川東石炭系氣藏低滲區(qū)合理井距確定方法

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1、第32卷第3期天然氣勘探與開發(fā)開發(fā)試采川東石炭系氣藏低滲區(qū)合理井距確定方法1,22234朱斌熊燕莉王浩陳芳杜宇(11“氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學21中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院31中國石油西南油氣田公司勞動工資處41川慶鉆探公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院)摘要川東石炭系氣藏低滲區(qū)井網(wǎng)密度較中、高滲區(qū)低,井距大,對低滲區(qū)儲量的控制程度差是導致當前低滲區(qū)采出程度低的重要原因。提高低滲儲量采收率必須對現(xiàn)有井網(wǎng)進行調(diào)整,氣田合理井網(wǎng)部署的重要因素之一是合理井距的確定。從確定氣藏合理井距出發(fā),采用多種分析計

2、算方法,得出了川東WBT氣田石炭系氣藏低滲區(qū)直井與水平井合理井距,為川東地區(qū)石炭系氣藏低滲區(qū)開發(fā)井網(wǎng)的合理部署提供了依據(jù)。表2參6關(guān)鍵詞石炭系低滲透合理井距四川盆地川東氣田石炭系氣藏低滲區(qū)井網(wǎng)密RC—操作費上升率,小數(shù);度較中、高滲區(qū)低,井距較大?,F(xiàn)有生產(chǎn)井對低滲I—貼現(xiàn)率,小數(shù);43區(qū)儲量的控制程度差,是導致當前低滲區(qū)采出程度Qt—第t年天然氣產(chǎn)量,10m。利用式(1)計算AIC值,隨著天然氣采出,AIC低的重要原因。為了提高低滲儲量的動用程度和采收率,必須對現(xiàn)有井網(wǎng)進行調(diào)整。值逐漸減小,當AIC≤天然氣銷售價格時,

3、氣井的按照最佳井網(wǎng)密度確定的基本原則,合理的井銷售收入與支出總費用達到平衡,此時對應(yīng)的天然距首先應(yīng)該滿足經(jīng)濟上合理,實現(xiàn)效益開發(fā)。同時氣累計采出量即為氣井的經(jīng)濟極限可采儲量。按應(yīng)避免井間干擾并滿足儲量的最大動用程度及高照這一原則對川東石炭系氣藏進行評價,得到川東采收率的要求。石炭系氣藏氣井經(jīng)濟極限可采儲量為0192×8310m。對于低滲氣藏,按50%的采收率考慮可以1直井合理井距確定進一步推算出氣井經(jīng)濟極限地質(zhì)儲量為1184×8310m。將該結(jié)果代入容積法儲量計算式:111經(jīng)濟極限井距G=πr2Ω(2)經(jīng)濟極限經(jīng)濟極限

4、井距是從氣藏效益開發(fā)的角度提出式中:的井距下限要求。經(jīng)濟極限井距與氣井控制的經(jīng)83G經(jīng)濟極限—氣井經(jīng)濟極限地質(zhì)儲量,10m;濟極限地質(zhì)儲量直接相關(guān)。為此,首先采用平均增r—氣井供氣半徑,km;832量成本法(AIC)評價模型確定氣井的經(jīng)濟極限可采Ω—井區(qū)儲量豐度,10m/km。儲量:最終得到川東石炭系低滲氣藏經(jīng)濟極限井距pt與儲量豐度的相關(guān)關(guān)系:ttΣ[It+CoQt(1+Rc)]/(1+I)t+11153AIC=p(1)L=(3)ttΩΣQt/(1+I)t=1式中:式中:L—經(jīng)濟極限井距,km。Pt—預期的投資回收期

5、,年;由(3)式可見,儲量豐度大的井區(qū),經(jīng)濟極限井It—第t年的投資,萬元;It—新鉆井投資+地面建設(shè)投資,萬元;距小,即儲量豐度越大,相同范圍內(nèi)可以部署更多C—第t年天然氣生產(chǎn)操作費,萬元/104m3;的井進行開采。隨著鉆采工藝技術(shù)提高帶來的鉆o作者簡介朱斌,男,1975年出生,西南石油大學在讀博士研究生;從事油氣田開發(fā)動態(tài)分析、試井分析理論與應(yīng)用研究工作。地址:(610051)四川省成都市府青路一段1號中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院開發(fā)研究室。電話:(028)86015550。E-mail:zhu_bin@p

6、etrochina1com1cn·27·?1994-2010ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreserved.http://www.cnki.net開發(fā)試采天然氣勘探與開發(fā)2009年7月出版井成本下降以及天然氣價格上漲,經(jīng)濟極限井距相按照上述方法確定WBT石炭系氣藏低滲區(qū)直應(yīng)減小。但利用(3)式進行計算時,應(yīng)根據(jù)儲層滲井經(jīng)濟極限井距見表1。透性及連通關(guān)系,對計算結(jié)果做適當調(diào)整。表1川東WBT氣田石炭系氣藏低滲區(qū)合理井距綜合確定表區(qū)由經(jīng)濟極限由

7、單井控制由滲透率Topaze動態(tài)分析法井號確定井距儲量確定井距確定井距確定井距綜合取值域(m)(m)(m)(m)TD7903622808766903南TD51697972856812697~972,835低TD7313027107381302滲WK191411401012914~1140,1027區(qū)平均1017,取值1000TD1592616229361244926~1622,1274北TD218831140814940883~1140,1012低TD521191119014841191~1484,1338滲TD769

8、947761234994~1234,1114區(qū)TD991048141015561048~1556,1302平均1208,取值1200112利用單井控制儲量計算氣井控制半徑氣半徑416m;北低滲區(qū)現(xiàn)有氣井供氣半徑介于在已知氣井控制儲量,但不考慮儲量控制范圍407m~469m之間,平均供氣半徑438m。內(nèi)儲層物性變化的情況下,以圓型徑

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