蘇里格氣田有效儲(chǔ)層解析與水平井長度優(yōu)化

羅 超　賈愛林　郭建林　何東博　位云生　羅水亮

1.中國石油勘探開發(fā)研究院　2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長江大學(xué)　3.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院

蘇里格氣田有效儲(chǔ)層解析與水平井長度優(yōu)化

羅 超1賈愛林1郭建林1何東博1位云生1羅水亮2,3

1.中國石油勘探開發(fā)研究院2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長江大學(xué)3.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院

羅超等.蘇里格氣田有效儲(chǔ)層解析與水平井長度優(yōu)化. 天然氣工業(yè), 2016,36(3):41-48.

水平井憑借其獨(dú)有的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，已成為高效開發(fā)致密氣藏的關(guān)鍵技術(shù)，但是其在非層狀氣藏的開發(fā)中卻效果較差。為此，針對(duì)鄂爾多斯盆地蘇里格氣田二疊系下石盒子組8段含氣砂體孤立分散的分布特點(diǎn)，采用露頭類比、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)、密井網(wǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)3種方法研究了該氣田含氣砂體的展布方向及規(guī)模特征，結(jié)合密集井網(wǎng)區(qū)精細(xì)地質(zhì)解剖成果，提出了4種適用于該氣田盒8段部署水平井的含氣砂體分布樣式：①厚層塊狀孤立型；②具物性夾層的垂向疊置型；③具泥質(zhì)夾層的垂向疊置型；④橫向串糖葫蘆型。統(tǒng)計(jì)當(dāng)前已實(shí)施水平井鉆遇含氣砂體的情況，發(fā)現(xiàn)所鉆遇的含氣砂體長度多數(shù)分布在670～1 300 m。以蘇X區(qū)SuX-18-36典型井組的物性夾層垂向疊置型砂體為例，結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)修正法、數(shù)值模擬法及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，優(yōu)化了氣田合理水平段長度，認(rèn)為在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下，1 200 m以內(nèi)的水平段長度適合于該氣田的該類疊置樣式的砂體。該成果為該氣田的后續(xù)高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 二疊紀(jì) 致密砂巖氣藏 含氣砂體 有效儲(chǔ)集層 水平井 氣藏工程 長度優(yōu)化

水平井作為提高氣井產(chǎn)能的一項(xiàng)重要開發(fā)技術(shù)，因其具有常規(guī)直井無法比擬的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)優(yōu)越性，已成為高效開發(fā)致密氣藏的關(guān)鍵技術(shù)[1-3]。作為開發(fā)致密砂巖氣藏技術(shù)最為成熟的北美地區(qū)，在水平井應(yīng)用方面積累了豐富的理論和現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，包括：致密砂巖氣藏內(nèi)的水平井應(yīng)用并不具有普遍適用性，只有在特定地質(zhì)條件下才有效，其中層狀氣藏中的應(yīng)用效果較好[4]。國內(nèi)目前投入開發(fā)的致密砂巖氣藏多數(shù)以典型透鏡狀為特征，其開發(fā)實(shí)踐表明水平井雖然可以提高單井產(chǎn)量、降低生產(chǎn)管理難度，但從部署的過程出發(fā)，較之于直井，水平井選井要求更為嚴(yán)格，主要表現(xiàn)在：對(duì)含氣砂體規(guī)模、分布特征要求更細(xì)致，對(duì)含氣層段的地質(zhì)認(rèn)識(shí)要求更精細(xì)[5]。水平井設(shè)計(jì)，特別是透鏡狀強(qiáng)非均質(zhì)性氣藏內(nèi)的水平井段的長度設(shè)計(jì)一直是困擾國外學(xué)者的研究難題。國外學(xué)者從井筒摩阻、壓降等方面因素考慮，對(duì)水平井的長度優(yōu)化做過大量研究，然而受中美致密砂巖氣藏地質(zhì)條件的差異影響，這些經(jīng)驗(yàn)成果并不能照搬全抄；而國內(nèi)學(xué)者對(duì)油藏、碳酸鹽巖氣藏內(nèi)[6-10]的水平井長度優(yōu)化有過較為深入的分析，但缺乏系統(tǒng)的對(duì)包括強(qiáng)非均質(zhì)性透鏡狀致密砂巖氣藏在內(nèi)的水平井長度優(yōu)化研究。因此，筆者以蘇里格氣田為例，從氣田儲(chǔ)層地質(zhì)的角度入手，通過分析主力產(chǎn)層二疊系下石盒子組8段有效儲(chǔ)層規(guī)模、展布方向及分布樣式，明確了氣田部署水平井的有利地質(zhì)條件，并采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)修正法、數(shù)值模擬分析、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)水平井應(yīng)用效果分析，對(duì)蘇里格氣田水平井長度進(jìn)行了優(yōu)化。

1　氣田基本地質(zhì)特征

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，整體構(gòu)造形態(tài)為寬緩西傾的單斜，主要含氣層段為二疊系下石盒子組8段和山西組l段，埋藏深度主要分布在3 000～3 600 m之間，為一套向南推進(jìn)的辮狀河沉積儲(chǔ)層[11-12]，具有“低豐度、低壓力、低滲透率”特征[13-17]。含氣砂體的鉆遇率顯示，各小層氣層鉆遇率低，一般為20%～40%。大量生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料也證實(shí)：氣田有效儲(chǔ)層具有厚度薄、非均質(zhì)性較強(qiáng)、分布范圍小的特征，且具有明顯的方向性。采取直井密井網(wǎng)開發(fā)方式雖可提高采收率，但容易造成井間干擾且難以確保單井經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)量。同時(shí)，強(qiáng)非均質(zhì)性使得直井單井產(chǎn)量低、遞減快，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短、開發(fā)效益較差。要保持蘇里格氣田當(dāng)前250×108m3/a的穩(wěn)產(chǎn)，每年需要新鉆1 000口產(chǎn)能接替井來彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減，以保持長期穩(wěn)產(chǎn)，而發(fā)展水平井技術(shù)可以提高單井控制儲(chǔ)量，大大縮小開發(fā)管理帶來的工作量，提升氣田整體開發(fā)效果[18]。鑒于蘇里格氣田有效砂體分散、多層分布的強(qiáng)非均質(zhì)性特征，水平井規(guī)?；瘧?yīng)用存在一定局限性。因此在水平井設(shè)計(jì)過程中，考慮水平段的合理長度對(duì)于水平井技術(shù)的高效應(yīng)用具有重要意義。

2　非均質(zhì)氣藏水平井合理長度的確定思路

影響非均質(zhì)氣藏部署合理長度水平井需要考慮的因素眾多，歸納起來主要包括以下3個(gè)方面：①地質(zhì)和儲(chǔ)層特征方面。由于蘇里格盒8段儲(chǔ)層是辮狀河沉積，具有含氣砂體孤立分散的性質(zhì)特點(diǎn)，水平段長度與地下儲(chǔ)層的匹配程度便成為影響水平井開發(fā)效果的關(guān)鍵因素，水平段過長就可能延伸出砂體，因此包括有效儲(chǔ)層規(guī)模、展布方向在內(nèi)的地質(zhì)因素是水平段合理長度的第一個(gè)約束因素。②氣藏工程方面。經(jīng)過生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬發(fā)現(xiàn)，氣井的水平段長度與生產(chǎn)效果（最終產(chǎn)量、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間等）并不保持為線性增加關(guān)系，過長的水平段是不合理的。③經(jīng)濟(jì)角度方面。實(shí)際生產(chǎn)中，受地質(zhì)條件和鉆井成本等因素的影響，氣井的建產(chǎn)成本隨著水平段長度的增加而大幅度增加，水平井開發(fā)效益與長度并非呈簡單線性關(guān)系，過長或過短都會(huì)造成開發(fā)效益的降低[19]。

3　儲(chǔ)層的非均質(zhì)性對(duì)水平井合理長度的影響

3.1儲(chǔ)層有效砂體的規(guī)模和大小

有效砂體規(guī)模指含氣砂體在三維空間的分布范圍，縱向規(guī)?？赏ㄟ^厚度來反映，橫向規(guī)模則可通過長寬來表征。應(yīng)用野外露頭類比、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)分析、加密井解剖及等多種動(dòng)靜態(tài)方法，可以對(duì)蘇里格有效砂體縱橫向上的規(guī)模有更準(zhǔn)確的認(rèn)識(shí)。

1)露頭類比法。與蘇里格氣田主要產(chǎn)層同層位的山西柳林露頭，由粗粒砂巖相構(gòu)成的辮狀河道砂體多為頂凸底平或頂平底凸形，河道遷移迅速[20]，使得儲(chǔ)集體間存在河道沖刷作用形成的沖刷面及相變形成的巖性界面，導(dǎo)致單個(gè)儲(chǔ)滲單元規(guī)模較小，部分地區(qū)多個(gè)砂體在平面上和縱向上交替疊置，連通規(guī)模較大。根據(jù)多條剖面上河道砂體寬厚統(tǒng)計(jì)，確定盒8段單河道砂體厚度介于1.6～7 m，多為2～5 m；砂體寬度變化大，通常延伸不超過1 000 m，主要為200～800 m；砂體長度一般不超過1 500 m，主要分布在400～1 200 m之間。

2)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)法。根據(jù)蘇里格氣田巖心資料與測(cè)井解釋成果判斷含氣砂體厚度的分布范圍，結(jié)合定量地質(zhì)學(xué)中同沉積成因砂體的寬厚比、長寬比參數(shù)來估算含氣砂體的規(guī)模。定量化巖心描述與測(cè)井相研究顯示，過蘇6-7-12井、蘇6-8-7井的南北向剖面上(圖1)，盒8段下部心灘砂體的厚度多分布在2～6 m。山西柳林露頭調(diào)查和室內(nèi)沉積物理模擬實(shí)驗(yàn)顯示心灘寬厚比分布在80～120，長寬比一般為1.5～2.0，進(jìn)而可估算蘇里格氣田有效砂體寬度多在160～720 m，長度在300～1 200 m之間。

圖1　蘇里格氣田中區(qū)盒8段下部南北向有效砂體分布圖

3)密井網(wǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)法。通過篩選密井網(wǎng)解剖區(qū)，分析較小井距范圍內(nèi)砂體的縱橫向連通關(guān)系，估算砂體的展布范圍[21]。以蘇6井區(qū)為例，井間加密的2口井(蘇6-J3、蘇6-J4井)的測(cè)試地層壓力沒有恢復(fù)到原始地層壓力，出現(xiàn)明顯的先期泄壓，泄壓幅度較大。而排間加密（600 m）的4口井的測(cè)試地層壓力均為原始地層壓力，即可推斷蘇6區(qū)有效砂體寬度大于400 m，長度小于1 200 m。綜合蘇6、蘇14及蘇10等多個(gè)加密井區(qū)的情況來看，有效砂體一般厚度介于2～6 m，寬度介于300～800 m，長度介于400～1 200 m，部分切割相連、疊置規(guī)模較大，具備部署水平井的地質(zhì)條件。

綜合露頭類比、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)及密井網(wǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)等多種方法，認(rèn)為盒8、山1段含氣砂體以孤立透鏡狀南北向分布為主，厚度多在2～5 m，寬度介于300～800 m，長度在300～1 200 m之間。

3.2儲(chǔ)層有效砂體的展布方向

由于水平段的方位主要由含氣砂體的走向及最大主應(yīng)力方向決定，沿著含氣砂體的展布方向布置水平井可以提高氣層的鉆遇率，而垂直于最大主應(yīng)力方向進(jìn)行壓裂，可以提高水平井產(chǎn)量[22-23]。地質(zhì)綜合研究表明，盒8、山1段因辮狀河道的多次改道，形成了大面積復(fù)合分布的長形條帶狀砂體，而86%的含氣砂體都分布在心灘中，且大都呈南北向豆莢狀展布，東西向相變快。如J11井區(qū)盒8上亞段1小層（圖2），由北向南發(fā)育了3條辮狀河道。由于心灘發(fā)育于河道充填內(nèi)地形較低洼處，與河道充填的走向基本一致，可判斷分布在J1、J6、J7等井的多數(shù)心灘展布方向?yàn)槟媳毕颉暮瑲馍绑w的鉆遇率角度考慮，在部署水平井的方位應(yīng)考慮以南北向?yàn)橹?。?duì)于局部因河道遷移改道造成與南北向有偏差的心灘砂體，在水平井方位設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)酌情調(diào)整。

同時(shí)，由于儲(chǔ)層致密，需要水平井段多段壓裂來提高水平井產(chǎn)量，當(dāng)人工裂縫方向平行于最大主應(yīng)力方向，水平段方位與裂縫垂直時(shí)壓裂改造效果最佳。通過對(duì)蘇X53-74-62H等多口井盒8、山1段巖心的黏滯剩磁測(cè)定，判斷主力含氣層的最大主應(yīng)力方向?yàn)镹E98°—NE108°。由于含氣砂體走向與最大地應(yīng)力方向?qū)?yīng)性較好，區(qū)域構(gòu)造不發(fā)育，儲(chǔ)層各向異性對(duì)水平井影響較小。因此水平段方位應(yīng)選擇南北方向?yàn)橹鳌?/p>

圖2　蘇里格氣田水平井及裂縫方向示意圖

3.3適于部署水平井的有效砂體分布樣式

蘇里格氣田的沉積作用分析、有效砂體成因及規(guī)模的定量研究表明，主力含氣層盒8段平面上多期次河道的頻繁遷移與垂向上砂體間的疊加切割，使得有效儲(chǔ)層以小規(guī)模孤立狀分散于多層段內(nèi)。即便如此，局部仍發(fā)育厚度較大、側(cè)向連通性較好的儲(chǔ)集層段[24]，在明確其規(guī)模、展布方向等地質(zhì)特征后，適合部署水平井。結(jié)合實(shí)鉆水平井剖面的地質(zhì)解剖成果，提出了4種有利于水平井實(shí)施的含氣砂體分布樣式。

3.3.1厚層塊狀孤立型

以心灘相沉積為主，少量為河道充填沉積，沉積水動(dòng)力強(qiáng)，砂體厚度大、粒度粗，橫向分布穩(wěn)定。有效砂體縱向厚度一般大于6 m，呈厚層塊狀分布，橫向連續(xù)性較好，井間可以追蹤對(duì)比，單井控制儲(chǔ)量大。水平井在該類分布模式中含氣砂體鉆遇率高，高產(chǎn)水平井比例較大。如蘇平36-6-23井目的層位盒8下亞段，日均產(chǎn)氣9.8×104m3，累計(jì)產(chǎn)氣5 476×104m3，生產(chǎn)狀況良好。

3.3.2具物性夾層的垂向疊置型

主要由多期次辮狀河道和心灘粗砂巖垂向疊置而成，砂體疊加厚度大，橫向復(fù)合連片。在上下含氣砂體間受水動(dòng)力條件變化的影響而發(fā)育物性夾層，夾層厚度一般小于3 m。含氣砂體單層厚度介于2～5 m，多層累計(jì)厚度較大，一般在6～8 m間，部分可超過10 m。該類結(jié)構(gòu)模式下的水平井含氣砂體鉆遇率高，由于層間夾層薄，通過壓裂改造可將上下氣層溝通，當(dāng)前的壓裂工藝質(zhì)量可以保證較高的產(chǎn)氣量。如蘇10-32-50H井目的層為盒8段4小層（圖3），南北向水平段長度為720 m，鉆遇有效儲(chǔ)層厚度為335.1 m，鉆遇率為46.5%。該井裸眼封隔4段壓裂改造，投產(chǎn)700 d，日均產(chǎn)氣12.2×104m3，累計(jì)產(chǎn)氣8 280×104m3，壓降速率為80.024 MPa/d。

圖3　蘇10-32-50H井軌跡剖面圖

3.3.3具泥質(zhì)夾層的垂向疊置型

多為兩期或多期辮狀河道、心灘砂體間的垂向疊加，砂體疊加厚度大，與物性夾層的垂向疊置型有一定相似之處，差異在于上下含氣砂體間沉積的是一套洪泛成因的泥質(zhì)隔層，厚度一般小于3 m。有效砂體單層厚度大小不一，橫向分布范圍也不盡相同，連續(xù)性較差。該類型水平段含氣砂體鉆遇率一般較低，鉆遇的水平井類型也多為低產(chǎn)氣井，有效控制儲(chǔ)量不足。如蘇平14-13-36井（圖4）南北向長1 200 m，鉆遇氣層厚度為470.5 m，含氣層厚度為106.3 m，含氣砂體鉆遇率為48.1%。該井水力噴射2段壓裂改造后，天然氣無阻流量為12.4×104m3/d，投產(chǎn)980 d，以日均3×104m3生產(chǎn)，平均壓降速率為0.014 MPa/d。

圖4　蘇平14-13-36井軌跡剖面圖

3.3.4橫向串糖葫蘆型

兩個(gè)含氣砂體被泥巖橫向分隔，在剖面上呈“串糖葫蘆”形狀。該結(jié)構(gòu)下的水平井鉆遇儲(chǔ)層風(fēng)險(xiǎn)大，含氣砂體鉆遇率較低，有效控制儲(chǔ)量不足。如蘇36-8-18H井水平段長度為671.8 m，有效儲(chǔ)層厚度為269.2 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率為40.1%，該井日均產(chǎn)氣1.9×104m3，壓降速率為0.036 MPa/d。

根據(jù)已實(shí)施水平井的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，適于部署水平井的4類地質(zhì)目標(biāo)的有效砂體長度主要在670～1 300 m（表1）。由于各小層內(nèi)含氣砂體的鉆遇率多分布在20%～40%，水平段在鉆遇單一含氣砂體后，可能要經(jīng)過較長泥巖段才可能鉆遇第2套含氣砂體，單層厚度薄，使得很難準(zhǔn)確預(yù)測(cè)第2套有效砂體的分布位置；即便成功鉆進(jìn)兩套含氣砂體，鉆遇的長泥巖段會(huì)降低水平井經(jīng)濟(jì)效益。所以在目前技術(shù)條件下，鑒于蘇里格氣田有別于儲(chǔ)集層橫向穩(wěn)定的氣田，為有利于壓裂改造施工，在選井過程中應(yīng)以單套含氣砂體為主體目標(biāo)，即厚層塊狀型、物性夾層垂向疊置型是實(shí)施水平井的2種最有利的含氣砂體分布樣式，并進(jìn)一步優(yōu)化水平段長度才是提高水平井開發(fā)效果的有力武器。

表1　蘇里格氣田水平井鉆遇有效砂體相關(guān)參數(shù)表

4　氣井水平段合理長度的氣藏工程分析

4.1利用氣藏工程方法分析氣井水平段長度與氣井產(chǎn)能的關(guān)系

依據(jù)蘇里格中區(qū)16口投產(chǎn)時(shí)間較長的部署于具物性夾層疊置型砂體內(nèi)的水平井資料修正后的Joshi非均質(zhì)氣藏水平井產(chǎn)能公式，計(jì)算了氣井水平段長度與無阻流量的關(guān)系，結(jié)果表明與該種有效砂體匹配的水平井，隨著投產(chǎn)水平井長度的增加，會(huì)使得無阻流量的增幅放緩，且在1 200 m左右出現(xiàn)拐點(diǎn)（圖5）。因此拐點(diǎn)處即為較合理的水平段長度。

圖5　水平段長度與天然氣無阻流量關(guān)系圖

4.2模擬分析氣井水平段長度與氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的關(guān)系

針對(duì)蘇里格氣田含氣砂體的規(guī)模及分布特征，以蘇X-18-36典型井組為代表，在盒8段的兩小層(具物性夾層的兩期砂體)中部署水平井J1和J2，并設(shè)計(jì)500 m、800 m、1 200 m、1 500 m和1 800 m共6組水平段長度。其中J1井配產(chǎn)6×104m3/d，J2井配產(chǎn)2×104m3/d，模擬對(duì)比兩口井不同水平段長度所對(duì)應(yīng)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。以J1井為例（圖6），J1井設(shè)計(jì)的500 m長水平井段生產(chǎn)1 000 d后，日產(chǎn)氣量快速下降，而設(shè)計(jì)水平段長度為800 m時(shí)，氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間隨之增加到1 445 d；當(dāng)水平段超過1 200 m時(shí)氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增加幅度降低，基本保持在1 684 d。

圖6　J1井不同水平井段長度穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間圖

4.3模擬分析氣井水平段長度與氣井累計(jì)產(chǎn)量大小的關(guān)系

水平井段長度與累計(jì)產(chǎn)氣量間也存在相似特征，J1、J2井水平段長度在500 m、800 m、1 200 m時(shí)，隨著水平段長度增加，累計(jì)產(chǎn)氣量快速增加，當(dāng)水平段超過1 500 m時(shí)氣井累計(jì)產(chǎn)量線出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)（圖7）。綜合水平井段長度與穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間、累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系，認(rèn)為在該種有效砂體分布模式下，水平井段合適的長度控制在1 500 m以內(nèi)較為合適。

圖7　水平段長度與累計(jì)產(chǎn)氣量關(guān)系圖

5　從經(jīng)濟(jì)角度評(píng)價(jià)氣井水平段合理長度

水平井段長度的增加，意味著鉆井成本的增加。因此還應(yīng)從經(jīng)濟(jì)的角度，通過對(duì)比單位長度的鉆井成本與增產(chǎn)氣量收入間的差距大小，進(jìn)一步優(yōu)化目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下的合理水平段長度，即權(quán)衡水平段長度增加帶來的產(chǎn)氣量增加收益與鉆井成本增長之間的關(guān)系，來分析確定水平井段的合理長度。

采用蘇里格氣田開發(fā)的相關(guān)經(jīng)濟(jì)參數(shù)和指標(biāo)，水平井鉆井的單位進(jìn)尺費(fèi)用為1 613～2 009元/m，天然氣價(jià)格1 000元/103m3，計(jì)算研究表明氣井的水平段單位長度增產(chǎn)氣量收入具有逐漸遞減的特征。J1井和J2井水平段長度在800 m時(shí)，單位水平段長度所增加的產(chǎn)氣收入遠(yuǎn)大于單位進(jìn)尺費(fèi)用，隨著水平段長度的延伸，單位長度增產(chǎn)氣量收入快速降低。當(dāng)J1井和J2井水平井長度接近1 200 m時(shí)，單位長度增產(chǎn)氣量收入與單位進(jìn)尺費(fèi)用基本持平，超過1 200 m后的水平段已基本不具備收益能力（圖8）。

圖8　不同水平段長度下的單位長度增氣收入與鉆井成本的關(guān)系圖

因此，基于當(dāng)前的氣價(jià)與水平井技術(shù)條件，蘇里格氣田部署于物性夾層垂向疊置型砂體中的水平井水平段長度應(yīng)控制在1 200 m以內(nèi)較為適宜。

6　結(jié)論

1）綜合露頭類比、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)及密井網(wǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)等多種方法，認(rèn)為盒8段、山1段含氣砂體以孤立透鏡狀南北向分布為主，厚度多在2～5 m，寬度介于300～800 m，長度在300～1 200 m之間，并提出了厚層塊狀孤立型、具物性夾層的垂向疊置型、具泥質(zhì)夾層的垂向疊置型和橫向串糖葫蘆型等4種適于部署水平井的有效砂體分布樣式，統(tǒng)計(jì)了4類有效砂體分布模型的鉆遇情況，建議在選井過程中應(yīng)以單套含氣砂體為主體目標(biāo)。

2）針對(duì)蘇X區(qū)SuX-18-36典型井組的物性夾層垂向疊置型砂體，采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)修正法、數(shù)值模擬法及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，綜合分析了蘇里格致密砂巖氣藏中這種類型疊置樣式的砂體中部署水平井的最優(yōu)長度，認(rèn)為在目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下，該類水平段長度設(shè)置在1 200 m以內(nèi)較為合理，并建議針對(duì)適宜部署水平井的不同疊置樣式有效砂體，開展具有針對(duì)性的水平井長度優(yōu)化研究。

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Analysis on effective reservoirs and length optimization of horizontal wells in the Sulige Gasfi eld

Luo Chao1, Jia Ailin1, Guo Jianlin1, He Dongbo1, Wei Yunsheng1, Luo Shuiliang2,3
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 2. MOE Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China; 3. School of Geosciences, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.41-48, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

By virtue of unique technical and economical advantages, horizontal well development has become a key technology in the highefficiency development of tight gas reservoirs, however, this has worked unsatisfactorily in unstratified gas reservoirs. In this paper, the orientation and coverage of gas-bearing sand bodies (in isolated distribution) of Member 8 of Permian Lower Shihezi Fm in the Sulige Gasfield were analyzed by means of outcrop analogy, geostatistical analysis and pilot tests of dense well patterns. Then, four gas-bearing sand distribution patterns suitable for the deployment of horizontal wells in Member 8 were proposed according to the precise geological anatomy results of dense well patterns. These patterns include thick massive isolated pattern, vertically superimposed pattern with physical interlayers, vertically superimposed pattern with argillaceous interlayers and lateral sugar-coated haw string pattern. Based on the statistics on gas-bearing sand bodies drilled by horizontal well drilling, the drilled gas-bearing sand bodies are 670-1 300 m long. Based on production data correction, numerical simulation and economic evaluation, the length of rational horizontal sections were optimized by performing a case study of the vertically superimposed reservoirs with physical interlayers in the typical well group SuX-18-36 of Su-X Block. It is indicated that the rational horizontal well length within 1 200 m in the Sulige Gasfield under current economic and technical conditions. This paper provides a technical support for the high-efficiency development of the Sulige Gasfield in the future.

Ordos Basin; Sulige Gasfield; Permian; Tight sandstone gas reservoir; Gas-bearing sand; Effective reservoirs; Horizontal well; Gas reservoir engineering; Length optimization

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.006

國家科技重大專項(xiàng)“天然氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（編號(hào)：2011ZX05015）。

羅超，1989年生，工程師，博士研究生；從事天然氣開發(fā)地質(zhì)研究工作。地址: （100083）北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)。電話: （010）83595208。ORCID:0000-0001-6600-2699。E-mail:lc_121989@163.com

2015-12-02編 輯韓曉渝)