低滲砂巖儲層規模開發技術及應用效果研究—以蘇里格氣田中、西區為例

杜鵬，程辰，張志剛，陳曉春，張波，曹立山，蘇文杰（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安　710018；2.中國石油長慶油田分公司低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安　710018；.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安　710018；.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗　01700）

低滲砂巖儲層規模開發技術及應用效果研究—以蘇里格氣田中、西區為例

杜鵬1，2，程辰3，張志剛1，2，陳曉春4，張波4，曹立山4，蘇文杰4
（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018；2.中國石油長慶油田分公司低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710018；3.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710018；4.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

蘇里格氣田屬于典型的巖性致密砂巖氣藏，成巖作用強烈、非均質性強、氣水關系復雜。隨著開發模式的轉變，水平井比例逐年提高，由于氣井產水嚴重，產量遞減快，嚴重制約產能發揮。為了提高儲層動用程度，本文總結歷年水平井實施過程中遇到的難點，精細儲層描述，堅持三維地震與地質研究相結合、單井評價與區域分析結合、靜態地質特征與生產動態分析結合，不斷完善水平井地質導向技術，形成低滲砂巖儲層水平井規模開發技術，完善并建成水平井整體開發區，水平井實施效果顯著。

低滲儲層；精細描述；地質導向；開發技術；應用效果

蘇里格氣田位于長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區，區域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，行政區屬內蒙古自治區鄂爾多斯市的烏審旗和鄂托克旗所轄，勘探范圍西起內蒙古鄂托克前旗、北抵鄂托克后旗的敖包加汗，勘探面積5×104km2，是目前發現中國陸上最大的整裝氣田，是低壓、低滲、低豐度典型的“三低”氣田［1-2］。

蘇里格氣田目前已經進入大規模開發階段，蘇里格氣田中區桃2區塊北部井控程度高，儲層發育；南部井控程度低，儲層不落實，需要結合三維地震開展進一步評價；蘇14區塊西南蘇14-19-09井區，砂體不發育；中部井網不規則，富集區動用程度高，水平井整體部署難度大；東北部儲層發育，井控程度相對較低。西區蘇48區塊西部富水，東部砂體規模小，區塊中部開發程度高；蘇47區塊蘇147井區東部和蘇186三維區井控程度低，無法滿足水平井部署需求。針對中、西區各區塊地質特征及水平井比重逐年增加，開發難度大、井網規范的特點，有必要開展儲層精細化描述，強化地質導向，進一步確保水平井開發能高質量、高效益的可持續發展。

1　儲層精細描述

1.1砂體展布精細描述

1.1.1小層劃分通過旋回對比、煤層、巖性特性、鄰近井等厚度等高程對比劃分小層并建立自然伽馬測井曲線基準面旋回組合劃分模版。山1、盒8段為河流-三角洲沉積體系，沉積環境相對穩定、旋回特征比較明顯，大多表現為下粗上細的正旋回的特征；煤層的發育代表了一個旋回的頂部，該段原地煤層具有分布廣泛、特征明顯的特征，在該環境中具有較好的等時性（見圖1）；本區巖性復雜，石英砂巖、巖屑石英砂巖及其雜砂巖疊置，如巖屑石英砂巖變為石英砂巖，其中間必定存在界面；把兩個標準層之間巖性組合及電性特征不明顯的地層帶，借助鄰井對應層段的巖性、電性、厚度變化趨勢，對目標層段進行分割；這種按地層總厚度變化趨勢分割成若干大層，分割線就是對比的“等時線”，然后再進一步細分小層。

1.1.2砂體疊置模式中、西區辮狀河有效砂體主要為心灘疊置為主，曲流河有效砂體主要以點壩疊置為主。盒8屬于辮狀河道砂體疊置模式，垂向為孤立疊置為主，泥巖夾層疊置次之；橫向為孤立疊置為主，接觸疊置次之；河道砂體非繼承性發育，疊置帶與過渡帶差異不明顯，水平井整體開發難度大［3］。

盒8下砂體疊置特征：垂向為堆積疊置為主，垂向切割疊置次之；橫向為側向切割疊置為主，接觸疊置型次之；多期河道具有一定繼承性，但物性夾層較為發育。

1.2砂體展布精細描述

1.2.1氣水分布控制因素西區產水層具有平面上分布零散性，縱向上氣、水關系復雜，壓裂后產水量大小不一特征。測井、地質、動態相結合，將地層水劃分為：“構造低部位含、低滲帶滯留水、孤立透鏡體水”三種類型［4］。

（1）在成藏過程中，“孤立”透鏡體砂體周圍裂縫與斷層發育程度差，物源供給差，原始地層水被封閉保存，形成“孤立透鏡體水”。

（2）在小幅構造和低滲背景條件下，低部位的水體未被天然氣驅替或驅替不完全，滯留于儲層低洼部位，形成“構造低部位含水”。

（3）受非均質性、成巖作用的影響，地層水主要受毛管力控制，重力作用影響小，賦存于砂體邊部或內部物性較差的區域，形成“低滲帶滯留水”。

1.2.2氣水平面分布西區盒8上段砂體分布有限，水體以小范圍透鏡狀局部富水區為主；盒8下段水體在中北部富集，主要呈透鏡體狀分布于河道底部；山1段水體在中北部集中出現，南部烴源發育，氣源足，充注相對強，水體偶見。

1.3區域構造分析

蘇里格氣田構造為寬緩的西傾大單斜，發育多排北東-南西走向的低緩鼻隆，幅度10 m～20 m，坡降3 m/km～10 m/km［5］。通過地震與地質相結合，以區域構造背景為指導，三維構造解釋為參考，利用井點數據刻畫主力層小幅度構造，為水平井入靶提供依據。

圖1　蘇48井山1-盒8段基準面旋回劃分

2　井位優化部署

水平井一般布置在勘探程度較高、構造落實及含氣砂體落實的富集區。即水平井布置在儲層橫向展布相對穩定，氣層厚度相對較大；構造相對平緩；井區儲層物性相對較好；儲層評價結果為Ⅱ類以上；鄰近直井無阻流量相對較高，試采效果較好，生產相對穩定的區塊；水平段延伸方向及長度滿足目前井網井距。但從錄井實際看，水平井儲層無論是橫向上或是縱向上變化都很大，特別是受儲層空間展布如構造，儲層物性，儲層含氣含水性等方面的制約。目前推進水平井整體區開發，積極探索接替層位、新井型、東西向水平井試驗，保障水平井開發效果穩步提升。

2.1水平井井位部署原則

堅持綜合地質研究與三維地震結合、單井評價與區域分析結合、靜態地質特征與生產動態分析結合，從定性到定量，精細儲層刻畫，推進大叢式水平井部署，開展水平井整體開發區建設，確保水平井實施效果。水平井井位部署原則：（1）骨架井控制，且物性和砂體顯示較好；（2）縱向上有效砂體相對集中，有效砂體大于4 m～6 m；（3）橫向上有效砂體連續，且具有一定的延伸范圍（長度、寬度）；（4）水平段方向位于地震測線上或者靠近測線，且地震響應較好［6］。

2.2拓寬水平井部署思路

隨著水平井的規模應用，部署難度進一步增大。2013年不斷拓寬水平井部署思路，在部署方式、開發層系、目標砂體疊置類型及井型組合方式4個方面實現轉變，有力推進了水平井規模開發。

水平井開發初期，井控程度低，儲層及構造落實程度差，水平井實施風險大。水平井部署采用多口骨架井控制，即先部署、實施骨架井，根據骨架井實施效果，分析解剖砂體，然后部署、實施水平井。目前水平井實施水平井整體開發區建設，整體部署水平井，優選骨架井，先實施骨架井然后實施水平井，這樣很大程度上加快了氣田建設及縮短建設投資。大幅度減少骨架井實施數量，為開展集群化布井，工廠做作業提供依據。

蘇里格氣田上古主力氣層是盒8、山1，其呈不同的沉積相、沉積模式，導致水平井開發過程中擇優選取目標砂體實施。經過幾年的開發，目的砂體由切割類型轉變成堆積砂體，拓展了水平井目的砂體實施，保障了后續實施，擴大水平井實施范圍。

3　水平井地質導向

蘇里格氣田屬于典型的致密砂巖氣藏，儲層具有強非均質性，因此，水平井實施過程中鉆遇非儲層不可避免，所以需要規范現場資料，確保時效性和真實性，進而實現及時、準確的遠程決策，同時，針對水平井不同階段，提前做好各階段導向預案，及時制定對策，保障水平井順利實施。

3.1水平井導向前期準備

3.1.1深化地質認識是水平井導向的基礎深化地質認識首先讀懂水平井地質設計。目前蘇里格氣田水平井地質設計堅持“六圖一表”（地震剖面、砂體厚度、氣層厚度、頂面構造圖、氣藏剖面圖、軌跡設計圖及靶點預測表）為前期基礎資料，通過設計中的“六圖一表”明確設計井井區構造、儲層特征，靶點方位、海拔以及水平段長度等問題；其次，結合精細氣藏描述成果地質再認識，水平井實施過程把握設計目的及關鍵環節，制定調整意見，確保水平井順利實施［7-8］。

3.2水平井導向

水平井地質導向根據鉆井施工分為兩個階段，即：造斜到入靶電測為入靶階段；入靶后水平段鉆進為水平段階段。每個階段的側重點不同，針對每個階段側重點，形成導向技術及對策。

3.2.1入靶導向優選氣田區域標志層（石千峰組底界）和局部標志層（曲線組合形態、純泥巖薄層、GR異常值等），逐層對比，不斷修正入靶點。

井斜逐層逐次調整，避免井斜過大或過小造成入靶困難，通常的，優選石千峰組底部千5砂巖段作為造斜點；盒4段砂巖校正靶點符合率，井斜角基本達到30°～35°，盒5段確保井斜40°左右，由不同入靶層位預判鉆遇其他層段的井斜角，在預測氣層頂部以上1 m～3 m采取83°探頂［9］。

井斜83°下探的合理性分析：蘇里格氣田蘇6加密區儲層解剖表明，單個有效儲層的厚度1 m～8 m，主要在2 m～6 m，水平井堅持有效砂體中部入靶，有利于水平段井斜調整和儲層內部小層選擇空間。因此有效儲層頂至靶點垂厚控制在2 m～3 m最有利，受有效儲層長度制約，設計靶前距350 m，在入靶過程中需要合理控制井斜，減少靶前距的浪費。為防止目標層提前或滯后出現，對80°～86°井斜為探氣頂角度分析，得到結論：（1）工程上滿足摩阻與造斜最理想的狗腿度為小于6°；（2）在垂深2 m～3 m內增斜入靶的井斜角為82°～84°；（3）摩阻小、水平位移短且滿足2 m～3 m垂深及時入靶的理想組合是狗腿度5°時井斜83°，入靶位移變化41.89 m（見圖2）。

3.2.2水平段導向水平段導向是以調整、優化軌跡來提高儲層、有效儲層鉆遇率。基本思路：針對整體開發區、加密區、評價區前期評價后，通過提前實施較密集的骨架井、二維或三維地震，整合已知基礎資料，詳實水平段儲層展布特征，實時調整水平井模型或預測沿水平段二維儲層疊置規模，指導導向調整。同時，在此基礎上，由實鉆資料調整模型，聯合水平段的超前預測及時調整，確保水平井實施效果。綜上總結，水平井水平段導向即不斷精細刻畫儲層、修正儲層展布及構造，進行隨鉆分析，地質再認識，優化軌跡的過程。

圖2　水平井入靶逐層井斜調整圖

依據隨鉆資料，修正沉積相，識別微相類型有間灣、河道充填、心灘、底部滯留、落淤層，辨識側向穿出河道。從心灘至河道填充、廢棄河道到堤岸，沉積相特征表現在GR、氣測從高到低，巖性逐漸由中粗砂巖向粉砂、泥巖互層過渡，砂巖分選逐漸變差，巖屑顏色由灰白色向灰綠色及雜色泥巖轉變，確定側向穿出河道［10］。

依據地層、厚度、巖性對比，合理劃分砂體疊置期次；分析沉積相序列分析辨別隔夾層。垂向劃分砂體疊置期次，通過各期砂體巖性、氣測、GR及各層間夾層變化趨勢分析構造變化。當構造抬升時，容易從底部穿出砂體，鉆入圍巖，巖屑由中粗砂巖變為含礫粗砂巖后突變為灰黑色泥巖，垂向沉積微相表現為心灘或底部滯留到堤岸，穿出河道，GR由低值突然增大；當構造下降時，容易從頂部穿出砂體，進入圍巖，GR逐漸增大，巖性由砂巖、砂泥巖互層，逐漸變為泥巖，粒度由粗變細，與入靶對比巖性相似，具對稱性［11］（見圖3）。

4　成果與結論

（1）通過對水平井井位優選，中區桃2、蘇14、蘇西歷年完鉆水平井166口，開發效果不斷提高，水平段長度、砂巖及有效儲層長度持續增加。

（2）隨著地質導向技術不斷成熟，加大水平井鉆機優選，水平井鉆井周期不斷縮短。

（3）在儲層精細化描述的基礎上，堅持富集區優選，注重水平井整體部署，推行鉆井、地質、試氣與地面工程一體化建設，目前已基本建成蘇西2個整體開發區，開辟中區4個整體開發區。

（4）在以盒8為目的層的水平井開發的同時，不斷加大兼顧層位水平井優選力度，優選出山1、下古等新層系，以及階梯式新井型等水平井試驗，擴大水平井應用范圍，為提高儲層動用程度、實現水平井規模開發提供依據。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.015

TE142

B

1673-5285（2015）01-0054-04

2014－12－09

杜鵬，男（1985－），黑龍江齊齊哈爾人，2011年7月畢業于中國地質大學（北京）并獲碩士學位，工程師，目前從事蘇里格氣田開發技術工作，郵箱：dupeng_cq@petrochina.com.cn。