中原油田分公司勘探开发科学研究院
 
          二零零九年二月

摘 要
普光气田具有埋藏深、含气井段长、气层非均质性强、气水关系复杂等特点，2006年在完钻10口评价井的基础上编制了“普光气田120亿/年产能开发方案”。为确保气田安全、高效开发，以“多打优质井，培育高产井”为目标，充分应用新完钻井资料及时跟踪分析，采用新技术、新方法，不断深化气藏沉积微相、储层展布和气水关系等地质认识，并强化了技术经济政策、井型优选及长井段产能预测等开发关键技术研究，及时调整优化开发方案和井位设计，使普光气田主体开发井数减少12口，单井产量平均提高10万方/天。目前已完钻开发井33口，单井平均钻遇气层251.6m（垂厚），预测符合率达83.5%；先期试气投产的9口开发井均获得高产气流，测试无阻流量348～705万方/天，超过了方案设计指标。
一、及时应用取芯、测井等新资料，加强气田地质跟踪研究
普光气田为超深层、带边底水的构造-岩性高含硫气藏，具有埋藏深，含气井段长，储层非均质性强、气水关系复杂、地层压力高等特点。按照“少井、高产、降低投资”的原则，在“普光气田120亿/年产能开发方案”的基础上，充分应用新完钻井资料，新方法，及时跟踪研究气田构造、沉积微相、储层展布和气水关系，不断深化地质特征，为开发方案和井位设计优化提供了重要依据。
1、采用模式聚类法建立测井相—岩相对应关系，细化沉积微相研究
普光气田沉积环境变化大，储层分布主要受沉积微相和成岩作用控制。前期对沉积相的认识仅局限在大相带的划分上，不能满足井位设计的需要。为此，研究了模式聚类数学方法进行岩相识别，进一步细化了沉积微相，其研究思路和方法是：首先通过取心观察、薄片鉴定，根据不同沉积环境形成的不同岩相在各种测井上出现的响应差别，优选具有代表性的岩相测井曲线特征值，建立16种岩相的电性特征值图版（图1），形成测井相—岩相聚类中心模式（图2）；再通过数理统计聚类分析建立起测井岩相的数学模型，根据误差判断将电相剖面转化为测井岩相剖面；然后建立沉积岩相纵横相骨干剖面（图3），结合地震相横向展布结果，研究沉积微相展布。
该方法建立的测井相和岩相关系模型，具有应用参数多、岩相细分、定量化程度高等特点，识别结果与取芯剖面对比精度达到87%。沉积微相研究结果，长兴组礁体主要发育在普光6－普光5—普光8井一带，呈点状分布，改变了原来对生物礁整体连片的认识；飞仙关组自下而上滩体范围逐渐向东、向北扩大，各种微相交错发育，但整体范围比原认识减小。

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三、根据研究新成果，不断优化气田开发方案部署和井位设计
1、普光气田主体开发井数减少12口，单井产量平均提高10万方/天
在“普光气田120亿方/年产能开发方案”基础上，依据新井实施取得地质新认识，按照“少井、高产、降低投资”的原则，对普光气田主体开发井位部署和井型进行优化。其思路是：一是考虑气田开发经济效益，单井钻遇气层厚度或控制地质储量达不到技术经济界限的井不实施；二是考虑边底水对气田开发影响，构造低部位气水边界附近开发井位应适当减少，或改为水平井；三是考虑气田整体开发规模，在气层厚度大、储量丰度高的区块可适当加密井位。
针对普光气田主体目前构造特征、储层展布、气水关系、储量落实情况等，分普光3块、普光2块构造低部位、普光2块西南相变带、普光2块储量富集区等4个井区对井位进行优化调整。
优化结果，普光3块由于气水界面比原认识提高100m，天然气地质储量减少，已实施的2口开发井完全能控制该块储量，提出3口井不实施；普光2块西南相变带，储层预测厚度薄，达不到厚度、井控储量经济界限，提出2口井不实施；普光2块构造低部位气水边界附近气层厚度薄，测算井控储量在5.5-25.8亿方，达不到井控储量界限。同时，考虑到气田储层连通性较好，这部分储量可以通过高部位生产井逐步动用，因此提出8口井不实施，探井普光101井不利用；考虑气田整体开发规模，在气层厚度大、储量丰度高的区块适当加密井位。优选在普光2、6井区各加密1口井，井距仍保持在800m左右，预计单井钻遇气层厚度可达300-480m。
整体上，经过对气田主体井位部署、井型的优化，使开发指标进一步优化，开发效益大幅度提高。开发井数由52口优化为40口，减少12口，平均单井产能由70万方/天提高到80万方/天，预测期末采出程度由65.5%提高到70%。
2、围绕“钻遇优质储层、培育高产气井”，优化井位设计
在整体方案部署指导下，根据储层展布预测结果，分批开展气井优化设计。优化设计中主要考虑三个方面的因素：一是优先设计构造高部位气层厚度大，储量丰度高的井；二是井位设计目的层以飞仙关组为主，兼顾长兴组；三是综合构造、储层展布、井控储量等研究结果，优化井型和井轨迹，特别是靶点位置、井斜角、水平段长度等，尽可能多地钻遇厚储层，尤其是多钻遇Ⅰ、Ⅱ类优质储层。
如原方案部署的普光304-1井为一口直井，结合跟踪储层预测及气水关系研究结果，进一步明确了气田西南相变带附近气层厚度较薄且主要以Ⅲ类储层为主，原设计直井达不到开发技术经济界限，优化设计为一口大斜度井,2008年2月完钻，钻遇气层厚度166.3m，比原设计多钻近80m气层；普光202-2井原是方案部署的一口斜井，根据跟踪储层预测结果，从普光2井向普光202-2井储层厚度减薄，厚度处于经济界限附近，将该井优化设计为水平井，设计最大位移950m，水平段470m，2008年1月完钻，钻遇气层厚度602.2m，比大斜度井多钻遇气层厚度近400m，为提高单井产能打下基础。