召10区块开发井网优化及加密调整分析

郭平顾蒙彭松孙振，成育红汪周华

1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2.中原油田勘探开发研究院；3.中国石油长庆油田分公司第五采气厂

召10区块开发井网优化及加密调整分析

郭平1顾蒙1彭松2孙振1，3成育红3汪周华1

1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2.中原油田勘探开发研究院；3.中国石油长庆油田分公司第五采气厂

召10区块原设计井网密度较小，并且由于滚动开发及集中建产，目前井网分布极不均衡。为提高区块开发效果，在新的地质及动态特征认识基础上，采用气藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法对原有井网方案进行优化调整。研究结果表明：对于未布井区域，直井井网密度可调整为3.33口/km2，相应井排距为500 m×600 m；在目前600 m×800 m井网模式下直接进行规则加密虽可一定程度提高气藏采收率，但经济不可行。直井垂向储量动用具有优势，水平井平面储量动用程度更高，并且水平井可有效提高单井产量，因此区块最终可采用直井+水平井混合井网，此井网可使区块采收率提高到46.9%。

致密砂岩气田；开发井网；井网优化；泄流半径；水平井；采收率；苏里格气田；鄂尔多斯盆地

召10区块位于苏里格气田东区，属于典型的致密砂岩气藏，储层有效砂体规模小、连续性和连通性差［1-3］。致密气单井控制范围小、产量低、递减快［4-5］，根据国内外类似气田开发经验，致密砂岩气田多采用小井距开采，依靠井间接替来保持气田稳产［6-7］。如美国德州Ozona气田在60年代开发井距离1 100 m，然后加密到8 00 m和5 00 m，在1995年，进一步加密到了400 m［8］。美国圣胡安气田初期基础井网井距1 200 m，80年代第一次井网加密到800 m，2000年以来，加密调整和扩边滚动开发，井距又加密到500 m［9］。我国新场气田致密气藏原始开发方案是以700～800 m井距均匀布井开发，在开发过程中改为非均匀布井，设计井距500～600 m［10］。因此为实现苏东区块的产量接替，延长气田稳产期，提高气田最终采收率，有必要对气田开发早期确定的井网进行评价。从气藏工程、数值模拟及经济评价多个方面研究分析了现有井网的适应性，评价井网加密的可能性。此外，水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在鄂尔多斯盆地得到推广应用，近年来鄂尔多斯盆地水平井所占生产井比例越来越来高［11-13］，而李跃刚、王国勇等人研究多侧重于全直井开发井网优化［14-17］，因此不仅对直井井网进行优化调整，同时也进行了全水平井以及直井+水平井混合井网优化论证。

1 单井控制储量及泄流半径

Individual-well controlled reserves and individual-well drainage radius

气藏是否需要进行开发井网调整，主要从2方面考虑，一是目前井网条件下是否已将所有储量都充分动用，二是加密井是否满足经济井距界限值。因此，需要计算研究工区内所有生产井单井控制储量，评价目前区块储量动用程度；计算生产井泄流半径，分析现井网的适应性，评价加密的可能性。

1.1 单井控制储量

Individual-well controlled reserves

研究工区面积为117 km2，共有生产井90口，井型为直井和斜井。由于储层有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强等原因，各井生产情况存在较大差异。因此，以平均日产气量作为指标对气井进行分类，研究分类井的生产规律。

利用流动物质平衡法和现代产量递减分析方法［18-20］（Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI和Transient）对工区生产井动态控制储量进行计算。计算结果如表1所示，90口气井累计动态控制储量为23.33×108m3，地质储量（190.06×108m3）控制程度低，仅为12.28%。

表1 90口生产井泄流半径计算结果Table 1 Calculated drainage radius of 90 production wells

1.2 单井泄流半径

Individual-well drainage radius

单井泄流半径是确定合理井距以及井间挖潜的重要参考指标。由各气井动态控制储量结果，结合各井射孔厚度、孔隙度、含气饱和度等参数，根据容积法原理反推气井的泄流半径，结果如表1所示。Ⅰ类井泄流半径大，在现有井网条件下（600 m×800 m）加密的可能性小，部分Ⅱ类井和Ⅲ类井控制面积小，目前井网条件下井间未动用的储量较多，理论上具有加密和挖潜的可能性，可进行局部加密调整。

为总结快速预测气井泄流半径经验公式，绘制气井泄流半径与单位射孔厚度累计产气量之间的散点图（图1），回归结果显示泄流半径与单位射孔厚度累计产量之间呈现良好的幂函数关系。分别回归了Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类气井关系式。为了检验回归公式预测的泄流半径准确程度，采用回归的公式计算了各类气井的泄流半径，并与动态控制储量反推的泄流半径（基准值）进行对比，结果见图2。

图1 泄流半径与单位射孔厚度累计产气量关系Fig. 1 Relationship of drainage radius vs. cumulative gas production of unit perforation thickness

图2 不同类气井泄流半径计算值与反推值对比Fig. 2 Comparison between calculated drainage radius and backstepped drainage radius of various gas wells

从图2可以看出，Ⅰ类井和Ⅱ类井回归公式计算的泄流半径偏差基本上在工程误差范围（±10%）内，而Ⅲ类井泄流半径的计算结果大都超出了工程误差范围。因此，Ⅰ类井和Ⅱ类井的回归公式可以较准确地快速预测该种类型气井的泄流半径，而Ⅲ类井的回归公式预测准确度较低。

2 开发井网优化

Optimization of development well pattern

2.1 开发井网形式

Form of development well pattern

苏里格气田储层为河流相，储层基本呈南北向条带状分布，试井解释也得到同样认识，所以在方案设计中采用长条形井网［14］。长条形井网可以表现为矩形井网和平行四边形井网两种形式，从两者对砂体的控制程度看，平行四边形井网优于矩形井网，可以最大程度地控制储量。同时，平行四边形井网有利于均衡开采，地层压力下降更均匀，控制范围更合理。因此，召10区块采用平行四边形井网，南北向排距大于东西向井距。

2.2 井距、排距优化

Spacing optimization

2.2.1 气藏工程方法 区块地质储量为190.06× 108m3，含气面积131.45 km2。钻探加密井过程中要涉及到经济极限井网密度和合理井网密度。由气藏工程方法计算不同采收率下不同井型经济极限及经济最佳井网密度，并由加三分之一差法［21］，计算出合理井网密度，结果见表2、表3。其中直井井距排距按现有井网600 m×800 m折算，水平井按600 m×1 700 m折算。

根据国内外同类型气藏开发井网调整的调研结果，再考虑到实施过程中的不确定性因素，建议直井（包括定向井）实施井距取500 m×600 m（对应井网密度为3.33口/km2），水平井的实施井距取500 m×1700 m（对应井网密度为1.18 口/km2）。

表2 直井/定向井合理井网密度与井距计算结果Table 2 Rational well spacing density and calculated well spacing of vertical/directional wells

表3 水平井合理井网密度与井距计算结果Table 3 Rational well spacing density and calculated well spacing of horizontal wells

2.2.2 数值模拟方案预测与优选 （1）直井方案。设计不同的排距和井距进行组合，形成9套布井方案进行模拟计算，方案预测年限20年。通过模拟结果对比，优选合理的排距、井距，从而确定最优井网。

图3 不同布井方案开发效果模拟Fig. 3 Simulation on the development results of different well pattern plans

图4 不同布井方案20年末废弃井比例Fig. 4 Ratio of abandoned wells at the end of 20th year in different well pattern plans

（2）水平井方案。对比分析不同直井井网布置方案，发现不论以何种方案布置，各小层对总产气量的贡献大致相同，其中盒8下贡献量最大（盒8下1为13%、盒8下2为35%），几乎占总产气量的一半。由模拟结果结合现场水平井实际钻遇情况，在水平井方案中设置水平井主要动用层位为盒8下2，水平段长度1 000 m，井网为400 m×1 600 m、500 m×1 700 m，采用交错布井方式，方案预测年限为20年。从表4中可以看出，水平井方案采收率仅达到33%左右，开发效果低于全直井开发，但水平井能显着提高平均单井累产气量。

表4 不同水平井布井方案模拟结果Table 4 Simulation results of different patterns of horizontal wells

（3）混合井网。由模拟结果可知，直井井网方案（500 m×600 m）整个区块采收率为45.19%，水平井井网（500 m×1 700 m）为31.81%，直井方案采收率高出14.73%。由于受有效砂体分布、水平井钻遇条件和射孔层位影响，直井垂向储量动用具有优势。主力贡献层盒8下2相应直井井网方案采收率为52.44%，水平井井网方案为65.89%，高出13.45%，平面储量动用程度更高。因此为充分发挥两种井的优势，满足垂向与平面的立体动用，区块井网最终可采用直井+水平井的混合井网的方式。

部署思路：（1）以500 m×600 m的直井井网及已有老井为基础井网；（2）统计500 m×1 700 m水平井井网各井单井累产气量，筛选累产气量高的水平井进行布井，替代500 m×600 m直井井网中的井。数值模拟中分别统计各小层采收率可知，相比500 m×600 m直井井网，混合井网中水平井主要动用层盒8下2，采收率从52.44%增加到62.17%，增加了近10%。如表5所示，混合井网区块最终累计采气量89.17×108m3，采收率达到46.87 %。

表5 不同井网方案开发指标对比Table 5 Development index comparison of different well pattern plans

2.3 目前井网加密可行性论证

Demonstration on feasibility of well infill

由数值模拟计算可知，采用图5所示的加密方式，经过规则井网加密后，加密方式一区块采收率为44.75%，税后内部收益率为7.06%，加密方式二分别为44.07%、6.94%，加密方式三分别为44.36%、7.16%。区块采收率都从35.43%提高到44%左右，但是税后内部收益率均小于12%。

图5 不同加密方式示意图Fig. 5 Schematic map of different well infill modes

在目前600 m×800 m井网模式下直接进行规则加密不可行。因此在储层三维地质建模、数值模拟研究及单井泄流半径计算结果的基础上，采用预计累产气量、残余气饱和度、有效厚度等对加密井进行筛选，根据可靠程度提交18口井位。

3 结论

Conclusions

本项目在施工中不可避免会涉及到机械设备、材料拉运、建筑物构筑、砼拌合、设备加工、人员活动、日常生活所产生的噪声、废水、废气、废渣、生活垃圾等，但由工程性质决定了三废污染较小，且随着施工结束而自动消失。本项目规定将所有治理河渠和保护生态环境所需的装置、设备、监测手段和工程设施，均列为环保投资。经估算环境保护总投资为10.21万元。

（1）工区内目前生产井地质储量控制程度仅为12.28%。Ⅰ类井泄流半径大，在现有井网条件下加密的可能性小，部分Ⅱ类井和Ⅲ类井控制面积小，目前井网条件下井间未动用的储量较多，理论上具有加密和挖潜的可能性。结合气藏工程、数值模拟及经济评价计算结果，推荐直井调整采用500 m×600 m井网。

（2）直井垂向储量动用具有优势，水平井平面储量动用程度更高。因此，区块井网最终可采用直井+水平井的混合井网。混合井网中主力贡献层盒28下的采收率相比500 m×600 m直井井网增加近10%。混合井网方案最终累计采气量为89.17×108m3，采收率达46.87%

（3）目前600 m×800 m井网模式下规则井网加密后，区块采收率有所增加，但经济不可行。可在深化储层地质认识的基础上，结合单井泄流半径计算及数值模拟结果，有选择地进行井网不规则局部加密调整。

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（修改稿收到日期 2016-12-13）

〔编辑 朱 伟〕

Optimization and infill adjustment of development well patterns in Zhao 10 Block

GUO Ping1, GU Meng1, PENG Song2, SUN Zhen1,3, CHENG Yuhong3, WANG Zhouhua1

1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China; 2. Exploration and Development Research Institute, SINOPEC Zhongyuan Oilfield Company, Puyang 457000, Henan, China; 3. No.5 Gas Production Plant, CNPC Changqing Oilfield Company, Uxin Banner 017300, Inner Mongolia, China

In Zhao 10 Block, the well patterns were originally designed with small spacing density, and progressive development and concentrated construction were carried out, so at present, the distribution of well patterns is quite uneven. In order to improve the development results of this block, the original well pattern plans were optimized and adjusted by means of multiple methods (e.g. gas reservoir engineering, numerical simulation and economic evaluation) after the geological and dynamic characteristics were newly understood. It is indicated that in the areas where no well is arranged, the spacing density of vertical well patterns can be set at 3.33 wells/ km2with the corresponding spacing of 500 m×600 m. For the well patterns with spacing of 600 m×800 m, regular infilling can, to some extent, increase the recovery factor of gas reservoirs, but it is economically infeasible. Vertical wells are advantageous in vertical reserves producing and horizontal wells are higher in areal reserve producing degree. Besides, horizontal wells can increase individual-well production rate effectively. Therefore, combined well patterns of vertical well+horizontal well can be ultimately used in this block, which can increase the recovery factor to 46.9%.

tight sandstone gas field; development well pattern; well pattern optimization; drainage radius; horizontal well; recovery factor; Sulige Gasfield; Ordos Basin

郭平，顾蒙，彭松，孙振，成育红，汪周华.召10区块开发井网优化及加密调整分析［J］ .石油钻采工艺，2017，39（1）：14-19.

TE324

A

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0014 – 06

10.13639/j.odpt.2017.01.003

: GUO Ping, GU Meng, PENG Song, SUN Zhen, CHENG Yuhong, WANG Zhouhua. Optimization and infill adjustment of development well patterns in Zhao 10 Block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 14-19.

国家留学基金“西部地区人才培养特别项目”（编号：201508515157）；国家自然科学基金青年科学基金项目“基于密度泛函理论研究页岩气藏气固吸附微观机理”（编号：51204141）。

郭平（1965-），教授，博士生导师，主要从事油气藏流体相态、气田及凝析气田开发、油气藏工程、注气提高采收率、储气库及油气开发基础问题等研究工作。通讯地址：（610500）四川省成都市新都区西南石油大学。电话：028-83032346。E-mail：guopingswpi@vip.sina.com