優(yōu)化調(diào)整技術(shù)在多套層系氣田水平井中的應(yīng)用
——以H氣田為例

劉磊，陳東，王焰東 佘姣鳳，李小瑞，劉美容

(中石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

優(yōu)化調(diào)整技術(shù)在多套層系氣田水平井中的應(yīng)用
——以H氣田為例

劉磊，陳東，王焰東 佘姣鳳，李小瑞，劉美容

(中石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

H氣田發(fā)育多套含油氣層系,主力儲(chǔ)層為碳酸鹽巖，該氣田地震資料品質(zhì)差，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)難度大，從而導(dǎo)致水平井儲(chǔ)層鉆遇率低。根據(jù)水平井水平段長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能的影響，考慮水平段摩阻和氣井的非達(dá)西流動(dòng)影響等因素，該氣田優(yōu)化設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度在600～1200m。在水平段長(zhǎng)度、水平段走向等參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)、調(diào)整的基礎(chǔ)上，在水平井鉆進(jìn)過(guò)程中利用測(cè)井、綜合錄井資料進(jìn)行隨鉆跟蹤，形成“H氣田式”隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)。實(shí)施后儲(chǔ)層鉆遇率高，氣井產(chǎn)能較高，證明上述水平井實(shí)施優(yōu)化調(diào)整技術(shù)在H氣田水平井開(kāi)發(fā)中效果較好。

多套層系；水平井；水平段長(zhǎng)度；隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)；儲(chǔ)層鉆遇率

與直井相比，水平井開(kāi)發(fā)油氣藏可增加泄油面積，減少鉆井?dāng)?shù)，在較低的生產(chǎn)壓差下可以獲得直井所無(wú)法達(dá)到的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量[1]。水平井實(shí)施優(yōu)化調(diào)整技術(shù)是水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)的重要環(huán)節(jié)及組成部分，水平井實(shí)施優(yōu)化調(diào)整技術(shù)的有效性是決定一口水平井是否成功的關(guān)鍵，對(duì)進(jìn)一步提高經(jīng)濟(jì)效益起到?jīng)Q定性作用。H氣田L(fēng)4區(qū)塊實(shí)行水平井開(kāi)發(fā)實(shí)踐過(guò)程形成的一套適合H氣田的水平井優(yōu)化調(diào)整技術(shù)，保障了H氣田水平井規(guī)模高效開(kāi)發(fā)。

1 氣田地質(zhì)概況

1.1 地層劃分

H氣田L(fēng)4區(qū)塊自上而下發(fā)育的地層有：新生界新近系、古近系，上古生界下二疊統(tǒng)、石炭系，下古生界奧陶系；缺失中生界三疊系、侏羅系、白堊系，古生界上二疊統(tǒng)、志留系、泥盆系。石炭系生屑灰?guī)r段、東河砂巖段和奧陶系是主要目的層。

1.2 構(gòu)造特征

H氣田L(fēng)4號(hào)構(gòu)造頂部較緩，翼部較陡，北西-南東走向，以軸線近南北對(duì)稱?？傮w上生屑灰?guī)r頂面、東河砂巖頂面、奧陶系三層構(gòu)造具有良好的繼承性，形態(tài)及高點(diǎn)基本一致。生屑灰?guī)r構(gòu)造為長(zhǎng)軸背斜，背斜軸向?yàn)楸蔽?南東走向，南翼地層傾角約17～20°，北翼地層傾角約18～22°。東河砂巖頂面構(gòu)造為長(zhǎng)軸背斜，背斜軸向?yàn)楸蔽?南東方向，南翼地層傾角約17～20°，北翼地層傾角約18～22°。奧陶系潛山頂面構(gòu)造為長(zhǎng)軸背斜，背斜軸向?yàn)楸蔽?南東走向，南翼地層傾角約17～20°，北翼地層傾角約18～22°。

1.3 儲(chǔ)層特征

生屑灰?guī)r段氣層組厚度在35～42m，橫向上分布穩(wěn)定，儲(chǔ)層平均孔隙度4.65%，裂縫率0.15%，平均基質(zhì)滲透率0.035mD，裂縫滲透率10.13～49.85mD；孔隙是生屑灰?guī)r段主要的儲(chǔ)集空間；裂縫為主要的滲濾通道，為碳酸鹽巖裂縫～孔隙型雙孔雙滲儲(chǔ)層。東河砂巖段氣層組自東向西呈超覆沉積，整體厚度自西向東增厚，厚度在20.5～51m，砂層有效孔隙度2.24%～8.50%，平均含氣飽和度為73.70%～79.5%，基質(zhì)滲透率0.029～24.250mD；儲(chǔ)層巖性致密，孔隙性較差；但鈣質(zhì)膠結(jié)物經(jīng)溶蝕后形成一些次生孔洞，加之構(gòu)造裂縫較發(fā)育，從而改善了巖石的滲透性，屬于低孔低滲碎屑巖微裂縫～孔隙型儲(chǔ)層。奧陶系主要巖性段為泥灰?guī)r段和生物灰?guī)r段，泥灰?guī)r段較薄，多數(shù)為夾層；主要儲(chǔ)層段分布在生物灰?guī)r段，生物灰?guī)r段地層厚度7.0～399.5m，平均孔隙度1.32%～3.64%，儲(chǔ)層上部孔隙度相對(duì)要高些；部分層段由于溶蝕孔洞較發(fā)育，儲(chǔ)層屬于非均質(zhì)溶孔、溶洞發(fā)育的低孔隙儲(chǔ)層，發(fā)育高角度裂縫，為碳酸鹽巖裂縫～孔隙型雙孔雙滲儲(chǔ)層。

巖心觀察統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，石炭系、奧陶系裂縫產(chǎn)狀以垂直縫和斜交縫為主，平縫占少數(shù)。在充填程度上，平縫基本上都是全充填縫，垂直縫和斜交縫以半充填為主，部分裂縫交叉形成了網(wǎng)狀縫。裂縫走向主要為北東-南西向，次為北西-南東向。受構(gòu)造應(yīng)力的影響，在構(gòu)造高部位裂縫比較發(fā)育，低部位裂縫不發(fā)育。

由巖心觀察和薄片、物性及測(cè)井綜合資料顯示，生屑灰?guī)r段、東河砂巖段和奧陶系內(nèi)部均存在一定數(shù)量的夾層。對(duì)H氣田儲(chǔ)層段各氣層組裂縫發(fā)育厚度統(tǒng)計(jì)表明，大多數(shù)層段的裂縫發(fā)育厚度都接近層段的地層厚度，這表明裂縫基本切穿了大部分儲(chǔ)層和夾層。而且裂縫發(fā)育機(jī)理研究表明，脆性層發(fā)育的大傾角裂縫(45°以上)切割塑性層(大部分為夾層)的厚度在4m左右，而目的層段夾層厚度大部分為0.6～5.0m，巖性基本均為脆性的灰?guī)r、砂屑灰?guī)r，泥巖夾層少而且薄，從機(jī)理上說(shuō)夾層存在被裂縫穿過(guò)的可能性。因此，綜合分析認(rèn)為H氣田各氣層組重點(diǎn)夾層雖然全區(qū)分布，但是基本沒(méi)有區(qū)域分隔性。

1.4 氣藏特征

石炭系灰?guī)r段氣藏為受構(gòu)造控制、低孔低滲、層狀邊水氣藏[2～5]，水體體積約為氣藏?zé)N類體積的1.1倍，為弱邊水氣藏，水體小，驅(qū)動(dòng)能量相對(duì)較弱，氣藏驅(qū)動(dòng)能量主要為彈性驅(qū)動(dòng)。東河砂巖和奧陶系氣藏為受構(gòu)造控制、低孔中滲、塊狀底水氣藏[2～5]，水體倍數(shù)約為3.6倍，雖然水體倍數(shù)小，但構(gòu)造裂縫有可能溝通底水，水體相對(duì)比較活躍，氣藏驅(qū)動(dòng)為底水與彈性混合驅(qū)。

2 H氣田水平井實(shí)施的難點(diǎn)

氣藏是否適合水平井開(kāi)發(fā)主要考慮儲(chǔ)層埋藏深度、儲(chǔ)層厚度、儲(chǔ)層各向異性指數(shù)、滲透率和供氣面積等方面[6]。H氣田含多套油氣層系，主力層位為石炭系巴楚組生屑灰?guī)r段、東河砂巖段和下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖，其中石炭系生屑灰?guī)r段是一套厚度、巖性相對(duì)穩(wěn)定的碳酸鹽巖，為層狀邊水氣藏；東河砂巖段為一套淺灰與灰色礫巖、砂礫巖和砂巖的碎屑巖地層，有少量泥巖；早奧陶世沉積相類型主要為碳酸鹽臺(tái)地相和淺海相，石炭系砂礫巖氣層組和奧陶系氣層組為塊狀底水氣藏[2～5]?？ɡ骋澜M標(biāo)準(zhǔn)灰?guī)r段和巴楚組的生屑灰?guī)r段為石炭系對(duì)比標(biāo)志層，奧陶系的主要標(biāo)志層為鮞粒灰?guī)r段，氣藏埋藏淺(800～2500m)[5]，且標(biāo)志層明顯，易于水平井隨鉆跟蹤調(diào)整。裂縫發(fā)育程度高，夾層不具區(qū)域分隔性，標(biāo)志層明顯，水體能量弱，氣藏埋藏淺。這些是H氣田水平井實(shí)施的有利條件，但是實(shí)施水平井開(kāi)發(fā)還存在以下地質(zhì)難點(diǎn)：

1)缺少三維地震資料支持。H氣田以二維地震資料為主，山地地震資料品質(zhì)差，致使斷裂系統(tǒng)刻畫(huà)難，構(gòu)造落實(shí)程度低。

2)H氣田井控控制程度低，同時(shí)在受加里東與早海西構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響下，東河砂巖與奧陶系沉積過(guò)程中受風(fēng)化剝蝕影響程度不一樣，鉆井過(guò)程中，可能造成儲(chǔ)層缺失、重復(fù)及儲(chǔ)層相變等地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)，導(dǎo)致地層層位及儲(chǔ)層平面分布準(zhǔn)確預(yù)測(cè)難，且缺乏水平鉆井電測(cè)導(dǎo)向技術(shù)。

針對(duì)上述難點(diǎn)，經(jīng)反復(fù)實(shí)踐，逐步形成了H氣田水平井優(yōu)化調(diào)整技術(shù)，并在實(shí)際應(yīng)用中得到了很好的效果。

3 水平井優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

3.1 水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)

水平井設(shè)計(jì)是水平井實(shí)施優(yōu)化調(diào)整技術(shù)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，主要考慮地震資料、構(gòu)造、地層層系、儲(chǔ)層特征等因素，優(yōu)化水平段在儲(chǔ)層中的鉆進(jìn)軌跡，設(shè)計(jì)水平井井型、水平井部署位置及水平段層位、水平段走向、靶點(diǎn)深度選擇，重點(diǎn)設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度。

3.1.1 水平井井型

從地質(zhì)設(shè)計(jì)的角度出發(fā)，水平井的井型可分為兩大類：無(wú)導(dǎo)眼水平井和導(dǎo)眼水平井[7]。H氣田在局部構(gòu)造落實(shí)程度高、儲(chǔ)層預(yù)測(cè)較準(zhǔn)的地層，為節(jié)約鉆井成本，將這類地層的水平井設(shè)計(jì)為無(wú)導(dǎo)眼水平井；在局部構(gòu)造落實(shí)程度低、儲(chǔ)層復(fù)雜、地質(zhì)不確定性程度高的地層，為提高氣藏的認(rèn)識(shí)程度，減少鉆井風(fēng)險(xiǎn)，先鉆導(dǎo)眼井，其主要作用是引導(dǎo)水平段有效進(jìn)入目的層，將這類水平井設(shè)計(jì)為導(dǎo)眼水平井，以落實(shí)儲(chǔ)層巖性、深度、物性及含油氣性。

3.1.2 水平井部署位置及水平段層位

采用不均勻井網(wǎng)，生屑灰?guī)r段氣層組沿構(gòu)造軸線布井，東河砂巖段和奧陶系氣層組的水平井部署應(yīng)以東河砂巖為主，沿構(gòu)造高部位布井，延長(zhǎng)無(wú)水采氣期。水平段在主力層位生屑灰?guī)r段、東河砂巖段及奧陶系均有部署，水平段位置結(jié)合儲(chǔ)層特征盡量選擇在儲(chǔ)層頂部，有一定的避水高度，以均衡動(dòng)用儲(chǔ)量。

3.1.3 水平段走向

水平段走向主要根據(jù)氣藏的主應(yīng)力方向確定，綜合考慮儲(chǔ)層段橫向分布、裂縫發(fā)育情況。根據(jù)構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)研究，H氣田現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|-南西向，水平段與現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向垂直可以使水平段穿越后期儲(chǔ)層改造形成的張開(kāi)縫，最有利于提高單井動(dòng)用儲(chǔ)量及產(chǎn)能。因此，設(shè)計(jì)水平段走向沿構(gòu)造軸部為近東西向，與主應(yīng)力方向幾乎垂直，使水平段最大程度穿越儲(chǔ)層裂縫，使泄氣面積最大化。

3.1.4 靶點(diǎn)深度選擇

依據(jù)水平井目的層地質(zhì)特征，主要根據(jù)儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度，考慮地層厚度與構(gòu)造，結(jié)合繪制的地震剖面、構(gòu)造圖、氣層剖面圖以及計(jì)算的地層深度預(yù)測(cè)表來(lái)設(shè)計(jì)靶點(diǎn)深度。

3.1.5 水平段長(zhǎng)度

針對(duì)特定儲(chǔ)層確定合理的水平段長(zhǎng)度是水平井設(shè)計(jì)及調(diào)整的基礎(chǔ)[8，9]，是水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)的關(guān)鍵參數(shù)。根據(jù)水平段長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能的影響、機(jī)理研究和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際綜合分析確定H氣田水平井水平段長(zhǎng)度。數(shù)值模擬機(jī)理研究表明，在同一采氣速度下(單井初期產(chǎn)能一致)，水平段長(zhǎng)度對(duì)開(kāi)發(fā)期末采出程度影響較大，水平段長(zhǎng)度大于600m，能有效控制初期生產(chǎn)壓差(表1)。

表1 不同水平井長(zhǎng)度開(kāi)發(fā)效果模擬結(jié)果

圖1 水平井水平段長(zhǎng)度論證

根據(jù)實(shí)測(cè)產(chǎn)能測(cè)試資料進(jìn)行數(shù)值試井研究：隨水平井段長(zhǎng)度增加，水平氣井產(chǎn)能也增加，但由于受非達(dá)西流影響，水平段長(zhǎng)度大于600m時(shí)產(chǎn)能增加實(shí)際幅度并不大(圖1(a))。根據(jù)對(duì)產(chǎn)能米增量參數(shù)的論證，受非達(dá)西流影響下水平段長(zhǎng)度在600～1200m之間產(chǎn)能米增量與產(chǎn)能之間的匹配關(guān)系較好(圖1(b))。另外，考慮到水平段摩阻損失的影響，論證了水平段長(zhǎng)度在1200m以內(nèi)，摩阻對(duì)氣井產(chǎn)氣量影響較小(圖1(c))。綜合考慮非達(dá)西流動(dòng)和氣井水平段摩阻的影響，結(jié)合氣藏類型進(jìn)行水平段長(zhǎng)度優(yōu)化：石炭系生屑灰?guī)r氣層組為層狀邊水氣藏，儲(chǔ)層厚度大，部署1200m水平段水平井；石炭系砂礫巖氣層組和奧陶系氣層組為塊狀底水氣藏[2～5]，雖然儲(chǔ)層厚度大、距離底水較遠(yuǎn)，但由于高角度裂縫發(fā)育[10]，夾層不具分隔性，為避免底水過(guò)快錐進(jìn)的風(fēng)險(xiǎn)，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)600m，部署在氣藏頂部。綜合以上因素，H氣田水平井水平段長(zhǎng)度優(yōu)化調(diào)整為600～1200m。

3.2 H氣田式水平井隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向

完成水平井的優(yōu)化設(shè)計(jì)僅僅是個(gè)開(kāi)端，鉆井過(guò)程中的實(shí)時(shí)跟蹤、調(diào)整是確保水平井成功的關(guān)鍵[11]。因此，做好鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)是關(guān)鍵，隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向是關(guān)鍵之后的保障。隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)以油藏地質(zhì)研究為基礎(chǔ)，以錄井、隨鉆測(cè)量數(shù)據(jù)、井身軌跡控制等為手段，是一項(xiàng)綜合配套技術(shù)[11～13]。H氣田式水平井隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向分析技術(shù)是在H氣田構(gòu)造落實(shí)程度低，且缺乏水平井電測(cè)跟蹤導(dǎo)向技術(shù)的條件下提出的一種水平井隨鉆跟蹤技術(shù)，是一套符合H氣田地質(zhì)情況的“動(dòng)態(tài)”及“可視化”隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)(圖2、圖3)。該技術(shù)分3步進(jìn)行水平井的隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向：①預(yù)測(cè)、設(shè)計(jì)——根據(jù)H氣田已完鉆井資料并結(jié)合地震資料，進(jìn)行井震聯(lián)合標(biāo)定，對(duì)構(gòu)造趨勢(shì)進(jìn)行總體把握，及時(shí)完善氣藏地質(zhì)特征，并預(yù)測(cè)新鉆井地層層序特征，從而指導(dǎo)并優(yōu)化新鉆井的鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)；②跟蹤、調(diào)整——在隨鉆過(guò)程中，用各種錄井信息資料卡準(zhǔn)層位，尤其是標(biāo)志層，對(duì)正鉆井進(jìn)行小層精細(xì)劃分與對(duì)比，時(shí)刻注意正鉆遇層位深度和儲(chǔ)層的變化，不斷重新認(rèn)識(shí)構(gòu)造特征，不斷修正靶點(diǎn)；③校正、修改——完鉆之后，利用該井成果數(shù)據(jù)，進(jìn)行反饋和校正，完成構(gòu)造重新成圖，最終指導(dǎo)下一口新井的部署。

圖2 隨鉆地質(zhì)綜合導(dǎo)向技術(shù)路線

圖3 隨鉆軌跡調(diào)整示意圖

4 實(shí)例

L5-AH井是H氣田部署的第一口超長(zhǎng)水平井，目的層為石炭系生屑灰?guī)r氣層組，設(shè)計(jì)為導(dǎo)眼水平井。設(shè)計(jì)參數(shù)為：靶點(diǎn)A、B點(diǎn)垂深1912m，水平段長(zhǎng)度1200m，水平段方位287.85°，靶前位移250m，完鉆井深2206.9m。在L5-AH井導(dǎo)眼段鉆進(jìn)過(guò)程中，根據(jù)綜合錄井?dāng)?shù)據(jù)與鄰井L5-A井生屑灰?guī)r段標(biāo)志層對(duì)比(圖4)，構(gòu)造變陡，計(jì)算地層傾角為1.8～2.2°，地層下傾，再次調(diào)整地質(zhì)設(shè)計(jì)，將鉆頭盡量控制在氣層內(nèi)部，使得井身軌跡與石炭系生屑灰?guī)r氣層組層狀氣藏近平行順層鉆進(jìn)，后期采用88°穩(wěn)斜鉆進(jìn)，經(jīng)過(guò)實(shí)鉆證實(shí)地層傾斜分布。根據(jù)上覆地層的鉆遇情況、儲(chǔ)層裂縫發(fā)育情況，為使水平段準(zhǔn)確入靶，經(jīng)過(guò)4次軌跡調(diào)整，地質(zhì)設(shè)計(jì)參數(shù)最終被調(diào)整為：A、B點(diǎn)坐標(biāo)、方位不變，A點(diǎn)垂深1912m，B點(diǎn)垂深1960m，A、B靶心允許上下擺動(dòng)距離由原設(shè)計(jì)的1m調(diào)整到3m。按新設(shè)計(jì)參數(shù)實(shí)鉆證明，該井水平段進(jìn)尺1200m，實(shí)鉆儲(chǔ)層1191.6m，儲(chǔ)層鉆遇率99.3%?？梢?jiàn)，實(shí)施水平井優(yōu)化調(diào)整技術(shù)保證了鉆井的成功率。該井酸壓措施后無(wú)阻流量達(dá)320×104m3/d，約為直井L5-A井的4倍。

圖4 L5-AH井在氣藏剖面中的水平井軌跡圖

L4-XH井是H氣田部署在奧陶系構(gòu)造鞍部的一口水平井，設(shè)計(jì)參數(shù)為：靶點(diǎn)A、B點(diǎn)垂深2201.38m，水平段長(zhǎng)度600m，水平段方位125.72°，靶前位移300m，完鉆井深2942.64m。該井先實(shí)施導(dǎo)眼段，實(shí)鉆跟蹤發(fā)現(xiàn)，與其他完鉆井地層鉆遇情況不同：鉆完石炭系東河砂巖段氣層組后鉆遇了一套桑塔木組泥巖段。結(jié)合區(qū)域沉積背景和構(gòu)造演化過(guò)程[3，4]，認(rèn)為奧陶系因地殼運(yùn)動(dòng)的影響而抬升遭受風(fēng)化剝蝕，并且不同構(gòu)造部位受風(fēng)化剝蝕影響程度不一樣。L4-XH井導(dǎo)眼段鉆遇桑塔木組泥巖段是因?yàn)閵W陶系構(gòu)造鞍部地層因地殼下降保存了這一套正常地層，雖未被剝蝕但儲(chǔ)層厚度明顯減薄。為使井身軌跡進(jìn)入氣層后既能具有較高的避水厚度，又能均衡動(dòng)用上下部地層中的氣層，保障水平井在后續(xù)開(kāi)采過(guò)程中具有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期，將該井目的層由原地質(zhì)設(shè)計(jì)的奧陶系氣層組調(diào)整為石炭系東河砂巖段氣層組。因儲(chǔ)層下部為泥巖，裂縫不發(fā)育，對(duì)底水具有一定的封堵性，為增加?xùn)|河砂巖段氣層組儲(chǔ)量井控程度，將水平段長(zhǎng)度由原設(shè)計(jì)的600m調(diào)整為1200m。L4-XH井水平段實(shí)鉆長(zhǎng)度1200m，鉆遇儲(chǔ)層1104m，儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)到92%。酸壓措施后無(wú)阻流量達(dá)193×104m3/d，是直井L4井的4倍。

5 結(jié)論

1)H氣田水平井跟蹤優(yōu)化調(diào)整技術(shù)主要包括以水平井水平段長(zhǎng)度優(yōu)化為主的水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)及水平井跟蹤導(dǎo)向分析技術(shù)。

2)H氣田水平井段合理長(zhǎng)度在600～1200m。

3)符合H氣田地質(zhì)情況的“動(dòng)態(tài)”及“可視化”隨鉆跟蹤地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)分3步：預(yù)測(cè)、設(shè)計(jì)，跟蹤、調(diào)整，校正、修改。

4)水平井優(yōu)化調(diào)整技術(shù)的基礎(chǔ)是結(jié)合地質(zhì)特征進(jìn)行井位優(yōu)選，關(guān)鍵是優(yōu)化地質(zhì)設(shè)計(jì)，保障是“可視化”實(shí)時(shí)隨鉆跟蹤。

5)H氣田主力儲(chǔ)層為碳酸鹽巖，適合于水平井在工藝上進(jìn)行儲(chǔ)層改造。地質(zhì)、工程與工藝的密切結(jié)合，能實(shí)現(xiàn)規(guī)模高效開(kāi)發(fā)。

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[編輯] 黃鸝

2016-06-16

劉磊(1986-)，女，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事天然氣開(kāi)發(fā)研究，liulei-tlm@petrochina.com.cn。

TE375

A

1673-1409(2017)7-0088-06

[引著格式]劉磊，陳東，王焰東，等.優(yōu)化調(diào)整技術(shù)在多套層系氣田水平井中的應(yīng)用[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(7):88～93.