CN109236265A - 一种致密气藏井网优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及气藏地质、气藏工程、经济评价等综合技术领域，提供了一种致密气藏井网优化方法，基于启动压力梯度，确定井网井距大于经济极限井距D_min，且小于储层极限动用半径的两倍，根据内部收益要求，最终确定井网井距。本发明在砂体静态模型上，考虑压力波及范围，明确储层动用边界，在目前技术条件下，实现了致密砂岩气藏开发井网的最优化。以苏里格气田西区为例，通过井网的优化，最终采收率由原来的35％提高到42％以上，在储层地质条件更优的苏里格气田中区，其采收率达到了50％以上，致密气开发又前进了一大步。

Description

一种致密气藏井网优化方法

技术领域

本发明属于气藏地质、气藏工程、经济评价等综合技术领域，具体涉及一种致密气藏井网优化方法。

背景技术

由于天然气本身的易流动性，常规砂岩气藏动用受砂体边界控制明显，因此可通过密井网干扰试验等方式对砂体进行解剖以确定井网。而致密砂岩储层由于储层致密、丰度低、非均质性强导致基质供气慢，其动用边界呈逐步扩大趋势，且一般小于等于砂体边界，因此通过启动压力梯度计算压力波及范围优化井网能进一步提高采收率。

中国专利CN104695934B公布了一种致密砂岩气藏开发井网优化方法，该方法通过砂体的精细解剖，确定有效砂体的长度和宽度，建立地质模型，采集井间干扰数据，进行数值模拟，同时考虑经济条件，最后确定气藏合理的开发井网。该发明的优点是综合了地质需求、经济条件和最高采收率期望，在当时经济技术条件下，气田采收率得到了有效的提高。但是随着地质与气藏工程研究的不断深入，致密砂岩储层压力波及范围影响因素复杂，采收率受含水饱和度和储层渗透率影响显著，仅靠有效砂体规模建立的基础模型已不能真实的反映储层动用情况，因此该方法得到的井网存在局限性。

发明内容

本发明的目的在于提供一种致密气藏井网优化方法，克服现有技术中存在的上述技术问题。

本发明的另一个目的在于提供一种提高气田开发经济效益的方法，基于启动压力梯度的致密气藏井网优化方法能尽可能的提高气田采收率，

本发明提供的技术方案如下：

一种致密气藏井网优化方法，包括以下步骤：

步骤1)采用长岩心多测压点物模实验方法确定动用边界，得到储层极限动用半径；

步骤2)采用面积比法建立采收率E_R与储层半径r之间的关系式；

步骤3)以总投资为基础，计算气井最小累计采气量G_p；所述总投资包括单井钻井投资、地面投资及压裂改造费用；

步骤4)根据气井最小累计采气量G_p得到气井最小控制面积S_min，再由气井最小控制面积S_min得到经济极限井距D_min；

步骤5)井网井距大于经济极限井距D_min，且小于储层极限动用半径的两倍，根据收益要求，确定井网井距。

所述长岩心多测压点物模实验方法通过模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P，将所测数据进行拟合，建立P～L函数关系P＝a×(L)^b，确定动用边界；其中，a、b值随实验岩心渗透率及含水饱和度的变化而变化。

采收率E_R与储层半径r之间的关系式为：

式中，G_R为已动用储量；G为总储量；A_r为动用面积，m²；r_e为砂体物理半径，m；p_e为该地区地层压力，MPa。

气井最小累计采气量G_p按下式计算：

I＝Gp×f×P-Gp×(C+T)，式中，Gp为气井最小累积采气量，10³m³；I为总投资，包括钻井投资、地面投资、压裂改造及单井所摊的其它费用，万元；f为天然气商品率；P为天然气价格，元/10³m³；C为单位成本与费用，元/10³m³；T为各种税金，元/10³m³。

所述气井最小控制面积S_min＝G_P/E_R*G_A，所述经济极限井距D_min＝2×(S_min/π)^1/2，式中，E_R为采收率，％；G_A为储量丰度，10²m³/m²。

内部收益按下式计算：

P_R＝S×G_A×E_R×(f×P-C-T)-I×S/D²

式中：P_R为利润，万元；S为区块面积，平方米；D为井距；m。

所述长岩心多测压点物模实验方法中的长岩心为50cm以上，通过多个岩心串接组成。

模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P过程中，所测数据至少为五组。

当渗透率为0.5mD，含水饱和度为45％时，a值为3.3116，b值为0.3036。

本发明的有益效果是：

本发明提供的这种致密气藏井网优化方法，在砂体静态模型上，考虑压力波及范围，明确储层动用边界，在目前技术条件下，实现了致密砂岩气藏开发井网的最优化。以苏里格气田西区为例，通过井网的优化，最终采收率由原来的35％提高到42％以上，在储层地质条件更优的苏里格气田中区，其采收率达到了50％以上，致密气开发又前进了一大步。

下面将结合附图做进一步详细说明。

附图说明

图1是压降漏斗示意图；

图2是长岩心多测压点物理模拟图；

图3是动用半径与地层压力实验测点图；

图4是动用半径与地层压力拟合图；

图5是面积占比方法模型图；

图6是苏里格西区单井采收率与井距关系模型图。

具体实施方式

实施例1：

本实施例提供了一种致密气藏井网优化方法，包括以下步骤：

步骤1)采用长岩心多测压点物模实验方法确定动用边界，得到储层极限动用半径；

步骤2)采用面积比法建立采收率E_R与储层半径r之间的关系式；

步骤3)以总投资为基础，计算气井最小累计采气量G_p；所述总投资包括单井钻井投资、地面投资及压裂改造费用；

步骤4)根据气井最小累计采气量G_p得到气井最小控制面积S_min，再由气井最小控制面积S_min得到经济极限井距D_min；

步骤5)井网井距大于经济极限井距D_min，且小于储层极限动用半径的两倍，根据内部收益要求，确定井网井距。

网形势理论上应该由砂体展布情况决定，常规砂岩气藏动用受砂体边界控制明显；但是致密砂岩孔喉小，以微纳米孔喉为主，气藏基质供气慢，存在启动压力梯度，由近井到远井逐步动用，形成凹深的压降漏斗，压力传递不到砂体边界，因此，动用边界小于等于砂体物理边界，如图1所示。

基于启动压力梯度的致密气藏井网优化方法是天然气经济有效最大程度开采的一种方法，本发明在砂体静态模型上，考虑了压力波及范围，明确了储层的动用边界，最后进行了经济评价，实现致密砂岩气藏开发井网的最优化。

实施例2：

在实施例1的基础上，本实施例提供了一种致密气藏井网优化方法，所述长岩心多测压点物模实验方法通过模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P，将所测数据进行拟合，建立P～L函数关系P＝a×(L)^b，确定动用边界；其中，a、b值随实验岩心渗透率及含水饱和度的变化而变化。

从气藏衰竭开采过程中气井压降漏斗波及特征得到启发，创新性建立了一套长岩心多点测压实验方法，模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P，根据P与L的关系，建立了一套P～L函数关系，可以推算动用半径的大小。

采收率E_R与储层半径r之间的关系式为：

式中，G_R为已动用储量；G为总储量；A_r为动用面积，m²；r_e为砂体物理半径，m；p_e为该地区地层压力，MPa。

基于物质平衡原理，在测得动用范围和压降剖面时，建立面积占比方法实现对储量动用进行评价。

采收率E_R为已动用储量G_R与总储量G之比，转化为已动用储量所占的体积与总的储层空间的比值，再简化为Ar与A总面积之比，即动用范围与地层压力包络面积和初始井控面积与原始地层压力包络面积之比，如图5所示。

其中，A_t＝∫Pdr；A＝P_e*r_e。图5中，A_t为未动用面积，m²；r_w为井筒半径，m；

气井最小累计采气量G_p按下式计算：

I＝Gp×f×P-Gp×(C+T)，式中，Gp为气井最小累积采气量，10³m³；I为总投资，包括钻井投资、地面投资、压裂改造及单井所摊的其它费用，万元；f为天然气商品率；P为天然气价格，元/10³m³；C为单位成本与费用，元/10³m³；T为各种税金，元/10³m³。

所述气井最小控制面积S_min＝G_P/E_R*G_A，所述经济极限井距D_min＝2×(S_min/π)^1/2，式中，E_R为采收率，％；G_A为储量丰度，10²m³/m²。

内部收益按下式计算：

P_R＝S×G_A×E_R×(f×P-C-T)-I×S/D²

式中：P_R为利润，万元；S为区块面积，平方米；D为井距；m。

实施例3：

在实施例2的基础上，本实施例以苏里格西区为例，如图2所示，建立长岩心多测压点物模实验方法，对不同储层在不同含水饱和度下开展了衰竭开采实验，测试压力剖面(图3)，将所测数据进行幂函数拟合，建立P～L函数关系P＝a×(L)b(图4)，外推储层压力分布特征，结合实际气藏地层压力，确定动用边界大小。图3和图4中，Φ为孔隙度，k为渗透率，sw为含水饱和度。

a、b值随实验岩心渗透率及含水饱和度变化，一定渗透率及含水饱和度下为常数，由于苏里格气田中区、东区、西区由于地质原因，砂带物性存在较大差异，本次研究以苏里格西区储层为例，平均渗透率0.5mD，含水饱和度45％，a值为3.3116，b值为0.3036(图4)。该区地层压力30MPa，储层极限动用半径为600m。

根据苏里格西区参数计算所得a、b值及该地区地层压力值Pe，以及储层物理半径re，代入采收率E_R与储层半径r之间的关系式，建立采收率E_R与半径r之间的关系式。累计产量为采收率E_R与地质储量之积。苏里格西区采收率、累计产量与井距的关系如图6。

根据苏里格气田单井实际投资与各项费用及税金等，得到单井最小累积采气量为1478×10⁴m³。结合采收率与与储层半径r之间的关系式，代入最小累计采气量及苏里格西区储量丰度，苏里格气田西区经济极限井距为579m，经济极限井网为579m×579m。

建立内部收益与采收率之间的关系：

P_R＝S×G_A×E_R×(f×P-C-T)-I×S/D²

式中：P_R—利润，万元；S—区块面积，平方米；D—井距；m。

根据收益要求，最终确定井网井距。

本发明综合地质条件、经济需求和最高采收率期望，在砂体静态模型上，考虑压力波及范围，明确储层动用边界，在目前技术条件下，实现了致密砂岩气藏开发井网的最优化。以苏里格气田西区为例，通过井网的优化，最终采收率由原来的35％提高到42％以上，在储层地质条件更优的苏里格气田中区，其采收率达到了50％以上，致密气开发又前进了一大步。

本发明以致密砂岩气藏为研究对象，该理论体系可应用到其他类似气藏。

由于致密砂岩气藏本身采收率较低，优化井网是一项关键技术，同时，考虑天然气对国民经济的促进作用及社会需求的日益增加，高效开发已然成为一个重点，因此本发明将具有良好的应用前景。

以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。

Claims (9)

1.一种致密气藏井网优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1)采用长岩心多测压点物模实验方法确定动用边界，得到储层极限动用半径；

步骤2)采用面积比法建立采收率E_R与储层半径r之间的关系式；

步骤3)以总投资为基础，计算气井最小累计采气量G_p；所述总投资包括单井钻井投资、地面投资及压裂改造费用；

步骤4)根据气井最小累计采气量G_p得到气井最小控制面积S_min，再由气井最小控制面积S_min得到经济极限井距D_min；

步骤5)井网井距大于经济极限井距D_min，且小于储层极限动用半径的两倍，根据收益要求，确定井网井距。

2.根据权利要求1所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：所述长岩心多测压点物模实验方法通过模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P，将所测数据进行拟合，建立P～L函数关系P＝a×(L)^b，确定动用边界；其中，a、b值随实验岩心渗透率及含水饱和度的变化而变化。

3.根据权利要求2所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：采收率E_R与储层半径r之间的关系式为：

式中，G_R为已动用储量；G为总储量；A_r为动用面积，m²；r_e为砂体物理半径，m；p_e为该地区地层压力，MPa。

4.根据权利要求1所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：气井最小累计采气量G_p按下式计算：

I＝Gp×f×P-Gp×(C+T)，式中，Gp为气井最小累积采气量，10³m³；I为总投资，包括钻井投资、地面投资、压裂改造及单井所摊的其它费用，万元；f为天然气商品率；P为天然气价格，元/10³m³；C为单位成本与费用，元/10³m³；T为各种税金，元/10³m³。

5.根据权利要求4所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：所述气井最小控制面积S_min＝G_F/E_R*G_A，所述经济极限井距D_min＝2×(S_min/π)^1/2，式中，E_R为采收率，％；G_A为储量丰度，10²m³/m²。

6.根据权利要求1所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：内部收益按下式计算：

P_R＝S×G_A×E_R×(f×P-C-T)-I×S/D²

式中：P_R为利润，万元；S为区块面积，平方米；D为井距；m。

7.根据权利要求1所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：所述长岩心多测压点物模实验方法中的长岩心为50cm以上，通过多个岩心串接组成。

8.根据权利要求2所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：模拟测试气藏衰竭开采过程中不同位置点L的储层压力P过程中，所测数据至少为五组。

9.根据权利要求2所述的一种致密气藏井网优化方法，其特征在于：当渗透率为0.5mD，含水饱和度为45％时，a值为3.3116，b值为0.3036。