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靖边气田低渗区开发潜力分析

时间:2016-07-04来源: 作者: 点击: 322次


 

摘要:靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,储层非均质性较强,区块地质条件复杂,某区块开发中气井产量较低、压力下降快、低产井逐渐增多、稳产能力不足,为此对低渗区开展动态研究和开发潜力分析具有重要意义。本文针对靖边气田区块的储层特点进行了其潜力评价研究,采用物质平衡法和井筒压力梯度法计算了地层压力分布,采用Arps递减方法分析了气井产量递减特征和规律,采用压降法和产量不稳定分析法计算出开发区单井动储量及其采出程度,分析了区块储量可采性及其动用程度,并进行了井网适应性分析。这些分析研究可以为气田今后开发方案的调整提供依据。

关键词:靖边气田  压力分布  递减类型 动储量  井网适应性分析


靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,于1989年首次发现,是我国在陆上海相碳酸盐岩地层中发现与探明的非常规隐蔽性大型岩溶古地貌气藏,是典型的低渗、低丰度、低产的大型复杂地层-岩性圈闭气藏,储层主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。气藏整体上具有沉积稳定、成层分布、低孔隙、低渗透、低丰度、大面积、中-低产、埋藏深、非常规、隐蔽性强等的特点。

工区内储层非均质性较强,低渗区块储层地质条件复杂,气井多低产,部分气井水淹严重。为此对低渗区开展动态研究和开发潜力分析具有重要的指导意义。

1 压力分布特征

气井的地层压力是气藏动态分析(例如产能、控制储量的确定等)不可少的参数,目前计算地层压力的方法较多,地层压力的获得可以通过下井下压力计直接测量,也可以利用生产数据来估算气井地层压力,利用生产数据计算地层压力主要有5种方法,即物质平衡法、井口压力折算法、井筒压力梯度法、拟稳态数学模型法及产量不稳定分析法。

采用物质平衡法计算,根据物质平衡原理,一个定容封闭性气藏其压降方程具有如下形式:

        (1)                                

,则由式(1)可得:

      (2)                                    

由式(2)可看出:定容气藏的视地层压力与累计产气量呈直线下降关系(见图1)。对于单井,利用该井不同时期的试井所得地层压力及累计产气量,得到若干数据点,拟合出直线,根据该曲线与当前累产气量可得目前地层压力。


1  Pr/ZrGp关系曲线

采用井筒压力梯度法计算,静液柱中任意一点的压力服从如下规律:

            

对于井底压力使用下式确定:

               

具体分析步骤如下:

(1)关井恢复时,下压力计测试,得到井筒压力梯度;

(2)对不同井口压力下的井筒压力梯度进行回归分析,见图2;

(3)用回归公式,计算相应井口压力下的井筒压力梯度,并结合井口油套压、井深参数等折算,从而得到平均地层压力。

井筒压力梯度与井口压力关系

2 递减特征分析

根据气田产量随时间变化的特征,将气田开发过程大体分为三个阶段,即产量的上升阶段、稳定阶段和递减阶段,当气田产量进入递减阶段后,根据产量的变化,对气井的产量递减规律做出判断,以便选择合适的预测公式完成对未来产量的变化和其他开发指标的预测[1]。产量递减分析,就是当气田进入递减阶段以后,寻求产量变化规律,并利用这些规律进行未来产量预测。通常用递减率表示产量的递减速度,所谓递减率,是指在单位时间内产量递减的百分数。

目前,最常用的递减分析方法是基于Arps递减理论的,Arps的递减模型自1945年提出以来历经60年的历史,逐渐发展了众多的参数求解方法。归纳来说,利用油气藏实际生产数据确定递减参数的方法主要有:图解法、二元回归方法、迭代求解法、曲线最小二乘回归分析法、试差法、曲线位移法、最佳拟合法、典型曲线拟合法。所有这些方法都需要用递减阶段的多点实际生产数据才能得到有效结果。Arps递减是气田常规产量递减规律,主要分为指数递减、双曲递减和调和递减,这是一种统计方法,在实际研究中具有较强的实用性[2]。产量与递减的关系可用下式表示:

式中 Qi—递减阶段的初始产量,104m3/mon或108m3/year;

Q—递减阶段任意时刻的产量,单位同上;

D—瞬时递减率,1/mon或1/year;

Di—递减时的初始瞬时递减率, 1/mon或1/year;

b—递减指数,b=1 时为调和递减,b=时为指数递减,1<b<时为双曲递减。

以下针对不同单井进行递减规律分析。

实际资料在t-lgQ坐标中成较好的线性关系,可判断为指数递减规律,如图3所示:

指数递减判定及预测图

以井1为例,在ln(Qg)~t 坐标中成较好的线性关系,所以判断该井为指数递减类型。初始递减率为D=0.2110,产量与时间的方程为 Q=289×exp(-0.2112t)

累计产气量Np与[]成一过原点的直线,则为n=0.5的双曲递减,如图4所示:

双曲递减判定及预测图

以井2 为例,在(1/Qg) 0.5~t 坐标中成较好的线性关系,所以判断该井为双曲递减类型。初始递减率为 D0=0.3587,目前递减率D=0.1480,产量与时间的方程为 Q=94.73(1+0.1794t)-2

如果lgQ~Np关系图呈一直线,可判断为调和递减规律,如图5所示:

            

调和递减判定及预测图

以井3为例,在1/q~t 坐标中成较好的线性关系,所以判断该井为调和递减类型。初始递减率为Di=0.2476,目前递减率D=0.0223,产量与时间的方程为Q=57.47(1+0.2476t)-1

分别对单井进行分析研究发现:气井投产后,井底附近高渗透介质内压力下降,低渗透介质内流体参与渗流,向高渗透介质补给,致使气井投产初期具有一定的稳产能力。在递减类型中以调和递减为主占49.2 % ,双曲递减占 42.4%,指数递减8.5%。

3 储量可采性及动用程度研究

准确的气藏或单井的储量计算与分析,关系着对气藏的客观综合评价、气井产量及工作制度的制定与开发井网的部署和调整,这是气田高效、科学开发的基础,是实现气田长期高产、稳产的前提条件[3]。评价气藏动态储量常规方法主要有压降法、弹性二相法、压力恢复法、产量累积法等,其中压降法被认为是计算可动储量最准确的方法,该方法适用于渗透性、连通性较好,并能较准确地确定平均地层压力的封闭气藏,压降法又称物质平衡法,是建立在物质平衡方程式基础之上的动储量计算方法[4]。压降法所需参数简单,仅需气井原始及目前地层压力、累计采气量,故在气井控制储量计算中,该方法运用广泛。压降法计算公式如下:

式中:Gd—气藏动储量,108m3

Gp—气井累计产气量,108m3

Pi—原始地层压力,MPa;

PR—目前地层压力,MPa;

Zi—原始气体偏差系数;

Z—PR对应的气体偏差系数;

压降法计算如图6、图7所示:

6 4压降法算动储量曲线

7 5压降法算动储量曲线

由图计算可知:井4累计产量为0.95×108m3,动储量为2.51×108m3 ,采出程度为38%;井5累计产量为0.87×108m3,动储量为2.01×108m3 ,采出程度为43%。

虽然压降法比较简单和实用,但必须要求进行关井测压。而靖边气田一直面临着西气东输的艰巨生产任务,大部分的区块和井没有进行关井测压,今后也不可能定期进行关井测压,就目前的测压资料来看,根本无法计算出所有区块和所有井的动储量,而计算动态储量又是气藏稳产期动态分析的一项重要工作。故可以采用另一种计算动储量的方法—产量不稳定分析方法,所谓产量不稳定分析方法就是利用单井的生产动态历史数据(即产量和流压),进行物质平衡分析,进而计算单井控制动储量的方法。除了可以计算动储量外,该方法还可以计算渗透率和表皮系数,建立具有外边界控制的地质模型。其特点是可以利用丰富的单井日常生产数据,不必进行关井测压,也不必进行定产或定压生产,对产量和流压数据没有特殊要求。

产量不稳定法包括Blasingame方法、Agarwal-Gardner方法、NPI方法、Transient方法等四种常用方法[5]

产量不稳定分析法分析流程

以井6为例,累计产量为0.95×108m3 ;动储量为2.76×108m3;表皮为-5.910;控制面积为66.71×104m2 ;渗透率为0.0621mD 。运用RTA软件运行结果如图9、图10所示:

6产量不稳定分析方法曲线图版

10  6产量不稳定分析方法曲线图版

对全区进行分析得49.16%的井动储量介于1.0×108m3和5.0×108m3之间,采出程度在20%—40%的井的比例约为53%,10%—20%的井占21%,大多数井处于开采中期。

4、井网适应性分析

开发井网包括井网形式和井网密度,合理的开发井网是高效开发气田的重要因素之一。对于任何一个气田,采用的井网形式没有一套固定的模式。合理的井网密度应该以提高气藏采收率为目标,力争有较高的采气速度和较长的稳产年限及较高的稳产期采出程度。合理的井网密度主要取决于气藏地质特征和气藏驱动类型,也取决于所要求的采气速度。任何一个气田合理的井网密度应在考虑到以上所列各项工程目标,参照经济极限井距,并结合气田具体地质特征和气藏状况基础上进行综合取值。

井网密度与气田开发的采收率及经济效益是一个跷跷板:井多,气田采收率高,利润总值高,但同时投资增大,经济效益不一定高,井少,投资少,投资收益率及短期经济效益高,但储量利用率低,采收率低,利润总值低,开发期拖的长,采气成本增高,最终的经济效益和社会效益也不一定高。

4.1合理采气速度

根据行业标准,大型中高渗气田稳产时间一般为10~15年,合理采气速度为3%4%;储层物性与连通性好的中小型气藏稳产时间一般为7~10年,合理采气速度为4%5%;低渗低丰度气田及水驱气藏合理采气速度小于3%;疏松砂岩储层易出砂气藏适当降低采气速度,高酸性气田适当提高采气速度。

4.2合理井网密度

采用经济极限合理密度法计算,当投入资金与产出效益相同,即气藏开发总利润为0时,对应的井网密度即为经济极限井网密度,即

SPCmin=aG1-TaAgER-PAG1+RT2       

式中SPCmin QUOTE ——经济极限单位含气面积上的井数 —经济极限单位含气面积井数;

A—含气面积km2 ;            

Ag QUOTE ——天然气销售价, —天然气销售价,元/m3

C—总投资,104/井         

ER QUOTE ——天然气采收率,小数 —天然气采收率,小数

T评价年限,年;     

P平均采气操作费用,元/m3

R贷款利率,小数;       

a— QUOTE —— 商品率,小数;

Ta—税收率,小数;          

LR— QUOTE —— 合理利润;

合理利润:LR=0.15∙AgER

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,即

SPCa=aG1-TaAgER-P-LRAG1+RT2

式中SPCa—最佳经济井网密度。

计算得到,区块经济极限井网密度为0.54口/km2,经济极限井距为1535m。

合理采气速度法基本原理为根据气井采气速度和单井产能,计算出所需气井数, 进而求出井网密度。

式中N—地质储量,1043

   A—含气面积,km2;   

μ—粘度,mPa.s;

h —有效厚度,m;

     b—单位换算系数;      

s—井网密度;

Vo—采气速度,%;     

η—单井利用率;        

 D—井距,m;

ΔP—生产压差,mPa;    

k —渗透率,mD。

图9采气速度与井网密度关系曲线图版

图10采气速度与井距的关系

由图可知,目前采气速度为1.77,平均日产气2万方,井网密度为0.17口/km2。当采气速度为1.5%~2.5%时,井网密度为0.14~0.23口/km2 。对应井距为2007-2993m。

根据国内外气藏开发经验,储量丰度与单井的经济极限半径存在一定

的关系:

对于低渗区:

对于高渗区:

    井区平均渗透率为1.95md,属于低渗气藏计算得到经济极限半径为1808m

5 结论

(1)对区块单井递减进行分析统计得,在递减类型中以调和递减为主占49.2 % ,双曲递减占 42.4%,指数递减8.5%。

(2)应用压降法和产量不稳定分析法计算区块单井动储量可得:49.16%的井动储量介于1.0×108m3和5.0×108m3之间,采出程度在20%—40%的井的比例约为53%,10%—20%的井占21%。区块仍有很大的开发潜力。

(3)井网适应性分析表明:目前采气速度为1.77,平均日产气2万方,井网密度为0.17口/km2。当采气速度为1.5%~2.5%时,井网密度为0.14~0.23口/km2 ,对应井距为2007-2993m。

 

参考文献

[1]方义生,刘合年等.关于气井产能、气田稳产特征和气区开采潜力的探讨[J].石油勘探与开发,2006,33(4):399-405.

[2]李文权,王瑞华,等苏10区块气层识别技术及勘探开发潜力分析[J].特种油气藏,2006,13(6):39-41.

[3]郝玉鸿,许敏,徐小荣等.正确计算低渗透气藏的动态储量[J].石油勘探与开发,2009,23(2):55-57.

[4]刘晓华.气藏动态储量计算中的几个关键参数探讨[J].天然气工业,2009,29(9):71-74.

[5]陈小刚,王宏图,刘洪等.气藏动态储量预测方法综述[J].特种油气藏.2009,16(2):9-12.

 


 

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