水平井优化设计技术在普光气田产能建设中的应用

摘 要

摘要：普光气田具有地形复杂、埋藏深、储层相变快、边水发育等特点。为确保气田的高效开发，在论证了采用水平井开发的可行性基础上，研究了水平井优化设计方法。首先，根据边际贡献
摘要：普光气田具有地形复杂、埋藏深、储层相变快、边水发育等特点。为确保气田的高效开发，在论证了采用水平井开发的可行性基础上，研究了水平井优化设计方法。首先，根据边际贡献法测算的钻遇气层厚度下限等技术经济指标，确定了部署水平井的区域；然后，根据单井地质模型，建立水平井与直井产能关系，优化水平段长度；最后，考虑储层展布、构造走向、井网井距、气水关系等因素，优化井身轨迹。结论认为：在气层厚度相对较薄的区域及气水边界附近采用水平井开发可提高气田整体开发水平，优化设计水平段长度控制在400～600m，Ⅰ、Ⅱ靶点分别距离气层顶、底10m左右为宜。该技术在普光气田开发井设计中取得了较好的实施效果，对类似气藏的开发具有借鉴意义。
关键词：普光气田；开发；水平井；技术经济界限；优化设计；生产能力；井身轨迹优化
1 气田概况
    普光气田构造上处于川东断褶带向北延伸部分并紧邻大巴山褶皱带的南缘，为一系列北东向排列的断背斜构造，具有地形复杂、超深层、含气井段长、储层非均质性强[1]、边水发育等特点(图1)。开发方案中井位部署以直井和定向井为主，但为确保气田高效开发，从技术经济界限、产能等方面论证了钻水平井的可行性，最终在气层厚度相对较薄的区域和气水边界附近部署了一批水平井，并通过优化设计[2～7]，取得了较好的开发效果。
 

2 水平井钻遇气层厚度下限确定
    评价气田钻新井开发是否有效益，目前常用的方法是边际贡献法(即通过研究现有开发技术和财税体制下，满足基准投资回收期(6a)内钻新井收回全部投资、采气操作费并获得最低收益率(12%)时所应达到的最低产量或储量值)来评价钻新井的可行性[8～9]。首先，通过经济评价，确定单井初期产量界限；然后，根据产量递减规律，确定单井经济可采储量、单井控制地质储量；最后，根据开发井网、井距，计算单井钻遇气层厚度界限值。
    1) 单井初期产量界限。当新钻井初期产量大于该界限值时，经济上才是可行的。应同时满足以下关系式：
 
式中Qc为新井初期产量界限，104m3；t为经济评价期，a；Pt为油气价格，元/103m3；n为商品率，小数；rc为税金及附加比率；Tr为资源税，元/103m3；Covt为单位变动成本，元/103m3；ηt为无因次产量变化系数；ic为基准收益率，%；PT为投资回收期，a；It为单井新增投资，万元；Soft为固定费用，万元/a。
    2) 单井经济可采储量界限。当气井的边际效益等于零时，应该采取措施或关井。气井从开始生产到达到关井产量界限时的累计产量为经济可采储量。即
    GRC=∑Qt    (3)
式中GRC为单井经济可采储量界限，104m3；Qt为年产气量，104m3。
   3) 单井控制地质储量界限。根据单井经济可采储量界限及预测采收率，可计算直井、水平井单井控制地质储量边际值。即
    Nc=∑Qt/Er    (4)
式中Nc为单井控制地质储量界限，104m3；Er为经济采收率，小数。
   4) 单井钻遇有效厚度界限。根据单井控制地质储量边际值，计算在合理井距下单井钻遇的气层有效厚度界限值。即
    h=Nc/(A×δ)    (5)
式中h为单井钻遇有效厚度界限，m；A为单井控制面积，km2；δ为单储系数，104m3/(km2·m)。
   在气藏地质研究和经济评价参数确定基础上，选择代表性井开展单井产量变化模式数值模拟研究，测算出在稳产6～10a的条件下，普光气田直井要求单井初期产量40×104m3/d，单井控制储量32×108m3，钻遇有效厚度134m；水平井要求单井初期产量44.5×104m3/d，单井控制储量34×108m3，钻遇有效厚度89m。即在气层厚度小于134m的区域可部署水平井，但如果气层厚度太薄，小于89m，则钻水平井(井距一定)也无效益。
    据此，在普光气田部署了7口水平井。其中，5口水平井部署在构造低部位气水内边界线附近；2口井部署在气层厚度发育较薄区域(图2)。
3 水平井段长度优化
   根据天然气水平井和直井的产能公式，采用普光气田平均参数建立单井地质模型，研究了水平井与直井的产能关系(图3)。可以看出：在不考虑水平井筒摩阻的情况下，随着气层厚度的增加，水平井与直井产能比减小，即气层厚度越小，越能够体现水平井的优势；气层厚度一定时，随着水平井段长度的增加，水平井与直井产能比提高，但并不是水平井段越长，其产能提高效果越佳。

    在气层厚度较小时，随着水平井段的增加，水平井与直井产能比提高倍数增长较快；在气层厚度较大时，随着水平井段的增加，水平井与直井产能比提高倍数增长相对较慢。同时，水平井段的加长，还意味着钻井难度的加大和钻井费用的增加。因此，应把长度控制在一个合理的范围内。
    一般经验，水平段长度为有效厚度的6～10倍，且水平段距边水的距离不少于有效厚度的4倍。普光气田水平井设计区域气层厚度为89～134m，根据普光
气田单井数值模拟结果，综合储层厚度、产能要求等因素分析，水平段长度设计应控制在400～600m。
4 水平井井身轨迹优化
4.1 水平井方位优选
   水平井方位一般是沿储层发育方向，设计在预测一、二类储层厚度大、分布稳定的位置。同时尽可能垂直于裂缝发育方向，以有利于钻遇更多的裂缝。
    一般的，水平段距边水的距离不少于有效厚度的4倍。普光气田受山地地形条件限制，钻井平台在开发初期已经确定。为确保水平井钻遇有利储层，以井台为圆心多角度观察、分析储层预测和含气性预测成果，优先选择预测结果较佳位置。同时，考虑构造走向、井网井距、气水关系等因素，综合确定水平井位置。
4.2 水平井靶点垂向位置确定
    常规单层或具底水油气藏的数值模拟显示，水平井段距离油气层顶部越小越好，避水厚度为有效厚度的0.7～0.9倍。但普光气田气层厚度较大，主要是边水发育，为具有层状特征的块状气藏，气层内部一、二、三类层交错分布，非均质性极强。参考气田单井数值模拟结果，考虑地层倾角等因素，设计水平井段最好是从整个主力层段穿过，Ⅰ、Ⅱ靶点一般分别距离气层顶、底10m左右，以保证最大泄气范围。
5 水平井应用效果
    普光气田目前已完钻6口水平井，钻遇气层厚度介于398.6～623.5m之间，均达到或超过设计指标。如P202-2H井，原为部署在P202井台上的1口定向井，根据该井台上P202-1井(直井)实施情况及储层预测结果(图4)，该井区气层厚度介于120～150m，且纵向上分布比较集中，适合打水平井，因而重新进行了井型优化。该井设计水平段长470m，钻遇气层厚度602m，比设计为斜井多钻气层400m。2009年5月，该井投产试气，射开气层558m，测试无阻流量686×104m3/d。

6 结论
    1) 普光气田适合钻水平井的条件为构造低部位气水边界附近或气层厚度达不到钻直井(斜井)技术经济界限(134m)的区域。
    2) 设计水平段从整个主力层段穿过，Ⅰ、Ⅱ靶点分别距离气层顶、底10m左右，长度控制在400～600m。
    3) 应用水平井优化设计技术，在普光气田产能建设中取得了较好效果，为培育高产气井奠定了基础。
    4) 总结形成的一套水平井优化没计技术方法可推广应用到普光周边类似气藏的开发。
参考文献
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(本文作者：靳秀菊1 毕建霞1 刘红磊1 王秀芝2 李继强1 1.中国石化中原油田勘探开发科学研究院；2.中国石化石油勘探开发研究院)