水平井技術(shù)在蘇里格低滲巖性氣藏開發(fā)中的應(yīng)用

趙國英

(1.中國石油大學(xué)(華東),山東東營257061;2.中國石油長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

水平井技術(shù)在蘇里格低滲巖性氣藏開發(fā)中的應(yīng)用

趙國英1,2

(1.中國石油大學(xué)(華東),山東東營257061;2.中國石油長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

蘇里格氣田蘇10區(qū)塊為典型的低壓、低滲、低豐度、低產(chǎn)的大型巖性氣田,儲層非均質(zhì)性強(qiáng),直井開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益較差。為改善開發(fā)效果,長城鉆探轉(zhuǎn)換開發(fā)方式,開展“四低”氣田精細(xì)氣藏描述,在蘇10區(qū)塊部署了蘇10-S試驗(yàn)水平井,投產(chǎn)效果優(yōu)。水平井試驗(yàn)結(jié)果表明,水平井技術(shù)可為低滲巖性氣藏轉(zhuǎn)換開發(fā)方式提供了有利的借鑒和指導(dǎo)作用,值得在蘇里格氣田規(guī)模化推廣。

蘇里格氣田;低滲氣藏;蘇10區(qū)塊;水平井;開發(fā)方式

蘇里格氣田蘇10區(qū)塊為一典型的低壓、低滲、低豐度、低產(chǎn)的大型巖性氣田,由于該氣田為沖積背景下的河流相沉積體系,儲層連續(xù)性差,非均質(zhì)性強(qiáng),直井生產(chǎn)暴露出單井控制儲量低、氣井產(chǎn)量低、壓力下降快、穩(wěn)產(chǎn)能力較差等一系列問題。長城鉆探工程公司為實(shí)現(xiàn)蘇10區(qū)塊經(jīng)濟(jì)有效低成本開發(fā)戰(zhàn)略,將利用水平井技術(shù)提高單井產(chǎn)量作為工作重點(diǎn),針對水平井可將一個以上在靜態(tài)上互相分割的多個儲集體連接起來,增加薄層、低滲透率儲層的供氣面積,減少供氣死角,使氣井的采氣指數(shù)和單井產(chǎn)量顯著提高的技術(shù)特點(diǎn),2009年在蘇10區(qū)塊部署實(shí)施試驗(yàn)水平井蘇10-S井,投產(chǎn)后日產(chǎn)氣穩(wěn)定在10×104m3,產(chǎn)量是直井的3～5倍。

1 氣藏地質(zhì)特征

蘇里格氣田蘇10區(qū)塊位于長慶靖邊氣田西北側(cè)的蘇里格廟地區(qū),區(qū)域構(gòu)造為鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶。蘇10區(qū)塊主要含氣層段位于山西組山1段和下石盒子組盒8段,二者為連續(xù)沉積[1]。構(gòu)造為北東向南西方向傾斜的單斜構(gòu)造,區(qū)內(nèi)無斷層。沉積類型屬于河流相沉積,盒8段為辮狀河沉積,山1段為曲流河沉積。儲層巖性主要為巖屑砂巖,少量石英砂巖、巖屑石英砂巖。山1段孔隙度2.6%～17.7%,平均值8.0%,滲透率(0.11～1.98)×10-3μm2,平均0.32×10-3μm2。盒8段孔隙度2.0%～19.5%,平均值9.0%,滲透率(0.07～15.8)×10-3μm2,平均值0.86×10-3μm2。儲集空間主要有殘余粒間孔、巖屑和雜基類溶蝕孔、粘土礦物晶間孔和微孔四大類,次生溶孔和高嶺石晶間孔在孔隙構(gòu)成中占主導(dǎo)地位。氣藏壓力系數(shù)在0.771～0.914,平均值0.87,屬低壓氣藏。

2 直井開發(fā)效果評價(jià)及水平井開發(fā)潛力分析

2.1 直井開發(fā)效果評價(jià)

(1)直井開發(fā)壓降快,單井日產(chǎn)量低。蘇10區(qū)塊于2006年9月陸續(xù)投產(chǎn),截至2009年10月,投產(chǎn)氣井316口,開井266口,產(chǎn)氣286.3×104m3/d,平均單井日產(chǎn)氣量1.07×104m3。受儲層發(fā)育復(fù)雜性的影響,蘇10區(qū)塊單井生產(chǎn)能力分布很復(fù)雜。圖1,圖2顯示,整體表現(xiàn)為壓降快,平均單井日產(chǎn)量低的特點(diǎn)。

(2)氣井生產(chǎn)能力差別較大,Ⅰ、Ⅱ類井明顯好于Ⅲ類井。按照無阻流量、日產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)能力等指標(biāo)將氣井分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井。通過動儲量計(jì)算,認(rèn)為Ⅲ類井不具備經(jīng)濟(jì)開采價(jià)值,因此應(yīng)盡量提高Ⅰ、Ⅱ類井比例。

圖1 蘇10區(qū)塊氣井壓降速率變化圖

圖2 蘇10區(qū)塊不同類型井日產(chǎn)氣曲線

(3)受沉積相帶影響,河道和心灘微相氣井產(chǎn)量高。蘇10區(qū)塊為河流相沉積,亞相為河道和溢岸,其中沿河道方向及心灘微相氣井產(chǎn)量較高,多為Ⅰ、Ⅱ類井。心灘橫向切割相連,局部可連片分布,應(yīng)用水平井連通側(cè)向砂體,可降低鉆遇Ⅲ類井的風(fēng)險(xiǎn)(圖3)。

圖3 水平井連通側(cè)向砂體示意圖

2.2 水平井開發(fā)潛力分析

(1)與直井相比水平井單井控制儲量高。在氣藏精細(xì)描述基礎(chǔ)上,精細(xì)地層格架,將目的層進(jìn)一步劃分為9個小層,優(yōu)選單層厚度大的小層或集中發(fā)育層組作為水平井目的層,并進(jìn)行單井控制儲量計(jì)算。通過與直井進(jìn)行對比,得出水平井單控儲量為1.5×108m3,為直井的3～5倍,具備有部署水平井的物質(zhì)基礎(chǔ)。

(2)儲層發(fā)育特點(diǎn)適合水平井開采。蘇10區(qū)塊氣層井段發(fā)育較集中,主力層段部署水平井可獲較高產(chǎn)能,同時結(jié)合水平井生產(chǎn)壓差小、泄氣面積大等技術(shù)優(yōu)勢,可大大提高氣井產(chǎn)能。通過數(shù)值模擬表明,當(dāng)水平井泄油半徑為300m,水平段長度為600 m時,水平井產(chǎn)能是直井的4～5倍。

(3)區(qū)塊地質(zhì)資料豐富,水平井部署目標(biāo)區(qū)明確。蘇10區(qū)塊已建成10×108m3產(chǎn)能,完鉆井325口,地質(zhì)資料豐富,利用水平井可實(shí)現(xiàn)少井高產(chǎn),彌補(bǔ)直井產(chǎn)量遞減,實(shí)現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。

3 水平井優(yōu)化部署設(shè)計(jì)

3.1 井位部署原則

(1)優(yōu)選井控程度高,含氣砂體發(fā)育,儲量落實(shí)的區(qū)域;

(2)單井產(chǎn)量高、生產(chǎn)相對穩(wěn)定的井區(qū);

(3)優(yōu)選縱向上儲層集中發(fā)育的層段作為水平井部署目的層,盡量提高儲量動用程度;

(4)水平段與周圍直井合理配置,減少儲量浪費(fèi);

(5)水平段方位與主應(yīng)力方向相匹配。

3.2 水平井部署井區(qū)優(yōu)選

結(jié)合蘇10區(qū)塊氣層平面分布特點(diǎn),優(yōu)選區(qū)塊北部32-47井區(qū)。井區(qū)構(gòu)造平緩,同時屬于河道亞相中心灘微相發(fā)育,砂體厚度儲層物性較好,且具有單層厚度大、連通性好、直井有自然產(chǎn)能等優(yōu)勢,是井位部署有利區(qū)帶。其中,28-37井鉆遇氣層36.5 m/9層,最大單層厚度19.7m,電性特征明顯。井區(qū)內(nèi)直井初期平均日產(chǎn)大于2.5×104m3,且井區(qū)內(nèi)28-37井和32-47井均具有自然產(chǎn)能,為水平井試驗(yàn)提供了前提條件。

3.3 層位優(yōu)選

蘇10區(qū)塊單砂體厚度較薄,且側(cè)向連通情況較差,這就增加了水平段鉆遇氣層的難度?？紤]到砂體縱向疊置發(fā)育,在層位選擇方面優(yōu)選縱向上儲層集中發(fā)育的層段作為水平井部署目的層,設(shè)計(jì)水平段穿越一套砂巖,結(jié)合壓裂工藝,將一個以上在靜態(tài)上互相分割的多個儲集體連接起來,增加薄層、低滲透儲層的供氣面積,提高單井控制儲量。

通過地質(zhì)研究表明:蘇10區(qū)塊山1、盒8段有效氣層集中發(fā)育在盒8段4、5、6及山1段7小層,砂體縱向上相互疊置,橫向上復(fù)合連片,平均單井鉆遇砂體厚度21.0m,且內(nèi)部夾層不發(fā)育小于2m,可作為水平井部署的目的層。

3.4 水平井段長度設(shè)計(jì)

水平段長度直接影響水平井的泄氣面積、控制可采儲量等,其長度應(yīng)該盡可能長。然而,水平井筒內(nèi)存在壓降,特別是氣井,當(dāng)產(chǎn)氣量很大時,水平井筒內(nèi)的流動會產(chǎn)生較大的流動阻力,井筒內(nèi)壓力損失不可忽略,因此水平段也不是越長越好[4]。因此設(shè)計(jì)水平井段應(yīng)重點(diǎn)考慮氣層厚度、所控制的經(jīng)濟(jì)合理的地質(zhì)儲量及產(chǎn)能需求等諸多因素。

通過對不同水平井段長度和累產(chǎn)氣進(jìn)行數(shù)值模擬,結(jié)果表明:氣井產(chǎn)能隨水平段長度的增加而增大,但當(dāng)水平段長度超過1 000m之后,其增長速度明顯放緩,再增大水平段長度對氣井產(chǎn)能影響不大。同時長度設(shè)計(jì)還要結(jié)合區(qū)塊砂體及氣層發(fā)育特點(diǎn),考慮單井控制儲量及鉆完井等工程因素,建議水平段長度應(yīng)設(shè)計(jì)在600～1 000m(圖4)。

圖4 水平段長度與累積產(chǎn)氣量關(guān)系曲線

3.5 水平軌跡方向設(shè)計(jì)

水平井井底壓力均衡,氣層才能得到均衡動用,同時水平段方位對水平井開發(fā)效果也有很大影響[3]。水平軌跡方向設(shè)計(jì)主要考慮以下幾點(diǎn):

(1)依據(jù)古河道展布方向,同時參照區(qū)塊主應(yīng)力方向,設(shè)計(jì)水平段方位與主應(yīng)力方向相匹配;

(2)水平軌跡方向與直井保持一定距離;

(3)考慮到開發(fā)方案中骨架井網(wǎng),盡量不打亂原井網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

此外,水平井的井眼軌跡還要充分考慮沉積特點(diǎn)及砂體展布等因素,以控制最大的地質(zhì)儲量。

3.6 水平井部署結(jié)果

依據(jù)地質(zhì)研究成果,在蘇10區(qū)塊北部32-47井區(qū)部署試驗(yàn)水平井蘇10-S(圖5),目的層盒8段5、6小層,設(shè)計(jì)水平段長度800m,方位20°。

圖5 蘇10-S井部署平面圖

4 配套工藝技術(shù)

4.1 水平井現(xiàn)場地質(zhì)跟蹤導(dǎo)向

蘇里格氣田儲層為河流相沉積,平面上受河道擺動影響,易出現(xiàn)巖性變化,地層具有多變性和復(fù)雜性,實(shí)施水平井具有較高的地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn),水平井地質(zhì)跟蹤難度較大。針對復(fù)雜地質(zhì)特點(diǎn),開展室內(nèi)精細(xì)地質(zhì)建模,微構(gòu)造預(yù)測和水平井井身軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)。在水平井實(shí)施現(xiàn)場,綜合應(yīng)用LWD進(jìn)行巖性、含油性隨鉆實(shí)時解釋技術(shù)、井底鉆頭位置及油層頂?shù)捉缑骖A(yù)測技術(shù)等及時修正地質(zhì)模型,實(shí)時調(diào)整實(shí)鉆軌跡,以保證氣層鉆遇率,為氣井投產(chǎn)后取得較好開發(fā)效果提供保障。蘇10-S井于2008年11月1日開鉆,2009年5月23日完鉆,鉆井周期155天,完鉆井深4 268.00m,水平段長805.00m,鉆遇砂層703m,砂層鉆遇率達(dá)到87.3%。

4.2 鉆井液體系設(shè)計(jì)

鉆井液體系、性能是水平井是否順利施工的關(guān)鍵。在施工過程中優(yōu)選適合于蘇10區(qū)塊地層特點(diǎn)的“聚合物有機(jī)硅高效防塌鉆井液體系”,解決水平井施工時間長、裸眼井段長、井壁不規(guī)則和石盒子組井段易掉塊、易坍塌等問題。

4.3 水平井完井工藝

結(jié)合蘇里格氣田蘇10區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn),采用裸眼封隔器分段壓裂完井新工藝(圖6),該完井方式能夠使儲層產(chǎn)能最大化,減少生產(chǎn)壓差和流動阻力。

圖6 蘇10-S完井管柱示意圖

5 開發(fā)效果評價(jià)

蘇10-S井采用分段壓裂投產(chǎn)后獲得較高產(chǎn)能。該井于2009年6月13日正式投產(chǎn),目前日產(chǎn)氣穩(wěn)定在10×104m3,為鄰近直井產(chǎn)量的3～5倍。壓力穩(wěn)定在17MPa,已累產(chǎn)氣1 700×104m3。壓降速率0.06MPa/d,單位壓降產(chǎn)量156.7×104m3/MPa,生產(chǎn)效果較好,具備較高的生產(chǎn)潛力。

6 結(jié)論及建議

(1)水平井技術(shù)在低壓、低滲、低豐度的蘇里格氣田進(jìn)行試驗(yàn),見到了初步效果,展示出較好的開發(fā)前景。從鉆井角度,試驗(yàn)達(dá)到了在深層、低滲透氣層鉆水平井的目的;從開發(fā)角度,試驗(yàn)也達(dá)到了低滲巖性氣藏水平井在較低的生產(chǎn)壓差下獲得直井所無法達(dá)到的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量的目的,值得推廣。

(2)地質(zhì)研究和科學(xué)部署是水平井成功的前提,高水平的跟蹤分析與地質(zhì)導(dǎo)向是水平井成功實(shí)施的重要保障。蘇里格氣田地質(zhì)條件復(fù)雜,利用儲層預(yù)測法、沉積旋回法等手段提高現(xiàn)場地質(zhì)綜合判斷是保證特殊工藝井技術(shù)順利實(shí)施的前提。同時,實(shí)時的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向,地質(zhì)與工程有機(jī)結(jié)合可以保證最大氣層鉆遇率,為后期開發(fā)效果奠定有利基礎(chǔ)。

(3)水平井分段壓裂技術(shù)的突破是實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)的重要手段。試驗(yàn)表明,蘇里格氣田水平井必須經(jīng)過壓裂等儲層改造措施后才能獲得較好產(chǎn)量。而對于低壓低滲氣藏,裂縫長度、裂縫條數(shù)、裂縫間距及裂縫內(nèi)導(dǎo)流能力等參數(shù)是影響產(chǎn)能的重要因素。因此建議加強(qiáng)裂縫監(jiān)測等技術(shù)研究水平,以確保水平井獲得較好開采效果。

[1]祝金利.蘇里格氣田蘇10區(qū)塊優(yōu)化布井技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2007,27(12):111-113

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[4]田鳳民.水平井的優(yōu)化設(shè)計(jì)及油藏潛力挖掘研究[J].渤海大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2007,28(3):207-211

編輯:彭 剛

TE313.3

A

1673-8217(2010)03-0098-03

2009-11-14;改回日期:2010-01-15

趙國英,工程師,1978年生,2002年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè),在讀中國石油大學(xué)(華東)工程碩士,現(xiàn)從事油氣藏地質(zhì)研究工作。

中國石油長城鉆探工程有限公司重點(diǎn)課題“蘇里格合作開發(fā)區(qū)塊天然氣開發(fā)配套技術(shù)研究”(編號:2009A20-2)部分成果。