蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)技術(shù)

李文權(quán)

(中油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

?

蘇53區(qū)塊水平井整體開發(fā)技術(shù)

李文權(quán)

(中油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

針對(duì)蘇里格氣田單井產(chǎn)量低、水平井開發(fā)無(wú)法達(dá)到預(yù)期效果等問(wèn)題，運(yùn)用蘇里格地區(qū)水平井開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，在蘇53區(qū)塊開展水平井整體開發(fā)試驗(yàn)。利用數(shù)值模擬、地震反演、微地震裂縫監(jiān)測(cè)等技術(shù)手段，進(jìn)行油氣富集區(qū)優(yōu)選、整體部署、地質(zhì)導(dǎo)向、壓裂增產(chǎn)等關(guān)鍵技術(shù)研究。研究表明：開發(fā)區(qū)適合采用600 m×1 200 m不規(guī)則菱形井網(wǎng)開發(fā)，合理水平段長(zhǎng)度為1 000～1 200 m。目前區(qū)塊天然氣生產(chǎn)能力為20.0×108m3/a，水平井初期平均單井產(chǎn)氣量超過(guò)8.0×104m3/d。研究成果對(duì)致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

水平井；整體開發(fā)技術(shù)；地質(zhì)導(dǎo)向；壓裂增產(chǎn)技術(shù)；蘇53區(qū)塊

1 區(qū)塊概況

蘇里格氣田位于長(zhǎng)慶靖邊氣田西北側(cè)的蘇里格廟地區(qū)，含氣層為上古生界二疊系下石盒子組的盒8段及山西組的山1段[1-2]。儲(chǔ)層巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖以及少量的石英砂巖，氣藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏，屬于低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度的大型氣藏。蘇53區(qū)塊位于蘇里格氣田的西北部，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部中帶，區(qū)塊面積為999 km2。區(qū)塊2010年開展水平井整體開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)，2013年底建成20×108m3/a天然氣生產(chǎn)能力，是目前蘇里格地區(qū)實(shí)施水平井整體開發(fā)的唯一區(qū)塊[3]。

2 水平井整體開發(fā)優(yōu)勢(shì)

2.1 地質(zhì)特征

水平井整體開發(fā)主要具備以下幾個(gè)基本地質(zhì)條件[4]：①根據(jù)地震資料預(yù)測(cè)結(jié)果，試驗(yàn)區(qū)為含氣富集區(qū)；②含氣面積廣，整個(gè)試驗(yàn)區(qū)大面積含氣，確保井位覆蓋率在90%以上，滿足水平井整體部署要求；③蘇53-4井區(qū)平均儲(chǔ)量豐度為1.92×108m3/km2，儲(chǔ)量集中，豐度相對(duì)較高，具有水平井開發(fā)資源基礎(chǔ)；④砂體厚度大，氣層相對(duì)發(fā)育，氣層厚度集中分布為10～15 m，橫向展布相對(duì)穩(wěn)定，滿足水平井橫穿多個(gè)砂體的要求；⑤縱向上儲(chǔ)層集中發(fā)育，各小層隔夾層較薄，盒8段5、6小層平均夾層為4.1 m，滿足致密氣藏水平井裸眼完井壓裂改造增加動(dòng)用儲(chǔ)量的需求；⑥試驗(yàn)區(qū)內(nèi)評(píng)價(jià)井試采效果好，具有較好的工業(yè)氣流。

2.2 開發(fā)經(jīng)驗(yàn)

蘇10區(qū)塊作為水平井開發(fā)前期試驗(yàn)區(qū)塊，現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)歷3個(gè)階段：①自然產(chǎn)能水平井階段。蘇10-30-38H井是該區(qū)塊第1口水平井，未進(jìn)行壓裂，初期產(chǎn)量約為2.0×104m3/d，未達(dá)到水平井預(yù)期效果；②水力噴射壓裂階段。選取2口水平井引進(jìn)水力噴射壓裂技術(shù)，平均單井初期產(chǎn)量為4.2×104m3/d，產(chǎn)能明顯提高；③裸眼封隔器分段壓裂階段。在水力噴射壓裂技術(shù)基礎(chǔ)上，選取1口井進(jìn)行裸眼封隔器分段壓裂試驗(yàn)，無(wú)阻流量為35.9×104m3/d，初期產(chǎn)量超過(guò)7.0×104m3/d，基本確定裸眼封隔器分段壓裂改造為水平井基本改造技術(shù)[5]。

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 水平井整體部署

3.1.1 水平段參數(shù)設(shè)計(jì)

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)[6]，該區(qū)水平井合理水平段長(zhǎng)度為800～1 200 m。水平井整體設(shè)計(jì)考慮以下2個(gè)方面：①充分利用二維地震資料，將水平井入靶點(diǎn)設(shè)計(jì)在地震測(cè)線上，利用地震資料指導(dǎo)水平井準(zhǔn)確入靶；②根據(jù)山1段和盒8段砂體發(fā)育情況，結(jié)合工程施工能力設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度。盒8砂體較發(fā)育，儲(chǔ)層厚度及連續(xù)性都優(yōu)于山1段，工程施工難度相對(duì)較小。綜合考慮，設(shè)計(jì)盒8段、山1段水平段長(zhǎng)度分別為1 200 m和1 000 m。

水平井方位優(yōu)化兼顧沉積特征和后期壓裂改造效果。研究區(qū)目的層屬于河流相沉積，河道近北東—南西向展布，單河道寬度一般為300～800 m，河道擺動(dòng)性強(qiáng)，多期河道相互疊加，互相切割[7]。由于主河道方向相對(duì)穩(wěn)定，水平段橫切主河道，能滿足水平井統(tǒng)一方位，整體部署。另外，河道相互疊置，部分小層之間隔層較薄，可以滿足水平段長(zhǎng)度的需求。數(shù)值模擬結(jié)果表明：當(dāng)水平段方位與地層最大主應(yīng)力方向垂直時(shí)，可以大大提高后期的壓裂改造效果。蘇53區(qū)塊儲(chǔ)層最大主應(yīng)力方向與蘇里格地區(qū)保持一致，為北偏東60～80°。因此，設(shè)計(jì)水平段方位分別為北西向347°和南東向167°。

水平段在氣層中最佳位置是位于氣層的中部[8]。然而理論研究往往忽略目的層的非均質(zhì)性，通常是一種理想模型。水平井整體開發(fā)過(guò)程中，優(yōu)先考慮氣層較發(fā)育的小層作為水平井目的層。當(dāng)各個(gè)小層均較發(fā)育時(shí)，將各個(gè)小層作為一個(gè)開發(fā)層系看待，使水平段位于整個(gè)層系的中部，確保后期壓裂改造效果，增加動(dòng)用儲(chǔ)量。

3.1.2 井網(wǎng)、井距優(yōu)化

開發(fā)區(qū)井網(wǎng)確定的原則是在不產(chǎn)生井間干擾情況下，最大程度動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量。井網(wǎng)的優(yōu)化以水平井參數(shù)優(yōu)化為前提，在方位、水平井段長(zhǎng)度及靶點(diǎn)等基本參數(shù)確定的情況下，優(yōu)選網(wǎng)型和井距。

井網(wǎng)優(yōu)化。根據(jù)沉積及砂體展布特征，若采用相對(duì)布井的矩形井網(wǎng)，容易出現(xiàn)井間干擾，且井間儲(chǔ)量動(dòng)用程度低?？紤]到蘇53區(qū)塊沉積相特點(diǎn)和地層的非均質(zhì)性，在方案設(shè)計(jì)中采用南北向排距大于東西向井距的近似菱形的不規(guī)則井網(wǎng)，滿足砂體分布特征，井排間井點(diǎn)交叉分布，可以鉆遇2井之間寬度較窄的條帶狀砂體，與長(zhǎng)方形井網(wǎng)相比，能提高砂體鉆遇率，而且便于開發(fā)后期的靈活調(diào)整。同時(shí)運(yùn)用Eclipse數(shù)值模擬對(duì)2種方案進(jìn)行了論證(圖1)。綜合表明，采用交錯(cuò)布井的菱形井網(wǎng)比較合理。

圖1 不同井網(wǎng)與產(chǎn)量關(guān)系曲線

井距優(yōu)化。水平井合理井距的確定主要依據(jù)以下幾點(diǎn)：①運(yùn)用壓力恢復(fù)測(cè)試法、經(jīng)濟(jì)極限合理井網(wǎng)密度法等傳統(tǒng)方法對(duì)整體開發(fā)區(qū)井距進(jìn)行論證，結(jié)果表明合理井距為600～730 m；②數(shù)值模擬結(jié)果可知，蘇53區(qū)塊合理井距為600 m。

綜上所述，整體開發(fā)區(qū)采用600 m×1 200 m不規(guī)則菱形井網(wǎng)開發(fā)比較符合氣藏開發(fā)實(shí)際。

3.2 地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

3.2.1 現(xiàn)場(chǎng)導(dǎo)向預(yù)判及調(diào)整

(1) 入靶前調(diào)整。地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的前提是選準(zhǔn)標(biāo)準(zhǔn)層，精細(xì)地層對(duì)比，利用地層厚度調(diào)整、海拔校正等方法建立儲(chǔ)層地質(zhì)模型[10]。由于受構(gòu)造、相變等因素的影響，實(shí)鉆過(guò)程中會(huì)出現(xiàn)目的層比設(shè)計(jì)深度提前或推后的現(xiàn)象，現(xiàn)場(chǎng)導(dǎo)向做到以下幾點(diǎn)：①以地質(zhì)模型為參考，實(shí)時(shí)跟蹤鉆井進(jìn)度，觀察巖性、鉆時(shí)、氣測(cè)等現(xiàn)場(chǎng)顯示，綜合考慮構(gòu)造、沉積等影響因素，發(fā)現(xiàn)目的層深度與設(shè)計(jì)不符時(shí)，在井斜約65°左右時(shí)進(jìn)行調(diào)整；②為防止目的層發(fā)生相變，根據(jù)最后一次目的層預(yù)測(cè)結(jié)果，提前1～2 m垂深使井斜達(dá)83～84°左右探頂，為入靶做準(zhǔn)備；③由于水平段上調(diào)比較困難，當(dāng)無(wú)法確定儲(chǔ)層厚度時(shí)，入靶點(diǎn)寧淺勿深。目前整體開發(fā)區(qū)完鉆水平井入靶成功率為100%。

(2) 水平段控制。水平段導(dǎo)向主要目的就是提前預(yù)判，避開泥巖。當(dāng)鉆遇泥巖時(shí)，做出正確調(diào)整，及時(shí)找回儲(chǔ)層。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)導(dǎo)向經(jīng)驗(yàn)，對(duì)蘇里格地區(qū)鉆遇的泥巖進(jìn)行歸類，并提出對(duì)應(yīng)調(diào)整政策。泥巖類型主要包括：夾層泥巖、頂界泥巖、底界泥巖、相變泥巖、疊置砂體間泥巖等。當(dāng)鉆遇泥巖時(shí)，及時(shí)對(duì)比，根據(jù)模型及實(shí)鉆資料，對(duì)泥巖類型做出及時(shí)準(zhǔn)確判斷，根據(jù)泥巖類型采取相應(yīng)的調(diào)整措施，確保水平井順利完鉆和高儲(chǔ)層鉆遇率。

3.2.2 地震資料在水平井導(dǎo)向中的應(yīng)用

通過(guò)對(duì)鉆井、錄井、測(cè)井等資料的綜合性解釋和研究，運(yùn)用三維地質(zhì)建模技術(shù)，建立起地層和構(gòu)造的三維空間分布模型。同時(shí)，利用地震反演技術(shù)，將地震資料融入到地質(zhì)模型當(dāng)中，在井控程度低的區(qū)域，主要用地震資料預(yù)測(cè)儲(chǔ)層分布規(guī)律，在井控程度高的富集區(qū)，用地震反演成果校正三維地質(zhì)模型，通過(guò)地震資料的注入，建立氣藏三相巖相模型和氣藏屬性模型(圖2)。

圖2 EW方向模擬氣層分布剖面

在水平井實(shí)鉆過(guò)程中，山1段水平井對(duì)導(dǎo)向技術(shù)的要求相對(duì)較高。地震模型在山1段水平井地質(zhì)導(dǎo)向中起到很好的指導(dǎo)作用(圖3)。由圖3可知，實(shí)鉆儲(chǔ)層情況與模型符合率很高，該井砂巖鉆遇率為100%，有效儲(chǔ)層鉆遇率為82.67%。

圖3 蘇53-82-18H1井實(shí)鉆剖面

3.3 壓裂增產(chǎn)技術(shù)

3.3.1 體積壓裂

經(jīng)過(guò)前期適用性評(píng)價(jià)[11]，蘇53區(qū)塊于2011年開展第1口水平井體積壓裂試驗(yàn)。為進(jìn)一步驗(yàn)證實(shí)施效果，2012年共開展5口水平井體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，平均單井入地液量和單井加砂量分別超過(guò)6 000、700 m3。5口體積壓裂水平井平均無(wú)阻流量、動(dòng)用儲(chǔ)量分別為77.9×104m3/d、1.75×108m3。初期日產(chǎn)氣量均在12×104m3/d以上，其中蘇53-AH井初期產(chǎn)量穩(wěn)定在20×104m3/d。

3.3.2 同步壓裂

同步壓裂包括同步體積壓裂和交叉布縫同步壓裂。多井同步壓裂是對(duì)2口或2口以上的配對(duì)井同時(shí)進(jìn)行壓裂，以增加水力壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)的密度及表面積，達(dá)到初期高產(chǎn)和長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的目的[12]。

2013年利用水平井工廠化同步壓裂平臺(tái)優(yōu)選6口水平井分3組實(shí)施同步壓裂，其中2口井為裸眼封隔器分段同步壓裂，4口井為段內(nèi)多縫同步體積壓裂，均采用交叉布縫的布縫方式。平均單井入地液量、加砂量分別為3 428.1、357.2 m3，平均單井無(wú)阻流量為79.1×104m3/d，初期產(chǎn)量為12.6×104m3/d，井口壓力為20.9 MPa。運(yùn)用微地震裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)對(duì)蘇53-82-17H和蘇53-82-19H井實(shí)施了適時(shí)裂縫監(jiān)測(cè)。通過(guò)對(duì)監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行分析，同步壓裂形成了比較復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫。

4 開發(fā)效果

4.1 整體開發(fā)效果評(píng)價(jià)

2010年，蘇53區(qū)塊開始水平井整體開發(fā)，2013年底完鉆水平井118口，平均單井水平段長(zhǎng)度為1 035.67 m，平均砂巖鉆遇率、有效儲(chǔ)層鉆遇率分別為86.4%、65.9%。投產(chǎn)水平井平均單井初期日產(chǎn)氣超過(guò)8×104m3/d，2013年10月起，蘇53區(qū)塊日產(chǎn)能力超過(guò)600×104m3/d，形成了年產(chǎn)20×104m8/a的生產(chǎn)規(guī)模。

隨著地質(zhì)研究的深入，水平井開發(fā)技術(shù)及配套技術(shù)逐年提高，主要體現(xiàn)在：①與2010年相比，2013年完鉆水平井平均單井水平段長(zhǎng)度增加176.4 m，平均有效儲(chǔ)層鉆遇率提高11.7個(gè)百分點(diǎn)；②2010年投產(chǎn)水平井平均日產(chǎn)氣為8.9×104m3/d，2013年投產(chǎn)水平井初期平均日產(chǎn)氣為11.31×104m3/d，從2012年開始出現(xiàn)日產(chǎn)超過(guò)20.0×104m3/d的高產(chǎn)井；③鉆井提速明顯，鉆井成功率及水平井投產(chǎn)率均為100%。

4.2 叢式水平井效果評(píng)價(jià)

由表1可知，叢式水平井整體實(shí)施效果明顯，各項(xiàng)指標(biāo)略高于全年平均水平，其中盒8段實(shí)施效果優(yōu)于山1段。

表1 叢式水平井參數(shù)統(tǒng)計(jì)

“工廠化”平臺(tái)累計(jì)進(jìn)尺為56 695 m，水平段長(zhǎng)度均在800 m以上，平均單井水平段長(zhǎng)度為932 m。完鉆的10口水平井平均砂巖鉆遇率、有效儲(chǔ)層鉆遇率均高于蘇53區(qū)塊完鉆水平井平均值。3口水平井砂巖鉆遇率均達(dá)到100%，其中蘇53-82-19H井砂巖鉆遇率和有效儲(chǔ)層鉆遇率均為100%。投產(chǎn)初期平臺(tái)日產(chǎn)氣量超過(guò)110×104m3/d，其中蘇53-82-19H日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在20×104m3/d以上。

5 結(jié) 論

(1) 蘇53-4井區(qū)平均儲(chǔ)量豐度為1.92×108m3/km2，具有儲(chǔ)量集中、含氣面積大，雖目的層隔夾層厚度較薄，但基本滿足水平井整體開發(fā)地質(zhì)要求。

(2) 蘇10區(qū)塊開展了水平井開發(fā)試驗(yàn)，經(jīng)歷自然產(chǎn)能井、水力噴射壓裂、裸眼封隔器分段壓裂3個(gè)階段的嘗試，水平井產(chǎn)能得到顯著提升。

(3) 通過(guò)優(yōu)化水平井參數(shù)，論證井網(wǎng)、井距，完善地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，引進(jìn)體積壓裂、同步壓裂等儲(chǔ)層改造技術(shù)，形成了蘇里格地區(qū)水平井整體開發(fā)配套技術(shù)。

(4) 蘇53區(qū)塊完鉆水平井平均有效儲(chǔ)層鉆遇率為65.9%，平均單井初期日產(chǎn)氣超過(guò)8×104m3/d，是目前蘇里格地區(qū)水平井開發(fā)效果最好的區(qū)塊。

[1] 胡文瑞.水平井油藏工程設(shè)計(jì)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2008：1-12.

[2] 王國(guó)勇.致密砂巖氣藏水平井整體開發(fā)實(shí)踐與認(rèn)識(shí)——以蘇里格氣田蘇53區(qū)塊為例[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2012，34(5)：153-157.

[3] 王國(guó)勇.蘇里格氣田水平井整體開發(fā)技術(shù)優(yōu)勢(shì)與條件制約——以蘇53區(qū)塊為例[J].特種油氣藏，2012，19(1)：62-65.

[4] 何光懷，李進(jìn)步，王繼平.蘇里格氣田開發(fā)技術(shù)新進(jìn)展及展望[J].天然氣工業(yè)，2011，31(2)：12-16.

[5] 李爽，李玉城，段憲余.水平井技術(shù)在蘇10區(qū)塊的應(yīng)用[J].特種油氣藏，2011，18(2)：84-86.

[6] 葉成林.蘇里格氣田水平井參數(shù)優(yōu)化及效果評(píng)價(jià)——以蘇53區(qū)塊為例[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2011，33(12)：1-4.

[7] 王國(guó)勇，劉天宇，石軍太.蘇里格氣田井網(wǎng)井距優(yōu)化及開發(fā)效果影響因素分析[J].特種油氣藏，2008，15(5)：76-79.

[8] 何東博，賈愛(ài)林，冀光.蘇里格大型致密砂巖氣田開發(fā)井型井網(wǎng)技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā)，2013，40(1)：79-89.

[9] 唐欽錫.水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)在蘇里格氣田開發(fā)中的應(yīng)用——以蘇10和蘇53區(qū)塊為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(3)：388-392.

[10] 葉成林，王國(guó)勇.體積壓裂技術(shù)在蘇里格氣田水平井開發(fā)中的應(yīng)用——以蘇53區(qū)塊為例[J].石油與天然氣化工，2013，42(4)：382-386.

[11] 陳守雨，杜林麟，賈碧霞.多井同步體積壓裂技術(shù)研究[J].石油鉆采工藝，2011，33(6)：59-76.

編輯 張耀星

20140820；改回日期：20141205

國(guó)家重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05058)

李文權(quán)(1963-)，男，高級(jí)工程師，《特種油氣藏》編委，2011年榮獲全國(guó)“五一”勞動(dòng)獎(jiǎng)?wù)拢?987年畢業(yè)于遼河石油學(xué)校石油地質(zhì)學(xué)專業(yè)，2007年畢業(yè)于中國(guó)科學(xué)研究院地球物理專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)從事天然氣開發(fā)與管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.024

TE349

A

1006-6535(2015)01-0107-04