李 建，張金武.

(中國石油集團長城鉆探工程有限公司 遼寧盤錦 124010)

蘇里格氣田區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，為東北向西南方向傾斜的單斜構(gòu)造，是典型的“低壓、低滲、低豐度”氣藏[1]。儲層為沖積背景下的辮狀河沉積體系，主力產(chǎn)氣層段為二疊系石盒子組盒8段及山西組山1段，砂體規(guī)模小、橫向變化快、非均質(zhì)性強，具有單井控制儲量低、產(chǎn)量遞減快的特點[2]。蘇10、蘇11、蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的中北部，共投產(chǎn)氣井1 000口以上，其中日產(chǎn)低于0.5×104m3/d的直叢井超500口。為加強老井挖潛，提高單井累產(chǎn)氣量，區(qū)塊率先在低產(chǎn)、停產(chǎn)井中開展調(diào)層措施，實現(xiàn)氣井增產(chǎn)增效。

1 調(diào)層的地質(zhì)基礎(chǔ)

調(diào)層技術(shù)是在深化地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，針對老井挖潛所采取的進攻型措施[3]；當(dāng)氣井生產(chǎn)至低產(chǎn)、停產(chǎn)狀態(tài)時，將原生產(chǎn)層位封堵，并重新篩選縱向上未動用的有效儲層進行射孔、壓裂，二次開發(fā)，以充分動用剩余儲量，實現(xiàn)氣井增產(chǎn)[4]。蘇里格氣田砂體為多期河道疊加沉積，縱向上發(fā)育多期儲層，為調(diào)層措施的開展提供了地質(zhì)條件[5]。調(diào)層實施的潛力層位可分為主力氣層和非主力氣層。

1.1 主力氣層

氣田的主力氣層段為盒8段及山1段，導(dǎo)致其未動用的原因主要有三個方面：氣田開發(fā)初期由于分段壓裂工藝不成熟、部分相隔較遠主力氣層無法實現(xiàn)分壓合采[6]；對某一層位進行地質(zhì)認識或產(chǎn)能評價，采取單壓單采的方式，而將剩余層段遺留；具有含水特征，為不影響其他層位生產(chǎn)暫未動用，后期通過測井二次解釋或氣水綜合識別重新認識達到可開發(fā)標(biāo)準(zhǔn)的含氣層段。

1.2 非主力氣層

氣井鉆遇的盒1段至盒7段、山2段、太原組、本溪組等非主力氣層物性及含氣性總體比主力氣層差，普遍動用程度較低[7]。隨著認識加深，部分非主力氣層達到可開發(fā)標(biāo)準(zhǔn)，為氣井調(diào)層提供了基礎(chǔ)。

2 調(diào)層工程工藝

老井調(diào)層措施采取的作業(yè)工藝有封下采上或封上采下兩種。封下采上封堵原層位方式一般有注灰、填砂加橋塞、填砂加封隔器(圖1)；封上采下封堵原層位方式一般采用封隔器或注灰后鉆灰塞[8](圖2)。由于調(diào)層井的原層位多已泄壓或者高產(chǎn)水，所以原生產(chǎn)層位與目的層在井筒以及地層之間是否有效封隔，是影響調(diào)層效果的重要因素[9]。

圖1 封下采上井身結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Well structure diagram of Sealing the lower layer and developing upper layer

圖2 封上采下井身結(jié)構(gòu)圖Fig.2 Well structure diagram of Sealing the upper layer and developing lower layer

3 調(diào)層選井思路

老井調(diào)層措施集中在低產(chǎn)停產(chǎn)井中，一般選取日產(chǎn)小于0.3×104m3/d，壓力小于5 MPa的井開展，實施前首先根據(jù)測井解釋成果在老井中篩選出具有一定厚度的未動用儲層，再綜合錄、測井資料進一步對未動用儲層的物性、含氣性進行評價，做控制儲量計算及產(chǎn)能預(yù)測，優(yōu)先實施預(yù)測結(jié)果好的井[10]。調(diào)層井篩選新目的層與老層之間固井質(zhì)量優(yōu)良，并且具有一定厚度的泥巖隔層，須針對儲層及泥巖發(fā)育情況做連井剖面分析，避免泥巖隔層太薄新老層在壓裂時溝通，新層泄壓或受老層產(chǎn)水影響，造成調(diào)層效果不好；同時防止已動用和未動用儲層在遠井地帶疊置自然連通，未動用儲層已泄壓的情況[11]。

4 調(diào)層實施情況及生產(chǎn)效果分析

4.1 調(diào)層實施情況

三個區(qū)塊自2010年起開展調(diào)層施工，目前實施41口，調(diào)層有效33口，措施有效率80.5%。單井平均動用氣層厚度5.9 m、含氣層厚度2.5 m，其中調(diào)

至主力氣層33口、非主力氣層8口，新調(diào)層位盒8+山1段合采增產(chǎn)效果最好，其次為盒4及盒8段單采。措施前單井平均套壓4.61 MPa，日產(chǎn)0.18×104m3/d；措施后單井平均套壓15.98 MPa，日產(chǎn)0.90×104m3/d；目前單井平均套壓4.95 MPa，日產(chǎn)0.43×104m3/d，單井平均增產(chǎn)346×104m3/d，增產(chǎn)效果明顯。

4.2 生產(chǎn)效果分析

氣井調(diào)層后生產(chǎn)效果相比新井稍差，原始壓力及初期日產(chǎn)相比新井低。根據(jù)調(diào)層井的生產(chǎn)效果可將其分為三類，主要以Ⅱ類及Ⅲ類井為主，占比達84.8%(表1)。

表1 歷年調(diào)層井實施情況統(tǒng)計表Table 1 Statistical table of implementation of layer-adjustment wells over the years

Ⅰ類調(diào)層井5口，措施后連續(xù)生產(chǎn)3年以上，初期套壓20 MPa，日產(chǎn)1.8×104m3/d，平均壓降速率0.02 MPa/d；生產(chǎn)三年后套壓8 MPa左右，日產(chǎn)0.6×104～0.8×104m3/d(圖3)，平均增產(chǎn)1 609×104m3，產(chǎn)量遞減法預(yù)測最終增產(chǎn)氣2 242×104m3。

Ⅱ類調(diào)層井10口，措施后連續(xù)生產(chǎn)1年以上，初期套壓13 MPa，日產(chǎn)1.1×104m3/d，平均壓降速率0.03 MPa/d；后期套壓穩(wěn)定在6 MPa左右，日產(chǎn)0.2×104～0.4×104m3/d(圖4)，平均增產(chǎn)572×104m3，預(yù)測最終增產(chǎn)氣844×104m3。

圖3 Ⅰ類調(diào)層井生產(chǎn)曲線圖Fig.3 Production curve of class I layer-adjustment wells

圖4 Ⅱ類調(diào)層井生產(chǎn)曲線圖Fig.4 Production curve of class II layer-adjustment wells

Ⅲ類調(diào)層井18口，措施后多間開生產(chǎn)，初期套壓12 MPa，日產(chǎn)0.65×104m3/d；三年后套壓4～5 MPa，日產(chǎn)0.1×104～0.2×104m3/d(圖5)，平均增產(chǎn)245×104m3，預(yù)測最終增產(chǎn)氣365×104m3。

圖5 Ⅲ類調(diào)層井生產(chǎn)曲線圖Fig.5 Production curve of class III layer-adjustment wells

5 影響因素分析

5.1 氣層厚度及含氣性

圖6 調(diào)層井動用儲層厚度統(tǒng)計圖Fig.6 Statistical chart of reservoir thickness used inlayer-adjustment wells

統(tǒng)計Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類調(diào)層井動用儲層厚度發(fā)現(xiàn)：Ⅰ類調(diào)層井平均動用氣層厚度8.75 m、Ⅱ類為5.93 m、Ⅲ類為4.66 m呈逐漸降低趨勢(圖6)，做氣層厚度與增產(chǎn)氣量交會圖，兩者基本符合正相關(guān)性(圖7)，說明調(diào)層新動用氣層厚度是影響生產(chǎn)效果的主要因素。錄井全烴氣測值能定性反應(yīng)儲層的含氣性，但地層生烴能力一定時，當(dāng)砂體厚度超過一定臨界值，天然氣充注不飽滿，氣測值常表現(xiàn)更低[12]。統(tǒng)計Ⅰ類調(diào)層井全烴氣測值為17%、Ⅱ類為31%、Ⅲ類為25%，不滿足規(guī)律遞減關(guān)系，且氣測值與增產(chǎn)氣量的相關(guān)性亦無明顯規(guī)律，說明氣測值高低不是影響調(diào)層效果的決定因素，但發(fā)現(xiàn)氣測值小于10%的儲層，措施有效率低(圖8)。因此為降低風(fēng)險，調(diào)層選井優(yōu)先實施可調(diào)氣層厚度達到Ⅲ類井平均氣層厚度4.5 m以上，全烴氣測值>10%的氣井，且為避免高產(chǎn)水儲層電阻率須高于20 Ω·m；部分措施無效井表現(xiàn)為新調(diào)層位較薄，壓裂后不返，因此新調(diào)氣層厚度小于3 m時謹慎實施。

圖7 調(diào)層井動用氣層厚度與增產(chǎn)氣量交會圖Fig.7 Cross plot of thickness of gas reservoir and increase of gas production in layer-adjustment wells

圖8 儲層氣測值與累產(chǎn)交會圖Fig.8 Cross plot of gas logging value and cumulative production

5.2 儲層縱橫向分布

調(diào)層選井過程需對未動用儲層的橫向展布縱向分布做連井剖面分析，避免調(diào)層至孤立砂體、控制儲量低而導(dǎo)致生產(chǎn)效果不好[13]；蘇11-xx-01于2015年由盒8加山1段生產(chǎn)調(diào)至山2段新層生產(chǎn)，新層有效氣層厚度4.6 m，但連井剖面顯示為孤立砂體，儲層到鄰井時已尖滅，調(diào)層后初期套壓13 MPa、日產(chǎn)0.6×104m3/d，目前套壓5 MPa，日產(chǎn)0.2×104m3/d、措施后一直間開生產(chǎn)、增產(chǎn)效果較差。

5.3 泥巖隔層厚度及壓裂控制

通過對壓裂縫高的研究，在排量一定的情況下，縫高與地應(yīng)力差及壓裂目的層厚度成反向關(guān)系[14]。蘇里格地區(qū)地應(yīng)力差剖面解釋為8～12 MPa，壓裂單層厚度在2～10 m，要實現(xiàn)分層壓裂所需隔層厚度的模擬值多在5～10 m(圖9)，因此要確保新老層不受壓裂溝通影響，泥巖隔層所需厚度可根據(jù)模擬值預(yù)估，或盡量大于10 m。另外可根據(jù)泥巖隔層發(fā)育條件優(yōu)化壓裂設(shè)計控制逢高[15]，對于隔層遮擋條件差的井，壓裂施工排量控制在1.8～2.5 m3/min，以降低新老層壓竄的風(fēng)險；對于隔層條件好、厚度大的井施工排量控制在3.5 m3/min左右；同時調(diào)層井由于地層壓力相對低，壓裂施工過程采取全程注氮，以促進壓后返排[8]。

圖9 分層壓裂隔層厚度模擬圖Fig.9 Simulation diagram of interval thickness of separate layers fracturing

5.4 鄰井生產(chǎn)情況及井距要求

新調(diào)層位需與鄰井對應(yīng)層做對比，結(jié)合鄰井生產(chǎn)情況，對比生產(chǎn)特征，落實儲層產(chǎn)能，避免低產(chǎn)或出水層，同時須與鄰井做空間距離位置分析，確保壓裂點井距在500 m以上，防止與鄰井壓裂竄層。

6 調(diào)層井經(jīng)濟評價及應(yīng)用前景

歷年調(diào)層單井平均費用約156萬元，目前調(diào)層井平均增產(chǎn)氣346×104m3，單井平均利潤82萬元；用產(chǎn)量遞減法預(yù)測最終增產(chǎn)氣為499×104m3，預(yù)計最終單井利潤187萬元，經(jīng)濟效益明顯。蘇里格氣田主力氣層雖動用程度高，但發(fā)育產(chǎn)氣層段多，未動用有效氣層亦分布廣，且調(diào)層效果相對好。非主力氣層盒3、盒7、山2段相對發(fā)育，平均有效氣層厚度大于5 m，鉆遇井?dāng)?shù)比列高，普遍動用程度低，為調(diào)層提供了廣闊的應(yīng)用前景。

7 結(jié)論

(1)蘇里格氣田縱向上河道疊加沉積，發(fā)育多期儲層，為調(diào)層措施開展提供了適宜地質(zhì)條件。

(2)41口調(diào)層井平均增產(chǎn)氣346×104m3，根據(jù)生產(chǎn)效果可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類，分別預(yù)計增產(chǎn)2242×104m3、 844×104m3、 365×104m3，經(jīng)濟效益明顯。

(3)調(diào)層井生產(chǎn)效果主要受動用氣層厚度，含氣性，儲層縱橫向發(fā)育情況，新老層間泥巖隔層條件，壓裂施工等多因素決定；建議優(yōu)選可調(diào)氣層厚度大于4.5 m，氣測值高于10%，電阻率大于20 Ω·m，隔層厚度大于10 m的低產(chǎn)、停產(chǎn)井實施。

(4)氣田未動用主力氣層分布較廣，非主力氣層盒3、盒7、山2段相對發(fā)育且動用程度低，調(diào)層技術(shù)具有廣闊的應(yīng)用前景。