王國勇 （中石油長城鉆探工程有限公司蘇里格氣田項(xiàng)目部，遼寧盤錦124010）

致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)實(shí)踐與認(rèn)識
——以蘇里格氣田蘇53區(qū)塊為例

王國勇 （中石油長城鉆探工程有限公司蘇里格氣田項(xiàng)目部，遼寧盤錦124010）

以蘇里格氣田蘇53區(qū)塊為例，首先，必須針對蘇里格氣田大面積含氣背景下存在含氣富集區(qū)的典型地質(zhì)特征，開展氣藏精細(xì)地質(zhì)研究，結(jié)合地震檢測成果，預(yù)測含氣富集區(qū)。在此基礎(chǔ)上，針對水平井整體開發(fā)選區(qū)條件，選擇地質(zhì)條件適宜的含氣區(qū)域，開展有效儲層分布規(guī)律研究，選用科學(xué)合理的水平井開發(fā)井網(wǎng)，做好井位優(yōu)選與井位設(shè)計(jì)，通過壓裂改造技術(shù)，整體開發(fā)動用致密砂巖氣藏。形成致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)技術(shù)路線與開發(fā)思路，不斷繼續(xù)升級并延伸應(yīng)用到其他非常規(guī)油氣藏的開發(fā)。

蘇里格氣田；致密砂巖氣藏；水平井；整體開發(fā)

1 基本地質(zhì)特征

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北部，區(qū)域勘探面積4．0×104km2左右。蘇里格氣田呈南北向延伸，其特點(diǎn)為［1～5］：①氣藏受南北向展布的砂體控制，天然氣主要儲集在山西組和下石盒子組分流河道砂體中，含氣砂巖類型主要為辮狀河河道沙壩、邊灘（點(diǎn)壩）砂體。②儲層厚度小，有效砂體展布一般單井氣層厚度不足10．0m，單層厚度小于5．0m，單個(gè)砂體延伸長度小于1000m；直井單井控制儲量有限，單井產(chǎn)量低。③儲層巖性以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，填隙物中泥質(zhì)巖屑含量較高，個(gè)別可達(dá)33%～37%（蘇27井）。④儲集空間以原生粒間孔、殘余粒間孔和溶蝕粒間孔為主，孔隙度為5%～10%，滲透率大多在0．1×10－3μm2以下，儲層物性極差，巖性致密。⑤氣藏基本不受構(gòu)造控制，優(yōu)質(zhì)天然氣儲量分布在氣田中部。⑥上古生界氣藏大部分流體壓力梯度均小于1．0MPa／100m，平均梯度0．87MPa／100m左右。

蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田北部，面積999km2，完鉆評價(jià)井25口，井控程度低，二維地震測線密度1．2km×2．4km。天然氣主要分布在區(qū)塊南部，層位上主要分布在石盒子組盒8段下部（細(xì)劃分為4、5、6號小層），單層氣層厚度不大于5m，氣層分布井段相對集中，是一套薄層泥巖與砂巖互層的含氣復(fù)合砂體，厚度在20～30m之間，平面上疊加連片，局部相對復(fù)雜（圖1）。

2 整體開發(fā)思路

針對氣藏地質(zhì)特征與儲層條件，結(jié)合鄰近區(qū)塊水平井開發(fā)試驗(yàn)成果，在蘇53區(qū)塊南部優(yōu)選蘇53－4井區(qū)作為水平井整體開發(fā)區(qū)域，探索水平井技術(shù)在致密砂巖氣藏整體開發(fā)中的適應(yīng)性與有效性，以指導(dǎo)類似地質(zhì)條件下的氣藏科學(xué)高效開發(fā)。

2．1 區(qū)域優(yōu)選

蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)區(qū)域優(yōu)選，從地質(zhì)條件與開發(fā)技術(shù)角度，必須滿足以下幾個(gè)條件：①地震資料預(yù)測含氣響應(yīng)較好的區(qū)域（圖2）；②砂體厚度大，橫向展布相對穩(wěn)定，含氣砂體相對發(fā)育的區(qū)域；③區(qū)域內(nèi)直井試采效果較好，產(chǎn)水量低；④縱向上儲層集中發(fā)育，減少儲量損失；⑤地質(zhì)條件滿足現(xiàn)有的水平井開發(fā)工程工藝技術(shù)；⑥井位部署能夠覆蓋90%以上區(qū)域，完鉆水平井Ⅰ＋Ⅱ類比例大于90%。

圖1 蘇53區(qū)塊南部盒8段4、5、6小層氣藏剖面圖

依據(jù)上述條件，在區(qū)塊南部優(yōu)選出有利開發(fā)試驗(yàn)區(qū)——蘇53－4井區(qū)。該區(qū)面積124．0km2，天然氣地質(zhì)儲量204．0×108m3，直井資料12口。

圖2 蘇53區(qū)塊南部含氣地震檢測屬性圖

2．2 井網(wǎng)優(yōu)化

結(jié)合地質(zhì)特征與儲層條件及水平井開發(fā)技術(shù)，規(guī)劃如下開發(fā)井網(wǎng)（圖3）。水平段長度1000m，井距600m，水平段方位167°或347°，單井設(shè)計(jì)日產(chǎn)6．0×104m3，穩(wěn)產(chǎn)3年，單井最終累產(chǎn)9757× 104m3。

圖3 蘇53區(qū)塊南部水平井井位部署圖

井網(wǎng)優(yōu)化依據(jù)如下：①水平段長度滿足部署區(qū)域地質(zhì)條件與資料現(xiàn)狀，儲層橫向展布有限，水平段端點(diǎn)設(shè)計(jì)在地震測線附近；同時(shí)，必須結(jié)合鉆井施工能力。②儲層縱向上動用，通過裂縫高度監(jiān)測，壓裂改造縫高可達(dá)到25～30m（圖4），針對儲層分布特征，滿足縱向上儲量動用，避免儲量浪費(fèi)。③裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，縫長300～400m（圖4），水平井井距600m確保了橫向上的儲量動用。④結(jié)合區(qū)域主應(yīng)力情況，方位設(shè)計(jì)盡量保證水平段方向與裂縫方向垂直或高角度斜交。實(shí)際壓裂裂縫監(jiān)測結(jié)果顯示，水平段方位NNW方向適合于壓裂改造。

圖4 蘇里格氣田水平井壓裂裂縫監(jiān)測效果圖

2．3 井位設(shè)計(jì)

蘇里格氣田水平井井位設(shè)計(jì)主要取決于平面上的位置與層位上的設(shè)置。結(jié)合沉積相、砂體分布、氣層分布規(guī)律及壓裂改造工藝技術(shù)條件，主要考慮如下因素：①平面上滿足井網(wǎng)井距的要求，確保儲量均勻動用；②入靶點(diǎn)設(shè)計(jì)必須避開泥巖，根據(jù)井斜及儲層情況，實(shí)時(shí)調(diào)整，在含氣砂巖中入靶；③減少來自巖性與物性相變帶來的風(fēng)險(xiǎn)，確保砂巖鉆遇率，水平段設(shè)計(jì)選擇儲層相對穩(wěn)定的小層；④壓裂改造效果是提高產(chǎn)量的前提，提高波及程度，水平段盡可能選擇在含氣層段中部。

整體開發(fā)中每口水平井設(shè)計(jì)及現(xiàn)場地質(zhì)導(dǎo)向（圖5）必須兼顧上述條件。設(shè)計(jì)以“深化儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析、細(xì)化不同期次儲層描述”為核心，通過地質(zhì)與地震緊密結(jié)合，在河道精細(xì)刻畫、精細(xì)小層對比、目的層段構(gòu)造精細(xì)研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)化水平井軌跡設(shè)計(jì)［6］。

圖5 蘇里格氣田水平井水平段設(shè)計(jì)剖面圖

2．4 儲層改造

蘇里格氣田基本上沒有自然產(chǎn)能，每口氣井必須經(jīng)過壓裂改造，才能獲得天然氣產(chǎn)能。水平井同樣如此，通過對致密砂巖氣藏多段大規(guī)模壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，提高儲量動用程度，最大限度地減少儲層污染，實(shí)現(xiàn)提高單井產(chǎn)量的目的［7］。蘇里格氣田水平井主要采用裸眼封隔器完井滑套多級壓裂改造工藝技術(shù)。設(shè)計(jì)考慮到施工壓力高、壓裂技術(shù)多、壓裂規(guī)模大、儲層物性差等難點(diǎn)因素。

目前，蘇53區(qū)塊水平井通過裸眼分段壓裂，投產(chǎn)率達(dá)到100%。

3 開發(fā)實(shí)施效果

目前，完鉆投產(chǎn)水平井38口，天然氣日產(chǎn)能力超過300×104m3，形成了年產(chǎn)10．0×108m3的生產(chǎn)規(guī)模，開發(fā)效果顯著：①隨著地質(zhì)認(rèn)識加深，鉆探工程能力的增強(qiáng)，水平段長度逐年增加，2010年水平段長度868m，2011年達(dá)到1049m。②精細(xì)地質(zhì)研究成果結(jié)合于現(xiàn)場地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，有效儲層鉆遇率逐步提高，2011年砂巖鉆遇率89．99%，有效儲層鉆遇率63．60%，分別較2010年提高3．42%和9．51%。③天然氣產(chǎn)量超出方案設(shè)計(jì)指標(biāo)，2010年投產(chǎn)水平井平均日產(chǎn)8．9×104m3，2011年投產(chǎn)水平井平均日產(chǎn)12．56×104m3。④通過氣藏工程方法研究，開發(fā)指標(biāo)日趨科學(xué)。水平井整體開發(fā)的關(guān)鍵是提高單井產(chǎn)量，提高氣藏采收率，降低開發(fā)投入。而評價(jià)關(guān)鍵指標(biāo)就是單井累計(jì)采氣量。通過氣藏工程方法預(yù)測2010年投產(chǎn)18口水平井平均累計(jì)采出氣量10878×104m3，高于開發(fā)方案指標(biāo)要求。例如，蘇53－78－46H井是第2口投產(chǎn)的水平井，生產(chǎn)了534d后，日產(chǎn)氣9．8×104m3，套壓10．8MPa，累產(chǎn)氣6112×104m3，預(yù)測累產(chǎn)氣19736×104m3。⑤通過2年的水平井開發(fā)，無論是靜態(tài)上的區(qū)域潛力評價(jià)，還是動態(tài)上的開發(fā)指標(biāo)預(yù)測，蘇53－4井區(qū)完全可以利用水平井整體開發(fā)，實(shí)現(xiàn)建成10．0×108m3／a天然氣生產(chǎn)規(guī)模并穩(wěn)產(chǎn)10年以上的開發(fā)目標(biāo)。

蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)效果與經(jīng)濟(jì)指標(biāo)十分顯著，是蘇里格氣田目前唯一的水平井整體開發(fā)建產(chǎn)的區(qū)塊。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）準(zhǔn)確把握致密氣藏賦存的客觀規(guī)律，實(shí)現(xiàn)科學(xué)高效開發(fā)。大面積含氣背景下存在富集區(qū)是蘇里格氣田典型的地質(zhì)特征，儲層存在極強(qiáng)的非均質(zhì)性，有效開發(fā)難度較大。含氣富集區(qū)局部儲層卻具有相對的穩(wěn)定性和規(guī)律性，準(zhǔn)確把握這一規(guī)律優(yōu)勢，通過大量前期開發(fā)試驗(yàn)，取得相關(guān)數(shù)據(jù)資料，選擇水平井整體開發(fā)模式，改善氣田開發(fā)效果。

2）初步形成水平井整體開發(fā)技術(shù)體系，明確了關(guān)鍵技術(shù)。經(jīng)過4年的前期水平井開發(fā)試驗(yàn)及2年的整體開發(fā)建設(shè)，已經(jīng)初步形成開發(fā)技術(shù)體系。地質(zhì)選區(qū)選井技術(shù)基本成熟，特別是井位優(yōu)選與水平井設(shè)計(jì)技術(shù)；地質(zhì)、工程工藝設(shè)計(jì)體現(xiàn)了氣藏儲量最大動用的開發(fā)理念；工程技術(shù)實(shí)現(xiàn)鉆井提速，改造技術(shù)攻關(guān)提高了單井產(chǎn)量；水平井開發(fā)動態(tài)規(guī)律研究理念與方法逐步形成。

3）推進(jìn)水平井整體開發(fā)，必須完善深化選區(qū)選井地質(zhì)思路。蘇里格氣田自身復(fù)雜的地質(zhì)條件在一定程度上限制了大面積推廣水平井整體開發(fā)；地質(zhì)認(rèn)識、開發(fā)思路時(shí)刻保持與工程技術(shù)進(jìn)步相同步，不斷豐富完善選區(qū)選井地質(zhì)條件并進(jìn)一步深化，擴(kuò)大整體開發(fā)規(guī)模；工程技術(shù)也必須適應(yīng)地質(zhì)認(rèn)識和開發(fā)理念的變化，不斷自我完善并引進(jìn)、集成新型工藝技術(shù)。

4）致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)技術(shù)路線與開發(fā)思路，可以繼續(xù)升級，延伸應(yīng)用到其他非常規(guī)油氣藏的開發(fā)。

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［4］李建奇，楊志倫，陳啟文，等．蘇里格氣田水平井開發(fā)技術(shù)［J］．天然氣工業(yè)，2011，31（8）：60～64．

［5］祝金利，艾芳，王繼平，等．蘇里格氣田蘇10區(qū)塊優(yōu)化布井技術(shù)［J］．天然氣工業(yè)，2007，27（12）：111～113．

［6］何光懷，李進(jìn)步，王繼平，等．蘇里格氣田開發(fā)技術(shù)新進(jìn)展及展望［J］．天然氣工業(yè)，2011，31（2）：12～16．

［7］張應(yīng)安．松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現(xiàn)場實(shí)踐［J］．天然氣工業(yè)，2011，28（增刊2）：14～17．

［編輯］ 蕭 雨

TE375

A

1000－9752（2012）05－0153－05

2012－02－22

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（50974128）。

王國勇（1968－），男，1991年中國地質(zhì)大學(xué)畢業(yè)，碩士，高級工程師，現(xiàn)主要從事天然氣開發(fā)地質(zhì)與氣藏工程研究和管理工作。