地質與壓裂一體化布井技術在蘇里格氣田的應用

李玉城

(中國石油長城鉆探工程公司地質研究院，遼寧盤錦 124010)

地質與壓裂一體化布井技術在蘇里格氣田的應用

李玉城

(中國石油長城鉆探工程公司地質研究院，遼寧盤錦 124010)

蘇里格氣田是形成于河流相背景下的低滲透致密砂巖氣藏，沉積條件和儲層物性決定了其開發難度大，水平井整體部署技術和壓裂技術的結合應用可實現氣田的少井高產高效開發。從水平井部署的地質依據出發，以綜合經濟效益為目標，對井網、井距、水平段長度、方位、井眼位置、壓裂縫長、壓裂規模等方面進行了優化并應用，在蘇53區塊取得了良好的開發效果。

致密砂巖氣藏；壓裂水平井；蘇53區塊

蘇里格氣田蘇53區塊儲層以低孔、低滲為主，其分布受沉積微相控制明顯，有效儲層以河道砂為主，孔隙度、滲透率井間差異較大、非均質性嚴重，氣層厚度分布不均，埋藏也較深，因此開發難度大。水平井和壓裂的大規模應用是開發低滲巖性氣藏的有效手段[1]，因此對蘇53區塊采用水平井壓裂開發的思路。

1 水平井整體布井

研究區儲層形成于沖積背景下的河流相沉積體系，埋藏深度3 300～3 600 m，山1段孔隙度8.2%，滲透率0.50×10-3μm2；盒8段孔隙度9.0%，滲透率0.78×10-3μm2。氣藏類型為無邊底水定容彈性驅動、低孔、低滲、低壓的巖性氣藏[2-3]。平面上，砂體總體上呈南北方向展布，不同時期的砂體相互疊置，砂體較厚，一般15 m以上，局部厚度小于10 m；縱向上，含氣井段較集中，主要發育4、5、6三個小層，連通性較好。

根據目標區域及單井極限波及橢圓面積的大小和形狀，初步設計出目標區塊井數和井網井距。研究區塊面積為126 km2，其南北向長度為14 km，東西向寬度為9 km，最小主應力方向近似于北偏西10 °。設計井網部署方案見表1。用數值模擬軟件ECLIPSE建立數值模擬模型，對各方案進行為期10年的數值模擬計算，并進行經濟效益評價。對各方案生產10年的累產氣量和按凈收益進行方案排序，優選出最佳井網部署方案為方案4，即共需鉆井226口，單井選用6條橫切縫，裂縫半長為220 m，裂縫導流能力為25 μm2·cm，壓裂水平井水平段長度為1 000 m。

1.1 近菱形面積井網論證

表1 井網部署方案對比

該區域目的層砂體及有效厚度大，平面上總體呈南北方向展布且分布穩定。經過統計該區域河道砂體沿河道方向規模800～1 500 m，垂直河道方向規模400～600 m；同時考慮到區域地應力方向呈北東-南西向。采用該井網方式能較好適應河道砂體的縱橫向規模和區域地應力方向以及工程工藝水平[4]。

根據2個已完鉆的井網較完善井統計，砂巖鉆遇率分別為91.52%和92.37%，有效儲層鉆遇率分別為69.52%和62.43%，試驗證實，該水平井井網方式能較好適應本區河道砂體的分布特點。根據目前研究成果[5]，人工裂縫方向基本平行于最大主應力方向。

1.2 600 m開發井距論證

開發井距的確定主要考慮氣藏砂體分布，儲層參數分布特征，合理的單控儲量，同時保證氣井具有一定的生產能力、泄氣面積、供氣能力和經濟效益[5-7]。對于低孔低滲、低豐度、非均質性強的氣藏來說，由于其單井產能低，要形成一定的規?；蜻_到一定的開發速度，其井網密度必定大于常規氣藏。但是由于儲量豐度低，單井控制儲量要達到經濟極限值以上；另一方面，在一定的開采時間內，低滲氣藏有效的泄氣范圍有限，稀井網不利于儲量動用和提高采收率。因此，尋求合理的井距和井網密度是低滲氣藏開發的關鍵。

本文通過礦產統計法(裂縫長度200～400 m)、先導試驗區動態分析法(井距600 m)、經濟極限-合理井網密度法(經濟極限606～730 m)以及數值模擬法等多種方法對合理井距進行論證，最終選用600 m井距可以滿足橫向上的儲量動用要求，并且井間不發生干擾。

選取一已投產井組，從壓力變化曲線可以看出(圖1)：壓力18.84～21.67 MPa，各井井距均符合典型氣藏壓力遞減規律，目前未出現井間干擾現象。

圖1 某井組壓力變化曲線

1.3 水平井設計參數論證

(1)水平段長度是水平井的關鍵參數，通常隨著水平段長度的增加，井筒與氣層的接觸面積增大，從而增大了氣井的泄氣體積。理論認為，水平段越長，產量也就越高，然而在實際生產中，由于受地質條件和鉆井等一系列因素的影響，水平井產量與水平段的長度并非呈線性關系。通過數值模擬方法，從圖2中可以看出水平段長度與累積產氣量的關系，水平段長度在800～1000 m時，水平段長度和產氣量呈現一定的正相關性，大于1000 m后隨著水平段的增加，產氣量增加幅度會越來越小。同時應用試驗區礦場統計，水平段長度800～1000 m時壓裂投產后產能為直井的5～10倍，滿足水平井產量要求。

圖2 水平段長度與累積產氣量關系曲線

(2)在水力壓裂過程中，裂縫總是垂直于最小應力方向，即裂縫總是產生于強度最弱、抗力最小的地方。根據應力場研究表明，工區內現今期最小主應力呈近于南-北向展布，即裂縫最易在近東-西向形成。為最大程度地溝通各單砂體，達到控制最大地質儲量、提高采收率的目的，水平井方位應與應力場方位相匹配[8]。根據前期蘇里格氣田研究成果，最大主應力方位在80°左右，在水平井部署過程中，設計水平段方位采用南北向167°或347°。同時，從不同方位井壓裂裂縫監測資料看，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，說明水平段方位采用南北向適合下步壓裂改造。

(3)對本區直井鉆遇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，最大厚度28.2 m，一般20 m左右。對已完鉆水平井水平段鉆探位置進行統計，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%。本區水平井均為壓裂后投產，壓裂方式多采用裸眼多段壓裂。從四維地震監測資料看，裂縫高度一般為25～30 m，能有效溝通上下目標儲層。水平段位于氣層集中發育的砂巖組中部，能夠滿足縱向上儲量充分動用。

在進行水平井地質導向時，水平井落靶和水平段鉆進過程中，軌跡位于有效氣層發育的砂巖組中部，從錄井巖屑識別、氣測響應和鉆井難易程度方面均易于操作，從而保障鉆井成功率和儲層鉆遇率。

1.4 最終設計參數的確定

最終設計參數包括：以集中發育砂巖的石盒子組盒8段4+5+6小層為開發目的層；井網為南北向排距大于東西向井距的近似菱形1200 m×600 m的面積井網，井排間井點交叉分布；水平井井距600 m，水平段長度800～1000 m；水平段方位均為南北向167°或347°；水平段位于氣層中部位置；壓裂方式選用水平井裸眼分段壓裂，裂縫條數一般為5～6條/1000 m。

2 實施效果分析

本區域整體部署水平井之后，逐排滾動實施開發，取得了較好的開發效果。一方面，用38口水平井建成了10×108m3產能，相當于300口直井的建產規模，實現了區塊低成本的開發模式[9]。另一方面水平井部署區已規模實施了56口水平井，采用裸眼分段壓裂及段內多縫體積壓裂方式投產，初期日產氣平均11.7×104m3，為直井產量的3～5倍，效果顯著。

為進一步說明一體化部署效果，以該區投產的兩口同步壓裂井為例，兩井水平段長分別為950 m和920 m，平均井間距650 m；投入生產以后，初期產量均大于10×104m3/d。生產三個月，單位套壓降產氣量分別為232.0×104m3/MPa和140.24×104m3/MPa。兩井均采用裸眼6段壓裂，裂縫實時監測結果表明，壓后半縫長160～202 m，縫高40～54 m，后三段產生明確的非對稱的裂縫，兩翼之間存在一定的夾角，且區域內部裂縫形態趨向復雜；綜合地質、施工、生產壓力數據和微震數據，同步壓裂井局部產生了應力干擾，溝通了兩口井之間的微裂縫，并產生了轉向縫，增加了改造體積，改善了同步壓裂干擾區的連通性，獲得了較好的增產效果。

3 結論及認識

(1)本區塊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，井排間井點交叉分布，同時選取了適應本區的水平井長度、方位和位置等核心參數。此井網部署能較好適應本區河道砂體的分布特點和鉆井、壓裂施工水平井，提高了砂體鉆遇率和儲量利用率，獲得較好開發效果，可在區塊其他區域開發中沿用。

(2)壓裂裂縫位置盡可能靠近A、B點來增加波及體積，裂縫在水平段均勻分布且井與井之間的裂縫盡量做到交錯分布，以最大程度地動用地質儲量。

[1] 冉新權.蘇里格低滲透氣田開發技術最新進展[J].天然氣工業,2011,31(12):59-62，127.

[2] 王國勇.致密砂巖氣藏水平井整體開發實踐與認識[J].石油天然氣學報,2012,34(5):153-157.

[3] 李明波.蘇里格氣田蘇53區塊南部地區有效砂體預測[J].天然氣工業,2013,33(8):20-24.

[4] 吳則鑫.有限元構造應力場研究在蘇里格氣田水平井開發中的應用[J].石油地質與工程,2013,27(1):79-81.

[5] 何東博,賈愛林,冀光,等.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.

[6] 朱新佳.蘇里格氣田蘇53區塊合理井網井距研究[J].石油地質與工程,2010,24(1):73-75.

[7] 李爽,朱新佳,靳輝,等.低滲透氣田合理井網井距研究[J].特種油氣藏,2010,17(5)：73-76.

[8] 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,2012,34(1):107-110.

編輯：李金華

1673-8217(2015)05-0078-03

2014-09-17

李玉城，高級工程師，1967年生，1990年畢業于江漢石油學院石油地質勘查專業，現從事油氣藏勘探開發科研工作。

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