王壽平 孔凡群 彭鑫嶺 張世民

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

普光氣田開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化技術(shù)

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

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)。

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5～8 a內(nèi)能回收投資,內(nèi)部收益率保持在12%以上比較合適。

圖1 技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限示意圖

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

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

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

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6～10 a、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。

表1 單井技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限計算結(jié)果表

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100 m,β= Kh/Kv。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600 m,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100 m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200 m的氣層,大斜度井的開發(fā)效果好于水平井。

圖2 水平井和斜井與直井產(chǎn)能比的比較圖

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735 m;普光4井區(qū)經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度為1.25口/km2,經(jīng)濟(jì)極限井距為895 m;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950 m;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1 250 m。

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8 a。預(yù)測普光氣田投產(chǎn)30 a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1 124×108m3,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)30 a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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Optim ization of the development indexes of the Puguang Gas Field

Wang Shouping1,Kong Fanqun1,Peng Xinling2,Zhang Shim in2
(1.Zhongyuan Oilf ield Com pany,Sinopec,Puyang, Henan 457001,China;2.Puguang B ranch of Zhongyuan Oilf ield Com pany,Sinopec,Dazhou,Sichuan 635000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 3,pp.5-8,3/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Wo rking out a development p rogram fo r a gas field based on a comp rehensive analysisof geologic,engineering and economic facto rs does notmean the accomp lishmentof gas reservoir study.In contrast,the development p rogram should beop timized during its imp lementation.It is especially true fo r the Puguang sour gas field.Only the geologic data from exp lo ration were available w hen the development p rogram waswo rked out for this gas field.In addition,restricted by many factors such as safety,environment p rotection and technical equipment,no systematic formation test and p roduction test have been performed before the field isput into formal development.In the p rocessof gas field development,geologic study of the gas reservoir should be deepened by using the available new well data,so as to get a thorough understanding of the gas reservoir.Based on the initial development p rogram and in combination w ith new understandings of the geologic conditions and evaluation of p roducing reserves,numerical simulation and marginal contribution methods are used to calculate the technical and economic limitsof development such as the cost-effective and recoverable reservesof a single well,geologic reserves under control,and the thicknessof a pay zone for differentwell types.Development well types are op timized,economic limit of well spacing is adjusted,well emp lacement is perfected,and development index isop timized, so as to ensure the highly efficient development of this sour gas field.

Puguang Gas Field,development well,technical and economical limit,well type,well spacing,p rogram,development index,op timization

國家“十一五”科技重大專項“高含硫氣藏安全高效開發(fā)技術(shù)”(編號:2008ZX05017)、“四川盆地普光大型高含硫氣田開發(fā)示范工程”(編號:2008ZX05048)。

王壽平,1962年生,教授級高級工程師,博士;現(xiàn)任中國石化中原油田分公司副總經(jīng)理,中原油田普光分公司副經(jīng)理,擔(dān)任國家科技重大專項“四川盆地普光大型高含硫氣田開發(fā)示范工程”項目長,獲得國家、中國石油化工集團(tuán)公司科技獎多項。地址:(457001)河南省濮陽市中原油田分公司總經(jīng)理辦公室。

王壽平等.普光氣田開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化技術(shù).天然氣工業(yè),2011,31(3):5-8.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.002

2011-02-21 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.03.002

Wang Shouping,p rofesso r of senio r engineer,bo rn in 1962,is now vice generalmanager of Sinopec Zhongyuan Oilfield Company. Add:Puyang,Henan 457001,P.R.China