1、凝析气田开发中水平井的应用及效果评价摘 要：白庙气田凝析气田属于整装凝析气田，与同类气田相比较，它是中国开发投资最大整装凝析气田。由于凝析气藏的复杂性和特殊性，决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析，将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发，适应了白庙气田凝析气藏的地质特征，并有效克服了其开采阻碍。凝析气藏开发动态研究结果显示，采用水平井开发凝析气藏的效果极佳，经济效益高，而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大，以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。 关键词：白庙凝析气田 水平井 应用
2、及效果 一、白庙气田凝析气田地质特征 对白-平 2HF 井所在的白 44 块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。 1.储量基数较大 实钻水平段控制沙三下 3（3）小层和沙三下 4 砂组含气面积 0.91 平方千米，控制天然气储量 2.32 亿方，凝析油储量 9.3 万吨。根据目前标定的气田采收率天然气按 45.9%，凝析油按 25%计算，天然气可采储量为1.06 亿方，凝析油 2.3 万吨。 2.采出程度低，剩余潜力大 白 44 小块 S3 下 3（3）小层累产气 0.0208 亿方，累产油 558 吨；剩余天然气可采储量 0.8054 亿方，剩余凝析油可采储量
3、1.8192 万吨；天然气地质储量采出程度为 1.16%，可采储量采出程度为 2.52%；凝析油地质储量采出程度为 0.74%，可采储量采出程度为 2.98%。 白 17 小块 S3 下 4 砂组累产气 0.0282 亿方，累产油 1846 吨；剩余天然气可采储量 0.1692 亿方，剩余凝析油可采储量 0.2654 万吨；天然气地质储量采出程度为 6.56%，可采储量采出程度为 14.29%；凝析油地质储量采出程度为 10.26%，可采储量采出程度为 41.02%。 3.地层压力高能量足 白平 2HF 井钻遇两个断块（白 44 断块、白 17 断块） 。根据白 44块的白 44 井 2002
4、 年 4 月 23 日 RFT 资料，沙三下 3（3）小层原始地层压力系数为 1.651.69，地层压力为 64.9 MPa66.0MPa，该小层白 44 井和白 66 井累产天然气 208 万方，产出量较少，分析认为沙三下 3 砂组地层压力基本保持原始状态；根据白 17 断块的白 17 井 1992 年 4 月 17 日测沙三下 51 小层原始地层压力为 72.53MPa，推测沙三下 4 砂组原始地层压力 68MPa72 MPa，该小层白 17 井和白 64 井累产天然气 282 万方，产出量较少，分析认为沙三下 4 砂组地层压力基本保持原始状态。 综合分析，白平 2HF 井气层接近原始状态
5、。其中，白 44 断块沙三下 3 砂组（4157.04985.0m）地层压力约为 64.9 MPa66.0MPa；白 17断块沙三下 4 砂组（4985.05374m）地层压力约为 68.0MPa72.0MPa。 二、水平井开采凝析气藏可行性 现阶段在油气藏开采中，水平井的应用极其普遍，其优势主要表现在延缓气顶气与底水的锥进、降低地面设施设计成本、提高裂缝钻遇几率、增加泄油面及增加油气的采收率。在油气开采中应用循环注气的开采方式还具有以下优点：降低地层反凝析对产能的影响、延缓注气突破。由此可见，将水平井应用到凝析气田的开采潜力不可估量。 通过计算现代油藏工程，白庙气田凝析气藏垂直井与水平井间采
6、气量的比值受到 Kv 、Kh、水平段长度 L 的影响（详见下图）：当 Kv 、Kh=0.2、0.5，L=500 米时，水平井/垂直井为 3.6、4.2。 气藏规模及气层物特征、气层厚度决定了水平井水平段的长度，以及水平井产能大小取决于水平井长度，即气藏开采风险会随着水平段长度的增大而增大。就某些特定气藏而言，其在符合最大增产倍数的条件下，有最佳水平长度的存在。对牙哈凝析气藏开采的非达西流动及摩擦阻力损失全面考虑，并借助计算油藏工程、模拟数值得出白庙气田凝析气田在水平井水平段最佳长度在 400 米-600 米间。 三、水平井的设计、开采效果 1.水平井的设计 白庙气田凝析气田的构造是：气田东部的
7、白垩顶部砂岩气层厚度很薄，有的皆为水层；白垩顶部砂岩、下第三系底砂岩间夹层的砂岩情况为：不渗漏纯石膏相变（西）3.3*1/1000 含膏质团块粉细砂岩（东） ，基于事实的分析可得，对气田采取直井开发易导致底水锥进的现象。白庙气田凝析气田东部裂缝发育较成熟，通过对凝析气田不同井型适应性、工艺条件、经济效益、气层特点的全面考虑的前提下，选取气田东部高地位置设定一口水平井（YH23-H26 井） ，下表是水平井的相关参数： 2.水平井开发效果 2.1 水平井的有效开发，改变了地下流体的渗流模式，沙三下层系凝析油的产出量得到提高白庙沙三下层系储层物性差，渗透率多在 0.5mD以下。凝析油含量较高，白
8、11 井凝析油含量达到 820.7g/m3，地漏压差在 3-17MPa 之间，反凝析现象严重。水平井的有效利用，使地下流体从径向流转变为线性流，大大降低渗流阻力，提高凝析油产出量。统计生产沙三下层系 1 砂组的 8 口井，平均初期日产气量 1.3104m3，日产油7t。白平 1 井分段压裂后，日产气与直井相当，日产油比直井初期稳定产量高 1.7 倍。 2.2 白平 1 井的初期递减率低，稳产期长 白平 1 井自 2011 年 10 月分段压裂以来，到 2011 年底产气量逐步下降，递减率 1.2%。2012 年以来，日产气量一直稳定在 0.7104m3 左右，稳产期已经 180 天。而生产沙三
9、下层系的其它气井初期递减率平均高达25%，气井 0.5104m3/d 以上无稳产期，水平井的开发效果远好于直井。2.3 白平 1 井油套差值稳中下降，渗流状态好 白平 1 井压裂后油气渗流通道改善，油套压差值（如下图）稳定在12MPa 左右 80 天时间，之后缓慢降低。水平井井底渗流状态良好，有效地抑制了反凝析液进入井筒后造成的不利影响。从流压梯度曲线（如下图）看出，井内流体为气液混相流，流态稳定，生产正常，优于直井的开发效果。 白平 1 井地质条件复杂，在地质和工程论证的基础上，分七段压裂成功。借鉴成功经验，白庙气田先后实施了 5 口井的分段压裂（如下表） ，初期日增气量 4.8104m3，
10、日增油 34.4t，累增气量 196104m3，累增油 2410t，有效地提高了单井产能。 4.经济效益 从钻井成本投入一角度出发，水平井钻井成本投入为直井的两倍，但是水平井产能总量却为直井的三倍到四倍，所以，在凝析气田开采方面应用水平井能够有效提高采气采油速度，从而提高凝析油气的总采收率，简单估量，采收率可提高约 45%。 在凝析油气开采中采取水平井的方式的优点还包括注采井数的减少，“稀井高产”的开采原则实现了地面建设的简化，从而有效地减少了采气地面建设及整个工程的成本投入。所以，白庙气田凝析气田中践行水平井能够实现经济效益的明显提高。 参考文献 1成涛.水平井开发技术在海上东方 1-1 气田的成功应用A.2009全国油气井工程科学研究新进展与石油钻井工程技术高级研讨会论文集C.2009. 2水平井在苏里格低渗气田开发中的应用A.全国石油钻井新技术和管理经验交流会论文集C.2011. 3廖成锐.普光气田高含硫超深水平井投产配套技术A.2009 全国复杂结构油气井开发与油气藏增产改造技术高级研讨会论文集C.2009. 4张应安，刘光玉，王鸿伟等.生物酶技术在火山岩气藏筛管水平井解堵应用A.2009 年第三届油气田开发技术大会论文集C.2009. 5伍晓妮.连续油管联合液氮排液技术在苏里格气田水平井中的应用A.2009 年第三届油气田开发技术大会论文集C.2009.
