致密砂巖氣藏水平井參數優化

付鎖堂 費世祥 葉 珍 何 磊 崔越華

1.中國石油長慶油田公司 2.低滲透油氣田勘探開發國家工程試驗室3.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院 4.中國石油長慶油田公司第四采氣廠

水平井是提高致密砂巖氣藏單井產量的有效手段[1-3]，鄂爾多斯盆地致密砂巖氣藏總體呈現儲層橫向變化快、縱向多層發育的地質特征，水平井有效規模開發難度較大。北美地區開發致密砂巖氣藏的技術最為成熟，認為水平井在致密砂巖氣藏不具有普遍適用性，只有在特定地質條件下才能達到一定效果，其中層狀儲層中應用效果較好[3]。國內目前投入開發的致密砂巖氣藏多數以河流相典型透鏡體砂巖為主，與直井相比，水平井選井地質條件更為苛刻，對含氣層段、砂體規模的地質認識更加精細[4]。水平井設計參數優化，特別是強非均質性氣藏水平井的軌跡類型、水平段長度一直是困擾國內外學者的研究難題。筆者以該盆地蘇里格氣田某區塊為例，從氣田地質解剖入手，基于已投產水平井單井控制動態儲量、產能等動態指標精細評價，從沉積位置、儲層厚度、鉆遇儲層長度、井段位置、軌跡類型、改造方式等與動態指標的關系，分析影響水平井開發指標的主控因素，并應用灰色關聯法量化分析各參數對水平井產氣能力的貢獻值。通過上述研究優化水平井設計參數，有效提升了水平井開發效果。

1 水平井動態指標評價

蘇里格氣田某區塊自2011年開始采用水平井進行開發，取得了較為豐富的生產動態資料，具備氣井指標精細評價的基礎。

1.1 氣井單井控制天然氣動態儲量評價

由于蘇里格氣田采用井下節流生產模式，大部分氣井不測地層壓力，測試資料缺乏[5-6]，準確評價動態儲量難度大。為此，筆者以物質平衡理論為基礎，對氣田早期100余口未進行井下節流生產、具有豐富壓力資料的氣井，采用壓降法進行動態儲量評價，繪制不同井口套壓與動態儲量采出程度（累計產氣量/動態儲量）的關系曲線（圖1）。根據回歸公式（1），推導得到公式（2），建立了利用井口套壓和累計產氣量預測動態儲量的礦場統計方法。

式中Gp表示氣井生產到某一時刻時的累計產氣量，104m3；G動表示氣井最終控制動態儲量，104m3；f表示氣井生產到某一時刻時的采出程度；p套表示氣井生產到某一時刻時的井口套壓，MPa。

圖1 蘇里格氣田某區塊套壓與動態儲量采出程度關系交會圖

該方法不受生產時間、地層壓力測試資料和生產狀況的影響，可實現利用常規生產數據評價氣井動態儲量。評價蘇里格氣田某區塊200余口水平井動態儲量介于0.12×108～2.51×108m3，平均為0.86×108m3（圖 2）。

圖2 蘇里格氣田某區塊氣井單井控制天然氣動態儲量評價結果柱狀圖

1.2 前3年的產量水平

蘇里格氣田屬于典型的致密砂巖氣藏，氣井井下節流，難以穩定生產，產能及井底壓力測試資料有限，無法利用常規的經驗法、采氣指示曲線法和節點分析法進行氣井產量評價。針對上述難點，利用套壓、日產氣量等常規生產數據及動態儲量評價結果，建立了蘇里格氣田某區塊氣井產量—套壓—動態儲量關系模型，從而評價氣井前3年的產量水平。按照蘇里格水平井穩產3年的開發模式，某區水平井井均動態儲量為0.86×108m3，3年末套壓為5.3 MPa，預測水平井前3年產量區間為0.67×104～9.64×104m3/d，平均為 4.0×104m3/d（圖 3）。

圖3 蘇里格氣田某區塊套壓—動態儲量—產氣量關系圖版

通過上述方法，對蘇里格氣田某區塊水平井動態儲量、氣井產能等動態指標進行了精細評價，為動靜結合分析水平井產能影響因素奠定了基礎。

2 水平井產能影響因素分析

由于受到致密砂巖氣藏儲集體地質結構復雜、鉆完井工藝及壓裂改造方式等影響，如何明確影響致密砂巖氣藏水平井單井產能的主控因素變得十分困難，也是目前國內外專家學者研究的熱點、難點問題之一。在致密砂巖氣藏水平井生產過程中，影響水平井產能的因素比較多，沉積微相、鉆遇儲層厚度及長度、水平段軌跡類型等靜態實施效果以及儲層改造方式等，都會對水平井產能有不同程度的影響。無阻流量和單井控制動態儲量等動態參數可以客觀反映水平井的生產能力，本文將沉積微相、鉆遇儲層長度、軌跡類型、改造方式等影響因素和無阻流量、單井控制動態儲量等動態參數相結合，分析影響水平井產能的主要因素?？紤]不同因素之間可能會產生相互干擾，因此，在單一因素分析過程中選取其他因素相同或近似的水平井進行分析，確保了不同因素分析結果的準確性。最后，綜合采用灰色關聯法對不同影響因素進行系統分析，量化評價各因素對水平井產氣能力的影響程度。

2.1 沉積微相

蘇里格氣田某區塊下二疊統下石盒子組8段為典型的辮狀河三角洲平原沉積[7]，儲層砂體類型主要為心灘和河道充填沉積，河道邊界特征不明顯，沉積砂體具有縱橫向變化快、非均質性強等特征。基于巖心觀察、測井響應特征分析，將盒8段儲層砂體結構劃分為4類：箱形、鐘形、齒化鐘形及指形，不同砂體結構分別對應不同的沉積微相和水動力條件（表1）。研究區盒8段砂體一般由一種或多種砂體結構類型相互疊置而成，底部多為突變接觸方式，頂部突變或漸變接觸方式均有[8]。

將蘇里格氣田某區塊鉆遇心灘、河道中心、河道邊部等不同沉積位置的198口水平井系統分類，選取水平段鉆遇儲層長度相當的水平井，結合無阻流量、前3年平均日產量、單井動態儲量進行分析。心灘微相位置的箱型砂體水平井動態儲量一般為 0.52×108～ 2.03×108m3（平均為 1.34×108m3），無阻流量為 21.6×104～ 165.7×104m3/d（平均為68.7×104m3/d），前3年平均產量為2.4×104～9.0×104m3/d（平均為5.6×104m3/d）；河道微相鐘形砂體水平井動態儲量一般為0.15×108～ 2.51×108m3（平均為0.93×108m3），無阻流量為1.4×104～204.2×104m3/d（平均為44.4×104m3/d），前3年平均產量為0.7×104～ 9.6×104m3/d（平均為4.10×104m3/d）；河道邊部指狀砂體水平井動態儲量一般為 0.08×108～ 1.61×108m3（平均為 0.68×108m3），無阻流量為3.2×104～105.7×104m3/d（平均為29.3×104m3/d），前3年平均產量為0.5×104～8.7×104m3/d（平均為2.80×104m3/d）。分析結果表明，在心灘微相位置的箱型砂體水平井平均動態儲量、平均無阻流量及前3年平均日產量最高，河道微相鐘形砂體次之，河道邊部指狀砂體最差（圖4）。因此，在開發過程中要盡量避免在河道邊部實施水平井，強化沉積微相及砂體精細描述，落實砂體空間展布特征，尋找主砂帶部署水平井。

表1 蘇里格氣田某區塊盒8段不同沉積微相砂體結構類型表

圖4 蘇里格氣田某區塊不同沉積微相水平井開發指標統計柱狀圖

2.2 儲層厚度

在沉積微相、水平段長度等參數相當條件下，針對蘇里格氣田某區塊160多口水平井前3年平均日產量、動態儲量與氣層和砂巖厚度開展了相關性分析。在相應水平段長度下，如果以單井動態儲量0.5×108m3、前3年平均產氣量3.0×104m3/d為下限，研究區實際有效水平段長度為700～1 000 m情況下，對應水平井開發砂體厚度下限為8 m（圖5）。因此，在水平井部署過程中，蘇里格氣田某區塊應以砂體厚度8 m為下限優選水平井開發有利區。

2.3 鉆遇儲層長度

鉆遇儲層長度是水平井參數優化的重點和難點。蘇里格氣田某區塊盒8下亞段主力含氣層系優勢明顯，有效砂體發育模式以心灘橫向切割連通型、具泥質隔層的心灘疊置型和具物性夾層的心灘疊置型為主，水平段以穿越盡可能多砂體、控制盡可能多儲量為首要目標，受復合疊置砂體的規?？刂芠9]。在儲層厚度相近條件下，綜合考慮研究區水平井地質及生產特征，結合儲層長度與動態儲量、無阻流量開展相關性分析。分析表明，鉆遇儲層長度與動態儲量、無阻流量總體呈正相關，水平段鉆遇有效儲層越長，整體產能越高（圖6）。因此，在氣田水平井實施過程中，應系統考慮經濟成本等因素，不斷強化地質認識及水平井跟蹤導向，確保獲得理想的水平段長度。

2.4 儲層位置

儲層鉆遇率和有效儲層鉆遇率是表征水平井靜態實施效果的關鍵參數，鉆遇率越高，水平段實施效果越好。但水平井現場隨鉆導向過程中，水平段儲層鉆遇率和有效儲層鉆遇率一般很少達到100%，極少全井段連續鉆遇同一套含氣砂體，通常會鉆遇不等間隔的非儲層段。儲層位置指水平段上有效儲層出現的相對位置，根據水平井實鉆軌跡剖面上有效儲層所分布的相對位置及規模，分為全段式、三段式、兩段式、單段式等4種主要類型（圖7）。

圖5 蘇里格氣田某區塊儲層厚度與動態儲量、前3年產量相關性分析圖

圖6 蘇里格氣田某區塊有效儲層長度與無阻流量、動態儲量相關性分析圖

選取沉積微相、儲層厚度、水平段長度等條件相當的水平井，結合動態儲量、試氣無阻流量、前3年平均日產氣量等動態參數進行對比分析，全段式水平井平均動態儲量為1.5×108m3，平均無阻流量為99×104m3/d，前3年平均產量為6.5×104m3/d；三段式水平井平均動態儲量為1.1×108m3，平均無阻流量為52×104m3/d，前3年平均產量為4.8×104m3/d；兩段式水平井平均動態儲量為0.8×108m3，平均無阻流量為35×104m3/d，前3年平均產量為3.5×104m3/d；單段式水平井平均動態儲量為0.7×108m3，平均無阻流量為30×104m3/d，前3年平均產量為3.2×104m3/d，水平井開發效果從好到差依次為：全段式＞三段式＞兩段式＞單段式（圖8）。全段式水平井開發指標最優，單段式水平井開發效果最差，尤其對于有效儲層鉆遇率較低的單段式水平井，其總體效果相當于常規的直/定向井。因此，在水平段導向過程中應以全段式、三段式水平井為鉆井目標，密切結合錄井巖屑、隨鉆伽馬、鉆時、氣測等資料，建立精確地質模型，不斷完善地質認識，做到實時分析、準確調整，保證水平段實施效果。

2.5 軌跡類型

依據自然伽馬曲線形態特征，結合露頭砂體疊置模式研究成果，將儲集砂體分為塊狀厚層、多層疊置、分段薄層和薄互層等4種類型?；谀繕松绑w類型及特征，建立了平直型、大斜度、階梯型等3種水平段軌跡設計模式。即：塊狀厚層砂體，橫向砂體連續性好，水平段軌跡設計為平直型；多層疊置砂體，局部發育泥質夾層，水平段軌跡設計為大斜度；分段層狀砂體，發育穩定泥巖隔層，水平段軌跡設計為階梯型[10]（圖9）。

圖7 蘇里格氣田某區塊不同儲層位置水平井軌跡圖

圖8 蘇里格氣田某區塊不同儲層位置水平井開發指標統計柱狀圖

蘇里格氣田某區塊通過差異化軌跡設計顯著提高了有效儲層鉆遇率和儲量動用程度。目前，致密砂巖氣藏平直型、階梯型、大斜度水平井比例約為60%、10%、30%。為明確不同軌跡類型水平井的開發效果，同時指導后期水平井地質設計優化和現場隨鉆導向，采用多因素分析方法對不同軌跡類型水平井相應開發效果參數進行綜合對比分析。研究表明，不同軌跡類型水平井開發效果從好到差依次為：平直型＞大斜度＞階梯型。當水平段長度超過600 m時，平直型水平井的優勢更加突出；當有效儲層長度小于400 m時，水平井開發效果與直井相似，階梯型水平井效果相對較好。通過分析不同軌跡類型水平井動態儲量、無阻流量的關系，明確了3種軌跡類型水平井的開發效果，在后期水平井地質設計過程中，應強化砂體精細刻畫，揭示砂體內部結構特征，厘定砂體發育規模，根據地質條件優化軌跡設計（圖10）。

2.6 改造方式

水平井可以最大限度增加儲層有效泄流面積，但是對于非均質性強的致密巖性氣藏，多數水平井初產很難獲得高產工業氣流，只有進行適當的儲層改造才可以獲得經濟效益產能[11]。致密砂巖氣藏水平井儲層改造工藝目前主要有水力噴射分段壓裂、裸眼封隔器分段壓裂、體積壓裂等3種。目前，蘇里格氣田某區塊水力噴射分段壓裂井數占85.5%，平均改造7段，天然氣無阻流量為37.3×104m3/d；裸眼封隔器分段壓裂井數占6.6%，平均改造7段，無阻流量為61.8×104m3/d；體積壓裂井數占7.9%，平均改造12段，無阻流量為51.4×104m3/d。

圖9 蘇里格氣田某區塊水平井軌跡模式圖

圖10 蘇里格氣田某區塊不同軌跡類型水平井開發效果參數對比分析圖

儲層鉆遇效果相同條件下，統籌考慮水平井經濟成本等因素，采用傳統統計學方法，結合儲層靜態、生產動態等參數分析了不同改造方式對水平井產能的影響。水平井壓裂改造段數較多時（8～11段），裸眼封隔器、體積壓裂水平井平均無阻流量超過45×104m3/d、前3個月初期產量超過5.6×104m3/d、前3年平均產量4.2×104m3/d，是水力噴射改造水平井各項動態指標的1.2～2.0倍，明顯優于水力噴射；而壓裂改造段數較少時（6～7段），裸眼封隔器改造效果最好（圖11）。分析表明，致密砂巖氣藏水平井改造效果由好到差為裸眼封隔器、體積壓裂、水力噴射。在致密砂巖氣藏水平井壓裂試氣求產過程中，應充分論證不同改造方式的適用性和可行性，優化試氣方案設計，確保好的試氣及生產效果。對于能夠滿足不同改造方式適用條件的水平井，裸眼封隔器為最優改造方式。

2.7 灰色關聯法分析

影響水平井產氣能力的因素較多，包括沉積位置、儲層厚度、水平段儲層長度、井段位置、軌跡類型、改造方式等因素，但各因素對氣井產氣能力的影響程度難以確定。針對該問題，采用灰色關聯法對各種參數進行綜合分析，評價出各因素對水平井產氣能力影響的程度[12-14]。

灰色關聯分析方法步驟如下：

式中Xi表示自變量序列，i=1，2，…，m；m表示選取參數的數量；n表示樣本數量。

對于0＜ξ＜1,令

式中ξ表示分辨系數，無因次；k表示樣本數值；x0(k)表示樣本的無量綱化，無因次；xi(k)表示樣本的無量綱化，無因次；γ表示關聯度，無因次。

鉆遇儲層長度、儲層厚度可以量化，但儲層位置、沉積微相、軌跡類型、改造方式無法定量。根據上述參數與動態指標的關系，采用動態儲量比例定量描述不同儲層位置、沉積微相、軌跡類型，采用前3年平均產量比例定量描述不同改造方式，從而評價各參數對氣井產氣能力的影響程度 （表2）。

圖11 蘇里格氣田某區塊不同壓裂工藝水平井開發效果參數相關性分析圖

采用灰色關聯法對186口水平井進行評價，按照井數平均分為3類。其中：Ⅰ類井62口，綜合因子0.48；Ⅱ類井62口，綜合因子0.3；Ⅲ類井62口，綜合因子0.18 （圖12、表3）。

評價結果表明，鉆遇儲層長度對水平井產能的影響最大，其次是儲層位置、沉積微相、儲層厚度、軌跡類型、改造方式。

3 應用情況

通過水平井產能影響因素分析，明確了蘇里格氣田某區塊適合水平井開發的地質條件和設計參數，為水平井高效開發和順利實施提供了指導。結合區塊井控程度，合理規劃開發井網，開展河道砂體規模和儲層展布規律研究，落實盒8段氣藏儲集砂體空間展布特征。依據砂體空間展布及構型分析等認識，將研究區劃分為4個不同的地質區帶。針對不同區帶地質特點，優化井型組合，建立了“水平井整體開發、水平井立體開發、大叢式混合井組開發、大叢式直定向井組開發”4種部署模式（圖13），提高了部署的針對性和適用性。

在蘇里格氣田某區塊水平井開發過程中，不斷優化水平井部署模式和地質設計參數，加強水平井地質導向，優選試氣改造方案，高效建成30×108m3/a產能規模，水平井實施效果突出。目前，完鉆水平井儲層鉆遇率平均超過75%，有效儲層鉆遇率超過60%，試氣平均無阻流量超過40×104m3/d，水平井產能比例超過70%，水平井單井產量達到直井4倍。

表2 蘇里格氣田某區塊水平井產氣能力影響因素定量化結果表

圖12 蘇里格氣田某區塊水平井綜合因子評價結果柱狀圖

表3 蘇里格氣田某區塊分類氣井綜合因子評價結果表

圖13 蘇里格氣田某區塊開發模式圖

4 結論

1）針對蘇里格型氣井生產特征，建立氣井單井控制動態儲量和前3年平均日產量評價新方法。評價蘇里格氣田某區塊氣井單井控制動態儲量為0.12×108～ 2.51×108m3，平均為 0.86×108m3；前3年水平井的合理產量區間為0.67×104～9.64×104m3/d，平均為4.0×104m3/d。

2）從沉積微相、儲層厚度、鉆遇儲層長度、井段位置、軌跡類型、改造方式等與動態指標關系，分析水平井產能影響因素，并應用灰色關聯法分析各參數對水平井產氣能力貢獻值。結果表明：鉆遇儲層長度對水平井產能影響最大，其次是儲層位置、沉積微相、儲層厚度、軌跡類型、改造方式。

3）明確了致密砂巖氣藏水平井部署有利地質條件和設計參數：目標層為心灘和河道中部微相沉積，疊合砂體厚度大于8 m，橫向展布相對穩定；考慮經濟效益化條件下盡可能實施較長平直型水平井，保證鉆遇儲層長度最大化；改造方式以裸眼封隔器為主。

4）根據砂體空間展布及構型分析等認識，劃分不同開發區帶，優化井型組合，建立了“水平井整體開發、水平井立體開發、大叢式混合井組開發、大叢式直定向井組開發”4種部署模式，開發效果良好。

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