 m；多层合采井泄气半径范围为 105548 m，平均为 315 m。Y145井区已开发区102口井整体平均泄气半径为331 m。充分考虑各类储层泄气半径差异性，并按合理井距为泄气半径的2倍来折算，得出单采山2和单采山 1盒 8的合理井距分别为 736和 580 m。根据气井EUR及泄气半径评价结果可知，山2层作为本区主力产层，无论是单采山2气井还是多层合采井（含山2），其EUR及泄气半径均明显大于单采山1盒8气井，即山2层气井开发效果明显优于其他层位气井，因此加密调整井主体应采用山1盒8与山2合采，进而最终推算Y145井区开发区合理井距为580736 m。在单井泄气半径评价基础上，可借助Geomap 等地质绘图软件绘制气井泄气范围示意图，如图1所示。其中绿色区域为气井目前实际井控范围，剩余橘黄色区域即为井网未控制区域。Y145井区目前采出程度为 15.82%，仍有大量剩余气未被采出，后期可结合有效砂体富集特征，在井网未控制区域进行井位加密部署，以进一步提高区块采收率和储量动用程度。表1Y145井区已开发区气井泄气半径结果类型单采山2单采山1盒8多层合采井气井类型类类类合计/平均、类类类类合计/平均总计/平均井数/口107320314244179102泄气半径范围/m304579290384207378207579176367271548183500105497105548105579平均泄气半径/m426325275368290441350252315331单井平均EUR/（104 m3）5 5472 4717693 7541 3906 3592 5476492 2372 900图1气井泄气范围分布示意图41延安大学学报（自然科学版）第 43 卷 2基于干扰试井法的合理井距评价干扰试井是了解注水开发动态和提高原油采收率的最重要和最有用的方法之一。参照干扰试井结果可对动静不符，注采不均衡等油田开发矛盾做出客观判断，使注水调整更具针对性，并有效指导注水调整效果的动态变化特征，从而改善油田开发效果。若井间存在干扰，则表明井间储量已动用，无加密空间；若井间无干扰，则表明井间可能存在未动用储量，具备加密潜力。对Y145井区及其邻区已经开展过的干扰试井、连续静压观察井实测资料以及小井距井组干扰分析实例进行深入剖析，进而评价不同层位、不同井距、不同储层物性下的干扰程度和加密潜力。各干扰井组监测层位、监测类型、井距及干扰结论见表2。由表2可知，对于山23气藏，干扰分析共计35组，井距范围4201 500 m，其中见干扰井组10个，占比28.6%，均处于储层物性较好区域，平均渗透率为 0.31 mD，井均累产气为 0.3108 m3，井距范围为420953 m，表明山23甜点区近1 000 m井距仍可发生井间干扰；井距小于1 000 m的无干扰山23井组共计9组，井距范围为500996 m，平均井距为764 m。表明即使在储层物性相对较好的山 23气藏，受储层非均质性影响，井周不同方向的井间干扰程度存在较大差异，可通过井间加密进一步提高采气速度、加快释放产能。根据干扰试井分析结论，综合认为山 23气藏加密调整合理井距应大于500 m；对于山1、盒8气藏，目前已在邻区完成干扰分析3组，井距为450668 m，均未见干扰。表明山1、盒8气藏控制规模有限，可通过加密调整进一步提高其储量动用程度。3基于经济评价法的合理井距评价由于气体的易流动性，常规气藏的井距都比较大，即井网密度小。然而对于储层非均质强的气田，储层平面的连通性差，大井距（井网密度小）难以有效地动用地质储量，造成气藏的最终采收率很低。随着井网密度的增加，气藏采收率增加，但同时投资费用上升。因此，井网密度同时受经济条件的制约。确定井距、采收率与经济效益三者的最佳关系，即用最少的井最大限度获得经济效益至关重要21，当单井累计采气量的价值小于单井投资时，此井网密度条件下的气藏开发是无经济效益的，为此必须进行经济井网密度及井距的研究。经济评价法综合考虑了地质、开发和经济因素，可算计出合理的井网密度和极限井网密度，即可计算出合理井距和极限井距，以及这些井网密度（井距）下的最终采收率。此方法结果可靠，已被广泛采用。经济合理井网密度是指在满足一定经济效益条件下的井网密度，计算公式为Fa=ERN()1-Ta()P-O-LRAI()1+RT 2。（3）根据井网密度与井距关系，可得经济合理井距为Da=2 1 000 000Fa 1 2，（4）其中，Fa为经济合理井网密度（口井/km2），ER为采收率（%），为气商品率（%），N为地质储量（108 m3），表2延安气田上古气藏干扰井组分析统计表类型井组/个井距范围/m平均井距/m见干扰井组/个干扰井距范围/m干扰井组渗透率/mD未干扰井组/个未干扰井距范围/m山11小井距井组1/6000/1600山23连续静压184201 500105624206100.18161 0401 500干扰试井组127041 00090068189530.366704996小井距井组550078668225007860.323500770盒8下小井距井组24506685590/245066842第 1 期雷开宇 等：延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究Ta为气税收率，P为气体单价（元/m3），O为气操作费用（元/m3），LR为合理利润（元/m3），A 为含气面积（km2），I为单井总投资（万元），R为贷款利率，T为评价年限（a），Da为经济合理井距（m）。经济极限井网密度是指当利润LR为零，即收支平衡时对应的井网密度，计算公式为Fmin=ERN()1-Ta()P-OAI()1+RT 2。（5）由式（5）可得经济极限井距为Dmin=2 1 000 000Fmin 1 2，（6）其中，Fmin为经济极限井网密度（口井/km2），Dmin 为经济极限井距（m）。根据延安气田Y145井区各参数值，通过式（4）和（6），可计算该井区的经济合理井距、经济极限井距，结果如表3所示，可知Y145井区加密区+类地质储量为115.8108 m3，+类储量区叠合含气面积为112.76 km2，单井总投资为1 152.36万元。加密区+类储量区整体经济合理井距为702 m，整体经济极限井距为617 m。4开发井距优化综合评价基于泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区井距进行优化调整，得出区块开发调整合理井距为600700 m（表4），推荐该井区采用600700 m井距逐步加密完成开发调整。5结论1）充分考虑储层非均质性和气藏开发效益，优选泄气半径法、干扰试井法和经济评价法对老气田进行井距优化，推荐研究区合理井距综合取值为600700 m。2）Y145 井区目前采出程度为 15.82%，仍有大量剩余气未被采出，加密调整井主体应采用山1盒8与山2合采，可结合有效砂体富集特征，在井网未控制区域进行井位加密部署，以进一步提高区块采收率。参考文献：1 何东博，王丽娟，冀光，等.苏里格致密砂岩气田开发井距优化 J.石油勘探与开发，2012，39（4）：458-464.2 李跃刚，徐文，肖峰，等.基于动态特征的开发井网优化以苏里格致密强非均质砂岩气田为例 J.天然气工业，2014，34（11）：56-61.3 王国亭，贾爱林，郭智，等.苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策 J.天然气工业，2023，43（8）：66-79.4 赖思宇，陈青，谢昕翰，等.低孔低渗低压气藏合理井距分析：以大牛地气藏盒2+3气藏为例 J.科学技术与工程，2013，13（26）：7798-7802.5 焦廷奎，孙素芳，史婵媛，等.致密砂岩气藏产能评价和井网井距研究 J.石油化工应用，2017，36（11）：87-90.6 李华昌，黎华继，李峰，等.大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术 J.西南石油大学学报（自然科学版），2022，44（3）：110-120.7 郭平，顾蒙，彭松，等.召10区块开发井网优化及加密调整分析 J.石油钻采工艺，2017，39（1）：14-19.8 陈元千.评价气藏原始地质储量和原始可采储量的动态法：为修订的 SY/T 60982010 标准而作 J.天然气勘探与开发，2021，44（1）：1-12.9 刘开丰，杨国平，高君微，等.鄂尔多斯盆地榆林气田马五1+2气藏不同地质储量计算及采收率评价 J.天然气地球科学，2019，30（2）：266-273.10 牛伟，周芸，栗维民，等.SEC准则下页岩气证实储量评估方法分析 J.天然气工业，2021，41（S1）：152-157.11 颜泽江，戚涛，周楠，等.单位压降采气量法及其在气田开发中的应用 J.新疆石油地质，2015，36（3）：330-333.表3Y145井区各计算参数及结果统计表参数名称ER/%/%N/（108 m3）TaP/（元/m3）O/（元/m3）A/km2I/万元RT/aLR/（元/m3）Dmin/mDa/m参数值56.496115.8（+类）0.151.2250.123 2112.76（+类）1 152.360.062100.25617702表4Y145井区开发井距优化综合评价表评价方法经济评价法泄气半径法干扰试井法井距综合取值井距评价结果/m617（经济极限井距）、702（经济合理井距）580736山2层500；山1盒8层控制规模有限60070043延安大学学报（自然科学版）第 43 卷 12 田冷，牟微，王猛.有水气藏开发早期动态储量计算方法研究 J.科学技术与工程，2016，16（15）：179-183.13 陈元千，石晓敏.弹性二相法新式的推导及应用 J.油气藏评价与开发，2023，13（2）：135-140.14 刘晓华，邹春梅，姜艳东，等.现代产量递减分析基本原理与应用 J.天然气工业，2010，30（5）：50-54+139-140.15 张明禄.长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术 J.天然气工业，2010，30（4）：50-53+141-142.16 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control and difficult development and operation.In order to improve the block development effect，based on the study of geology and gas reservoir dynamics，the development well spacing of Y145 well area in Yan an Gas field was optimized by the method of the deflating radius，interference well test and economic evaluation.The results of deflating radius method show that the well spacing between 580 and 736 m was more suitable.The results of interference well testing show that the control scale of Shan 2 layer 500 m was more suitable，and the control scale of Shan 1 and layer 8 was more limited than that of Shan 2.The results of economic evaluation method show that the economic limit well spacing of class +reserve was 617 m and the reasonable well spacing was 702 m.Based on the results of the three methods，it was concluded that under the current economic and technical conditions，using 600-700 m well spacing to gradually complete the adjustment of infill could further improve the degree of reserve utilization and the overall recovery.This study can provide a theoretical basis for the well pattern adjustment of similar gas fields.Key words：Yan an Gas field；tight sandstone gas reservoir；Well spacing optimization；recovery efficiency44