蘇53區塊致密砂巖氣藏水平井整體開發效果分析

徐全昌

（中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦 124010）

蘇里格氣田蘇53區塊為低壓、低滲、低孔巖性氣藏，2010年在該區塊優選蘇53－4井區為先導試驗區，采用水平井整體開發。試驗區面積121.30 m2，地質儲量為224.72×108m3，已實施水平井48口，年產能力達到10×108m3，取得顯著的開發效果。截止2012年7月底，試驗區水平井日產氣370×104m3，累產14.8×108m3。

1 水平井生產特征分析

已投產水平井48口，初期平均單井日產12×104m3，套壓18.50 MPa；目前平均單井日產7.82×104m3，套壓9.62 MPa，平均單井累積產氣4060.53×104m3。

1.1 水平井生產特點

（1）水平井單井無阻流量高。根據一點法產能計算公式，對試驗區2011年以前投產井進行無阻流量計算，水平井平均無阻流量為43.82×104m3／d。直井平均無阻流量為6.28×104m3／d，水平井的無阻流量為直井的7倍左右。

（2）水平井平均單井日產量高。統計試驗區已投產水平井，初期單井日產氣大于8×104m3有37口，占投產井比例的94.8%。單井平均日產氣大于6×104m3有27口，占投產井比例的69.2%。對比區內直井實際生產情況分析，水平井產能是直井產能的3～5倍以上。

（3）水平井單位壓降產量高。水平井單位壓降產量（196.72～605.46）×104m3／MPa，平均328.54×104m3／MPa，為直井的4～5倍。

1.2 水平井生產規律

1.2.1 產量變化規律

水平井產量變化與直井基本一致：產量初期遞減快，后期遞減慢。目前2010年投產井平均單井日產氣大于4.0×104m3。2011年投產水平單井日產好于2010年投產井。

1.2.2 壓力變化規律

水平井壓力變化特征與直井具有相似性，即初期壓降快，生產半年到1年后，逐漸變緩，水平井同樣具有低壓穩產期長的特點。目前2010年投產井平均井口壓力5.0MPa左右。

1.2.3 水平井單井動儲量計算

（1）2010年投產水平井。生產時間大于1年，根據實際生產及動態監測數據，采用壓降法、流動物質平衡法進行水平井單井動儲量計算，為1.17×108m3。

（2）2011年投產水平井。低滲透氣井生產特征明顯不同于常規氣井，表現為單位套壓壓降采氣量、井控動態儲量、泄流范圍隨生產時間動態變化的特點，在進行井控動態儲量分析時需要考慮時間因素。對于2011年投產水平井，由于生產時間短，受生產資料及其他數據的限制，計算氣井控制儲量精確度較差，本次利用FAST和TOPAZE軟件采用“氣井生產動態曲線特征圖版擬合法”，通過雙對數擬合法、Fetkovich法、Blasingame法、A－G法進行了單井動儲量預測，結果為1.25×108m3。

2 水平井合理生產指標評價［1－3］

2.1 水平井配產合理性評價

氣井的配產即確定氣井的合理產量。保持合理產量不僅可以使氣井在較低的投入下獲得較長時間的穩產，而且可以使氣藏能在合理的采氣速度下獲得較高的采收率，從而獲得較好的經濟效益。

本次我們采用經驗法、采氣指示曲線法、壓降速率法、礦場統計法等多種方法綜合分析認為，蘇53區塊水平井平均單井合理產量為6.0×104m3，穩產時間可以達到3年。

2.2 水平井生產指標預測

方案設計水平井生產指標配產6×104m3／d，穩產3年，穩產期單井累計產氣6300×104m3。

采用指數遞減法，對2010年投產水平井進行了合理生產指標預測，預測水平井3年內平均單井日產氣6.24×104m3，平均單井累產氣6599.54×104m3。

2.3 穩產潛力分析

（1）井區儲層條件逐步落實，有利區面積滿足部署井數要求。2010年開始，從地質認識相對清楚的中部入手，部署水平井，逐步外推，通過直導眼評價方式，逐步落實了井區東部、西部和南部有效儲層分布及儲量，證實適合水平井部署的有利區面積在全區分布。試驗區開發之初確定井間接替方式，建成10×108m3／a生產能力，穩產10年，需要鉆水平井122口。按目前試驗區采用的開發井網及水平井實施參數計算，適合水平井開發的有利區面積內可部署水平井井數超過122口的設計指標，滿足穩產10年的建井數要求。

（2）水平井產能落實，適合產能接替的有利區分布范圍廣 。繼2010年在試驗區中部水平井開發獲得高產后，2011年發現了東西南3個高產區域，2012年在北部新投產的蘇53－74－44H和蘇53－74－62H井，進一步落實試驗區適合產能接替的有利區域分布，確保井區穩產10年以上。

從試驗區2010年投產水平井生產指標預測結果看，水平井3年內平均日產氣6.24×104m3，平均單井累產氣6599.54×104m3，單井最終累產氣可達1.06×108m3；2011年、2012年生產效果好于2010年，試驗區整體生產指標好于設計指標。按目前生產指標，試驗區內122口水平井可穩產10年以上。

3 井網井距合理性評價

（1）井網方式能較好適應本區河道砂體的分布特點。本區實際生產采用的水平段方位南北向排距大于東西向井距的近似菱形面積井網，適合本區砂體分布特征，砂體鉆遇率高。根據2個已完鉆的井網較完善的74排6口井和78排7口井統計，砂巖鉆遇率分別為91.52%和92.37%，有效儲層鉆遇率69.52%和62.43%。試驗證實，試驗區的水平井井網方式能較好適應本區河道砂體的分布特點。

（2）井距600 m滿足了橫向上的儲量動用。本區基礎井網東西向井距為600 m，平面上適合砂體分布特點。投產井壓裂裂縫監測結果顯示：壓裂產生的人工裂縫長度一般200～400 m，裂縫條數一般為5～6條／1000 m，滿足了水平井平面上儲量控制程度要求。

4 水平井參數合理性評價

（1）水平段長度800～1000 m，滿足水平井產量要求。從本區水平段長度與單井平均日產相關曲線（圖1）來看，水平段長度在800～1000 m時，水平段長度和單井平均日產呈現一定的正相關性，大于1000 m后隨著水平段的增加，產量增加幅度會越來越小。

圖1 試驗區水平井水平段長度與日產氣量關系

（2）水平段方位適合下步壓裂改造。根據前期蘇里格氣田研究成果，其最大主應力方位在80°左右，因此，在水平井部署過程中，設計水平段方位采用南北向167°或347°。從壓裂裂縫監測裂縫展布方向為西北－東南向或近東西向，基本上與水平段軌跡呈正交形式，說明目前本區水平段方位采用南北向適合下步壓裂改造。

（3）水平段位于集中發育的砂巖組中部，可保證縱向上儲量充分動用。本區小層氣層厚度統計結果顯示，氣層主要分布盒8段4～6小層，其中盒8段5、6小層氣層厚度和儲量最為富集，最大28.2 m，一般20 m左右。統計已完鉆水平井水平段位置大部分位于有效氣層厚度相對較大的盒8段5、6小層。其中完鉆層位為盒8段5小層有20口井，占總數的51.3%，完鉆層位為盒8段6小層有19口井，占總數的48.7%。

水平段實鉆軌跡大部分在集中發育的砂巖組中部。本區投產水平井均為壓裂后投產，壓裂方式采用水平井裸眼分多段壓裂，人工裂縫高度一般為25～30 m，有效溝通了上下儲層。實踐證明，水平段在砂巖組中部生產效果好。

5 結論

（1）試驗區儲層發育特點適合水平井開發，主力儲層為河流相沉積，單層厚度較薄，側向連通情況較差，但有效儲層在縱向上分布較為集中，水平井開發可以提高單井控制儲量。試驗區水平井預測單井動用儲量及目前單井實際產能是直井的3～5倍，38口水平井建產能10×108m3，實現了少井高產、少井高效開發。

（2）試驗區采用的方案設計指標合理，具有可借鑒性。試驗區井網采用南北向排距大于東西向井距的近似菱形面積井網，井距為600 m，井排間井點交叉分布，以集中發育的砂巖組（盒8段4～6小層）為目的層，水平段位于氣層中部位置，水平段方位167°或347°，水平段長度800～1000 m。此井網井距能較好適應本區河道砂體的分布特點，提高了砂體鉆遇率，開發效果較好，可在區塊其他區域開發中沿用。

（3）試驗區已建成10×108m3產能，并具有穩產10年的能力。經過兩年的水平井整體開發試驗，地質研究、開發部署、快速鉆井、工藝技術、動態評價、氣井管理等方面的水平井整體開發技術已經成熟。開發效果分析表明，各項生產指標均好于方案設計指標。隨著地質認識的不斷加深，開采技術的逐步提高，試驗區開發效果越來越好，完全可以保持10.0×108m3產能穩產10年以上。

［1］郝玉鴻，許敏.徐小蓉.正確計算低滲透氣藏的動態儲量［J］.石油勘探與開發，2002，（3）：85－88.

［2］鄧紹強，黃全華，肖莉，等.低滲透氣藏儲量早期預測［J］.西南石油學院學報，2005，（4）：56－58

［3］王玉文.中壩氣田須二氣藏排水采氣開發效果分析及開發前景展望［J］.天然氣工業，1995，（2）：65－68.