我國氣藏水平井技術(shù)應用綜述?

孫玉平 陸家亮 鞏玉政 霍 瑤 楊廣良

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部桑吉作業(yè)區(qū)，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油大學勝利學院石油工程系，山東 東營 257097）

0 引言

國外水平井技術(shù)于1928年提出[1]，20世紀40～70年代，美國和前蘇聯(lián)等國鉆了一批試驗水平井，由于缺乏經(jīng)驗，應用效果并不好，并一度認為水平井沒有經(jīng)濟效益[2]；20世紀70年代末80年代初，此項技術(shù)在全世界范圍內(nèi)得到廣泛重視，并由此形成了一個研究和應用水平井技術(shù)的高潮[3-5]，水平井技術(shù)逐漸成為提高油氣田單井產(chǎn)量及開發(fā)效益最有效的技術(shù)手段。截至2007年底，世界各種水平井總數(shù)超過4.5萬口，分布在60多個國家和地區(qū)[6]。目前水平井已廣泛應用于薄層、低滲透及稠油油藏和氣藏等的開發(fā)中[7-9]，尤其是近年在頁巖氣藏開發(fā)中的成功應用為世界開發(fā)頁巖氣等非常規(guī)資源開辟了新的道路[10]。

1 水平井開發(fā)油氣藏的優(yōu)勢

水平井，有文獻定義為“井斜角大于或等于86°并保持這種井斜角鉆進一定井段后完鉆的定向井”[14]，也有定義成“在鉆到目的層位時，井段斜度超過85°，水平距離超過目的層厚度10倍的井”[15]，還有定義為“最大井斜角保持在90°左右，并在目的層中維持一定長度的水平井段的特殊井”[16]。上述定義雖然略有不同，但都明確了水平井必須具備的兩層含義：較大的傾斜角和較長的水平段。

水平井技術(shù)之所以能夠在國內(nèi)外得到廣泛應用，主要得益于它較好的投入產(chǎn)出比。目前，國外水平井鉆井成本已降至直井的1.2～2倍，而產(chǎn)量則是直井的4～8倍[17-19]。水平井技術(shù)作為一項有潛力的新技術(shù)，主要有以下優(yōu)勢[1,20-23]：①恢復老井產(chǎn)能。在停產(chǎn)老井中側(cè)鉆水平井較鉆調(diào)整井或加密井更節(jié)約費用，能以較少的投入獲得更高的采收率。②開發(fā)復雜類型油氣藏。水平井在開發(fā)重油稠油油藏、以垂直裂縫為主的油氣藏、薄油氣藏、多層陡峭產(chǎn)層以及邊底水活躍儲層中具有技術(shù)上的優(yōu)勢。③有利于勘探開發(fā)評價。在勘探階段，水平井在目的層鉆進距離更長，可以更好更多地收集目的層的資料，發(fā)現(xiàn)新油氣藏；在開發(fā)評價階段，有利于油氣田開發(fā)井類型的優(yōu)化，制定科學的開發(fā)方案。④有利于環(huán)境保護。一口水平井可以替代多口直井，從而可以減少用地和鉆進過程中對環(huán)境的污染。

2 國內(nèi)氣藏水平井應用狀況及效果分析

2005年以后，國內(nèi)石油公司開展了新一輪水平井開發(fā)氣藏的先導試驗，且應用規(guī)模不斷擴大。經(jīng)過幾年的探索及試驗，氣藏水平井開發(fā)技術(shù)得到比較全面的提高，并在低滲透砂巖、火山巖、疏松砂巖、碳酸鹽巖和凝析氣藏的開發(fā)中取得一定的效果。

2.1 低滲透砂巖氣藏水平井開發(fā)

低滲透砂巖氣藏一般指儲層滲透率低、自然產(chǎn)能低、須采取增產(chǎn)工藝措施才能經(jīng)濟有效開發(fā)的氣藏。發(fā)展有效儲層預測、提高單井產(chǎn)量、低成本鉆采工藝與地面優(yōu)化簡化技術(shù)是經(jīng)濟有效開發(fā)此類氣藏的關(guān)鍵。水平井技術(shù)作為提高單井產(chǎn)量的有效手段，是開發(fā)此類氣藏的最主要方式之一。

蘇里格氣田水平井應用取得階段性進展，儲層鉆遇率由早期的25%提高到52%，單井產(chǎn)量也顯著提高，如蘇10-31-48H井初期日產(chǎn)氣為10×104m3，是周圍直井的10倍，目前生產(chǎn)穩(wěn)定。其他投產(chǎn)井也表現(xiàn)出一定的生產(chǎn)能力，由于生產(chǎn)時間較短，生產(chǎn)效果還需要時間來檢驗，同時儲層鉆遇率仍然有較大的提升空間。

川西新場氣田屬于典型的低滲透砂巖氣藏，氣田水平井應用一波三折，初期在中淺層開展了4口水平井先導試驗，自然產(chǎn)能僅為（0.4～0.8）×104m3／d，與直井相當。在認識到垂向滲透率的重要性后（垂向滲透率比水平滲透率低2～3個數(shù)量級），進行了壓裂改造，采取措施后產(chǎn)能達到（2～10.5）×104m3／d。

2.2 火山巖氣藏水平井開發(fā)

我國火山巖氣藏資源十分豐富，總資源量超過3×1012m3?；鹕綆r氣藏巖石類型異常繁多，巖性巖相及孔喉結(jié)構(gòu)極其復雜，儲層大多表現(xiàn)為低孔低滲的特征，儲層連通性差，直井開發(fā)往往具有單井產(chǎn)能和井控儲量較低的不足。水平井通過增加與儲層的接觸面積，連通橫向不連通或連通差的儲滲體，可以提高單井產(chǎn)能和井控儲量，提高氣藏整體開發(fā)效益。

我和安妮躡手躡腳地在中心內(nèi)部緩慢走動著。悄悄地推開一扇門，雪白的床單下有一個黑人男子，瘦到駭人的程度，用“骨瘦如柴”這樣的形容詞都是夸獎他，簡直就是幾根紫銅絲擰成的輪廓，無聲無息。如果不是因為睫毛有微微的顫動，簡直看不出有一點兒生命的跡象。

長嶺氣田屬于中低孔低滲氣藏，儲層綜合評價以Ⅰ類儲層為主。氣藏開發(fā)設計以水平井開發(fā)為主，先期完鉆的4口水平井儲層平均鉆遇率為91%，獲氣井3口，目前平均產(chǎn)量為34×104m3／d，單井控制儲量增加，如長深平1井動態(tài)儲量為31×108m3，是周圍直井的3.7倍。

徐深氣田屬于低孔低滲氣藏，非均質(zhì)性強，綜合評價以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主。完鉆水平井儲層平均鉆遇率為75%，徐深1-平1井試氣日產(chǎn)氣為13×104m3，徐深1-平2井試氣日產(chǎn)氣為20×104m3，僅為鄰近直井穩(wěn)定產(chǎn)量的2～3倍。

2.3 疏松砂巖氣藏水平井開發(fā)

該類氣藏具有埋藏淺、巖性疏松、氣層層數(shù)多、氣層薄、氣水關(guān)系復雜等特點，氣井出水、出砂和非均勻動用是制約氣田開發(fā)的關(guān)鍵因素。

臺南氣田2008年底投產(chǎn)水平井儲層平均鉆遇率為94%，單井日出水為0.6 m3，單井日產(chǎn)氣為18.7×104m3，平均試氣無阻流量為同層直井的2～2.5倍，水平井在控制出水和提高單井產(chǎn)量方面取得一定的開發(fā)效果。但個別水平井測試產(chǎn)量與直井差別不大，總體上不同儲層級別的水平井產(chǎn)量Ⅰ類>Ⅱ類>Ⅲ類，表明水平井開發(fā)此類氣藏存在明顯的選擇性。

以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主的澀北一號和澀北二號氣田的氣層層數(shù)更多、單層厚度更薄、含水更復雜，水平井開發(fā)效果更差，澀H5井和澀H6井初期產(chǎn)量分別為鄰近直井的1.3倍和0.5倍，水平井大幅度提高單井產(chǎn)量的優(yōu)勢沒能體現(xiàn)出來。

2.4 碳酸鹽巖氣藏水平井開發(fā)

碳酸鹽巖氣藏主要分布在塔里木、四川、鄂爾多斯和渤海灣盆地。

靖邊氣田下古馬五段為一套海相碳酸鹽巖地層，大面積分布，區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造平緩，厚度穩(wěn)定，主力氣層優(yōu)勢明顯，儲集空間以裂縫—溶孔為主，局部微裂縫發(fā)育，這些地質(zhì)條件較適宜水平井應用，統(tǒng)計的4口試采水平井平均產(chǎn)量為周邊直井的2.3～3.2倍。但是，氣藏古地貌侵蝕溝槽發(fā)育，局部小幅度構(gòu)造發(fā)育復雜，使得井眼軌跡控制難度大，儲層鉆遇率一直較低，2007年不足20%，2009年也僅為53%。

磨溪氣田雷口坡組氣藏為層狀孔隙性白云巖儲層，橫向分布穩(wěn)定，但儲層物性差（平均滲透率為0.26 mD），直井開發(fā)產(chǎn)量低。采用水平井開發(fā)后，儲層平均鉆遇率為92%，平均單井產(chǎn)量為3.6×104m3／d，為周圍直井的2倍，取得一定的效果。嘉陵江組氣藏構(gòu)造高低部位均見地層水，產(chǎn)層薄，儲量豐度低，Ⅲ類儲層儲量難以動用，造成水平井開發(fā)效果差。完鉆井11口，除2口井未投產(chǎn)外，剩余有7口井出水，4口井測試產(chǎn)量低，氣藏整體開發(fā)效果較差。

2.5 凝析氣藏水平井開發(fā)

國內(nèi)凝析氣藏水平井開發(fā)主要在塔里木油田進行，牙哈2-3凝析氣藏為塊狀底水氣藏，水平井開發(fā)該類氣藏具有生產(chǎn)壓差小、有效抑制氣竄和底水錐進、產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)期長、采收率高、經(jīng)濟效益顯著的優(yōu)勢，適宜凝析油含量高的凝析氣藏的高效開發(fā)。已鉆水平井4口，其產(chǎn)量是直井的3倍，鉆井成本僅為直井的2倍。

2.6 水平井技術(shù)應用小結(jié)

1）低滲透砂巖氣藏水平井開發(fā)能夠較好地克服單井產(chǎn)量低和井控儲量少的缺陷，是該類氣藏開發(fā)的有效手段。但是氣層較薄致使有效儲層預測困難，氣水關(guān)系復雜使鉆井面臨較大的風險，儲層物性差使得水平井不得不進行后期改造，水平井開發(fā)面臨挑戰(zhàn)，其適應性還有待進一步研究。

2）火山巖氣藏水平井開發(fā)具有明顯的選擇性，從應用效果看，Ⅰ類儲層是成功的，Ⅱ、Ⅲ類儲層表現(xiàn)出一定的不適應性，實施效果還有待進一步跟蹤觀察。

3）疏松砂巖氣藏水平井開發(fā)效果Ⅰ類好于Ⅱ類，Ⅱ類好于Ⅲ類。生產(chǎn)效果需要隨氣井的投產(chǎn)進一步觀察評估，及時總結(jié)實施情況，做好水平井技術(shù)的適應性研究。從目前的應用效果來看，對該類氣藏應慎重選用水平井開發(fā)。

4） 碳酸鹽巖氣藏水平井開發(fā)過程中，若水平井能夠準確鉆遇有效儲集層，則開發(fā)效果一般較好。但是由于此類氣藏儲集類型多、氣水關(guān)系復雜、縱橫向非均質(zhì)嚴重，水平井鉆井常常落空、鉆遇非有效儲集層、鉆遇水層，從而嚴重影響開發(fā)效果。

5） 目前國內(nèi)用水平井開發(fā)的凝析氣藏儲層較好，因此開發(fā)效果亦較好。

3 氣藏水平井技術(shù)使用條件及發(fā)展建議

3.1 使用條件

水平井應用規(guī)模越來越大，但并不是所有的氣田都可以通過鉆水平井獲得良好的經(jīng)濟效益。通過對國內(nèi)氣藏水平井開發(fā)效果的分析，認為水平井的使用須著重考慮以下幾點：

1） 儲層地質(zhì)特性和儲量規(guī)模。水平井的特點是提高單井產(chǎn)量和單井控制儲量，因此相對直井，水平井在開發(fā)滲透率低、裂縫發(fā)育、單層有效厚度薄、儲量豐度低的氣藏中具有技術(shù)上的優(yōu)勢。但是，氣藏必須具有一定的空間展布，具備一定的儲量基礎，從而保障水平井開發(fā)在較長的時間內(nèi)經(jīng)濟有效。

2） 縱向?qū)訑?shù)不宜過多。對于層多且薄的氣藏，水平井往往只能控制若干小層，難以構(gòu)成主力井網(wǎng)。因此，多層氣藏開發(fā)時，需要氣藏具有主力儲層并能準確預測主力儲層，否則需要慎重使用水平井。

3）縱向滲透率與水平滲透率差別不宜過大。直井周圍的氣體流動表現(xiàn)為平面徑向流，而水平井相當于一個躺倒的直井，表現(xiàn)出橢圓流的形態(tài)。若兩個方向滲透率差別太大，則水平井的自然產(chǎn)能與直井相差不大。對于該類儲層，需要認識水平井壓裂改造的可行性，若可行性較低，則氣藏亦不適合采用水平井開發(fā)。

4）氣水關(guān)系簡單的塊狀底水氣藏適宜應用水平井開發(fā)。與直井相比，水平井開發(fā)該類氣藏具有降低生產(chǎn)壓差，抑制氣竄和底水錐進速度，實現(xiàn)產(chǎn)量高、無水生產(chǎn)期長、采收率高、經(jīng)濟效益好的目的。

實際上，從國內(nèi)水平井應用情況來看，制約水平井規(guī)模應用的因素還比較多。因此，要結(jié)合水平井開發(fā)的特點，即延長泄氣半徑以達到提高單井動用儲量、實現(xiàn)高產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)，深入研究使用水平井的可行性。

3.2 發(fā)展建議

1）繼續(xù)開展水平井應用跟蹤及儲層適應性研究。我國水平井規(guī)模應用的時間較短，開發(fā)中存在的問題可能還沒有充分暴露出來，潛在風險依然存在，因此有必要繼續(xù)跟蹤水平井生產(chǎn)動態(tài)，客觀評價開發(fā)效果和使用條件。尤其是實現(xiàn)水平井規(guī)模開發(fā)的氣田，不能滿足于短期的開發(fā)成果，而必須密切跟蹤開發(fā)動態(tài)，真正摸索出水平井開發(fā)各類儲層的適應性。

2）繼續(xù)開展水平井配套技術(shù)研究。水平井應用是否成功很大程度上取決于配套技術(shù)是否完善，例如地質(zhì)導向技術(shù)，國外MWD（隨鉆測量）和LWD（隨鉆錄井）導向儀器的出現(xiàn)實現(xiàn)了水平井鉆井定向，大大提高了中靶準確率和生產(chǎn)井產(chǎn)量，而我國地質(zhì)導向技術(shù)相對不完善，儲層鉆遇率依然較低。此外，對水平井欠平衡鉆井、氣體鉆井技術(shù)、低損害鉆井液鉆水平段、水平井分段壓裂改造等配套技術(shù)還需要進行進一步研究。

3）開展水平井開發(fā)經(jīng)濟效益分析。我國天然氣開發(fā)對象日趨復雜，水平井開發(fā)成本一般為直井的2～2.5倍，為保障氣藏開發(fā)的經(jīng)濟效益，要求水平井不僅初期產(chǎn)量高，還必須具備一定的穩(wěn)定生產(chǎn)能力。工程技術(shù)人員要認真做好氣藏工程研究，水平井單井產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)分析，水平井投入和產(chǎn)出分析，確保做到氣藏開發(fā)技術(shù)水平高、經(jīng)濟效益好。

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