张文雅
, 戴广阔, 李毅逵, 陈燕, 张建山, 张秀峰, 刘建新, 郝丽
中国石油渤海钻探工程有限公司第二录井公司
Zhang Wenya, Dai Guangkuo, Li Yikui, Chen Yan, Zhang Jianshan, Zhang Xiufeng, Liu Jianxin, Hao Li
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-11-18
网络出版日期: 2018-12-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介：张文雅 高级工程师,1973年生,1991年毕业于华北石油学校地质专业,现在渤海钻探工程有限公司第二录井公司地质研究评价中心从事综合研究工作。通信地址:062552 河北省任丘市渤海钻探工程有限公司第二录井公司。电话(0317)2701479。E-mail:773466711@qq.com
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摘要
为了降低苏里格气藏苏25区块新井建产地质风险,提升区域Ⅰ+Ⅱ类井钻井比例,针对该区气藏 “低孔隙度、低渗透率、低地层压力、低含气丰度、含气砂体厚度和分布变化大”的特点,需要开展井位优化部署方法研究。在系统整理试气资料的基础上,分析累计产量与无阻流量、套管压力、油管压力、静止压力、流动压力等参数之间的关系发现,求产初期地层流压与平均年产量具有较好的相关性,在原有区域井位优选方法的基础上,结合井底流压与单井平均年产量的相关关系,把求产初期地层流压与换算好的单井平均年产量分别绘制成等值线图并进行叠合,提出了区域“流压-平均年产量”井位部署方法。经过实际应用,该方法实施效果良好,Ⅰ+Ⅱ类井钻井比例明显增加,提高了单井控制储量和气田的采收率。
关键词：
Abstract
In order to reduce the geologic risk of new well construction in Su 25 block of Sulige gas reservoir and increase the drilling proportion of wells of the types of Ⅰand Ⅱ in the area, in view of the characteristics of low porosity, low permeability, low formation pressure, low gas abundance, great variation in thickness and distribution of gas-bearing sand bodies in this area, study on the method of well optimized disposition should be conducted. On the basis of systematical collation of gas production test data, by analyzing the relationship between cumulative production and parameters such as open flow potential, casing pressure, tubing pressure, static pressure and flowing pressure, it is found that there is a good correlation between formation flowing pressure and average annual output at the initial stage of production. On the basis of the original well location optimization method in this area and the correlation between the bottomhole producing pressure and average annual output of a single well, the formation flowing pressure at the initial stage of production and the converted average annual production of a single well were plotted into contour maps and superimposed respectively. A method of regional well disposition with flowing pressure and average annual output was proposed. The practical application shows that the method has a good effect. The drilling proportion of the wells of the types of Ⅰand Ⅱ has increased markedly. The controlled reserves of single well and the recovery efficiency of gas field are improved.
Keywords：
自2006年以来,苏里格合作区块已经投产857口生产气井,其中单井日产气量小于0.20×104 m3的有398口井,占总投产井数的46.44%,优质天然气富集区已近全部动用,储量动用率达到55%,天然气持续稳产难度日益增大。此外,在生产中不同井区主力储集层特征与产能存在较大差异性,储集层分布的不规律性及投产后的不稳定性给区块的高效开发带来了困难。因此,采用多种方法优选井位,多种参数佐证井位的有效性,开展储集层邻井对比分析,优化钻井顺序,对提高钻井成功率意义重大。
本文在系统整理区域已钻井试气资料的基础上,通过对苏25区块累计产量与无阻流量、套管压力、油管压力、静止压力、流动压力等参数之间的关系进行研究,确定了求产初期井底气体流动压力(本文简称流压,即气井生产时的井底压力,是气从地层流到井底后剩余的压力,一般是下入压力计测得)与平均年产量具有较好的相关性,提出了“流压-平均年产量”井位部署方法,为提升该区Ⅰ+Ⅱ类井钻井比例,提高单井控制储量和气田的采收率提供了更有效的“甜点区”预测方法。
苏25区块位于苏里格气田首批合作开发区块东北端,南北长33 km,东西宽18 km,总面积约590 km2(图1)。该区块为由北东向南西倾斜的单斜构造,坡降3~10 m/km,局部发育一些低缓的鼻状隆起,幅度8~15 m[1]。该区块天然气藏展布主要受砂体和物性控制,属于岩性油气藏类型,储集层为长石石英砂岩碎屑岩,岩性致密,储集层非均质性强,具有“低孔隙度、低渗透率、低地层压力、低含气丰度、含气砂体的厚度和分布变化大”的特点[2]。
苏25区块沉积砂岩分布为多层叠置及多个河道叠加,石盒子组及山西组各个层段均有厚砂层分布,但纵向上主要集中分布在中二叠统石盒子组盒8段和下二叠统山西组山1段,盒8段沉积相为辫状河沉积,山1段沉积亚相属于曲流河沉积,根据Ⅰ类、Ⅱ类井分布微相统计分析,苏25区块最有利微相为辫状河道微相和心滩微相[3]。
结合苏里格气藏特有的地质特征,苏25区块井位部署遵循“效益优先、整体部署、分批实施、及时跟踪、有序调整、稳产高产”的原则[4]。部署方法主要是以钻井资料为依据,综合分析区内构造、沉积、储集层特征,明确沉积微相展布规律及演化趋势,精细刻画砂体、气层空间展布特征,进一步明确辫状河沉积模式下各目的层的有利砂体发育区;以地震资料为依托,井震结合、动静结合、点线面结合,多参数、多角度相印证,运用多属性分析技术对主力目的层开展有效储集层预测,通过AVO正演模拟、CM油气检测等多模式地震预测技术,落实有利地震相带;综合地质认识及地震预测,并结合完钻井的实况,优选平面上邻井钻探效果好、含气砂体发育且分布稳定的区域;优选纵向上含气砂体分布井段相对集中、处于有利沉积相带的区域。在满足单井控制储量的基础上,优选部署直丛井和水平井井位。
近十余年,苏25区块随着勘探开发评价工作不断深入,单井产能差异大,井位部署难度大,在结合地质、地震、钻井、测井、试采等多项学科研究基础上,亟需形成更加有针对性的适合该区的井位优选技术。
本文采用统计分析的方法优选产量相关的敏感参数,需要区域大量的试气资料作为样本数据,而苏25区块2006年投产以来共钻探403口井,每口井投产的年数不同,累计产量也不尽相同,每口井的累计产量并不能直观反映该井的产能,因此把这些累计产量换算到天再乘以365,得到一个平均年产量值(平均年产量=累计产量/总投产天数×365),该值更能反映一口井的产能,利用平均年产量选择与各项试气参数的关系更具有说服性。
通过对该区已钻井进行各项试气参数统计,包括射孔目的层段、工作制度、井底压力(静压、流压)、井口压力(套压、油压)等参数与每口井平均年产量关系进行逐一比对,利用这些参数制作相关参数的散点关系图来进行敏感参数优选(图2)。
由于地层压力是气藏能量的直接体现,决定了油气田开发效果的好坏以及开发寿命的长短[5],因此求解地层压力是判断气藏能力的关键。在参数优选的过程中,发现井口压力(套压、油压)、井底压力(静压、流压)与平均年产量都有一定的相关关系,但井口压力(套压、油压)、井底压力静压与平均年产量相关性相对较差,井底流压与单井平均年产量相关关系最为匹配。
为了更清晰地表达平均年产量与流压的关系,首先分析流压与测气孔板、测深的关系,发现它们没有绝对的关系(表1)。然后把每2个压力的平均年产量统计平均数,制作了流压与平均年产量平均数的柱状图(图3),可以看到流压增大,产量递增,充分证明了井底流压与平均年产量的相关性。
表1 流压与测气孔板、测深关系
| 产能井 类型 | 井号 | 测气孔板/ mm | 测深/ m | 流压/ MPa | 无阻流量/ (104 m3·d-1) | 投产 年月 | 累计产量/ (104 m3) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| S 25-2-29 | 23.998 | 3 000 | 16.99 | 5.736 | 2008-06 | 375 | |
| S 25-8-2 | 15.000 | 3 150 | 9.75 | 2.143 | 2006-01 | 743 | |
| 低产井 | S 25-10-9 | 19.992 | 3 050 | 18.25 | 6.560 | 2006-12 | 1 208 |
| S 25-9-12 | 16.000 | 2 900 | 15.57 | 3.512 | 2007-05 | 731 | |
| S 25-7-11 | 23.998 | 2 900 | 26.46 | 76.970 | 2007-05 | 4 548 | |
| S 25-8-9 | 19.970 | 3 221 | 27.67 | 20.940 | 2006-09 | 6 590 | |
| S 25-2-17 | 23.998 | 3 000 | 27.62 | 32.710 | 2008-06 | 4 052 | |
| 高产井 | S 25-2-21 | 23.998 | 3 000 | 25.56 | 22.907 | 2007-12 | 5 948 |
| S 25-37-33 | 16.022 | 3 000 | 26.46 | 17.110 | 2010-05 | 1 917 | |
| S 25-39-25 | 24.002 | 3 050 | 24.57 | 11.770 | 2009-04 | 4 029 | |
| S 25-39-14 | 24.970 | 2 900 | 26.89 | 34.247 | 2007-11 | 3 313 |
可见井底流压是求解地层压力的关键,可作为优选井位的一项较有利参数。全区复查过程中统计试井流压5.83~29.09 MPa,变化较大,求产初期地层流压与单井产量有较好的相关关系,虽然井底流压大的产量不一定都高,但产量高的井底流压一定大,一般井底流压大于20 MPa可获得较高的累计产量。
利用换算好的单井平均年产量与统计的求产初期地层流压分别绘制成等值线图,再把两张图叠加在一起发现吻合度大于85%(图4),井底流压大的,无阻流量大,产量高,稳产能力强,虽然产量递减因素很多,但可以基本反映单井的一个稳产能力,井区的地层能量。
以S 25-7-11井区为例,该井区均为盒8下亚段主力目的层气井(图5),井底流压较高,均大于22 MPa,平均年产量大于300×104 m3,产量较高,充分证实井底流压与平均年产量较好的相关性(图6)。
“流压-平均年产量”井位部署方法就是在流压大、产量相对高的区域优选井位,据此优选13组丛式井共29口,已钻两组丛式井共7口,其中Ⅰ类井6口、Ⅱ类井1口,Ⅰ+Ⅱ类井钻井成功率100%,效果显著。
利用“流压-平均年产量”井位部署方法,在苏25区块S 25-32-23井区设计丛式井组(S 25-32-27井、S 25-32-29X井、S 25-33-25X井、S 25-33-27X井)于2017年6月完钻,将这4口新钻井试气后井底流压投点在流压等值线图上,与预测基本相当(图7),其中井底流压最大的S 25-33-27X井于2017年12月7日投产试气,井底流压为26.76 MPa,获无阻流量56.53×104 m3/d,产气3.004 9×104 m3/d工业气流,截至2018年6月4日累计产气299.9×104 m3(表2)。
表2 S 25-32-23井区试气成果
| 井号 | 投产日期 | 井底流压/ MPa | 无阻流量/ (104 m3·d-1) | 日产气/ (104 m3·d-1) | 截至2018-06-04 累计产量/(104 m3) |
|---|---|---|---|---|---|
| S 25-33-27X | 2017-12-07 | 26.76 | 56.531 9 | 3.004 9 | 299.897 3 |
| S 25-33-25X | 2017-12-07 | 23.54 | 4.888 1 | 1.405 1 | 141.325 8 |
| S 25-32-27 | 2017-12-02 | 20.28 | 2.178 5 | 0.626 4 | 117.531 6 |
| S 25-32-29X | 2017-12-02 | 19.71 | 9.262 8 | 1.565 9 | 190.515 7 |
S 25-4-24X井区设计3口井充分证实随投产时间增加,流压高的区域相应产量也增加,流压与平均年产量相关性明显。在苏25区块S 25-4-24X井区利用“流压-平均年产量”井位部署方法,设计丛式井组(S 25-3-22井、S 25-3-20X井、S 25-3-24X井)于2017年4月完钻(图8),综合分类均为Ⅰ类,其中井底流压最大的S 25-3-20X 井于2017年8月5日投产试气,井底流压24.49 MPa,获无阻流量6.52×104 m3/d,产气0.84×104 m3/d工业气流,截至2018年10月21日累计产气421.12×104 m3。该井投产初期虽产量不是最高,但随投产时间的增加,累计产量最高(表3)。
表3 S 25-4-24X井区试气成果
| 井号 | 投产日期 | 井底流压/ MPa | 无阻流量/ (104 m3·d-1) | 日产气/ (104 m3·d-1) | 截至2018-06-04 累计产量/(104 m3) | 截至2018-10-21 累计产量/(104 m3) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| S 25-3-20X | 2017-08-05 | 24.49 | 6.517 9 | 0.841 3 | 220.186 4 | 421.122 1 |
| S 25-3-22 | 2017-08-05 | 21.19 | 16.126 2 | 2.251 0 | 288.626 7 | 329.942 9 |
| S 25-3-24X | 2017-08-05 | 19.03 | 7.354 2 | 1.361 8 | 260.480 6 | 274.147 1 |
2018年新试气4组丛式井17口井流压与平均年产量关系除S 25-34-15井(该井投产时间较短,并没有完全排活)1口井不符外,其余井全部吻合,准确率为94.12%(表4)。以上应用实例进一步验证了利用井底流压与单井平均年产量的相关性优选井位的可行性和实用性,对苏25区块井位Ⅰ+Ⅱ类井比例提升以及滚动开发起到了一定作用。
表4 2018年新试气井情况统计
| 井组 序号 | 井名 | 试气日期 | 井底流压/ MPa | 试气日产/ (104 m3·d-1) | 无阻流量/ (104 m3·d-1) | 累计产量/ (104 m3) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| S 25-10-10X | 2018-03-28 | 26.59 | 2.71 | 24.29 | 348.50 | |
| S 25-10-18X | 2017-12-13 | 25.65 | 1.22 | 12.97 | 307.31 | |
| S 25-10-14X | 2018-04-04 | 24.27 | 0.81 | 1.35 | 62.26 | |
| 1 | S 25-10-16X | 2018-03-27 | 24.05 | 1.68 | 8.86 | 90.40 |
| S 25-10-12X | 2018-04-02 | 21.49 | 0.91 | 3.62 | 85.08 | |
| S 25-10-20X | 2017-12-13 | 20.85 | 0.64 | 8.86 | 148.32 | |
| S 25-40-25X | 2018-03-27 | 24.06 | 1.94 | 14.53 | 158.54 | |
| S 25-40-27X | 2018-04-03 | 23.45 | 1.56 | 6.43 | 136.50 | |
| 2 | S 25-39-23SX | 2018-03-28 | 21.38 | 1.07 | 5.67 | 111.53 |
| S 25-39-25X | 2018-04-04 | 20.40 | 1.45 | 7.26 | 136.69 | |
| S 25-33-27X | 2017-12-07 | 27.01 | 3.00 | 56.53 | 362.57 | |
| S 25-33-25X | 2017-12-07 | 23.79 | 1.41 | 4.89 | 305.92 | |
| 3 | S 25-32-27 | 2017-12-02 | 20.28 | 0.63 | 2.18 | 159.69 |
| S 25-32-29X | 2017-12-02 | 19.71 | 1.57 | 9.26 | 264.27 | |
| S 25-34-15 | 2018-05-24 | 24.27 | 1.11 | 6.20 | 62.71 | |
| 4 | S 25-34-17X | 2018-05-21 | 24.17 | 1.75 | 10.56 | 92.89 |
| S 25-34-15X | 2018-06-03 | 20.51 | 0.72 | 2.99 | 23.77 |
苏里格气田正处于快速发展时期,加速区块科学、有效开发的进程,提高Ⅰ+Ⅱ类井比例尤为重要,因此深入开展地质综合研究,优选有利区,完善井位优选技术,多种方法优化井位,多种参数佐证井位的有效性,及时开展储集层邻井对比分析,找到新的含气富集区,优化钻井顺序,提高钻井成功率,力争Ⅰ+Ⅱ类井比例提升,对保持区块稳产和弥补产能递减意义重大。
本文通过将井底流压与单井平均年产量的相关关系应用到井位优化部署中,探索出一种新的优化布井技术,井位部署成功率明显提高,实施效果良好。建议同类岩性气藏布井工作中借鉴这种方法作为井位优选的一项重要参考指标,以提高单井控制储量和气田的采收率。
The authors have declared that no competing interests exist.
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苏里格气田储层宏观非均质性——以苏53区块石盒子组8段和山西组1段为例 [J]. |
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中国深层油气形成、分布与潜力分析 [J]. |
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基于地质知识库的致密砂岩气藏储层建模——以苏里格气田苏 X 区块为例 [J]. |
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2015年苏25区块地质综合研究及生产服务 [R]. |
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苏里格气田地层压力的评价方法 [D]. |
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