蘇里格氣田水平井整體開發技術優勢與條件制約——以蘇53區塊為例

王國勇

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

蘇里格氣田水平井整體開發技術優勢與條件制約
——以蘇53區塊為例

王國勇

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

蘇里格氣田是典型的低滲、低壓、低豐度巖性氣藏，單井產量低，建井數量多，直井開發經濟效益較差。為提高單井產量，改善氣田開發效果，進一步提高開發效益，轉換開發方式，開展氣藏水平井開發技術攻關，取得了階段性成果。在蘇53區塊開展水平井整體開發試驗，利用水平井整體開發建成10.0×108m3/a天然氣生產能力，是蘇里格氣田唯一的水平井整體開發建設的區塊。由于受到氣藏埋藏深、儲層非均質性強、氣水關系復雜、經濟技術條件等因素影響，繼續擴大氣田水平井整體開發規模受到制約。通過有利條件與不利因素的分析研究，可以促進水平井整體開發技術的推廣，更多地應用于類似氣藏的開發。

蘇里格氣田;水平井;整體開發;技術優勢;條件制約

引 言

近年來，水平井技術逐漸成為提高油氣田單井產量及開發效益最有效的技術手段。水平井技術之所以能夠在國內外得到廣泛應用，主要得益于其具有較好的投入產出比。目前，國外水平井鉆井成本為直井的1.2～2.0倍［1］。國內天然氣開發對象比較趨復雜，水平井開發成本一般為直井的2.0～2.5倍［2］。蘇里格氣田是目前中國陸上最大的氣田，以“低壓、低滲、低豐度”而著稱，氣田開發面臨井位優選難度大、單井產量低、穩產期短、經濟開發難度大等諸多問題。為提高單井產量和氣田整體開發效果，開發伊始就進行了大量的水平井開發技術攻關，取得了階段性成果。在蘇53區塊開展水平井整體開發試驗，結合水平井開發技術，針對儲層特征，優選有利開發區域，優化井網井位部署，整體建成一定天然氣生產能力，并實現長期穩產。目前，蘇53區塊是蘇里格氣田唯一的水平井整體開發建產區塊。

1 基本地質特征

1.1 大面積含氣，儲量豐度低

鄂爾多斯盆地晚古生代盆地沉積了一套海陸交互及陸相碎屑巖為特點的沉積組合，石炭—二疊系下部煤巖與暗色泥巖屬優質烴源巖，發育于氣源巖之上的河流—三角洲相砂巖構成了上古生界的主要儲集巖體。蘇里格地區上古生界位于有利生烴中心，發育大面積展布的河流—三角洲沉積砂體，區域封蓋保存條件良好，有利于大型巖性氣藏的形成與富集［3－5］。氣田勘探面積約為4.0×104km2，2001年至今，氣田累計探明 (含基本探明)天然氣儲量2×1012m3以上，成為中國最大的天然氣田。根據目前的勘探開發情況分析，氣田上古生界多層系含氣，豐度多為0.8×108～1.5×108m3/km2，儲量豐度與同類型氣田相比明顯偏低，平面上差異較大，屬于典型的低豐度—特低豐度氣田。

1.2 儲層低孔、低滲

蘇里格氣田主力層二疊系盒8段、山1段儲層形成于沖積背景下的河流沉積體系，河道內部結構復雜，隔夾層發育，非均質性極強。

對氣田范圍內93口取心井氣層段巖心分析統計表明，孔隙度為5% ～12%，平均為8.69%;滲透率為0.1×10－3～2.0 ×10－3μm2，平均為 0.733 ×10－3μm2。各區塊之間存在一定差異，中區總體上好于西區和東區(表 1)［6］。

表1 蘇里格氣田物性分析對比

1.3 氣層厚度小，單井產量低

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，砂體類型主要為辮狀河河道沙壩、邊灘(點壩)砂體。儲層厚度小，有效砂體的展布，平面上疊加連片，局部相對復雜。一般單井氣層厚度不足10.0 m，單層厚度小于5.0 m，多數為2.0～3.0 m，單個砂體延伸長度小于 1 000 m［7］。

直井單井控制儲量有限，單井產量低。氣井試氣成果表明，蘇里格氣田除少數井無阻流量大于10×104m3/d外，超過90%的氣井無阻流量小于10×104m3/d，且其中約1/2的氣井無阻流量小于4×104m3/d，屬于低產氣藏。同時，氣井生產動態表明，氣井產量低，直井平均單井產量為1.0×104m3/d 左右，且穩產能力較差［6］。

1.4 區帶間差異大，地質條件多樣，開發難度各異

蘇里格氣田范圍廣，不同區帶之間成藏控制因素存在一定的差異，使得不同區帶儲層特征存在明顯的不同。根據目前的勘探開發認識，蘇里格氣田中區主要為石英砂巖儲層，烴源巖發育，天然氣較為富集，為最有利的開發區帶，已經大面積開發;東區烴源巖發育，但儲層主要為巖屑砂巖，泥質含量高，受成巖作用影響儲層普遍致密，但多層系含氣;西區儲層發育特征與中區類似，儲層條件較好，但烴源巖發育較差，局部富水。

2 整體開發實例

2.1 開發進展

2.1.1 開發部署

蘇53區塊位于氣田北部，區塊面積為999 km2，完鉆評價井25口，全覆蓋1.2 km×2.4 km，二維地震測線1 276 km。蘇53－4井區面積為124.0 km2，天然氣地質儲量為204.0×108m3，直井資料有12口。結合地質特征與儲層條件及水平井開發技術，規劃水平井開發井網。動用含氣面積為110.2 km2，部署水平井122口，建成10.0×108m3/a天然氣生產能力，穩產10 a。水平段長度為1 000 m，井距為600 m，水平段方位為167°或347°，單井日產氣設計為6.0×104m3/d，穩產3 a，單井最終累計產氣9 757×104m3。

2.1.2 井位設計

水平井井位設計主要取決于平面上的位置與層位上的設置。結合沉積相、砂體分布、氣層分布規律及壓裂改造工藝技術條件，主要考慮如下因素:①平面上滿足井網井距的要求，確保儲量均勻動用;②入靶點設計必須避開泥巖，根據井斜及儲層情況，實時調整，在含氣砂巖中入靶;③減少來自巖性與物性相變帶來的風險，確保砂巖鉆遇率，水平段選擇在儲層相對穩定的小層;④縱向上水平段選擇在開發層系的中部，提高波及程度，改善壓裂效果。

整體開發中，每口水平井設計及現場地質導向必須兼顧上述條件(圖1)。設計以“深化儲層內部結構分析、細化不同期次儲層描述”為核心，通過地質與地震緊密結合，在河道精細刻畫、精細小層對比、目的層段構造精細研究的基礎上，優化水平井軌跡設計［8］。

2.2 實施效果

蘇53區塊2010年開始投入水平井整體開發，按照方案設計，2 a內完鉆投產水平井50口，建成天然氣生產能力10.0×108m3/a。相對于直井開發，水平井開發井數減少了83.3%，開發投入減少50.0%(3口直井費用相當于1口水平井)。

目前，區塊完鉆投產水平井30口，天然氣日產能力突破 300×104m3/d，形成了年產 10.0×108m3/a的生產規模，開發效果顯著:①隨著地質認識加深，鉆探工程能力的增強，水平段長度逐年增加，2010年水平段長度為836 m，2011年達到1 012 m;②精細地質研究成果結合于現場地質導向技術，有效儲層鉆遇率逐步提高，2011年砂巖鉆遇率為89.99%，有效儲層鉆遇率為63.60%，較2010年提高3～5個百分點;③天然氣產量超出方案設計指標，2010年投產水平井平均日產氣為8.9×104m3/d，2011年投產水平井平均日產氣為12.56×104m3/d，開發效果較好。④積累了低滲砂巖氣藏水平井整體開發經驗，初步形成相關配套技術。

圖1 蘇里格氣田水平井水平段設計剖面

3 技術優勢與條件制約

3.1 技術優勢

3.1.1 精細地質研究，富集區篩選技術逐步完善

富集區篩選技術是蘇里格氣田規模開發取得成功的關鍵技術之一。傳統的選區布井技術立足于預測砂體，而蘇里格氣田砂體和儲層并不統一，井位部署遇到了困難。富集區篩選技術將地震、地質緊密相結合，將有效儲層預測作為核心，通過“地震找氣體，地質找砂體”預測理念，極大地提高了含氣富集區預測準確率，為水平井開發選區與井位優選奠定了基礎。

3.1.2 開發理念明晰，水平井部署思路滿足開發需要

堅持效益優先的原則進行水平井部署選區;堅持在地質條件滿足的有利區進行水平井部署選井;堅持在含氣砂體發育且縱向上相對集中，儲量落實，直井單井產量高的層系選層;合理優化井網井距，水平段方位與主應力方向相匹配，減少儲量浪費;持續開展水平井攻關與試驗，完善水平井開發配套技術，提高單井產量，提升蘇里格氣田水平井開發水平。

3.1.3 快速鉆井技術使鉆井周期大幅度縮短

蘇里格氣田氣藏埋藏深，巖石可鉆性差，初期水平井鉆井周期都在0.5 a以上。規模開發以來，通過井身結構優化技術、水平段PDC鉆頭選型、優化鉆井參數，同時，深化地質認識，逐步取消導眼鉆井，鉆井周期已經控制在50 d以內。

3.1.4 壓裂增產技術使水平井產量大幅度提高

蘇里格氣田基本上沒有自然產能，每口井必須經過壓裂改造才能獲得天然氣產能。水平井同樣如此，通過對低滲砂巖氣藏多段大規模壓裂改造，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，實現提高單井產量的目的［9］。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。2009年起開始應用此技術，水平井獲得高產，從此揭開水平井規模開發的序幕。

3.2 條件制約

雖然該區已開始較大規模采用水平井開發，但是，由于在地質條件、工程成本、工藝技術、開發思路等方面存在局限，大面積推廣仍舊受到制約。

3.2.1 地質條件復雜，水平井整體開發受限

蘇里格氣田具有非均質性極強的特征，即使在含氣富集區內同樣存在相對低豐度區，能夠滿足水平井整體開發條件的區域相當有限。制約因素主要有3點:①低豐度區域。按照目前開發技術和成本指標，水平井在儲量豐度小于1.2×108m3/km的區域開發經濟上不合理，而直井在1.0×108m3/km左右的區域完全可以開發;②泥巖夾層多。按照目前研究成果與現場試驗，1套水平井開發層系，泥巖夾層平均厚度大于1.0 m，平均層數大于3層，水平井鉆井成功率較低，滿足不了整體開發區域的要求;③富水區或臨界區。根據目前研究成果［10］，蘇里格氣田地層水賦存狀態主要為高束縛水、層間水以及局部滯留水。

目前，氣田中區已經大面積開發建產，剩余區域地質條件較差，水平井整體開發對象日趨復雜。只有加強地質研究，深化地質認識，明確開發思路，應用先進技術，才能有針對性開發氣藏。

3.2.2 工程成本過高，特殊條件下地質目的實現難度大

天然氣開發對象日趨復雜，提高水平井鉆井技術，也必須控制水平井開發成本。從經濟角度出發，針對蘇里格氣田特殊的地質條件，對水平井鉆井技術要求相對較高。例如需要多套儲層的深層分支井技術以及薄儲層的長水平段鉆井技術等。此外，對水平井欠平衡鉆井、氣體鉆井、低損害鉆井液鉆水平段等鉆井技術還需要作進一步研究。

3.2.3 改造技術單一，施工工程中風險尚存

目前，氣田大面積應用的裸眼封隔器分段壓裂技術僅限于裸眼完井的水平井。改造技術具有如下缺陷:一是由于壓裂管串一次性入井，一個環節出問題，將無法彌補，后續工作無法開展;二是現有壓裂分段設計是否合理尚需論證，壓裂參數也需要進一步優化;三是目前的完井壓裂改造方式無法適應氣田的越發復雜特殊的地質條件。

隨著水平井整體開發進程的推進，在考慮經濟指標的同時，應引進具有適應越發復雜的開發對象與工程技術的儲層改造技術。例如，套管完井連續油管壓裂改造思路應向“體積壓裂”轉變。

3.2.4 水平井開發生產時間較短，生產過程中出現的問題尚未完全暴露

氣田水平井技術規模應用的時間較短，試驗區域面積較小，開發中潛在的問題還沒有充分暴露出來，擴大開發規模的風險依然存在。水平井整體開發區域要求條件苛刻，相應的配套技術要求越來越高。也就是說，并不是氣田的所有區域均可通過水平井整體開發來獲得良好的經濟效益。開發動態方面，水平井投入畢竟高出直井許多，能否提高氣田采收率、提高經濟效益、改善氣田開發效果，必須持續跟蹤分析研究。

4 結論與認識

(1)水平井整體開發是1個系統工程，是在地質研究、開發部署、鉆井工程、工藝改造等多工種、多學科密切配合下實現的。其中，地質條件的適應性是最重要的。

(2)影響氣藏水平井整體開發因素眾多。地質方面，影響因素為有效儲層厚度、孔隙度、滲透率、含氣飽和度、壓力系數等;工程方面，影響因素有鉆探能力、壓裂技術;經濟方面主要是施工成本。

(3)水平井整體開發部署與儲層預測之間存在矛盾，主要是由于儲層規模小。水平井部署依賴于儲層展布的認識程度。

(4)通過不斷優化配套技術，降低開發成本，水平井整體開發技術路線與開發思路可以繼續升級，延伸應用到類似油氣藏的開發。

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Technical advantages and limitations of integrated development of Sulige gas field with horizontal wells:a case study with Block Su53

WANG Guo–yong
(Greatwall Drilling Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Sulige gas field is a typical lithologic gas reservoir with low permeability，low pressure and low abundance，has a large number of vertical wells with low single well production and poor economic benefits．In order to improve gas field development，technical researches on development with horizontal wells have been conducted and achieved initial results．An integrated development test with horizontal wells was carried out in Block Su53，and a gas production capacity of 10.0×108m3/a has been established，making this block the only block of integrated development with horizontal wells in Sulige gas field．Expanding the scale of integrated development with horizontal wells in this gas field is restricted by factors such as deep burial depth，severe reservoir heterogeneity，complicated gas/water relationship，and economic and technical conditions．However，analysis of the pros and cons will help expand the application of the technology in the development of similar gas reservoirs．

Sulige gas field;horizontal well;integrated development;technical advantage;limitation

TE375

A

1006－6535(2012)01－0062－04

20110716;改回日期20111024

國家自然科學基金資助項目“凝析氣藏相變機理及其試井方法研究”(50974128)

王國勇(1968－)，男，高級工程師，1991年畢業于中國地質大學(武漢)石油天然氣地質專業，主要從事天然氣開發地質與氣藏工程研究和管理工作。

編輯 姜 嶺