引用本文
仲学哲, 郭志强, 田伟志, 王琦, 苏伟明, 王峰, 李洪飞, 王嘉辉. 苏里格S 10北部区块开发方案调整与优化[J]. 录井工程, 2020,31(4): 153-157.
ZHONG Xuezhe, GUO Zhiqiang, TIAN Weizhi, WANG Qi, SU Weiming, WANG Feng, LI Hongfei, WANG Jiahui. Adjustment and optimization of the development program in the north of S10 Block in Sulige[J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(4): 153-157.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.04.024  
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苏里格S 10北部区块开发方案调整与优化
仲学哲①, 郭志强②, 田伟志②, 王琦③, 苏伟明②, 王峰②, 李洪飞②, 王嘉辉②
①中国石油冀东油田公司勘探开发研究院
②中国石油长城钻探工程有限公司录井公司
③中国石油长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司

作者简介: 仲学哲 工程师,1983年生,2007年本科毕业于西南石油大学资源勘查工程专业,现从事油田地质实验方面的研究工作。通信地址:063299 河北省唐山市曹妃甸区新城大街中国石油冀东油田公司勘探开发研究院。电话:13513052538。E-mail:zhongxuezhe@petrochina.com.cn

收稿日期: 2020-11-19
摘要

苏里格S 10区块表现出低渗气藏的开发特点,近年来陆续完钻投产大量加密井,下步继续加密调整的余地很小,资源接替、区块稳产面临极大的挑战。通过分析开采现状,找出S 10区块产能接替的有利区域,并探讨已开发井重新配产方法,在此基础上设计3套开发调整方案,应用数值模拟的方法对气藏后续开发方案进行优选、优化。从长期稳产、保证产量的角度筛选,在S 10北部区块西南部1区布井10口,稳产6年后在东北部2区布井14口进行产能接替的方案开发效果最好,可以以4.1×108 m3/a的规模稳产11年,预测20年后采出程度达到31.2%,该开发调整方案可以给苏里格地区S 10区块开发提供技术支持。

关键词: 苏里格地区; S 10区块; 产能接替; 开发方案; 数值模拟
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Adjustment and optimization of the development program in the north of S10 Block in Sulige
ZHONG Xuezhe①, GUO Zhiqiang②, TIAN Weizhi②, WANG Qi③, SU Weiming②, WANG Feng②, LI Hongfei②, WANG Jiahui②
①Research Institute of Exploration and Development of PetroChina Jidong Oilfield Company,Tangshan,Hebei 063299,China
②GWDC Mud Logging Company,CNPC,Panjin,Liaoning 124020,China
③GWDC Sulige Gas Field Company,CNPC,Ordos,Inner Mongolia 017399,China
Abstract

S 10 Block in Sulige shows the development characteristics of low permeability gas reservoirs. A large number of infill wells have been completed and put into production in recent years,leaving little room for further infill adjustment and great challenges for resource substitution and stable yield in the block. The exploitation status was analyzed to find out the favorable areas for productivity substitution and discuss the method of re-proration of developed wells. On this basis,three sets of adjustment programs for development were designed,and numerical simulation was applied to optimize the subsequent development plans of the gas reservoir. From the perspective of long-term stable production and guaranteed yield,the development program of deploying 10 wells in Zone 1 in the southwest of S 10 northern block and 14 wells in Zone 2 in the northeast after 6 years of stable production has the best effect,with stable production at a scale of 4.1×108 m3/a for 11 years. It is predicted that the recovery rate will reach 31.2% after 20 years. This adjustment program provides technical support for the development of S 10 Block in Sulige area.

Keyword: Sulige area; S 10 Block; productivity substitution; development program; numerical simulation
0 引言

苏里格S 10区块是低渗、低压、低丰度大面积分布的岩性气藏, 有效储集层非均质性强[1, 2], 表现出低渗气藏的开发特点:直井单井控制储量低; 气井初期压力、产量下降快; 稳产能力较差; 地层压力下降快, 后期压力恢复缓慢[3]。近年来陆续完钻投产大量加密井, 以弥补产量递减, 由于资源基本已经得到落实, 下步继续加密调整的余地很小, 资源接替、区块稳产面临极大的挑战。S 10北部区块是指18排到40排的气井, 共有256口完钻井, 是区块稳产的主要力量, 如何合理开发S 10北部区块已投产井及寻找产能接替是区块稳产面临的主要问题。彭永成[4]在对S 10区块单井动储量、极限储量进行计算后, 认为该区块地质储量动用程度仅为27.7%, 仍有一定的开发潜力, 而如何实现S 10区块进一步的稳产、上产, 目前研究较少。本次研究通过分析开采现状, 找出产能接替的有利区域, 并针对已开发井制定稳产方案, 再进行方案优选、优化, 为S 10北部区块气藏有效开发提供技术支持。

1 开采现状与潜能分析

S 10北部区块井区现有完钻井256口, 投产气井241口, 目前开井226口, 2019年的产量规模为4.1×108 m3/a, 截至2019年5月, S 10北部区块累产气34.4×108 m3, 采出程度为9.4%, 已经进入了产量递减期。

从平面上分析气藏剩余潜能分布, 从平面压力分布(图1)及平均含气饱和度(图2)可以看出, 在S 10北部区块西南部1区(S 10-30-22井区附近)和区块东北部2区(S 10-30-61井区附近), 还未波及到地层压力, 且含气饱和度高, 仍有开发潜力。

图1 2019年5月地层压力分布等值线图

图2 2019年5月平均含气饱和度分布等值线图

从纵向上分析剩余潜能, S 10北部区块各小层动用程度不尽相同(表1)。从小层采出程度来看, 单层储量大的h 1、s 1小层采出程度均不高, 而单层动用储量的采出程度最大也不足15%, 无论是难采储量层还是相对高产层, 剩余储量都很大, 目前的整体采出程度仅9.4%。因此, 需要根据现有剩余储量的分布和气井生产情况对开发方案进行调整, 以达到延长稳产期、提高采出程度的目的。

表1 2019年5月S 10北部区块各小层采出程度

综上分析可知, S 10北部区块纵向上小层采出程度均较低、平面上仍有部分区域可以进行产量接替, 因此下步区块开发应从已有开发井挖潜及新井产能接替两个方向实施。

2 开采方案调整与优化

定义以目前产量规模 (4.1×108 m3/a)作为S 10北部区块气藏目前开发的稳产产量, 以稳产期和采出程度作为评价指标, 进行方案设计和优选。

2.1 调整依据

气田开发必须坚持“ 少投入、多产出” , 充分合理利用油气资源, 依靠适用配套技术提高单井产量和经济效益, S 10北部区块在调整时遵循以下原则[5]:

(1)在气藏精细描述、储量分类评价及剩余储量分布等认识成果的基础上进行气藏调整方案的总体设计, 确保整个气藏较高的开发效益, 尽可能提高剩余储量采出程度和新增储量动用程度, 使致密气藏的采收率最大化。

(2)针对难采储量, 在储量分类评价及动用状况研究的基础上, 按“ 先肥后瘦, 先易后难” 的原则实现最大限度动用整体部署, 分批实施, 力争实现气藏较长时间的稳产。

(3)以保证S 10北部区块达到4.1×108 m3/a的产量规模, 并实现长时间稳产作为调整依据和方案设计的目标, 实现气藏有效开发。

2.2 调整方法

目前, 气藏动静态资料更加丰富, 地质认识进一步深化, 高产富集带更为准确, 剩余储量分布进一步明朗, 调整目标进一步清晰, 针对整个气藏开发过程中存在的问题进行整体调整的条件已经较为成熟, 主要方法为:

(1)平面调整:局部完善井网, 通过添加新井的方式, 动用剩余储量, 进一步提高气层采收率。

(2)产量调整:根据单井分类标准和单井采出程度情况, 对采出程度较低的59口Ⅰ 类井进行重新配产, 达到4.1×108 m3/a的产量规模, 提高区块采出程度。

2.3 方案设计

针对S 10北部区块开发现状, 共设计了3套调整方案, 基础方案为不作调整, 让其自然衰竭, 调整后气藏日产规模不变。3套调整方案如表2所示。通过对调整方案的模拟, 预测调整后的稳产年限及20年后的采出程度变化来优选方案。

表2 S 10北部区块气藏调整方案设计
2.4 数值模拟方案预测

2.4.1 方案一

通过上述分析, 预测区块按基础方案自然衰竭的方式继续生产, 稳产1年后即无法持续满足现有4.1×108 m3/a的生产规模。方案一在基础方案的框架上, 于2019年6月在地层压力尚未波及到、剩余气相对富集的区块西南部1区布新井以动用剩余储量。

布井原则:参考S 10北部区块合理井网密度, 以动用控制最大剩余储量为目的, 设计在西南部1区开钻10口新井(W 1井-W 10井), 井距350 m, 排距350 m。参考邻井合理配产范围, 设计单井配产1×104 m3/d, 预测S 10北部区块日产气量、累产气量曲线如图3所示。

图3 S 10北部区块日产气量、累产气量曲线(方案一)

预测采用方案一, S 10北部区块从2019年6月打新井至2024年7月能够保证区块达到4.1×108 m3/a的生产规模, 稳产期延长5年, 预测20年后(2039年6月)采出程度较基础方案提高1.4%, 达到30.2%。从稳产期末地层压力分布等值线图(图4)可以看出, 区块西南部1区地层压力开始波及, 剩余储量得到动用。方案一预测相关指标为:稳产期6年, 稳产期末累产气量58.9×108 m3, 采出程度16%, 预测20年后累产气量109×108 m3, 采出程度30.2%。

图4 稳产期末(2024年7月)地层压力分布等值线图

2.4.2 方案二

通过对方案一进行分析, 预测方案一保证S 10北部区块稳产6年后, 于2024年7月无法满足4.1×108 m3/a的生产规模, 即需要布新井进行产能接替。方案二在方案一的基础上, 在地层压力还未波及到、剩余气相对富集的区块东北部2区布新井以动用剩余储量。

布井原则:参考S 10北部区块合理井网密度, 以动用控制最大剩余储量为目的, 设计在东北部2区开钻14口新井(W 11井-W 24井), 井距350 m, 排距350 m。参考邻井合理配产范围, 设计单井配产1×104 m3/d, 预测S 10北部区块日产气量、累产气量曲线如图5所示。

图5 S 10北部区块日产气量、累产气量曲线(方案二)

预测采用方案二后, S 10北部区块从2024年7月在区块东北部2区打新井至2031年7月能够保证区块达到4.1×108 m3/a的生产规模, 稳产期在方案一的基础上延长7年, 预测20年后(2039年6月)采出程度较基础方案提高2.4%, 达到31.2%。从稳产期末地层压力分布等值线图(图6)可以看出, 区块东北部1区地层压力开始波及, 剩余储量得到动用, 方案二预测相关指标为:稳产期13年, 稳产期末累产气量85.92×108 m3, 采出程度23.9%, 预测20年后累产气量112×108 m3, 采出程度31.2%。

图6 稳产期末(2031年7月)地层压力分布等值线图

2.4.3 方案三

方案三针对目前部分Ⅰ 类井单井采出程度较低的情况, 以延长区块稳产期、提高区块采出程度为目的, 对59口Ⅰ 类井重新进行了配产。预测生产曲线如图7所示。

图7 S 10北部区块日产气量、累产气量曲线(方案三)

预测采用方案三, S 10北部区块产量可得到短时间的提高, 从2019年5月调整产量至2022年6月能够保证区块达到4.1×108 m3/a的生产规模, 稳产期较基础方案延长3年, 预测20年后(2039年6月)采出程度较基础方案提高0.4%, 达到29.2%。区块整体采出程度提高不及方案一和方案二, 方案三预测相关指标为:稳产期4年, 稳产期末累产气量47.42×108 m3, 采出程度13%, 预测20年后累产气量106.8×108 m3, 采出程度29.2%。

2.4.4 方案优选

对三种方案进行对比, 结果如表3所示。方案一、方案二的稳产期都比方案三更长, 且20年后采出程度高于方案三, 从长期稳产、保证产量的角度来看, 推荐方案二作为S 10区块开发的调整方案。

表3 各方案指标对比
3 结论

(1)S 10北部区块整体采出程度只有9.4%, 纵向上小层采出程度均较低、平面上仍有部分区域可以进行产量接替, 因此下步区块开发应从已有开发井挖潜及新井产能接替两个方向实施。

(2)针对区块现开发及压力分布、剩余储量分布特征, 以保证区块产量规模、实现产能接替为目标, 共设计了3套调整方案:方案一在区块西南部1区布井10口, 稳产期较基础方案延长7年, 20年后采出程度较基础方案提高1.4%; 方案二在方案一的基础上, 在稳产期末进行产能接替, 稳产期在方案一的基础上延长7年, 20年后采出程度较基础方案提高2.4%; 方案三在基础方案的基础上对59口Ⅰ 类井进行重新配产, 稳产期较基础方案延长3年, 20年后采出程度较基础方案提高0.4%。

(3)从长期稳产、保证产量的角度来看, 优选推荐方案二作为S 10北部区块的调整方案, 预测可以以4.1×108 m3/a的规模稳产13年, 20年后采出程度达到31.2%。

(编辑 李特)

参考文献
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