蘇53區塊水平井整體開發技術

李文權

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

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蘇53區塊水平井整體開發技術

李文權

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

針對蘇里格氣田單井產量低、水平井開發無法達到預期效果等問題，運用蘇里格地區水平井開發經驗，在蘇53區塊開展水平井整體開發試驗。利用數值模擬、地震反演、微地震裂縫監測等技術手段，進行油氣富集區優選、整體部署、地質導向、壓裂增產等關鍵技術研究。研究表明：開發區適合采用600 m×1 200 m不規則菱形井網開發，合理水平段長度為1 000～1 200 m。目前區塊天然氣生產能力為20.0×108m3/a，水平井初期平均單井產氣量超過8.0×104m3/d。研究成果對致密砂巖氣藏水平井整體開發具有指導意義。

水平井；整體開發技術；地質導向；壓裂增產技術；蘇53區塊

1 區塊概況

蘇里格氣田位于長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區，含氣層為上古生界二疊系下石盒子組的盒8段及山西組的山1段[1-2]。儲層巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖以及少量的石英砂巖，氣藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏，屬于低孔、低滲、低產、低豐度的大型氣藏。蘇53區塊位于蘇里格氣田的西北部，區域構造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶，區塊面積為999 km2。區塊2010年開展水平井整體開發先導試驗，2013年底建成20×108m3/a天然氣生產能力，是目前蘇里格地區實施水平井整體開發的唯一區塊[3]。

2 水平井整體開發優勢

2.1 地質特征

水平井整體開發主要具備以下幾個基本地質條件[4]：①根據地震資料預測結果，試驗區為含氣富集區；②含氣面積廣，整個試驗區大面積含氣，確保井位覆蓋率在90%以上，滿足水平井整體部署要求；③蘇53-4井區平均儲量豐度為1.92×108m3/km2，儲量集中，豐度相對較高，具有水平井開發資源基礎；④砂體厚度大，氣層相對發育，氣層厚度集中分布為10～15 m，橫向展布相對穩定，滿足水平井橫穿多個砂體的要求；⑤縱向上儲層集中發育，各小層隔夾層較薄，盒8段5、6小層平均夾層為4.1 m，滿足致密氣藏水平井裸眼完井壓裂改造增加動用儲量的需求；⑥試驗區內評價井試采效果好，具有較好的工業氣流。

2.2 開發經驗

蘇10區塊作為水平井開發前期試驗區塊，現場經歷3個階段：①自然產能水平井階段。蘇10-30-38H井是該區塊第1口水平井，未進行壓裂，初期產量約為2.0×104m3/d，未達到水平井預期效果；②水力噴射壓裂階段。選取2口水平井引進水力噴射壓裂技術，平均單井初期產量為4.2×104m3/d，產能明顯提高；③裸眼封隔器分段壓裂階段。在水力噴射壓裂技術基礎上，選取1口井進行裸眼封隔器分段壓裂試驗，無阻流量為35.9×104m3/d，初期產量超過7.0×104m3/d，基本確定裸眼封隔器分段壓裂改造為水平井基本改造技術[5]。

3 關鍵技術

3.1 水平井整體部署

3.1.1 水平段參數設計

根據數值模擬結果及現場經驗[6]，該區水平井合理水平段長度為800～1 200 m。水平井整體設計考慮以下2個方面：①充分利用二維地震資料，將水平井入靶點設計在地震測線上，利用地震資料指導水平井準確入靶；②根據山1段和盒8段砂體發育情況，結合工程施工能力設計水平段長度。盒8砂體較發育，儲層厚度及連續性都優于山1段，工程施工難度相對較小。綜合考慮，設計盒8段、山1段水平段長度分別為1 200 m和1 000 m。

水平井方位優化兼顧沉積特征和后期壓裂改造效果。研究區目的層屬于河流相沉積，河道近北東—南西向展布，單河道寬度一般為300～800 m，河道擺動性強，多期河道相互疊加，互相切割[7]。由于主河道方向相對穩定，水平段橫切主河道，能滿足水平井統一方位，整體部署。另外，河道相互疊置，部分小層之間隔層較薄，可以滿足水平段長度的需求。數值模擬結果表明：當水平段方位與地層最大主應力方向垂直時，可以大大提高后期的壓裂改造效果。蘇53區塊儲層最大主應力方向與蘇里格地區保持一致，為北偏東60～80°。因此，設計水平段方位分別為北西向347°和南東向167°。

水平段在氣層中最佳位置是位于氣層的中部[8]。然而理論研究往往忽略目的層的非均質性，通常是一種理想模型。水平井整體開發過程中，優先考慮氣層較發育的小層作為水平井目的層。當各個小層均較發育時，將各個小層作為一個開發層系看待，使水平段位于整個層系的中部，確保后期壓裂改造效果，增加動用儲量。

3.1.2 井網、井距優化

開發區井網確定的原則是在不產生井間干擾情況下，最大程度動用地質儲量。井網的優化以水平井參數優化為前提，在方位、水平井段長度及靶點等基本參數確定的情況下，優選網型和井距。

井網優化。根據沉積及砂體展布特征，若采用相對布井的矩形井網，容易出現井間干擾，且井間儲量動用程度低。考慮到蘇53區塊沉積相特點和地層的非均質性，在方案設計中采用南北向排距大于東西向井距的近似菱形的不規則井網，滿足砂體分布特征，井排間井點交叉分布，可以鉆遇2井之間寬度較窄的條帶狀砂體，與長方形井網相比，能提高砂體鉆遇率，而且便于開發后期的靈活調整。同時運用Eclipse數值模擬對2種方案進行了論證(圖1)。綜合表明，采用交錯布井的菱形井網比較合理。

圖1 不同井網與產量關系曲線

井距優化。水平井合理井距的確定主要依據以下幾點：①運用壓力恢復測試法、經濟極限合理井網密度法等傳統方法對整體開發區井距進行論證，結果表明合理井距為600～730 m；②數值模擬結果可知，蘇53區塊合理井距為600 m。

綜上所述，整體開發區采用600 m×1 200 m不規則菱形井網開發比較符合氣藏開發實際。

3.2 地質導向技術

3.2.1 現場導向預判及調整

(1) 入靶前調整。地質導向技術的前提是選準標準層，精細地層對比，利用地層厚度調整、海拔校正等方法建立儲層地質模型[10]。由于受構造、相變等因素的影響，實鉆過程中會出現目的層比設計深度提前或推后的現象，現場導向做到以下幾點：①以地質模型為參考，實時跟蹤鉆井進度，觀察巖性、鉆時、氣測等現場顯示，綜合考慮構造、沉積等影響因素，發現目的層深度與設計不符時，在井斜約65°左右時進行調整；②為防止目的層發生相變，根據最后一次目的層預測結果，提前1～2 m垂深使井斜達83～84°左右探頂，為入靶做準備；③由于水平段上調比較困難，當無法確定儲層厚度時，入靶點寧淺勿深。目前整體開發區完鉆水平井入靶成功率為100%。

(2) 水平段控制。水平段導向主要目的就是提前預判，避開泥巖。當鉆遇泥巖時，做出正確調整，及時找回儲層。根據現場導向經驗，對蘇里格地區鉆遇的泥巖進行歸類，并提出對應調整政策。泥巖類型主要包括：夾層泥巖、頂界泥巖、底界泥巖、相變泥巖、疊置砂體間泥巖等。當鉆遇泥巖時，及時對比，根據模型及實鉆資料，對泥巖類型做出及時準確判斷，根據泥巖類型采取相應的調整措施，確保水平井順利完鉆和高儲層鉆遇率。

3.2.2 地震資料在水平井導向中的應用

通過對鉆井、錄井、測井等資料的綜合性解釋和研究，運用三維地質建模技術，建立起地層和構造的三維空間分布模型。同時，利用地震反演技術，將地震資料融入到地質模型當中，在井控程度低的區域，主要用地震資料預測儲層分布規律，在井控程度高的富集區，用地震反演成果校正三維地質模型，通過地震資料的注入，建立氣藏三相巖相模型和氣藏屬性模型(圖2)。

圖2 EW方向模擬氣層分布剖面

在水平井實鉆過程中，山1段水平井對導向技術的要求相對較高。地震模型在山1段水平井地質導向中起到很好的指導作用(圖3)。由圖3可知，實鉆儲層情況與模型符合率很高，該井砂巖鉆遇率為100%，有效儲層鉆遇率為82.67%。

圖3 蘇53-82-18H1井實鉆剖面

3.3 壓裂增產技術

3.3.1 體積壓裂

經過前期適用性評價[11]，蘇53區塊于2011年開展第1口水平井體積壓裂試驗。為進一步驗證實施效果，2012年共開展5口水平井體積壓裂現場試驗，平均單井入地液量和單井加砂量分別超過6 000、700 m3。5口體積壓裂水平井平均無阻流量、動用儲量分別為77.9×104m3/d、1.75×108m3。初期日產氣量均在12×104m3/d以上，其中蘇53-AH井初期產量穩定在20×104m3/d。

3.3.2 同步壓裂

同步壓裂包括同步體積壓裂和交叉布縫同步壓裂。多井同步壓裂是對2口或2口以上的配對井同時進行壓裂，以增加水力壓裂裂縫網絡的密度及表面積，達到初期高產和長期穩產的目的[12]。

2013年利用水平井工廠化同步壓裂平臺優選6口水平井分3組實施同步壓裂，其中2口井為裸眼封隔器分段同步壓裂，4口井為段內多縫同步體積壓裂，均采用交叉布縫的布縫方式。平均單井入地液量、加砂量分別為3 428.1、357.2 m3，平均單井無阻流量為79.1×104m3/d，初期產量為12.6×104m3/d，井口壓力為20.9 MPa。運用微地震裂縫監測技術對蘇53-82-17H和蘇53-82-19H井實施了適時裂縫監測。通過對監測結果進行分析，同步壓裂形成了比較復雜的網絡裂縫。

4 開發效果

4.1 整體開發效果評價

2010年，蘇53區塊開始水平井整體開發，2013年底完鉆水平井118口，平均單井水平段長度為1 035.67 m，平均砂巖鉆遇率、有效儲層鉆遇率分別為86.4%、65.9%。投產水平井平均單井初期日產氣超過8×104m3/d，2013年10月起，蘇53區塊日產能力超過600×104m3/d，形成了年產20×104m8/a的生產規模。

隨著地質研究的深入，水平井開發技術及配套技術逐年提高，主要體現在：①與2010年相比，2013年完鉆水平井平均單井水平段長度增加176.4 m，平均有效儲層鉆遇率提高11.7個百分點；②2010年投產水平井平均日產氣為8.9×104m3/d，2013年投產水平井初期平均日產氣為11.31×104m3/d，從2012年開始出現日產超過20.0×104m3/d的高產井；③鉆井提速明顯，鉆井成功率及水平井投產率均為100%。

4.2 叢式水平井效果評價

由表1可知，叢式水平井整體實施效果明顯，各項指標略高于全年平均水平，其中盒8段實施效果優于山1段。

表1 叢式水平井參數統計

“工廠化”平臺累計進尺為56 695 m，水平段長度均在800 m以上，平均單井水平段長度為932 m。完鉆的10口水平井平均砂巖鉆遇率、有效儲層鉆遇率均高于蘇53區塊完鉆水平井平均值。3口水平井砂巖鉆遇率均達到100%，其中蘇53-82-19H井砂巖鉆遇率和有效儲層鉆遇率均為100%。投產初期平臺日產氣量超過110×104m3/d，其中蘇53-82-19H日產氣量穩定在20×104m3/d以上。

5 結 論

(1) 蘇53-4井區平均儲量豐度為1.92×108m3/km2，具有儲量集中、含氣面積大，雖目的層隔夾層厚度較薄，但基本滿足水平井整體開發地質要求。

(2) 蘇10區塊開展了水平井開發試驗，經歷自然產能井、水力噴射壓裂、裸眼封隔器分段壓裂3個階段的嘗試，水平井產能得到顯著提升。

(3) 通過優化水平井參數，論證井網、井距，完善地質導向技術，引進體積壓裂、同步壓裂等儲層改造技術，形成了蘇里格地區水平井整體開發配套技術。

(4) 蘇53區塊完鉆水平井平均有效儲層鉆遇率為65.9%，平均單井初期日產氣超過8×104m3/d，是目前蘇里格地區水平井開發效果最好的區塊。

[1] 胡文瑞.水平井油藏工程設計[M].北京：石油工業出版社，2008：1-12.

[2] 王國勇.致密砂巖氣藏水平井整體開發實踐與認識——以蘇里格氣田蘇53區塊為例[J].石油天然氣學報，2012，34(5)：153-157.

[3] 王國勇.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[J].特種油氣藏，2012，19(1)：62-65.

[4] 何光懷，李進步，王繼平.蘇里格氣田開發技術新進展及展望[J].天然氣工業，2011，31(2)：12-16.

[5] 李爽，李玉城，段憲余.水平井技術在蘇10區塊的應用[J].特種油氣藏，2011，18(2)：84-86.

[6] 葉成林.蘇里格氣田水平井參數優化及效果評價——以蘇53區塊為例[J].石油天然氣學報，2011，33(12)：1-4.

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[8] 何東博，賈愛林，冀光.蘇里格大型致密砂巖氣田開發井型井網技術[J].石油勘探與開發，2013，40(1)：79-89.

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[10] 葉成林，王國勇.體積壓裂技術在蘇里格氣田水平井開發中的應用——以蘇53區塊為例[J].石油與天然氣化工，2013，42(4)：382-386.

[11] 陳守雨，杜林麟，賈碧霞.多井同步體積壓裂技術研究[J].石油鉆采工藝，2011，33(6)：59-76.

編輯 張耀星

20140820；改回日期：20141205

國家重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”(2011ZX05058)

李文權(1963-)，男，高級工程師，《特種油氣藏》編委，2011年榮獲全國“五一”勞動獎章，1987年畢業于遼河石油學校石油地質學專業，2007年畢業于中國科學研究院地球物理專業，獲博士學位，現從事天然氣開發與管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.024

TE349

A

1006-6535(2015)01-0107-04