厚层非均质气藏避水方案研究

伍锐东

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

厚层非均质气藏避水方案研究

伍锐东

(中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335)

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏，储层非均质性强，平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性，目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究，结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有：选用直井与大斜度井相结合的井型；保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600～1000m，避射气藏底部1/5～1/3层段；控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%～7.5%，边部位开发井采气速度在3%～4%。

厚层；非均质气藏；射孔层段；采气速度；避水

1 W气藏地质特征及开发难点

图1 W气藏含气面积图

W气藏构造形态近似条带状，面积约32km2，长轴方向长约10.3km，短轴方向宽2.6～3.5km(图1)，探明天然气地质储量达450×108m3，气藏类型为层状边水气藏。该气藏储层沉积相特征主要为辫状河三角洲前缘分流河道沉积，具有砂体厚度大、河道多期叠置的特征，目前已完钻4口探井，探井钻遇砂体厚度在117～132m，单井钻遇少量泥岩夹层，厚度1～3m，连井对比未发现连片发育的隔层。物性分析结果显示储层非均质性较强，纵向上表现为正韵律特征，由下至上物性逐渐变差，岩心或壁心孔隙度6.6%～22.3%，平均为9.6%，渗透率0.92～261mD，平均为14mD，气藏底部渗透率高达300mD，而顶部渗透率仅1mD左右；此外，平面上物性变化也较大，气藏中北部W-4井区物性相对较差。根据沉积韵律、物性、电性及隔夹层特征，可将W气藏划分为上段和下段2套亚砂体，W上段孔隙度平均为8.9%，渗透率平均为4.7mD；W下段孔隙度平均为12.1%，渗透率平均为27.3mD。

针对气藏厚度大、非均质性强(特别是正韵律)的特点，开发方案制定过程中需充分考虑如何避免边水过早进入气藏内部，影响开发效果。研究从开发井井型、井位、射孔层段、采气速度等方面进行优化分析，制定相应的避水对策，从而最大限度地提高开发效果。

2 厚层非均质气藏避水方案

2.1 开发井井型选择

不同开发井井型不仅产能不同，而且生产过程中生产压差也会有差别，因而对于控制边底水推进速度和开发效果的影响也不相同。针对W气藏气层厚度大、砂体分布稳定、隔夹层不发育的特点，设计了4种开发井井型方案来进行比选：方案1开发井以直井为主；方案2开发井以水平井为主，其中7口水平井位于气藏上段，4口水平井位于气藏下段；方案3开发井以大斜度井为主；方案4开发井以直井与大斜度相结合的方式。

图2 推荐方案开发井部署图

综合考虑到开发效果与钻完井难易程度，推荐采用方案4，即直井与大斜度井组合的开发井型(图2)，直井或大斜度井能充分动用类似的厚层非均质气藏纵向上各个亚砂体的储量，使气层底部高渗带与上部物性较差的部位同步开采，避免局部采气速度过快导致边水快速突破进入气藏内部，影响开发效果；大斜度井主要部署在物性相对较差的W-4井区，以提高该井区开发井产能，使全气藏都得到有效开发。

表1 不同井型方案开发效果对比表

图3 8号井位置优化结果

2.2 开发井井位优化

气藏开发方案制定过程中，在保持相对合理的井网井距前提下，开发井通常会选择部署在远离边水的高部位，以减少水侵影响。对于W气藏而言，其东部存在一条主断层F1，地球物理信息及综合地质研究认为F1断层对气藏主体部位具有较好的封堵性；此外，气藏东北部还存在一条断层F2，两条断层的存在对东部方向边水具有较好的阻挡作用，因而气藏东侧开发井受边水影响较小，而西侧开发井受边水影响较大，有必要对气藏西侧开发井位置进行了优化研究。以8号井为例，图3显示的是其井控储量采出程度、高峰产水量与其距内含气边界距离之间的关系，由图3可以看出，8号井距内含气边界的最优距离在900m左右，小于该距离，开发井过于靠近边水，导致其无水期采出程度、最终采出程度均降低，高峰日产水量增大；反之，超过900m距离后，虽然高峰产水量减少，但生产期末采出程度有所降低，主要原因是井网不完善导致其井控储量动用率降低。在此基础上，对气藏西侧其他开发井井位进行了优化分析，结果表明西部开发井(2、4、6、8、10号井)距离内含气边界距离在600～1000m时开发效果最佳。

2.3 开发井生产层段优化研究

针对W气藏储层为正韵律且非均质强的特征，为防止边水沿某一方向突破，从而进入气藏内部，对气藏不同部位定向井的射孔层段进行了优化；同时对W-4井区大斜度井斜井段(裸眼完井)长度进行了优化研究。

2.3.1 开发井射孔层段优化

开发井射孔层段的选择与储层物性、单井产能、井所处位置等因素有关[5～7]，表2为8号井射孔层段对开发效果的影响分析表，当射孔层段少于3/4时，底部高渗带产能无法充分释放，初期配产最多稳定4a，后期产量递减较快，导致开发效果欠佳；但若射孔层段超过3/4，底部高渗带全部打开易导致边水过早进入气藏内部，因而其最佳射孔方案为避射底部1/4井段。其他开发射孔段优化结果为：靠近东部断层以及物性差的部位，水体难以突进，该部分井选择射开整个气层段(图4)；靠近边水的开发井(1、2、8、10、12、14号井)射孔层段对边水推进影响较明显，其避射气藏底部1/5～1/3层段时开发效果较理想。

表2 8号井射孔层段对其开发效果的影响(采出程度为井控储量采出程度)

图4 定向井射孔层段示意图

图5 大斜度井斜井段长度对开发指标的影响(4号井)

2.3.2 大斜度井斜井段长度优化

为对比不同斜井段长度对边水推进规律及气藏开发效果的影响，模拟计算了大斜度井斜井段长度分别为200、400、600、800m时的开发效果，结果见图5。对比结果显示，斜井段越短，气井见水时间越晚，原因是气井产能不足，稳产期短，地层压力下降慢，导致边水推进速度慢，但无水期及预测期末采出程度均较低，开发效果较差；随着斜井段长度的增加，无水期末及生产期末采出程度呈现先升高后稳定的趋势，相应的见水时间则有所提前。综合考虑气井见水时间、采出程度、钻井成本等因素，推荐4口大斜度井斜井段长度在600～700m之间。

2.4 合理采气速度确定

气藏开发一般要求采取合适的采气速度，过低的采气速度会加长投资回收期，不利于实现好的经济效益；过高的采气速度，会使稳产期过短，不能保证向下游用户稳定供气，同时可能造成地层水快速进入气藏内部，影响最终的开发效果。

为研究采气速度对W气藏无水采气年限、无水采气期采出程度及预测期末采出程度等开发指标的影响[8～10]，共设计了6种不同采气速度的方案来进行模拟计算，结果见表3。由表3可知，方案5、6中高、低部位气井采用相同或相近的采气速度生产，气藏整体无水采气期较短，高峰产水量较大，而无水期末、预测期末采出程度均较低；方案 7、8、9、10高、低部位气井采用不同的采气速度生产，高部位的采气速度分别为6%、6.5%、7% 和7.5%，相对应的边部位采气速度分别为4.2%、3.9%、3.4%和3%。模拟结果表明，随高部位产气速度的增加，无水期末与生产期末采出程度均呈现先增后稳的态势，气藏见水时间则不断延后，从方案7的5.7a推后至方案10的7.1a，主要原因是边部位开发井采气速度越高，边水推进速度越快，邻近边水气井见水时间相应提前，导致开发效果变差。由此可见，在全气藏整体采气速度相等的情况下，适当提高构造高部位区域的采气速度，减小低部位的采气速度，即实现“高部位开发井高配，边部位开发井低配”，可以延缓边水的推进速度，延长无水采气期，提高无水期和最终采出程度。对W气藏而言，高部位开发井采气速度宜保持在6.5%～7.5%，边部位开发井采气速度宜控制在3%～4%。

表3 数模法确定合理开发井距结果表

3 结论

1)直井与大斜度井组合的井型是实现W厚层非均质气藏有效开发的理想井型，其既能保证储量充分动用，又能充分释放产能，降低生产压差，避免边水沿底部高渗带快速进入气藏内部。

2)保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600～1000m，避射气藏底部1/5～1/3层段，且物性较差的W4井区大斜度井斜井段长度保持在600～700m，则可防止正韵律、非均质强的W气藏储层过早边水突破。

3)W气藏不同部位的开发井在开发过程中宜采用不同的采气速度；构造高部位开发井的采气速度宜保持在6.5%～7.5%，构造边部位开发井的采气速度宜控制在3%～4%，从而达到控制边水推进速度，延长无水采气期，提高无水期和最终采出程度的效果。

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[编辑] 黄鹂

2016-11-20

国家科技重大专项(2016ZX05027-004)。

伍锐东(1983-)，男，硕士，工程师，主要从事油气田开发工作，8481262@163.com。

TE375

A

1673-1409(2017)7-0070-05

[引著格式]伍锐东.厚层非均质气藏避水方案研究[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(7):70～74.