蘇里格氣田老井側(cè)鉆水平井開發(fā)技術(shù)與應(yīng)用

王麗瓊，王志恒，馬羽龍，曾慶雄，鄭凡

（中國石油 長慶油田分公司 第四采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017300）

老井側(cè)鉆水平井是在低產(chǎn)低效井、停產(chǎn)報廢井或套管損壞井中，應(yīng)用特殊的工具和工藝，對套管進(jìn)行開窗，并側(cè)鉆出一定的距離，鉆遇新的砂體，可充分挖掘井間剩余儲量，大幅度提高單井油氣產(chǎn)量和區(qū)塊整體油氣采收率，對于開采井間地帶的剩余油氣有獨特的優(yōu)勢[1-7]。

該項技術(shù)于20 世紀(jì)50 年代在國外興起，取得了較好的開發(fā)效果。阿拉斯加某油田的老井因套管腐蝕，采用側(cè)鉆技術(shù)，發(fā)現(xiàn)了新油層；北美地區(qū)某油田一口生產(chǎn)近20 年的老井，側(cè)鉆后日產(chǎn)量增加十余倍；前蘇聯(lián)哈德地區(qū)油田實施側(cè)鉆井技術(shù)，將油田采收率提高了5%～8%。中國油田側(cè)鉆水平井技術(shù)主要從“八五”和“九五”期間開展攻關(guān)研究和大面積推廣[6-10]。中國第一口定向開窗側(cè)鉆水平井——草20-12-側(cè)平13井于1996年4月在勝利油田草橋地區(qū)完鉆，為中國側(cè)鉆水平井應(yīng)用的開端[7]；1996年8月，遼河油田第一口側(cè)鉆試驗井——靜33-側(cè)平71 套管側(cè)鉆短半徑水平井成功完鉆，日產(chǎn)原油7.78 t[8]；中原油田自1992 年開始進(jìn)行老井側(cè)鉆技術(shù)研究，于1996 年成功鉆成第一口側(cè)鉆老井[9]。老井側(cè)鉆技術(shù)在中國經(jīng)過多年的發(fā)展和實踐，已經(jīng)形成較為完善的技術(shù)，開發(fā)效益顯著。

2012 年底，蘇里格氣田中區(qū)成功完鉆第一口老井側(cè)鉆水平井——蘇X-1CH 井[1]。側(cè)鉆前老井日產(chǎn)氣量為0.1×104m3，累計產(chǎn)氣量僅為200×104m3，側(cè)鉆井實鉆水平段長度為641 m，有效儲集層鉆遇率為50.1%，初期日產(chǎn)氣量為5.0×104m3，是相鄰直井的3倍，實現(xiàn)了連續(xù)生產(chǎn)，至2021 年12 月，日產(chǎn)氣量為1.0×104m3，累計產(chǎn)氣量達(dá)6 754×104m3，試驗第一口側(cè)鉆水平井即取得可喜效果。2013—2020 年，在蘇里格氣田累計實施側(cè)鉆井69 口，有效率為96.4%，初期單井日產(chǎn)氣量為2.3×104m3，階段累計產(chǎn)氣量為3.89×108m3。實踐表明，老井側(cè)鉆水平井技術(shù)在蘇里格氣田應(yīng)用以來，在提高單井產(chǎn)量和采收率方面優(yōu)勢明顯，老井側(cè)鉆水平井技術(shù)利用原有表套、氣套、管線、井場和道路，不僅縮短了施工周期，還大幅度降低開發(fā)成本，平均節(jié)約投資106×104元/井，也有利于環(huán)境保護(hù)，已成為效益最高的氣藏挖潛措施之一，比新鉆直井具有更明顯的經(jīng)濟效益[11]。

但老井側(cè)鉆水平井技術(shù)在應(yīng)用中仍存在一些技術(shù)難題，導(dǎo)致部分井生產(chǎn)指標(biāo)不佳，甚至出現(xiàn)動靜不符的情況，限制了該項技術(shù)的推廣應(yīng)用。一是蘇里格氣田儲集層非均質(zhì)性強，井間砂體結(jié)構(gòu)復(fù)雜，剩余氣富集區(qū)優(yōu)選難度大；二是側(cè)鉆選井部署受制于已有井網(wǎng)及老井井況，部署難度大；三是側(cè)鉆井選井標(biāo)準(zhǔn)不統(tǒng)一，已有的選井標(biāo)準(zhǔn)并未考慮經(jīng)濟效益；四是側(cè)鉆井有效儲集層鉆遇率不高；五是側(cè)鉆水平井生產(chǎn)參數(shù)須待優(yōu)化。針對這些技術(shù)難題，以蘇里格氣田蘇中某區(qū)塊為例，從優(yōu)化部署和地質(zhì)導(dǎo)向2 方面總結(jié)老井側(cè)鉆水平井配套關(guān)鍵地質(zhì)技術(shù)，并在鉆井效果、生產(chǎn)指標(biāo)、效益評價等方面，研究老井側(cè)鉆水平井技術(shù)的應(yīng)用效果，綜合分析研究各方面因素對側(cè)鉆井實施效果的影響，為老井側(cè)鉆技術(shù)在蘇里格氣田及類似油氣田的應(yīng)用提供依據(jù)。

1 區(qū)域概況

研究區(qū)位于蘇里格氣田中部，隸屬鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，構(gòu)造十分平緩，為一由東北向西南傾斜的單斜，不發(fā)育斷層。研究區(qū)主力產(chǎn)氣層為中二疊統(tǒng)下石盒子組盒8 段和山西組山1 段，皆為沖積扇背景下的河流沉積。儲集層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，隔夾層發(fā)育，主要含氣砂體為辮狀河心灘壩砂體，規(guī)模小，橫向變化快，連續(xù)性差。儲集空間以巖屑溶孔、晶間孔等次生孔隙為主，儲集層致密，非均質(zhì)性強，平均孔隙度為8.6%，平均滲透率為0.63 mD。儲集層大部分流體壓力梯度小于1.00 MPa/hm，平均為0.87 MPa/hm 左右。研究區(qū)氣藏具有低壓、低滲和低豐度的特點，為典型的三低氣藏，其單井控制儲量低，產(chǎn)量遞減快。

研究區(qū)氣藏開發(fā)歷程可以劃分為評價、上產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)3 個階段。其中，2001—2005 年為勘探評價階段；2006—2013 年為上產(chǎn)階段，區(qū)塊大規(guī)模開發(fā)，快速建成18.0×108m3產(chǎn)能規(guī)模；2014年至今為穩(wěn)產(chǎn)階段，區(qū)塊年產(chǎn)氣量穩(wěn)中有升，于2018 年建成18.8×108m3產(chǎn)能規(guī)模。研究區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)為600 m×1 200 m的菱形井網(wǎng)，后期在有利區(qū)域進(jìn)行了井間加密，形成500 m×650 m加密井網(wǎng)，同時又建立了多個水平井試驗區(qū)和2 個加密試驗區(qū)，水平井試驗區(qū)井距為600 m，水平段長1 000～1 200 m，加密試驗區(qū)最高井網(wǎng)密度達(dá)7.1口/km2。截至2021 年12 月，投產(chǎn)氣井1 300 余口，除去水源保護(hù)區(qū)，儲量動用程度已達(dá)74.9%。

研究區(qū)老井側(cè)鉆水平井技術(shù)的應(yīng)用可分為3 個階段：初步探索階段、試驗論證階段和成熟應(yīng)用階段。雖然2012年第一口側(cè)鉆井蘇X-1CH井取得成功，但其后幾年內(nèi)，相鄰區(qū)塊側(cè)鉆井試驗效果不一[1，12]。2017—2018 年，在區(qū)塊地質(zhì)認(rèn)識和側(cè)鉆水平井鉆完井工藝技術(shù)進(jìn)一步提高的基礎(chǔ)上，從研究區(qū)儲集層相對落實區(qū)域選取3 口停產(chǎn)井，開展側(cè)鉆水平井試驗，平均完鉆水平井段長度為607 m，平均有效儲集層鉆遇率為54.6%。壓裂后，平均試氣無阻流量為25.3×104m3/d，初期日產(chǎn)氣量為2.6×104～13.0×104m3。2019—2020年，在研究區(qū)陸續(xù)對20口老井實施了側(cè)鉆，平均完鉆水平段長度提升至661 m，有效儲集層鉆遇率提升至57.1%，壓裂投產(chǎn)后平均初期日產(chǎn)氣量達(dá)2.2×104m3，最高達(dá)5.5×104m3，老井側(cè)鉆水平井技術(shù)在蘇里格氣田中區(qū)實現(xiàn)成熟應(yīng)用。

2 側(cè)鉆水平井部署優(yōu)化

在充分利用各種地質(zhì)資料的基礎(chǔ)上，開展儲集層精細(xì)刻畫，建立三維地質(zhì)模型，利用數(shù)值模擬與動態(tài)分析開展井間剩余氣分布研究。確定側(cè)鉆水平井有利區(qū)，并基于經(jīng)濟評價優(yōu)選側(cè)鉆水平井基礎(chǔ)井，結(jié)合基礎(chǔ)井、有利區(qū)的地質(zhì)條件及剩余氣情況，優(yōu)化部署側(cè)鉆水平井及設(shè)計水平段參數(shù)[12-25]。

2.1 剩余氣分布

2.1.1 儲集層構(gòu)型

以Miall河流相構(gòu)型要素分析方法為指導(dǎo)[13-14]，首先進(jìn)行垂向分期，根據(jù)沉積旋回將主力層系盒8 段下亞段分為2個小層，又細(xì)分為6個單層，自上而下分別為單層。落實研究區(qū)目的層段沉積相類型，結(jié)合辮狀河砂體沉積規(guī)律[16]，劃分各級構(gòu)型單元類型并總結(jié)其特征，通過分析野外露頭和衛(wèi)星照片資料，建立辮狀河內(nèi)部構(gòu)型模式。在沉積構(gòu)型模式的指導(dǎo)下，通過模式擬合、多維互動及層次分析，在單層內(nèi)，按照單一辮流帶、心灘壩和心灘壩內(nèi)部3 個級次，由大到小逐級解剖儲集層內(nèi)部結(jié)構(gòu)。根據(jù)河道間沉積、河道砂體頂面層位高程差異、河道砂體厚度變化及測井曲線特征差異實現(xiàn)5 級構(gòu)型單元單一辮流帶的側(cè)向劃界，并結(jié)合地震剖面響應(yīng)，表征辮流帶級別的砂體分布及隔層分布特征；以野外露頭觀測剖面所建立的定量模式為指導(dǎo)，基于小井距對比分析、水平井分析等方法，精細(xì)刻畫4 級構(gòu)型單元心灘壩及辮狀河道的空間分布特征（圖1）；在典型密井網(wǎng)區(qū)，對心灘壩內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖，明確心灘3 級構(gòu)型單元壩內(nèi)增生體和落淤層的分布規(guī)律。

研究區(qū)單一辮流帶寬度為600～3 000 m。心灘壩呈菱形，厚度為3.5～6.0 m，長度為500～900 m，寬度為200～400 m，寬厚比為30～70，長寬比為2.2～3.0；辮狀河道呈交織條帶狀，厚度為2.5～5.0 m，寬度為100～300 m，寬厚比為20～60。心灘壩內(nèi)落淤層延展長度為50～200 m，厚度為0.5～2.0 m，傾角為1°～4°。盒8段下亞段沉積時期，研究區(qū)物源供給十分充足，沉積物供給量大于可容納空間，自下而上經(jīng)歷了2 個短期旋回，砂體發(fā)育規(guī)模經(jīng)歷了先由大到小，再由小到大，再轉(zhuǎn)小的3 個階段。

2.1.2 有效砂體分布模式

在構(gòu)型解剖的基礎(chǔ)上，分析了構(gòu)型單元對有效砂體的控制作用。5 級構(gòu)型（單一辮流帶級次）從宏觀角度控制砂體分布，限定了有效砂體的分布范圍；5級構(gòu)型由層間隔層分隔而成，隔層為河道間沉積，在研究區(qū)發(fā)育較為穩(wěn)定，縱向上起到對儲集層的阻流作用。4 級構(gòu)型中（心灘壩級次），因心灘壩砂體滲流能力高于辮狀河道砂體，有效砂體多分布在心灘壩內(nèi)部，在辮狀河道砂體內(nèi)分布少；分隔4 級構(gòu)型成因的側(cè)向隔擋體，即泥質(zhì)充填的辮狀河道，是影響水平段橫向砂巖鉆遇率的主要地質(zhì)因素。3 級構(gòu)型為心灘壩內(nèi)部的次級構(gòu)型，受儲集層物性影響，心灘壩砂體層內(nèi)滲透率韻律特征多以正韻律或均質(zhì)韻律為主，因而有效砂體多分布于心灘底部和中部；分隔3 級構(gòu)型成因的夾層，即落於層，對有效砂體分布有影響，近水平式的夾層在縱向上起到阻流作用，有效砂體多分布在落淤層不發(fā)育的位置。

在明確有效砂體分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，利用密井網(wǎng)區(qū)原始地層壓力、壓力恢復(fù)試井、干擾試井等生產(chǎn)動態(tài)資料，分析有效砂體規(guī)模及連通性。研究區(qū)大部分有效砂體規(guī)模小，呈條帶狀分布，寬度為200～500 m，長度為300～700 m，平均面積為0.25 km2；少量有效砂體疊置連通，規(guī)模較大，寬度為600～800 m，長度為800～1 100 m，平均面積為0.70 km2。在密井網(wǎng)構(gòu)型解剖和有效砂體規(guī)模分析的基礎(chǔ)上，將研究區(qū)有效砂體分布模式總結(jié)為5種（圖2）：單厚層塊狀型砂體、橫向切割疊置型砂體、橫向串糖葫蘆型砂體、垂向疊置型砂體和薄層分散型砂體。根據(jù)側(cè)鉆水平井和常規(guī)水平井歷年實鉆情況統(tǒng)計（表1），結(jié)合不同類型砂體儲量評價結(jié)果可知：單厚層塊狀型和橫向切割疊置型是適于部署側(cè)鉆水平井的砂體類型。

表1 研究區(qū)側(cè)鉆水平井、常規(guī)水平井鉆遇不同類型有效砂體參數(shù)評價Table 1.Parameters of different types of effective sand bodies encountered by sidetracking horizontal well and conventional horizontal well in the study area

2.1.3 致密砂巖氣藏儲量

地質(zhì)模型的建立是區(qū)塊儲量評價的基礎(chǔ)[25]，針對氣田多類井網(wǎng)并存的特點，以確定性沉積相模型作為訓(xùn)練圖像，采用多點地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)，分區(qū)隨機建立沉積構(gòu)型模型，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)，建立多尺度和高精度的有效儲集層模型，得到研究區(qū)原始地質(zhì)儲量為1 826.3×108m3?；谌S地質(zhì)模型，開展了壓力、流體系統(tǒng)、井身結(jié)構(gòu)及改造工藝措施等動態(tài)建模研究，根據(jù)動態(tài)和靜態(tài)多參數(shù)不確定分析，進(jìn)一步提升模型精度，歷史擬合率由前期的44.7%提高到80.9%，為數(shù)值模擬剩余氣分布奠定了基礎(chǔ)。

對于致密砂巖氣藏，常規(guī)的動態(tài)分析經(jīng)驗方法，如產(chǎn)量不穩(wěn)定試井法等確定氣井單井控制儲量較為單一，且部分井計算結(jié)果并不準(zhǔn)確，這是因為部分氣井在生產(chǎn)過程中存在未達(dá)到擬穩(wěn)態(tài)、井底壓力隨時間不斷變化及應(yīng)力敏感現(xiàn)象顯著的情況。針對這一特點，研究區(qū)建立了“動態(tài)分析＋數(shù)值模擬”的氣井控制儲量評價方法[15]，通過數(shù)值模型對產(chǎn)量及井底流壓進(jìn)行擬合，開展單井控制儲量評價，落實儲量動用程度，結(jié)合氣井累計產(chǎn)氣量，明確剩余氣富集區(qū)，對未動用儲量分類評價，落實側(cè)鉆目標(biāo)區(qū)。計算得到區(qū)塊動用地質(zhì)儲量為1 006.3×108m3，占總地質(zhì)儲量的55.1%；控制面積為588.1 km2，占總面積的56.3%，除去水源保護(hù)區(qū)難動用儲量，剩余面積為252.6 km2，剩余可動用儲量為458.7×108m3，有較大挖潛空間，在開發(fā)中—后期，通過側(cè)鉆水平井可增強對地質(zhì)儲量的控制。

綜上所述，剩余氣的分布與沉積構(gòu)型及井網(wǎng)分布密切相關(guān)。心灘壩邊部、辮狀河道和部分溢岸砂因其物性相對較差，往往成為剩余氣富集區(qū)；主河道砂帶內(nèi)的心灘壩中部和底部由于原始地質(zhì)儲量基數(shù)大，雖然已經(jīng)開發(fā)，但可能有部分剩余氣儲量（圖3）。

2.2 井位優(yōu)選

在儲集層精細(xì)構(gòu)型解剖和剩余氣分布研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)老井側(cè)鉆綜合成本經(jīng)濟評價，確定有利區(qū)與側(cè)鉆基礎(chǔ)井篩選的相關(guān)地質(zhì)參數(shù)，建立側(cè)鉆基礎(chǔ)井井位優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)。依據(jù)動態(tài)法，按照側(cè)鉆水平井總成本為1 050×104元，上市氣價為1.20元/m3，內(nèi)部收益率為8%，單位操作成本為0.10元/m3，單位經(jīng)營成本為0.18元/m3，區(qū)塊綜合年遞減率20.0%的指標(biāo)，假定不同的氣井年產(chǎn)量，試算直至計算期內(nèi)各年凈現(xiàn)值累計為零時對應(yīng)的累計產(chǎn)量，即為側(cè)鉆井要求的經(jīng)濟最低剩余可采儲量。綜合計算后，得到側(cè)鉆后需要采出的最低累計采氣量為1 363×104m3。計算公式為：

依據(jù)蘇里格氣田的平均采收率（40%）及優(yōu)選出的累計產(chǎn)量最低標(biāo)準(zhǔn)，側(cè)鉆選井所需的最低剩余地質(zhì)儲量為0.34×108m3；目前研究區(qū)側(cè)鉆水平井的靶前距多為350 m，水平段位移為600～650 m，平均為630 m，距離末端井距離最小為500 m，井距為500 m，根據(jù)水平井的泄流形狀，計算側(cè)鉆水平井含氣面積為0.74 km2，則側(cè)鉆選井時，剩余儲量的豐度下限應(yīng)為0.46×108m3/km2。計算公式為：

再根據(jù)容積法反算，代入?yún)^(qū)塊平均孔隙度8.6%和平均含氣飽和度53.5%，得到側(cè)鉆選井時所需最小儲集層厚度約為4 m。計算公式為：

結(jié)合前期地質(zhì)研究[1，12]，總結(jié)得到區(qū)塊側(cè)鉆選井標(biāo)準(zhǔn)為：①縱向上立足主力層系，優(yōu)選氣層連通性好、發(fā)育集中、含氣飽和度高、隔夾層薄、可動用有效厚度大于4 m 的儲集層；②平面上優(yōu)選井控程度高、剩余氣富集、地震含氣性響應(yīng)好、構(gòu)造變化相對平緩、儲集層橫向展布穩(wěn)定、氣水關(guān)系清楚、水平段追蹤砂體厚度大的區(qū)塊；③基礎(chǔ)井應(yīng)具有一定儲量基礎(chǔ)，側(cè)鉆水平井需要采出的最低氣量為1 363×104m3，預(yù)測剩余控制儲量需大于0.34×108m3，剩余儲量的豐度下限為0.46×108m3/km2；④與鄰井距離滿足井網(wǎng)要求，側(cè)鉆基礎(chǔ)井距離末端控制井應(yīng)大于1 500 m，避免井間干擾；⑤要符合工程實施的條件，需要井況良好，套管腐蝕檢測合格、無明顯漏點，且試壓滿足25 MPa，優(yōu)選套管完整，距開窗點上或下50 m 處固井質(zhì)量優(yōu)良的點進(jìn)行側(cè)鉆；⑥基礎(chǔ)井測井解釋較好，但采出程度不高，應(yīng)為各類地質(zhì)、工程報廢或接近關(guān)井極限的低產(chǎn)低效直井，日產(chǎn)氣量低于0.2×104m3；⑦鄰井試氣效果較好，生產(chǎn)情況較好，產(chǎn)水不明顯。

2.3 側(cè)鉆水平井參數(shù)

在優(yōu)選出側(cè)鉆基礎(chǔ)井后，進(jìn)行側(cè)鉆水平井相關(guān)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計[12，20]，綜合考慮氣層空間展布特征、井網(wǎng)井距的合理性以及工程技術(shù)條件，根據(jù)老井生產(chǎn)特征、產(chǎn)能、壓降及壓恢試井分析，明確氣井控制半徑、儲集層產(chǎn)能及剩余儲量分布范圍，從而確定水平段方向、水平段長度及靶前距。

（1）水平段方向 水平段方向應(yīng)根據(jù)地應(yīng)力方向、儲集層平面展布方向、滲透率平面非均質(zhì)性和鄰井井距等因素綜合確定。水平段方向應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向，多段壓裂時可形成多條有效橫向裂縫，提高側(cè)鉆水平井產(chǎn)量，區(qū)塊最大主應(yīng)力方向為98°～108°，因此，水平井段方向應(yīng)為8°～18°；水平段應(yīng)順著有效砂體展布方向，可以提高氣層鉆遇率，區(qū)塊有效砂體多為北東—南西向；水平段方向還應(yīng)滿足目前井網(wǎng)井距（500 m×600 m）的要求，避免井間干擾。

（2）水平段長度 在目前側(cè)鉆水平井的鉆井工藝技術(shù)下，考慮井網(wǎng)井距和砂體分布，根據(jù)側(cè)鉆增產(chǎn)效果與鉆井成本，利用數(shù)值模擬，確定水平段長度控制在600～700 m時，綜合效益最好（圖4）。

（3）靶前距 設(shè)計靶前距時，應(yīng)當(dāng)與水平段長度相結(jié)合。在地質(zhì)方面，根據(jù)有利區(qū)的砂體空間分布特征和井網(wǎng)井距，既要鉆穿老井的泄流范圍，鉆遇新的含氣砂體，又要避免井間干擾。在工程方面，依據(jù)老井井斜和側(cè)鉆靶點要求，同時為了減少無效井段，綜合考慮將靶前距設(shè)計為350 m，并優(yōu)化形成適合側(cè)鉆井的“直—增—穩(wěn)—增”雙增剖面，造斜率為0.13°～0.17°/m。

3 側(cè)鉆水平井地質(zhì)導(dǎo)向

蘇里格氣田經(jīng)多年發(fā)展，形成了“兩階段、三結(jié)合、四對比、五調(diào)整”的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)［18，22-24］（圖5），而側(cè)鉆水平井較常規(guī)水平井井眼軌跡控制難度大，鉆遇泥巖后工程技術(shù)方面挑戰(zhàn)大。如2017年蘇X-2CH井側(cè)鉆時，由于砂體變化快，追蹤困難，鉆遇泥巖后鉆井難度大，鉆井周期長達(dá)108 d，對側(cè)鉆效益影響巨大。因而提升側(cè)鉆水平井鉆遇率尤為重要，優(yōu)化側(cè)鉆水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)則是關(guān)鍵。

3.1 多學(xué)科精細(xì)協(xié)作地質(zhì)導(dǎo)向

以地質(zhì)研究為指導(dǎo)，將二維地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)與三維地質(zhì)建模技術(shù)相結(jié)合，實現(xiàn)三維空間下水平井地質(zhì)導(dǎo)向功能，并結(jié)合地層傾角、導(dǎo)眼井信息及隨鉆數(shù)據(jù)，多學(xué)科協(xié)作優(yōu)化側(cè)鉆水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)。一是建立微構(gòu)造模型，充分利用基礎(chǔ)井的導(dǎo)眼功能，確定標(biāo)志層，精準(zhǔn)劃分小層，依據(jù)隨鉆曲線加強與鄰井的精細(xì)地層對比，對目的層產(chǎn)狀進(jìn)行分析，做好軌跡預(yù)判，及時調(diào)整軌跡，確保精確入靶。二是規(guī)范地層傾角評價流程，深化沿水平鉆進(jìn)方向的地層傾角評價，將地層傾角評價貫穿地質(zhì)導(dǎo)向全過程，確保鉆遇全套砂體。例如蘇X-9CH 井鉆至水平井段180 m處時，自然伽馬有升高趨勢，及時分析地層傾角后，將井斜調(diào)整至88.0°，向下追蹤氣層，垂深下降1.5 m 鉆遇含氣砂體。三是在水平井段導(dǎo)向時，利用三維建模，導(dǎo)入最新的水平段隨鉆數(shù)據(jù)，更新自然伽馬模型，分析鉆遇情況，提出調(diào)整措施。例如蘇X-4CH井鉆至水平井段460 m處時，自然伽馬升高，錄井巖屑中有泥質(zhì)增加趨勢，結(jié)合模型分析判斷為薄夾層，將井斜從90.0°調(diào)整為90.5°后鉆遇砂體。通過三維地質(zhì)建模等多手段強化側(cè)鉆水平井技術(shù)，研究區(qū)側(cè)鉆水平井平均有效儲集層鉆遇率逐年提高，從45.7%提升至65.1%。

3.2 水平段導(dǎo)向模式

水平段地質(zhì)導(dǎo)向的精確度以及成功率與地質(zhì)認(rèn)識息息相關(guān)，總結(jié)得到區(qū)塊常見的3 種水平段導(dǎo)向模式。①側(cè)向鉆出辮流帶模式（圖6a）：在水平井段鉆進(jìn)中自然伽馬突然增大（50 API→180 API），巖性突然由中—粗砂巖轉(zhuǎn)變?yōu)槟鄮r，巖屑由灰白色向雜色轉(zhuǎn)變，符合河漫相沉積特征，砂體平面分析支持軌跡位于辮流帶邊部的認(rèn)識，調(diào)整措施是更改目的層或及時完鉆。②鉆遇辮狀河道模式（圖6b）：水平段鉆遇過程中自然伽馬逐漸由大變小（160 API→100 API→80 API），巖性逐漸由粉砂向中—粗砂巖過渡，巖屑由灰色向灰白色轉(zhuǎn)變，符合該井區(qū)河道充填沉積特征，砂體平面分析支持軌跡位于辮狀河道的認(rèn)識，調(diào)整措施是尋找替補層位或調(diào)整水平井段軌跡。③鉆遇心灘壩內(nèi)夾層模式（圖6c）：自然伽馬與氣測全烴含量為2 個交叉跳動的正弦曲線，自然伽馬通常為80～160 API，巖性為中—細(xì)砂巖及泥巖互層組合，巖屑顏色為灰色或深灰色，調(diào)整措施是根據(jù)隔夾層發(fā)育，層內(nèi)微幅調(diào)整，適時調(diào)整水平段軌跡，追蹤含氣砂體。

4 老井側(cè)鉆水平井應(yīng)用情況

4.1 鉆遇效果與生產(chǎn)效果

2012—2021 年，研究區(qū)共完鉆23 口側(cè)鉆水平井，總體鉆遇指標(biāo)較好，且隨著技術(shù)發(fā)展有較大提升。從2017 年到2021 年，鉆井周期從79 d 縮短至約39 d，平均為43 d；水平段長度從580 m增大至約640 m，平均為631 m；砂巖鉆遇率從50.0%增大至90.0%以上，平均為94.4%；有效儲集層鉆遇率從45.7%增大至65.1%，平均為59.7%；動用有效氣層厚度為3.0～14.8 m，平均為8.6 m；鉆遇有效儲集層含氣飽和度為40.6%～75.9%，平均為56.5%；氣井單井控制儲量為3 180×104～11 943×104m3，平均為6 438×104m3。

23 口側(cè)鉆水平井的平均試氣無阻流量為27.8×104m3/d，以無阻流量15.0×104m3/d 和35.0×104m3/d 為界，將23 口側(cè)鉆水平井分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類。其中Ⅰ類井5口，平均有效儲集層鉆遇率為61.9%，平均無阻流量為46.7×104m3/d；Ⅱ類井12口，平均有效儲集層鉆遇率為61.8%，平均無阻流量為29.1×104m3/d；Ⅲ類井6口，平均有效儲集層鉆遇率為53.5%，平均無阻流量為11.7×104m3/d。

23 口側(cè)鉆水平井鉆前平均套壓為5.8 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量不到0.2×104m3，平均累計產(chǎn)氣量為1 507×104m3；改造后初期套壓為16.9 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量為2.9×104m3；截至2021 年12 月，井均套壓為7.6 MPa，單井平均日產(chǎn)氣量為1.2×104m3，單井平均增產(chǎn)1 359×104m3，效果顯著。

4.2 經(jīng)濟效果

區(qū)塊老井側(cè)鉆井歷年累計投入23 298×104元，目前增產(chǎn)交接氣量為26 609×104m3，按當(dāng)前上市氣價1.20 元/m3計算，整體已取得經(jīng)濟效益8 632×104元。采用壓降法、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法和產(chǎn)量遞減擬合法綜合計算評價側(cè)鉆水平井動用儲量，進(jìn)而開展經(jīng)濟效益預(yù)測，并結(jié)合氣井生產(chǎn)管理費用等，得到區(qū)塊側(cè)鉆單井評估的最終可采儲量為3 068×104m3，預(yù)估最終增產(chǎn)氣量為6.75×108m3，預(yù)測經(jīng)濟效益為5.55×108元，最終投入產(chǎn)出比約為1.0∶3.4。

同時，為了對比老井側(cè)鉆水平井與常規(guī)水平井、直井的經(jīng)濟效益，以老井側(cè)鉆水平井為中心，選取23 組同一井區(qū)的老井側(cè)鉆水平井、常規(guī)水平井和直定井，分別計算不同井型氣井的最終采氣量、投入產(chǎn)出比、內(nèi)部收益率等指標(biāo)，分析其經(jīng)濟效益。側(cè)鉆水平井單井投資為1 050×104元，前3年單井日均產(chǎn)氣量為2.2×104m3，最終單井平均累計產(chǎn)氣量為3 068×104m3，最終內(nèi)部收益率為21.4%，投資回收期為3.37 年；同井區(qū)直定井單井投資為743×104元，最終內(nèi)部收益率為20.6%，投資回收期為3.35年；同井區(qū)常規(guī)水平井單井投資為2 228×104元，最終內(nèi)部收益率為19.8%，投資回收期為3.32年，側(cè)鉆水平井技術(shù)提質(zhì)增效最為突出。

5 結(jié)論

（1）通過研究區(qū)儲集層精細(xì)構(gòu)型解剖可知，大部分有效砂體規(guī)模小，呈條帶狀分布，寬度為200～500 m，長度為300～700 m；研究區(qū)有效砂體可總結(jié)為5 類，其中單厚層塊狀型和橫向切割疊置型有效砂體是適于部署側(cè)鉆水平井的目標(biāo)砂體類型；剩余氣多分布在心灘壩邊部、辮狀河道及主河道砂帶內(nèi)的心灘壩中部和底部。

（2）側(cè)鉆基礎(chǔ)井在縱向上可動用有效厚度應(yīng)大于4 m，平面上剩余儲量的豐度不低于0.42×108m3/km2；側(cè)鉆基礎(chǔ)井與末端控制井距離應(yīng)大于1 500 m，側(cè)鉆水平段長度為600～700 m，靶前距為350 m，開發(fā)效益好。

（3）充分利用三維地質(zhì)模型、地層傾角評價、導(dǎo)眼井信息及隨鉆數(shù)據(jù)，精細(xì)協(xié)作形成側(cè)鉆水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，利用側(cè)向鉆出辮流帶模式、鉆遇辮狀河道模式和鉆遇心灘壩內(nèi)夾層模式，適時調(diào)整水平井軌跡，追蹤含氣砂體，有效儲集層鉆遇率從45.7%增大至65.1%。

符號注釋

A——含氣面積，km2；

CI——現(xiàn)金流入，主要為氣井年產(chǎn)量與天然氣價格的乘積，元；

CO——現(xiàn)金流出，主要包括側(cè)鉆成本、單位操作成本及單位經(jīng)營成本，元；

G——地質(zhì)儲量，108m3；

Gp——氣井最低累計采氣量，104m3；

IRR——內(nèi)部收益率，%；

n——正整數(shù)；

P——原始地層壓力，MPa；

Psc——地面標(biāo)準(zhǔn)壓力，MPa；

R——采收率，%；

Sg——含氣飽和度，%；

t——生產(chǎn)時間，年；

T——平均地層溫度，K；

Tsc——地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；

Z——原始?xì)怏w偏差系數(shù)；

φ——孔隙度，%；

Ω——儲量豐度，108m3/km2。