徐深气田升深2-1区块火山岩气藏开发优化部署

摘 要

摘要：为探索松辽盆地徐深气田升深2-1区块火山岩气藏的有效开发模式，提高气藏整体开发效果，以区块火山岩气藏主要地质动态特征为基础，通过开展井网形式、井型和井距优化论证研究，
摘要：为探索松辽盆地徐深气田升深2-1区块火山岩气藏的有效开发模式，提高气藏整体开发效果，以区块火山岩气藏主要地质动态特征为基础，通过开展井网形式、井型和井距优化论证研究，确定“按一套层系，以整体动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主”，采用“不均匀井网形式、水平井与直井组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式综合储层构造特征、火山机构地震反射特征、地震储层预测、地震属性分析和储层发育特征等预测成果，优选有利部位，分两批共优化部署开发评价井和开发井10口，区块平均井网密度达到0.64口/km2。钻探与测试结果表明，以优化方案所布的井均取得较好的开发效果。
关键词：松辽盆地；火山岩；气藏；井网；启动压力；井距；井位部署；效果
1 井网形式选择
    从国内外气田开发实践来看，四川气田和日本吉井东柏崎等火山岩气藏都采用不规则井网开发：松辽盆地徐深气田升深2-1区块火山岩气藏产气层呈北西向条带状展布，I类储层主要发育在区块的北部，南部零星发育，南北井区储层物性差异较大。自北向南逐渐变薄，北部相对发育，有效厚度大，储层物性较好；南部和边部储层较薄，物性差。因此，结合国内外气田开发经验，综合区内储层发育特征，确定采用能够考虑气藏参数分布特征的不均匀井网形式布井。
2 井距论证
2.1 经济极限井距
    依据现场实际发生的成本和投资测算成果，单井钻井、射孔、压裂等费用为7994.18元/m，地面基建投资1100万元/井，平均井深取3300m，则单井总成本为3738.1万元。采气平均经营成本45.19万元/井，气价按0.9元/m3计，单井经济累计产气量为9184.6×104m3。采收率按50%测算，单井控制经济极限储量为1.84×108m3。采用盈亏平衡法计算，对应的火山岩气藏平均经济极限井距为581m，其中区块北部储量丰度较高的主体部位为419m，储量丰度较小的南部及边部井区，其平均经济极限井距不能小于785m。
2.2 类比国外火山岩气藏确定的井距
    日本吉井-东柏崎等火山岩气藏的面积最大28km2，储层埋藏深度800～2370m，储层厚度57～139m，孔隙度9%～32%，渗透率(1～150)×10-3μm2，以500～1000m的井距进行开采。
    升深2-1区块火山岩气藏的储层物性比日本火山岩气藏的物性差，开发井井距应比日本火山岩的开发井距小。
2.3 试井分析井距
    开采火山岩储层的升深2-1井于2003年11月投入试采，生产测试结果表明Ⅰ类储层为该井的主要产气层，到2005年4月累计开井时间326d，累计产气0.54×108m3。同月关井压力恢复测试，解释供气半径为724m[1～2]，据此初步推断Ⅰ类储层井距约1448m。
2.4 启动压力与井距
经对11块全直径岩样的室内实验表明，储层渗透率对启动压力梯度[3]有明显的影响，随着岩石空气渗透率的降低，启动压力梯度增大(图1)。
 
    统计分析下白垩统营城组三段160块气层岩心分析数据，平均孔隙度10.2%，空气渗透率1.117×10-3μm2，对应的启动压力梯度为0.0459MPa/m，由此推算，到气田废弃时，最大泄气半径为524m，对应的平均最大极限井距为1048m(图2)。考虑Ⅱ、Ⅲ类储层天然裂缝较发育，因此以发育Ⅱ、Ⅲ类储层为主的井区，沿天然裂缝发育方向平均井距大于1048m。
 
2.5 依据压裂裂缝半长确定的井距
    营城组火山岩Ⅱ、Ⅲ类储层需压裂改造才能达到较高的产能。采用微地震法对升深2—7和升深2-12进行压裂裂缝实时监测，升深2-7井人工裂缝为北西向，方位110.2°，总缝长172.7m；升深2-12井人工裂缝为北东向，方位38.5°，总缝长244.5m。41块火山岩Ⅱ、Ⅲ类储层全直径岩心分析平均渗透率0.513×10-3μm2，综合基质启动压力梯度和2口压裂井的裂缝方位及缝长，推算压裂投产井区北西向的井距约878m，北东向约950m。若考虑Ⅱ、Ⅲ类储层发育少量的天然微裂缝，沿裂缝延伸方向，井距还应加大。
2.6 最佳经济井距
考虑资金投入与效益产出因素，当经济效益最大时的井网密度为气田的最佳经济井网密度，对应的井距为最佳经济井距。
 
式中：Ag为含气面积，km2；G为探明天然气地质储量，108m3；Pc为天然气销售价，元/m3；C为单井钻井和油建等总投资，104元/井；ER为天然气采收率；T为评价年限，a；Vp为平均采气操作费用，元/m3；R为贷款利率；a为商品率；Pt为税收率；LR为合理利润。
    依据实际发生的单井投资和经营成本，平均采气操作费用取0.26元/m3，贷款利率5.04%，税收率15%，评价期20d，天然气售价按0.90元/m3计，测算营城组火山岩气藏最佳经济井网密度为0.935口/km2，对应的平均最佳井距为1034m。区块主体部位，最佳井距712～942m，边部储量丰度低于4.0×108m3/km2的井区为1333～1885m。
2.7 合理井距综合确定
    依据火山岩气藏动态特征和地质认识程度，综合对比分析上述几种方法计算结果，结合国内外气藏开发经验，考虑气田尚处在试采阶段，开发初期不宜采用过密的井网，推荐区块北部以发育工类储层为主的主体部位井距约1000m，其中沿天然裂缝发育方向井距可加大到1300～1500m；以发育Ⅱ、Ⅲ类储层为主的南部及边部地区1250～1750m，沿天然裂缝发育方向增至1600～1750m。
3 井型筛选
    升深2-1区块火山岩气藏底部普遍发育水层，与直井对比，采用水平井开发，一方面可大幅度提高单井产能，同时在控制底水锥进方面比直井更有优势。从储层地质参数来看，主力产层中部埋藏深度约2946.4m，地层温度121℃。主力产层的储层厚度近49m，在常规地震剖面上可追踪对比，平面分布较稳定，构造较平缓；储层物性较好，垂向渗透率较高，Kh/Kv为1.17。与钻水平井对气藏地质参数要求对比[4]，基本具备钻水平井的地质条件，因此，可采用水平井与直井组合方式进行开发部署。
4 井位优化部署
    国内外所发现的火山岩气藏数目有限，还没有成熟的开发部署方法和经验可以借鉴。2004年区块含气面积内现有探井、开发评价井各1口，不仅井控程度低，地质动态认识程度更低。为了加快气藏产能建设步伐，在勘探评价阶段，开发早期介入，首先于2004年对覆盖区块的三维地震资料进行重新处理、解释和储层反演预测，进一步落实了气藏构造特征，预测了储层平面分布特征和火山机构展布特征。通过开展井网、井距和井型等气藏工程优化论证研究，确定以整体动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主，按一套层系，采用不均匀井网形式，“水平井与直井组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式，综合储层构造特征、火山机构地震反射特征、地震储层预测、地震属性分析和储层物性等发育特征，进行开发优化部署。同年以区内两口重大发现井为中心，优选构造相对较高、地震反射特征较好、储层厚度相对较大的有利部位，采用不均匀布井方式，800～1100m井距，部署了6口开发评价井。到2005年7月底全部完钻，取心245.52m，其中某井连续取心132.56m，为深化气藏地质认识、提交探明地质储量和初步开发方案设计奠定了基础。
    2005年通过全面开展储层综合评价，对火山体平面展布和纵向分布特征、有利火山岩相带及分布特征、储层裂缝发育特征、各类储层分布特征、气水分布特征和气藏类型等地质特征的认识更加深入，针对区内火山岩储层提交了天然气探明地质储量，编制了气藏初步开发方案，新部署开发井4口，其中，为了进一步探索研究火山岩气藏的有效开发模式，探讨利用水平井提高单井产能和有效控制底水的可行性，通过开展水平井层位优选、延伸方向和水平段长度等气藏工程优化论证，在区块北部针对Ⅰ类储层部署1口水平井；在区块南部按“高密低稀、利用高渗储层开采低渗储层”的部署原则，在两个Ⅰ类储层局部发育区内，各部署1口开发井，井距加大至1745m；在以Ⅱ、Ⅲ类储层发育为主的气藏边部优选部署1口开发井。从整体来看，气藏北部井网密度较大，井距为800～1000m。气藏南部井网较稀，井距最大达到1745m，区内平均井网密度为0.64口/km2。
5 实施效果分析
    截至2006年12月，分两批设计的10口井全部完钻，钻井成功率达到100%，其中9口直井平均钻遇火山岩储层有效厚度为61.28m，水平井钻进水平段长度500m，钻遇储层490m，其中Ⅰ类储层372m，占钻遇储层的75.9%。为了有效地控制底水，经对储层部分射开和控制压裂规模试气求产，10口井全部获工业气流，其中5口井自然产能达工业气流，10口井无阻流量介于6.8×104～165.9×104m3/d之间，平均为43.52×104m3/d，在10口井中，水平井无阻流量[5～6]最高，为165.9×104m3/d，是区内11口直井平均无阻流量的5.8倍，增产效果明显。
    自2007年8月新设计的10口井陆续投产，截至2008年6月底，单井开井时间短则42d，长达276d，10口井已累计产气2.09×108m3。生产期间有8口井产量、压力基本稳定，呈现出较强的稳产能力，日产气大于10×104m3的井有5口，其中，水平井生产水平居全气田之首，以每天35×104m3左右的产量生产，连续开井131d，产量、压力基本稳定，已累计产气4552.9592×104m3。2008年3月，9口井开井生产，日产气113.5×104m3，平均单井日产气12.61×104m3，按目前生产动态预测，区内12口气井年稳定供气能力可达到3.7×108m3，开发效果显著。
    总之，通过近3年的滚动评价与开发优化部署，深化了气藏地质认识，加快了区块产能建设步伐，提高了钻井成功率和开发部署水平，取得了较好的实施效果，为深入探索火山岩气藏的有效开发模式，经济有效地动用徐深气田火山岩气藏奠定了基础。
6 结论
    1) 通过开发优化部署，使设计的开发评价井及开发井的钻井成功率达到100%。
    2) 新设计的10口气井投产后单井稳定日产气介于4.2×104～35×104m3之间，按目前生产动态预测，区内12口气井年稳定供气能力可达到3.7×108m3。
    3) 开发实践表明采用不均匀井网形式，“水平井与直井组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式开发该区块火山岩气藏是可行的，已经初步见到了较好的开发效果，对经济有效地动用徐深气田火山岩气藏具有一定的借鉴指导作用。
参考文献
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(本文作者：于士泉 李伟 唐亚会 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院)