永和气田勘探开发认识与建议

2016-06-25殷世巍

石油地质与工程 2016年1期

关键词：数值模拟

殷世巍

(中国石油长城钻探工程有限公司井下作业分公司,北京 100101)

永和气田勘探开发认识与建议

殷世巍

(中国石油长城钻探工程有限公司井下作业分公司,北京 100101)

摘要：为更好地开发低渗、低压、低丰度的永和气田，在前期地质探勘与测试分析的基础上，对该气田的储层物性特征、流体性质及温度压力系统进行了分析，永和气田属于无边底水定容弹性驱动、粒间孔-溶孔型、特低孔超低渗岩性气藏。对永和气田的井位部署、井型优选、开发层系以及开发方式进行了综合研究，并利用数值模拟方法，对水平井的水平段长度选取、方位优选和水平段气藏位置分布进行了研究，根据研究结果建议优先开发永和18井区的山2层系富集气藏，采用一套层系天然能量衰竭式降压开发方式能够获得较好地开发效果。

关键词：永和气田；气藏特征；数值模拟；水平井参数；能量衰竭；分段压裂

1气田概况

永和气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡与晋西挠褶带之间的过渡带，是一个低渗、低压、低丰度的岩性气藏，钻遇地层集中在二叠系、石炭系和奥陶系，主力含气层位为盒8和山2段，平均埋深2 275 m。永和气田的第一口探井永和1井于2006年9月5日开钻，2006年10月30日完钻，完钻层位马家沟组。2006年11月至2007年7月先后对山2段、盒6段、盒8段的气层进行分层试气，取得了不同含气层系的产能数据。

截至2015年10月，永和气田完成钻井44口，压裂、试气井位共完成23口/53层，采用三相分离器一点法控制求产，单井平均日产气量为0.78×104m3，其中永和18井在射孔后达到22.0×104m3/d的高产气流量，最大无阻流量达到30.42×104m3/d。勘探数据及试气录取资料表明，山2段部分井区有效厚度相对较大，且含气井段集中，其中永和18井和永和30井区试气具有较高的产能。

2开发认识

2.1基本地质特征

永和气田构造特征形态为东高西低的单斜构造，构造线近南北走向，平均坡降4～8 m/km，倾角约1°。永和县以东构造比较陡，永和县以西构造比较缓，属于三角洲前缘相沉积，物源方向为近南北向，具水下分流河道特征。钻井揭露的地层自下而上依次为：奥陶系，石炭系，二叠系，三叠系，侏罗系，白垩系，钻遇层位有刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组、太原组和本溪组，钻遇的有效气层厚度较大、井位数量较多的主要集中在千5层、盒8层、山1层和山2层，各层位气层分布及砂体展布特征见表1。

表1　永和气田主要层位砂体及气层平均厚度及特征

2.2温度、压力系统特征

从测井录取资料分析，永和气田属于正常温度系统的低压气藏，平均地层温度梯度为3.13 ℃/100 m(标准参考值3.07 ℃/100 m) ，气层段温度53.53～70.38 ℃，计算气藏压力系数0.278～0.892(标准参考值0.87～0.94)，平均值0.72，见表2。

2.3气藏类型及特征

按驱动类型划分：千5、盒8、山1、山2气藏均属地层岩性圈闭气藏，储层分布受砂体展布和物性控制，无明显边、底水，属于定容弹性驱动气藏。

表2　永和气田主要层位温度、压力系统参数

按储集空间类型划分：储集空间主要是粒间孔，其次是溶孔、晶间孔和微裂缝，属于粒间孔-溶孔性气藏。

按储层物性划分：千5段储层平均孔隙度4.5%，渗透率平均0.57×10-3μm2；盒8段储层平均有效孔隙度7.60%，平均渗透率0.35×10-3μm2；山1段储层平均有效孔隙度7.73%，平均渗透率0.59×10-3μm2；山2段储层平均有效孔隙度8.04%，平均渗透率0.41×10-3μm2。永和气田属于特低孔、超低渗型气藏。

以上分析表明，永和气田属于无边底水定容弹性驱动、粒间孔-溶孔型、特低孔超低渗岩性气藏。

2.4地层储量特征

永和气田高产能层位主要集中在千5段、盒8段、山1段和山2段等层位，根据表3主要含气层位地层参数，运用气田储量容积法计算公式(1)可以估算出永和气田的实际储量。

(1)

式中：G为气田实际储量,108m3；A为含气面积,km2；h为有效厚度,m；φ为有效孔隙度,%,Sgi为原始含气饱和度,%；T为地层温度,K；Pi为原始地层压力,MPa；Zi为原始气体偏差系数；Tsc为地面标准温度,K；Psc为地面标准压力,MPa。

从表3中地层参数及前期勘探评价录取资料分析可以看出：①千5层有效气层厚度大，分布稳定，但地层压力低，储量规模小；②盒8层整体有效气层厚度大，纵向上气层分布较分散，但部分井区气层发育集中，可作为后期开发的潜力区；③山1层有效气层厚度总体较薄，但局部井区气层发育良好，可作为开发潜力区；④山2层部分井区有效厚度相对较大，且含气井段集中，其中永和18井、永和30井区试气具有较高的产能，可作为天然气高产能建设区域。

表3　永和气田主要含气层位地层参数

根据天然气田储量估算经验公式(1)，永和气田估算储量为1 058.15×108m3，储量丰度为0.8251×108m3/km2，气藏平均埋深2 100～2 300 m，综合评价永和气田为低丰度、中深层大型气田。

3开发建议[1-2]

进入开发阶段的永和气田已经完成了首口水平开发井永和18-1H井的压裂试气施工，试气录取资料显示该井日产气量稳定在(10～12)×104m3，达到初期设计要求。目前，以永和18井为含气富集区域中心，开发建设“7+1”井网覆盖结构，并建立了第一座天然气集输站点。为了更好、更快地完成永和气田15×108m3产能建设目标，永和气田的开发方案和开发模式还需要不断地调整和创新，结合勘探开发阶段的录取资料，提出几点关于永和气田快速开发的相关建议。

3.1开发井位应优先部署在永和18井区

气田的开发要从整体考虑，注重主力区块的作用，主力区块要首先建设成一定的产能规模，并保持一定的稳产期，其他含气区块可以作为后期的稳产接替。从勘探开发阶段的试气录取资料来看，永和气田主力含气层位为山2层，且主要含气井位集中在永和30井、永和18井、永和7井、永和15井和永和21井这五大井区，而开发初期的井位部署宜优选在永和18井区域，该区域含气层有效厚度和丰度值相对较高，而且永和18井在射孔完后出现22×104m3/d的高产气流量。

3.2开发井型宜优选水平井

永和气田属于低渗、低压、低丰度的致密气藏，水平井在开发致密低渗气藏具有明显优势，主要表现在：①增加泄气面积，在压力较低的情况下，仍然可以增加产气能力；②增大压裂裂缝的传导能力；③单井控制程度高，主要体现在经济效益方面；④压裂投产后产量为直井的3～5倍。

水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。针对苏里格低渗气田直井开发单井成本高、控制储量少、产量递减快的特点，2006年开始，苏里格气田大面积开展水平井技术攻关，并逐步形成了适合苏里格气田提高单井产量、降低开发成本的整体高效开发系列特色配套工艺技术，实现了以38口水平井替代300口直井建成10亿方产能、122口水平井替代710口直井10亿方稳产10年的目标，可以说水平井开发技术已经走向成熟，并得到了广泛的应用[3，6]。永和气田与苏里格气田苏53区块气藏有类似之处，结合同类型低渗致密气藏苏里格气田苏53区块水平井整体开发模式，永和气田宜采用南北向排距大于东西向井距的近似菱形面积井网。图1为永和18井区山2层气层分布图，气藏构造平缓，部署区纵向上储层集中，含气井段厚度为0.7～20.2 m，有效气层厚度平均为6.1 m，平面分部较稳定，这种地层结构尤为适合部署水平井。从部署的第一口永和18-1H水平井试气录取资料来看，该井水平段为800 m，采用裸眼完井9段分层压裂，压裂放喷排液后油套压稳定，关井后油套压恢复至15.0 MPa以上，采用8 mm油嘴放喷，油套压最终稳定在10.5 MPa不降，日产气量稳定在(10～12)×104m3。

图1　永和气田永和18井区山2层气层分布

3.3水平井参数需要进一步优化

从第一口水平井录取资料来看，水平井的部分设计参数还需要进一步完善，可以获得更好的产能效果。

3.3.1 水平段方位的优选

水平井水平段的方位选择应参照区块主应力方向，水平段方位与主应力方向相匹配，并且兼顾河道展布方向，水平段方位为南-北方向。从图2可以得出，当水平段方位垂直于主应力方向时产气效果最好。

3.3.2 水平段长度优化

永和18-1H水平井水平段设计长度为1 400 m，由于受到地层结构复杂的影响，最终完钻水平段长度仅为800 m，该井采用裸眼完井9段分层压裂，压裂试气效果良好。从采收率和经济效益角度来看，在永和气田部署水平段长1 400 m的水平井未能发挥单井最大经济价值。从苏里格气田苏53区块水平井近三年投产情况来看，区域内单井平均产气量稳定在8.99×104m3/d以上，而水平段长度主要为867～1 135 m，平均长度为1 026.6 m。从图3可以看出，单井累产气量及日产气量随水平段长度的增加而增大，当水平段长超过1 000 m以后增幅大大降低减缓，产量区域稳定。

图2　不同水平井方位与采出程度关系曲线

图3　不同水平段长度累计产量变化曲线

3.3.3 水平段在气藏中的位置优选

水平段在气藏中的位置主要有三种，在气层的上部、中部、下部等三种位置。永和气田的第一口水平井的水平段井眼轨迹控制基本符合设计要求。虽然水平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影响很小，总的来说水平段控制在储层中部时累积产气量最高，但这种优势并不明显。在苏里格气田苏53区块中的苏53-4井区中，水平段大部分在砂岩组中部，压裂方式采用水平井裸眼分多段压裂，从压裂裂缝监测资料看，人工裂缝高度为10～40 m，有效的沟通了上下储层。对于永和气田低渗、低压、低丰度气藏，水平段控制在集中发育的砂层组中部为较好的储层。

3.4优选开发层系及方式

永和气田处于开发初期，开发方案必须以经济效益为中心，借鉴类似气田的成功开发经验，采用滚动开发，优选有利区域部署，分步实施、不断调整、逐步完善的方式来达到优质、高效、经济、科学的开发目的。永和18井建产区的山2层属于无边底水、岩性干气气藏，气藏驱动类型为定容弹性驱动，据该区块已完钻井统计，山2段气层发育比较集中，平均单井钻遇有效气层厚度平均为6.1 m，因此适宜采用一套层系天然能量衰竭式降压开发方式。

4结论与建议

(1)永和气田是低压、低渗、低丰度岩性气藏，属于中深层大型气田；

(2)开发阶段产能建设区应优选在永和18井区山2 层系；

(3)水平井的水平段方位应垂直于区块主应力方向，长度控制在1 000 m且位于砂岩层中部最佳；

(4)开发方式适宜采用一套层系天然能量衰竭式降压开发方式。

参考文献

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