蘇里格氣田蘇147水平井整體開發區開發效果評價

陳帥，白自龍，羅大龍，鄒麗蓉，張波，曹立山，蘇文杰，陳曉春（中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗　017300）

蘇里格氣田蘇147水平井整體開發區開發效果評價

陳帥，白自龍，羅大龍，鄒麗蓉，張波，曹立山，蘇文杰，陳曉春
（中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

蘇里格氣田西區為寬緩西傾單斜構造，主力氣層為下二疊統山西組山1段至中二疊統下石盒子組盒8段，埋藏深度約為3 250 m～3 700 m左右，厚度大致在80 m～120 m，劃分為盒8上1、盒8上2、盒8下1和盒8下2四個小層，儲層為河流相沉積的砂巖，孔隙度在9.4％，滲透率在0.89 mD，為低孔、低滲氣藏儲層；山1段緊鄰盒8段，厚度在40 m～60 m，物性比盒8差，為低孔、低滲氣藏儲層。整體氣藏分布受構造影響不明顯，主要受砂巖的平面展布和儲集物性變化所控制，屬于低滲透、低壓、低豐度的“三低”砂巖巖性氣藏。要想提高氣井單井產量，利用水平井來溝通多個孤立的有效砂體是一種行之有效的方法，通過建立蘇147水平井整體開發區，來提高單井產量和采收率，使其在蘇里格氣田得到推廣應用。

蘇147；水平井；整體開發；巖性氣藏；效果

鄂爾多斯盆地位于中國中部地區，是一個多構造體系、多旋回演化、多沉積類型的大型沉積盆地，橫跨陜、甘、寧、蒙、晉5省區，是中國內陸第二大沉積盆地，面積約25×104km2。劃分為六個次級構造單元，即伊盟隆起、渭北隆起、天環坳陷、伊陜斜坡、西緣逆沖帶、晉西撓褶帶，其中伊陜斜坡是面積最大的構造單元，天然氣資源豐富，在該構造單元上已找到了靖邊氣田、榆林氣田等多個大氣田。現今盆地總體形態表現為矩形，邊部構造發育，本部為一西傾的大型平緩斜坡，坡降一般為6 m/km，盆地本部以結構簡單、平穩沉降和構造穩定而著稱，蘇里格氣田西區處于盆地西北部，這種穩定的構造背景為特大型氣田形成和保存創造了良好條件。

1　水平井整體開發背景

1.1蘇里格氣田屬于典型“三低”氣藏，影響氣田高效開發

蘇里格氣田是一個低壓、低滲透、低豐度，大面積分布的巖性氣藏，砂巖十分發育，砂體大面積分布。在辮狀河砂巖大面積分布的背景下，具有很強的非均質性，連續性和連通性差，有效儲層分布有限，造成單井控制儲量低，影響氣田高效開發。

1.2蘇里格西區直井、定向井產量低，提高單井產量壓力大

自從2008年開發以來，蘇里格西區共投產直井、定向井658口，日均開井573口，區塊日均產氣量354.78×104m3，平均單井累計產量698.39×104m3，平均單井產量僅為0.61×104m3/d，在動態上表現為壓力下降快，穩產能力差（見表1）。

1.3水平井單井產量是直井、定向井單井產量的3～5倍

通過多年探索研究，以及開展水平井現場試驗，在地質設計、工程施工、壓裂改造等方面積累了經驗。目前采氣三廠自營區投產水平井169口，投產井比例占全廠總井數的10.9％，平均單井產氣量2.3×104m3/d，產量貢獻率占全廠總氣量的29.6％，與周圍直井、定向井生產對比，水平井單井產量是周圍直井、定向井單井產量的3～5倍。針對蘇里格氣田地質特征，優選水平井整體開發，是提高低滲透氣藏開發效果的有效途徑。

1.4局部盒8下氣層相對集中，適合水平井開發

蘇里格西區局部盒8下小層河道特征明顯，砂體厚度大，分布范圍廣，連片性好，為水平井開發提供有利條件，盒8下1小層南北可追蹤河道長度6 km～8 km，盒8下1小層東西復合河道疊置寬度4 km～5 km。

表1　蘇47、蘇48、蘇120區塊投產井生產情況統計表

1.5地質、地震結合篩選水平井整體開發區

蘇里格氣田縱向上發育多套氣層，但厚度較薄，變化快、規模小，同時地震受分辨率限制，難以準確預測單個有效砂體的分布，水平井的部署和實施有一定難度。通過多年研究和探索，認為適合水平井開發的地質條件為：

（1）井控程度高，有效砂體落實的富集區；（2）具有可靠的地震資料，地震預測儲層好；（3）縱向上氣層相對集中，有效氣層厚度大于5 m；（4）水平段延伸方向及長度滿足目前井網井距。

地質著力砂體刻畫，地震注重含氣性檢測研究，共同篩選水平井整體開發區。

1.6篩選水平井整體開發示范區

按照水平井實施條件及區塊地質特征，篩選水平井整體開發區4塊543 km2，其中蘇147井區為水平井整體開發示范區，開發面積330 km2。

2　蘇147整體開發區儲層精細描述

2.1地層對比與劃分

上古生界地層自下而上劃分為二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組及石千峰組。盒8段分為盒8下2、盒8下1、盒8上2、盒8上1，盒8下2、盒8下1是研究的主要目的層位。地層對比按照“先尋找區域標志層，再尋找輔助標志層；先對大段，再對小段；旋回控制，參考厚度；多井對比，全區閉合”的原則。蘇147井區盒8段各小層分布穩定，厚度變化小。

2.2構造特征

蘇147井區西傾單斜背景上發育多排鼻狀構造，各小層構造頂部存在明顯的繼承性。鼻隆起幅度10 m～20 m左右，鼻寬 2 km～3 km，鼻翼坡降2 m/100m～4 m/100m。

2.3沉積特征

綜合區域沉積背景及相標志分析結果，認為蘇147井區盒8下地層屬于陸相辮狀河沉積，盒8下亞段主要發育河道充填和心灘微相，辮狀河道與心灘砂體互相切割、疊置，砂體的厚度大。

盒8下兩小層砂體發育規模相當，其中西砂帶厚度較大，厚度為9 m～12 m；往東砂帶規模逐漸減薄，厚度為6 m～9 m。

2.4有效砂體

盒8下兩小層有效砂體總體上西部大于東部，盒8下1小層大于盒8下2小層。各小層厚度合計大于6 m的面積占區塊面積的38.0％左右。2013年蘇147井區完鉆井5口，盒8下有效層鉆遇率100％，平均鉆遇氣層厚度5.2 m，鉆遇含氣層厚度5.4 m。

3　蘇147整體開發區實施效果評價

（1）篩選盒8下1、盒8下2有利區9塊，面積118.1 km2。根據有效儲層刻畫成果，結合水平井部署的地質條件，蘇147水平井整體開發區篩選8下1、盒8下2有利區9塊，面積118.1 km2。

（2）常規井靜態分類Ⅰ+Ⅱ類井比例達到81.43％。蘇147開發區歷年完鉆106口常規井中，Ⅰ類井52口，Ⅱ類井37口，Ⅰ+Ⅱ類井比例達到83.9％。

（3）常規井試氣平均無阻流量9.5萬m3/d，最高無阻流量達到88.0萬m3/d。蘇147開發區歷年完鉆106口常規井中，試氣并求產57口，2口井試氣無阻流量大于50萬m3/d，最高無阻流量88.0萬m3/d（蘇47-15-76），平均無阻流量9.5萬m3/d（見圖1）。

圖1　蘇147水平井開發區常規井試氣成果柱狀圖

（4）蘇147井區骨架井部署避水效果好。蘇147開

發區骨架井試氣求產井57口，僅蘇47-7-59等3口井產水，其余54口井均無產水現象出現，部署避水效果好。

（5）六口水平井試氣無阻流量突破100萬m3/d。水平井試氣求產28口，平均無阻流量51.6×104m3/d，其中6口井無阻流量超過100萬m3/d。

（6）完鉆水平井鉆井周期大幅度縮短。與歷年完鉆水平井相比，水平井平均鉆井周期由2010年的119 d縮短到2014年的77 d。

（7）完鉆水平井砂巖及有效儲層鉆遇率進一步提高。完鉆水平井34口，平均水平段長度1 006 m，平均砂巖長度894 m，砂巖鉆遇率88.9％；平均有效儲層長616 m，有效儲層鉆遇率61.2％，均較2010年提高10％以上。

（8）蘇147水平井整體開發區地面建設配套工藝日趨完善。蘇147水平井整體開發區設計3條干管，已建水平井干管2條17.7 km，建骨架井干管2條19.6 km；蘇47-1H集氣站已擴建成150×104m3/d處理能力，地面配套日益完善。

（9）水平井規模不斷擴大，為氣田產量快速攀升提供夯實基礎。預計到2014年底，蘇147水平井整體開發區形成日產能力107×104m3，建產能3.53×108m3/a。蘇147開發區目前累計完鉆氣井140口，投產氣井121口，開井106口，平均井口套壓13.54 MPa，平均單井日均產氣0.881 4×104m3，累計產氣量11.144 5×108m3。

4　結論及認識

（1）整體規劃、超前組織，推進水平井有序開展，確保水平井整體開發效果骨架井、水平井控制井的實施是水平井工作能否順利完成的關鍵，始終堅持“骨架井、控制井優先”的原則，依據現場一手資料，及時分析，落實水平井井位，確保水平井整體開發效果。

（2）精細小層對比，確保水平井部署條件，精細小層對比，砂體對應性好、分布穩定，有效儲層厚度大，構造平緩，確保具備實施水平井條件。

（3）堅持入靶原則，為優化水平段軌跡提供依據，入靶導向最關鍵點就是預測目的氣層頂界，引起靶點預測誤差主要有構造及儲層變化。水平井入靶需堅持“不斷精細地層對比預測垂深、控制井斜探頂、氣層中下部入靶”的原則，蘇147水平井整體開發區完鉆的34口水平井，平均設計入窗深度3.07 m，實際入窗深度3.64 m，為優化水平段軌跡提供了依據。

［1］盧濤，李文厚，楊勇.蘇里格氣田盒8氣藏的砂體展布特征［J］.礦物巖石，2006，（2）：100-106.

［2］馮朋鑫，李進步，陸利平，李達.水平井技術在蘇里格氣田低滲氣藏中的應用［J］.石油化工應用，2010，29（8）：37-42.

［3］李建奇，楊志倫，陳啟文，王贊，周通.蘇里格氣田水平井開發技術［J］.天然氣工業，2011，（8）：60-65.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.014

TE377

A

1673-5285（2015）01-0052-03

2014-12-11