應用水平井技術高效開發低滲氣藏實踐
——以磨溪氣田雷一1氣藏為例

阮基富，歐家強，李新玲，易 勁，鄧 壘，劉吉偉

(中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川遂寧 629001)

磨溪雷一1氣藏具有統一水動力系統，氣井和水井的分布明顯受構造圈閉控制，氣水界面呈北高南低態勢。晶間溶孔、粒內溶孔為其主要儲集空間，裂縫不是獲得工業氣井的必要條件，大多數氣井中未見明顯天然裂縫。儲層平均孔隙度為3.71%～18.72%，平均7.26%；滲透率(0.02～1.82)×10-3μm2，平均0.259×10-3μm2，表現出低滲特征。氣藏西部因儲層滲透性較中部差，直井產能低于1.0×104m3，1995年提交的探明儲量長期不能有效動用。2002年6月，開展了以提高單井產能為目的的水平井先導試驗，4口先導性試驗水平井測試產量平均達到14.9×104m3，為相鄰直井的3～6倍，這為規模應用水平井技術開發雷一1低滲氣藏儲量奠定了基礎。

1 水平井實施關鍵技術[1-10]

1.1 水平井井位目標優選技術

通過開展氣藏精細描述，重點落實構造細節變化、儲層空間展布和剩余儲量分布。首先利用三維地震解釋成果，通過層位標定，結合實鉆井資料，修正和完善了雷一1中亞段頂面構造；然后通過測井精細解釋，結合取心井物性分析、測試資料及生產動態數據，將雷一1段自上而下細分為三個巖性段(上、中、下三個亞段)，中亞段是雷一1氣藏儲層的主要發育段，其中中亞段頂部為一套穩定的針孔云巖，孔隙最為發育，單井平均孔隙度5.5%～16.1%，且分布穩定，厚度多分布在4 m以上，最終確定該段頂部的儲層段為氣藏水平井目標層段。

地質目標優選主要遵循以下原則：①盡量在三維地震工區內進行部署，設計水平段的常規偏移剖面應比較平緩，同相軸穩定和無揉皺、斷層等特征；②在剩余儲量大，地層壓力較高的區域；③同一井組水平井入靶點(A點)間距應在500 m以上，井距大于500 m；④新布井要充分考慮邊水的潛在影響，距氣水邊界500 m以上；⑤盡可能利用現有井場和停產井進行新鉆或側鉆。根據以上原則，雷一1氣藏先后優選部署水平井52口，實施47口，其中,西端共完鉆井30口，水平井達到27口，實現了規模應用水平井開發低滲氣藏的目的。

1.2 水平井靶體參數優化

首先利用目標區地震、鉆井、巖心分析、測井精細解釋和試井及生產動態資料，建立起符合氣藏實際的三維地質模型，在此基礎上，利用氣藏數值模擬技術，開展了水平段穿越層段、定向方位、水平段長度等因素對水平井增產效果及開發動態的影響研究，以優化水平井靶體參數，完成水平井地質靶體參數優化設計。通過對磨75-1井區鉆進層位模擬研究結果得出，臺階式水平井無明顯優勢，其原因是第二儲層段物性較差，并在磨70井和磨119井方向逐漸尖滅，因此，相同水平段長度臺階式水平井與只鉆第一儲層段水平井在相同生產制度下日產氣較接近(臺階式水平井產能僅提高0.32×104m3)，同時臺階式水平井比在單層內鉆水平巷道的技術難度大，而所能獲得的產量又無明顯增加，故選擇磨75-H沿第一儲層段中部鉆水平巷道，而不同鉆進方位的水平井產能和穩產能力受氣藏剩余儲量大小和分布的影響。另外，水平段長度直接影響水平井的產量和開發效果，預測結果表明，在相同生產控制條件下，總體趨勢是隨著水平段長度的增加，水平井產量增加，相對應的穩產時間長，穩產階段累積產氣量越多，但穩產時間和穩產階段累產氣量增加速度隨水平段長度的增加呈先上升后下降的規律，且增長速度峰值與目標區井網密度、儲層物性及剩余儲量分布規律等因素有關，磨75-H水平段長度300 m左右時，產能增長速度最大，超過500 m之后，水平井增產幅度開始逐漸減小，表明500 m水平段長度是該井最合理的水平段長度(圖1)。根據研究成果，雷一1氣藏所布水平井水平段大部分為500 m，考慮到構造西端儲層滲透率較中部低，為增大水平井泄流面積，后期所布的西端水平井水平段設計為800 m。

圖1 磨75-H井水平段長度與開發效果對比

1.3 隨鉆地質導向技術

磨溪氣田雷一1氣藏主儲層薄(一般3～5 m)，雷一1頂面地震反射弱，構造解釋難度大，特別是西端井網密度稀的地區，水平井鉆進時儲層、構造的微細變化均可造成不能按設計入靶或鉆井過程中穿出目標靶體。西端第一口水平井磨38H在未引進地質導向技術情況下，主要利用巖屑錄井、鉆時錄井以及測井等資料，通過對水平井實鉆地層與鄰井的對比分析，判斷水平井鉆遇段地層巖性、儲層、構造傾角的變化，但因磨溪西端儲層變差，局部構造變化加大，導致儲層鉆遇率僅為27.8%。為此,選用了隨鉆地質導向技術，在隨鉆地質導向工具上，主要采用斯倫貝謝公司PD+EcoScope+TeleScope(8 1/2″井眼)、Motor+Impulse+ADN(6″井眼)兩種鉆具組合，該鉆具組合能提供井斜方位、方位密度、實時地層傾角、感應電阻率和自然伽馬、中子孔隙度等實時測量數據，鉆井過程中實現了實時跟蹤解釋和實時井眼軌跡微調，在磨91-H水平井鉆井過程中，通過使用國際先進的Schlumberger公司的地質導向技術，該井于2 844.2 m進入雷一1中亞段儲層，在3416.0 m完鉆，整個水平段長571.8 m，全部在雷一1中亞段儲層中穿行，水平段儲層鉆遇率100%，取得了很好的應用效果。之后水平段鉆進均采用了地質導向技術，平均儲層鉆遇率達85%以上，其中，西端低滲薄儲層鉆遇率達到90%，較未采用地質導向技術的磨38H井有了大幅提高，為西端低滲儲量有效動用提供了技術保障。在構造西端的磨030-H6井隨鉆過程中，地質導向人員準確判斷并實時調整井眼軌跡，水平段井眼始終保持在優質儲層中，儲層鉆遇率達96%，裸眼測試日產氣40.19×104m3，較鄰井直井平均測試產量(1.31×104m3/d)增幅明顯，充分體現了其增產效果。

1.4 水平井儲層改造技術

磨溪雷一1氣藏直井的儲層改造措施主要為常規酸化(酸液為膠凝酸和降阻酸)，但水平井地層傷害較直井更嚴重，常規酸化難以均勻布酸。針對氣藏儲層特征、潛在傷害因素和酸化技術難點以及施工操作之間的矛盾，開展了技術攻關及現場試驗，即連續油管拖動注酸工藝技術和裸眼封隔器+分段酸化2種水平井儲層改造技術。連續油管與傳統的接頭油管柱相比，具有節省起下作業管柱時間、消除上卸單根的繁重勞動、連續靈活地向井下注入循環工作液、能減小地層傷害和節約成本等優點。連續油管拖動注酸有效地解決了水平井段均勻布酸問題；油套環空大排量注酸有效地實現了對整個水平井段儲層的深度改造，磨溪低壓水平井連續油管酸化施工后，采用連續油管注液氮助排，實現了殘酸的快速返排，大大節省了排液設備的安裝時間，減少了殘液在地層中的滯留時間，取得了較好的效果。另外，針對水平井均勻布酸等儲層改造難點，探索出了裸眼封隔器+分段酸化工藝技術，該工藝技術充分利用儲層物性資料，從中優選優質儲層采用轉向酸進行分段酸化，目前該技術應用了18井次，無論是測試產量，還是氣井無阻流量，目前的裸眼封隔器+分段酸化效果均好于初期的籠統酸化效果，但酸化分級的級數與水平井產能之間并不成嚴格的正相關關系(表1)，這說明多分級酸化技術，不一定能夠大幅度地提高水平井產能，這對以后氣藏水平井儲層改造具有較好的借鑒意義。

表1 氣藏西端水平井酸化分級對產能的影響

2 水平井開發效果

自2002年在雷一1氣藏磨75-H井開展水平井先導試驗以來，至今已完鉆水平井47口，試油47口，工業井成功率達100%，平均單井測試產量15.3×104m3/d，其中，測試產量最高的磨030-H6井為40.2×104m3/d。截止2012年底，氣藏投入生產的水平井達45口，水平井日產氣增加至130.1×104m3/d，占氣藏產量的78.8%，雷一1氣藏實現了規模應用水平井技術的有效開發。

2.1 有效提高單井產能

將磨溪雷一1氣藏水平井與直井的測試產量、無阻流量及實際生產情況進行分析(表2)，水平井產量能達到鄰近直井產能的4倍以上，這說明水平井開發能夠有效的提高單井產量。以磨溪雷一1氣藏西端直井磨30、磨13以及其周邊相鄰水平井為例，這2口直井井均測試日產氣為1.37×104m3，井均最高日產氣為1.4×104m3，而周邊水平井生產效果均較好，井均測試日產氣達18.9×104m3，為直井的13.78倍，井均日產氣6.28×104m3，為直井的4.48倍，水平井生產情況明顯優于直井。

另外，將水平井動態擬合獲得的等效控制半徑與相鄰直井動態擬合控制半徑相比得知，直井控制半徑平均為486m，而水平井等效控制半徑平均為764 m，比直井大278 m。控制半徑越大，相應的水平井動態控制儲量也越高，從部分水平井與相鄰直井動態控制儲量統計看，水平井控制儲量為直井的2.6倍。針對同一氣藏，在地層壓力相同的情況下，單井控制儲量越高，單位壓降以及同期采氣量就越大，因而，水平井與直井相比具有較好的開發效果。

表2 2013年磨溪雷一1氣藏水平井與直井產能對比情況

2.2 有效動用西端低滲難動儲量

氣藏西端儲層物性較中部差，非均質性較強，1995年提交探明儲量95.6×108m3，2003年磨38H完鉆之前，西端共有5口直井，累計測試產量僅3.9×104m3/d，累產氣僅0.9×108m3，儲量基本未動用。水平井先導試驗成功后，西端規模應用水平井進行開發，截止2012年底，該區共實施水平井27口，測試產量在(5.2～40.2)×104m3/d之間，井均測試產量達19.1×104m3/d。目前西端投產水平井27口，日產氣85×104m3，占整個氣藏產量的52.3%，有效動用了西端低滲儲量。

2.3 提高了氣藏中部采收率

氣藏中部剩余儲量較大，但地層壓力低、氣井腐蝕嚴重，修井效果逐年變差，嚴重影響了氣藏中部采收率。通過開展氣藏描述優選地質目標，在氣藏中部共實施水平井20口，井均測試產量為11.2×104m3/d，已投產水平井18口，日產天然氣近60×104m3，年生產能力近2.0×108m3，中部水平井累計產天然氣為8.97×108m3，預計可以提高中部采收率為14.7%。

3 結論

(1)磨溪雷一1氣藏為層狀孔隙型儲層，且分布穩定、氣水界面清楚，水平井可以提高單井產量，有效動用低滲儲量，規模應用水平井技術是提高雷一1低滲氣藏開發效益的有效手段。

(2)通過科技攻關與不斷摸索，磨溪雷一1氣藏已經形成了以“井位目標優選、靶體參數優化、隨鉆地質導向、儲層改造工藝技術”為主體的水平井開發配套特色技術，并取得了較好的開發效果。

(3)磨溪雷一1氣藏在規模應用水平井開發方面的成功經驗對同類氣藏的高效開發具有重要的借鑒意義。

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