雍锐等:地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化——以国家级页岩气开发示范区宁209 井区为例

刊出时间: 2020-08-06

作者简介: 雍锐,1977 年生,高级工程师;主要从事天然气开发研究及技术管理工作。地址:(610051) 四川省成都市府青路一段1号。ORCID: 0000-0002-2637-3628。

E-mail: yongrui@petrochina.com.cn

雍   锐1 常   程2 张德良2 吴建发2

黄浩勇2 敬代骄3 郑   健4

1. 中国石油西南油气田公司

2. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院

3. 中国石油西南油气田公司天然气经济研究所

4. 四川长宁天然气开发有限责任公司

摘要:为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3 种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3 项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209 井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209 井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m 可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8% ;②井距控制在330 ~ 380 m 时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

关键词:页岩气;合理井距;井间压窜;地质建模;数值模拟;一体化;工作流;经济效益;宁209 井区

0 引言

页岩气藏只有通过“水平井+体积压裂”的方式才能实现有效开发。水平段压裂后会在井筒周围形成复杂的人工裂缝网络,目前由于微地震、示踪剂等监测技术在定量刻画裂缝几何形态与缝内支撑剂分布方面仍存在挑战,很难准确判断两口水平井之间应该采用多大的井距较为合适。井距过大会导致井间的储量没有充分动用,造成资源浪费;井距过小会发生井间干扰,甚至严重影响气井的生产效果。国内在页岩气井距方面的研究相对较少,北美页岩气经过长期的开发总结了一些经验:Cakici [1] Marcellus 页岩气藏开展井组内变井距动态监测试验,确定出了裂缝的有效延伸距离;Lalehrokh [2] 通过引入经济模型进一步研究了Eagle Ford 页岩气藏井距与净现值(NPV)之间的关系;Kim [3] 将压力特征曲线与数值模拟相结合,通过井距敏感性分析判断出了井间干扰发生的时间;Orozco [4] 运用修正物质平衡方程,在假设水平井泄气面积为矩形的条件下计算了井距;Pankaj [5] 采用地质工程一体化建模和数模的方法,对Marcellus 页岩气井距进行了评价,认为在当前压裂工艺条件下最优井距在300 m左右,并提出井距与压裂规模密切相关。但究竟如何判断最合理的井距,国内外至今没有形成统一的认识,因而有必要开展针对性的研究。

1 长宁区块井间压窜现状

长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块自建成以来累计投产井接近200 口,气井生产效果不断提升,主力产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩[6]。随着开发井距的不断调整,在不同批次水平井压裂投产过程中,井间压窜和生产干扰现象普遍存在,给新井和老井的开发效果造成了一定程度的影响。如图所示,20142019 年期间,长宁区块页岩气水平井井距从500 ~ 600 m 缩小到300 ~ 400m,井间压窜发生的概率逐渐增加,尤其是2017 年主体井距缩小到400 m 以内,井间干扰更加明显。

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1 长宁区块不同井距压窜情况统计直方图

根据北美页岩气的开发经验,井间压窜是由于两口井之间的水力裂缝相互连通造成的。引起水力裂缝窜通的原因很多,客观原因包括储层非均质性、地应力特征、天然裂缝发育情况,主观原因包括水平井钻遇层位、压裂规模、投产先后顺序等。长宁区块的井间压窜主要包括压裂—生产、压裂—压裂、压裂—关井等种情况。压裂—生产是指页岩气井压裂时对先期投产的邻井造成了产量和压力的干扰,主要原因是邻井生产后在其周边形成了压降漏斗,导致压裂缝更易向低压区延伸[7] ;压裂—压裂和压裂—关井均是在邻井没有明显先期压降的情况下,压裂规模太大导致压裂液直接进入邻井压裂缝内引起的窜通。
现场三维地震蚂蚁体追踪和井口压力监测表明(图2),井间压窜主要以某一段或某几段的压窜为主,并未有井间大范围的窜通(图3)。虽然在压力、产量数据中能看到一些明显的扰动,但更应该研究这种局部的压窜是否会对气井的EUR 和井组的整体采收率造成影响,这才是设计井距的关键,也是目前国内外页岩气开发关注的焦点。

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2 宁209 井区H17 平台蚂蚁体预测天然裂缝模型图

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3 宁209 井区H17-2 井排采曲线图

2 地质工程一体化工作流

作为一种非常规资源,页岩气必须采用地质工程一体化的思路才能实现规模效益开发,总体要求是以地质研究为中心,多学科多专业融合,多工程技术协同,其核心就是要打造精细的三维地质模型[8]
为了准确评价合理井距,需要先建立能够客观反映工区地质工程特征的三维模型,在此基础上运用实际的压裂工艺参数对人工缝网进行模拟,最后建立页岩气多级压裂水平井数值模型。目前业界普遍采用斯伦贝谢公司的建模和数模软件,该类软件能够综合考虑地质、地球物理、岩石力学、气藏工程等多种信息源的耦合,通过在三维空间还原气井生产时压力场、应力场的变化模拟井间干扰[9-10]。在北美已经有学者采用较为固定的工作流研究合理井距,包括建模、压裂模拟、产能预测、应力场更新、子井压裂模拟及产能预测个步骤(图4),对Haynesville气田的井距进行优化研究,如可以考虑在不同井距条件下,母井投产后地层先期压降对子井压裂缝网扩展的影响[11-12]

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图4 北美地质工程一体化页岩气井距研究工作流图

3 经济效益评价

3.1 考虑经济效益评价的必要性

与常规气相比,页岩气的产量递减快、开采成本高,最终EUR 的预测存在不确定性。有学者已经从经济可行性的角度对页岩气开发进行了相关研究,提出了最大程度降低成本是页岩气可持续发展的首要任务[13-14]。因此有必要结合经济分析判断合理井距,降低页岩气资源的开发风险。
众所周知,在北美从事页岩气开发的中小型油公司较多,它们主要采用初期大井距后期加密的“滚动开发”模式[15]。北美页岩气的开发理念是“一切以效益为王”,追求单井EUR 最大化的同时更注重经济效益最大化。因此北美的油公司会根据已购买或者租赁区域的面积进行井网调整,开发早期在面积较大的区域用大井距进行整体控制,母井生产~ 4年后再根据气价变化决定加密井距,只要有效益就会不断进行加密。然而国内长宁区块的页岩储层地质工程特征与北美存在差异[16-17],又主要采用一次性井网整体部署的开发模式,这些客观条件要求作业者必须因地制宜,采用地质—工程—经济一体化的工作思路,运用多种方法手段综合论证合理井距,才能确保兼顾产量、效益和采收率。

3.2 经济评价参数

净现值(NPV)和内部收益率(IRR)是国内企业评价项目投资是否具有经济效果的普遍标准,两者通过考虑资金的时间价值来判断项目的资金状况,能够反映投资的有效性和质量高低[18-19]。笔者主要采用内部收益率评价不同井距条件下气井生产的经济效益。内部收益率的表达式为:

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式中IRR 表示内部收益率,若IRR >基准折现率,则项目具有经济效益;CI 表示评价期内页岩气井的现金流入,万元;CO 表示评价期内页岩气井的现金流出,万元;表示评价期,本文取=20 年(与单井EUR 计算截止时间一致)。
现金流入主要为页岩气销售收入,现金流出主要包括投资(钻完井及地面工程费用)、生产成本(操作成本和设备折旧费等)以及相应的税费。本文使用的经济评价基础参数如表所示。

1 宁209 井区页岩气开发经济评价基础参数表

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4 案例应用

4.1 基本情况

209 井区是目前长宁区块的主要建产区,目的层五峰组—龙马溪组的Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于32 ~ 36 m,埋藏深度介于3 000 ~ 3 500 m,压力系数介于1.8 ~ 2.0,属于超压气藏,最小水平主应力介于71 ~ 73 MPa、水平应力差平均为16.7 MPa,天然裂缝较为发育。已实施水平井的平均压裂长度为1 500 m,主体压裂工艺参数如表所示。

表2 宁209 井区主要地质、工程特征参数表

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4.2 平台井组建模

按照“一体化研究工作流”建立宁209 井区平台三维模型,大小为1 700 m×1 400 m×30 m,储量丰度为5.17×108 m3/km2。分别设计23456口井共种井组方案,模拟井距在200 ~ 600 m 时的井间干扰影响(图5)。水平井压裂缝网模拟均采用宁209 井区的平均压裂参数,所有井全部完成压裂后同时投产。

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图5 2~6 口井地质工程一体化数值模型图

4.3 结果分析

种方案模拟得到的井均日产气和EUR的结果。随着井距的缩小,井间干扰程度加重,页岩气井的日产气量逐渐变差,EUR 不断下降。由于200 m 井距的平台模型中有口井,采收率仍然比较高,但更加严重的井间干扰导致200 m 井距6口井的平台采收率比240 m 井距口井的平台更小(图7)。

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图6 不同井距下页岩气井的平均日产气与EUR 曲线图

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图7 不同井距下的页岩气平台采收率对比图
是不同井距预测20 年后的地层孔隙压力分布情况。当井距大于400 m 时,井间仍有剩余储量没有采出;井距为300 m 时,大部分人工裂缝已经连通,但仍然存在储量没有充分采出的区域;井距进一步缩小到240 m 以下,井间干扰变得十分严重,井控范围内的地层压力明显下降,表明井控储量已基本被采出。

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图8 预测20 年页岩气平台地层孔隙压力分布图
种方案模拟计算的EUR 带入公式(1),通过现金流分析就能够获得各方案生产20 年对应的内部收益率,计算结果如图所示。随着井距的增加,同一平台内需要开钻的井数减少,钻完井投资也相应减少,平台生产获得的内部收益率就越大。所以说口井的平台相比于口井的平台,虽然采收率低,但投资也相对减少,经济效益反而更好。从经济效益的角度分析,井距也并非越大越好,而是存在一个临界值,井距一旦超过该临界值,内部收益率的增加就不明显了。本案例计算得到的临界井距在380m,对应的内部收益率为16.9%

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图9 不同井距下页岩气平台生产内部收益率变化曲线图
EUR、采收率和内部收益率随井距的变化绘制在同一张图上(图10)。当井距大于240 m 时内部收益率能够达到8%,整个平台气井生产是有经济效益的,但此时EUR 仍有进一步提升的空间;把井距增大到380 m 时内部收益率达到16.9%,表明经济效益接近最大,但此时平台采收率已经下降至42%。若要兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益,井距控制在330 ~ 380 m 是较为合理的。即最小井距不能小于EUR 和采收率的交点,最大井距不超过临界经济井距的上限。

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图10 宁209 井区合理井距综合分析图版

笔者提出的基于“地质—工程—经济一体化”的页岩气井距研究方法表明,任何一个页岩气藏都不存在“唯一的最佳井距”。地质特征发生变化、工艺技术不断优化,钻完井成本不断下降均会导致最佳井距发生改变。根据当前油公司掌握的最新地质认识、工艺技术水平和经济参数取值,采用地质—工程—经济一体化的思路(图11)可以论证出页岩气井距的可接受范围,根据该井距范围进行页岩气水平井平台部署才是较为合理的。

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图11 页岩气地质—工程—经济一体化井距优化工作流图

5 结论

水平井井距设计对于页岩气开发至关重要,但世界上没有任何两个页岩气藏是完全相同的,地质特征、工程技术存在差异,甚至是气价调整,都会使合理井距发生变化,因此有必要运用地质—工程—经济一体化的思路进行综合研究。
1)井距从500 ~ 600 m 缩小至300 ~ 400 m 后,长宁区块的井间压窜概率逐渐增加,但主要表现为某一段或者某几段压窜,并没有大面积井间窜通,不能仅靠现场压力监测和产量数据变化判断井距是否合适。
2)在北美地质工程一体化工作流的基础上,结合国内经济评价方法综合开展页岩气井距论证,不仅能真实模拟人工压裂缝网窜通后的气井生产效果,又能同时考虑方案的净盈利和平台井数设计是否合理。
3)宁209 井区在当前地质认识和工程技术条件下,兼顾单井EUR、平台采收率以及开发经济效益的合理井距范围为330 ~ 380 m