趙金省，高建英，肖曾利

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065；2.長慶油田公司超低滲透油藏研究中心，西安 710018）

靖邊氣田陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層水平井開發(fā)優(yōu)化

趙金省1，高建英2，肖曾利1

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065；2.長慶油田公司超低滲透油藏研究中心，西安 710018）

根據(jù)研究區(qū)實(shí)際的儲(chǔ)層特點(diǎn)，對水平井開發(fā)的可行性進(jìn)行了分析。結(jié)果表明，陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層地質(zhì)條件適合水平井開發(fā)。在對研究區(qū)三維精細(xì)地質(zhì)建模的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬對水平井的井網(wǎng)方式、水平段長度、井排距、開發(fā)指標(biāo)等進(jìn)行了預(yù)測。結(jié)果表明，最優(yōu)的井網(wǎng)形式是水平段平行對稱布置，采用同時(shí)穿越馬五12和馬五13的階梯狀水平段的水平井，井距和排距均為2 100 m。預(yù)測第10年年末，階梯狀水平井的采出程度為48.78%，比直井的采出程度高16.6%，研究結(jié)果可以指導(dǎo)研究區(qū)水平井的高效開發(fā)。

靖邊氣田；水平井；開發(fā)指標(biāo)；井網(wǎng)；優(yōu)化

1 前言

國內(nèi)外開發(fā)實(shí)踐表明[1～3]，水平井已成為開發(fā)各類油氣藏的重要井型之一，應(yīng)用水平井開發(fā)低滲、特低滲氣藏也日益增多。尤其是近年來，水平井在靖邊氣田龍平1井、洲平1井的成功應(yīng)用，表明水平井在長慶氣田的開發(fā)中是具有優(yōu)勢的，水平井開發(fā)顯得越來越重要。水平井開發(fā)氣藏的主要優(yōu)勢是增加泄流面積，從而使氣井在壓力較低的情況下仍可以增加產(chǎn)氣能力。但是，水平井的應(yīng)用有一定的適應(yīng)條件，并非所有的氣藏都適合用水平井開發(fā)，必須結(jié)合氣藏地質(zhì)條件和水平井設(shè)計(jì)狀況的開發(fā)條件才能取得較好的開發(fā)效果。

陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層為蒸發(fā)潮坪環(huán)境沉積的一套以準(zhǔn)同生白云巖為主的碳酸鹽巖地層，產(chǎn)氣層為馬五12、馬五13和馬五22這3個(gè)小層，其中馬五12和馬五13為主力產(chǎn)氣層。由于各小層有效厚度較薄，平均層厚為2.91 m，采用直井開發(fā)效果較差。因此，有必要對靖邊氣田陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層水平井開發(fā)的可行性以及井網(wǎng)布置方式、水平段長度、井排距等進(jìn)行研究。

2 水平井開發(fā)可行性分析

在開發(fā)氣藏方面，水平井有很多成功的應(yīng)用[4]，如四川石油管理局在2006年完成的25口水平井中，獲得的水平井天然氣井口測試產(chǎn)量高達(dá)4.4×106m3/d以上；磨溪?dú)馓锢?1氣藏水平井酸化后測試產(chǎn)量達(dá)到7.22×104～17.93×104m3/d，為同井場直井的3.45～5.6倍，達(dá)到了預(yù)期的增產(chǎn)效果；龍平1井是長慶氣田第一口下古生界水平井，其酸化后天然氣無阻流量為9.3×105m3/d，為積極探索低滲透氣藏高效開發(fā)模式奠定了基礎(chǔ)。

但是受儲(chǔ)層地質(zhì)條件的影響，實(shí)施水平井開發(fā)有時(shí)得不到很好的經(jīng)濟(jì)效益，因此有必要對陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層水平井開發(fā)的地質(zhì)適應(yīng)性進(jìn)行評價(jià)。水平井開發(fā)受一些地質(zhì)條件的限制，如果不滿足這些條件，氣藏水平井開發(fā)效果就不好。楊洪志等[5]在綜合國內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)及目前國內(nèi)水平井鉆井技術(shù)水平的基礎(chǔ)上，提出從氣藏埋藏深度、儲(chǔ)層厚度、儲(chǔ)層各向異性指數(shù)、βh（氣藏系數(shù)和有效厚度的乘積）、滲透率和供氣面積等6個(gè)方面，衡量氣藏水平井開發(fā)的地質(zhì)適應(yīng)條件（見表1）。

表1 氣藏水平井地質(zhì)適應(yīng)性分析Table 1 Geological adaptability analysis of gas reservoirs horizontal wells

從表1可以看出，這6個(gè)評價(jià)指標(biāo)中，只有儲(chǔ)層有效厚度這一項(xiàng)不符合條件，其他5項(xiàng)條件均符合，總體適應(yīng)程度為83.33%，可行性程度較高。

隨著鉆井技術(shù)水平的提高，楊洪志等[5～7]提出的關(guān)于氣藏有效厚度的限制不再是約束水平井應(yīng)用的苛刻條件，國內(nèi)外的薄儲(chǔ)層水平井開發(fā)已有成功的經(jīng)驗(yàn)，油氣層厚度低于6 m的薄儲(chǔ)層，可以利用水平井穿過多個(gè)油氣層，或者利用“階梯式”水平井的不同段鉆在不同垂深的油氣層內(nèi)，一口水平井開發(fā)多個(gè)油氣層等開發(fā)方式來增加控制儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)水平井的有效開發(fā)。

3 水平井開發(fā)方案優(yōu)化

在建立陜100井區(qū)馬五1+2儲(chǔ)層地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法對主力層位馬五12水平井開發(fā)的井網(wǎng)部署、水平段長度、井網(wǎng)排距、井距和布井等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化。

3.1 水平井開發(fā)井網(wǎng)部署優(yōu)化

設(shè)計(jì)3種水平井井網(wǎng)，靖邊氣田下古氣藏微裂縫發(fā)育中等，馬五13是靖邊氣田主力產(chǎn)氣層位，裂縫走向?yàn)?0°～250°，考慮到地應(yīng)力、下古溝槽展布方向、井距大小等因素，設(shè)計(jì)水平段方位角為110°，網(wǎng)格方向與水平段方向垂直，為北偏東30°。第一種井網(wǎng)方案的水平段平行且對稱布置；第二種井網(wǎng)方案的水平段平行且交錯(cuò)布置；第三種井網(wǎng)方案相鄰井的水平段呈相互垂直狀布置，如圖1所示。3種井網(wǎng)排距和井距（相鄰水平段的延伸距離）均分別為1 800 m和2 100 m，水平段長度均為2 100 m。分別對3種井網(wǎng)方式的水平井進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測，預(yù)測結(jié)果見圖2和圖3（為便于對比，圖2和圖3中橫坐標(biāo)對應(yīng)的日期均為每年的1月1日）。

圖1 3種方案的水平井部署井網(wǎng)Fig.1 The horizontal wells network of three projects

圖2 3種水平井井網(wǎng)開采馬五12的區(qū)塊日產(chǎn)氣量Fig.2 The daily gas production in Mawu12of three horizontal wells network

圖3 3種水平井井網(wǎng)開采馬五13的區(qū)塊日氣量Fig.3 The daily gas production in Mawu13of three horizontal wells network

由圖2和圖3的3種井網(wǎng)在馬五12和馬五13的開發(fā)預(yù)測指標(biāo)可以看出，在相同的配產(chǎn)下，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間指標(biāo)都顯示井網(wǎng)方案1和井網(wǎng)方案2的預(yù)測指標(biāo)曲線重合，即前兩種井網(wǎng)開發(fā)效果沒有區(qū)別，且均好于第三種井網(wǎng)。故優(yōu)選出第一種井網(wǎng)作為下面預(yù)測的基礎(chǔ)井網(wǎng)。

3.2 水平井水平段長度優(yōu)化

設(shè)計(jì)6種方案，水平段長度分別為600 m、900 m、1 200 m、1 500 m、1 800 m和2 100 m，分別對水平段位于馬五12和馬五13小層時(shí)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間進(jìn)行預(yù)測（見圖4）。由圖4可以看出，隨著水平段長度的增加，在相同的配產(chǎn)下，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增大，但當(dāng)馬五12水平段長度大于900 m時(shí)、馬五13水平段長度大于1 200 m時(shí)，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的增大趨勢逐漸變緩，故馬五12小層內(nèi)的水平段長度優(yōu)選為900 m，馬五13小層內(nèi)的水平段長度優(yōu)選為1 200 m。綜合以上分析結(jié)果，優(yōu)選的水平段長度為900～1 200 m。

圖4 馬五12和馬五13小層穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間隨水平段長度的變化曲線Fig.4 The stabilized production period varies with the length of the horizontal section in Mawu12and Mawu13

3.3 水平井井網(wǎng)排距優(yōu)化

設(shè)計(jì)4種方案，井網(wǎng)排距分別為1 500 m、1 800 m、2 100 m和2 400 m，井距均為2 100 m，水平段長度均為1 200 m，分別布井67口、56口、45口和37口，以馬五13生產(chǎn)層位為例。通過調(diào)整4種方案的日配產(chǎn)量，使4種方案的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間均為10.5年。預(yù)測15年和20年的累計(jì)產(chǎn)氣量，如圖5所示。由圖5可以看出，在4種方案的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間均為10.5年的情況下，隨著排距減小，由于布井?dāng)?shù)逐漸增多，累計(jì)產(chǎn)氣量均逐漸增大。但當(dāng)排距大于2 100 m時(shí)，累計(jì)產(chǎn)氣量的增大幅度逐漸變緩，本著少布井的原則，優(yōu)選合適的井網(wǎng)排距為2 100 m。

3.4 水平井井網(wǎng)井距優(yōu)化

圖5 4種排距下預(yù)測的15年和20年的累計(jì)產(chǎn)氣量對比Fig.5 The cumulative gas of four row spacings for 15 years and 20 years

設(shè)計(jì)4種方案，井網(wǎng)井距分別為1800m、2100m、2 400 m和2 700 m，排距均為2 100 m，水平段長度均為1 200 m，生產(chǎn)層位為馬五13，分別布井48口、45口、41口和38口，預(yù)測20年的開發(fā)指標(biāo)見圖6。

圖6 4種井距方案下的日產(chǎn)氣量Fig.6 The daily gas production of four different well spacings

1）方案1：井距 1 800 m，布井 48口，日配產(chǎn)1.159 5×106m3，穩(wěn)產(chǎn)年限10.5年，第15年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.391×109m3，第20年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.661×109m3。

2）方案2：井距 2 100 m，布井 45口，日配產(chǎn)1.162×106m3，穩(wěn)產(chǎn)年限10.5年，第15年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.422×109m3，第20年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.68×109m3。

3）方案3：井距 2 400 m，布井 41口，日配產(chǎn)1.12×106m3，穩(wěn)產(chǎn)年限10.5年，第15年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.238×109m3，第20年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.602×109m3。

4）方案4：井距2 700 m，布井38口，日配產(chǎn)1.09×106m3，穩(wěn)產(chǎn)年限10.5年，第15年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.293×109m3，第20年末累計(jì)產(chǎn)氣量為5.56×109m3。

由圖6可以看出，在4種井距方案的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間均為10.5年的情況下，井距為1 800 m和2 100 m的兩種方案的日產(chǎn)氣量幾乎沒有什么區(qū)別，而井距為2 400 m和2 700 m的兩種方案的日產(chǎn)氣量下降較大，故優(yōu)選合適的井網(wǎng)井距為2 100 m。

3.5 水平井和直井的產(chǎn)能對比

1）水平井布井方案：井距為2 100 m，排距為2 100 m，水平段長度為1 200 m，生產(chǎn)層位為馬五13，研究區(qū)內(nèi)布井45口，日配產(chǎn)1.162×106m3，水平段位于馬五13內(nèi)。

2）直井布井方案：在所布水平井水平段的中部布置直井，配產(chǎn)和水平井相同，直井同時(shí)開采馬五12、馬五13和馬五22這3個(gè)小層。

分別對布置的水平井和直井進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測，預(yù)測時(shí)間為20年，預(yù)測結(jié)果見表2。由表2可以看出，由于水平井只穿越馬五13小層，單采馬五13小層，而直井同時(shí)開采馬五12、馬五13和馬五22這3個(gè)主力層位，在預(yù)測的前10年，水平井和直井可以保持相當(dāng)?shù)漠a(chǎn)能，累計(jì)產(chǎn)氣量無差異，但在預(yù)測第10年以后，水平井出現(xiàn)供氣不足，產(chǎn)能下降較快。預(yù)測第10年時(shí)，水平井布井方案和直井布井方案的采出程度均為32.6%。而預(yù)測生產(chǎn)20年末，水平井布井方案和直井布井方案的采出程度分別為43.5%和62.0%，相差接近20%。因此有必要采用階梯狀水平井布井方式來提高水平井的動(dòng)用程度。

表2 水平井和直井的開發(fā)指標(biāo)對比Table 2 The contrast of development index of horizontal wells and vertical wells

3.6 階梯狀水平井布井優(yōu)化

針對水平段只開采單一小層儲(chǔ)量動(dòng)用程度低的問題，進(jìn)行水平段同時(shí)開采多個(gè)小層的研究，由于馬五12和馬五13是儲(chǔ)量最高的兩個(gè)主力產(chǎn)氣層，且兩個(gè)小層相鄰，故設(shè)計(jì)階梯狀水平井使其同時(shí)穿越馬五12和馬五13，如圖7所示。下面進(jìn)行兩個(gè)小層內(nèi)的水平段長度優(yōu)化。

圖7 階梯狀水平井的井深剖面Fig.7 The well profile of stair-step horizontal well

1）馬五12小層內(nèi)的水平段長度優(yōu)化。布井35口，日配產(chǎn)1.740 5×106m3，平均單井配產(chǎn)5×104m3，固定馬五13小層內(nèi)的水平段長度為1 200 m，馬五12小層內(nèi)的水平段長度分別為600 m、900 m和1 200 m。開發(fā)指標(biāo)預(yù)測見表3。

表3 階梯狀水平井馬五12內(nèi)水平段長度優(yōu)化預(yù)測結(jié)果Table 3 The optimal length of the horizontal section in Mawu12

由圖7和表3可以看出，在3種方案配產(chǎn)相同的情況下，隨著馬五12小層內(nèi)水平段長度的增大，累計(jì)產(chǎn)氣量和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增大的幅度都不大。本著節(jié)約鉆井成本的原則，應(yīng)使馬五12小層內(nèi)水平段長度盡可能小，故對于階梯狀水平井，馬五12小層內(nèi)的水平段長度確定為600 m。

2）馬五13小層內(nèi)的水平段長度優(yōu)化。布井35口，日配產(chǎn)1.740 5×106m3，平均單井配產(chǎn)5×104m3，固定馬五12小層內(nèi)的水平段長度為600 m，馬五13小層內(nèi)的水平段長度分別為600 m、900 m和1 200 m。開發(fā)指標(biāo)預(yù)測結(jié)果見表4。

表4 階梯狀水平井馬五13內(nèi)水平段優(yōu)化預(yù)測結(jié)果Table 4 The optimal length of the horizontal section in Mawu13

由表4可以看出，在3種方案配產(chǎn)相同的情況下，隨著馬五13小層內(nèi)水平段長度的增大，累計(jì)產(chǎn)氣量和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增大，當(dāng)水平段長度達(dá)到1 200 m，累計(jì)產(chǎn)氣量和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間增大的幅度較大，故對于同時(shí)穿越馬五12和馬五13的階梯狀水平井，馬五13小層內(nèi)的水平段長度不應(yīng)小于1 200 m，故選定馬五13小層內(nèi)的水平段長度為1 200 m。

3.7 最終優(yōu)化的水平井布井方案開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

根據(jù)以上的分析，最終的布井方案確定井距和排距均為2 100 m，采用階梯狀水平段分別穿越馬五12小層和馬五13小層，其中馬五12小層內(nèi)的水平段為600 m，馬五13小層內(nèi)的水平段為1 200 m，根據(jù)有利區(qū)的預(yù)測結(jié)果，在有利區(qū)范圍內(nèi)布井，布井35口，日配產(chǎn)1.740 5×106m3，平均單井配產(chǎn)5×104m3。為了對比直井和階梯狀水平井的產(chǎn)能，在階梯狀水平段的中部布置直井。在直井和階梯狀水平井井?dāng)?shù)及配產(chǎn)相同的情況下，進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)的預(yù)測，預(yù)測結(jié)果見圖8和表5。

圖8 最終優(yōu)化的階梯狀水平井和直井的采出程度對比Fig.8 The contrast of recovery percentage of stair-step horizontal wells and vertical wells

表5 最終水平井布井方案與直井開發(fā)指標(biāo)預(yù)測對比Table 5 The contrast of development index of final horizontal wells and vertical wells

由圖8和表5可以看出，階梯狀水平井的產(chǎn)能明顯好于直井，在相同的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間10年內(nèi)，階梯狀水平井日產(chǎn)氣量為直井的1.52倍。預(yù)測第10年末，階梯狀水平井的采出程度為48.78%，比直井的采出程度高出16.6%；預(yù)測第20年末的水平井采出程度為65.55%，比直井的采出程度高9.63%。

4 結(jié)語

1）結(jié)合研究區(qū)的儲(chǔ)層特點(diǎn)，對水平井開發(fā)可行性進(jìn)行研究，結(jié)果表明，靖邊氣田陜100井區(qū)馬五1+2適合水平井開發(fā)。

2）水平段平行對稱布置的井網(wǎng)和水平段平行交錯(cuò)布置的井網(wǎng)產(chǎn)能沒有差異，均好于鄰井水平段相互垂直布置的井網(wǎng)，最優(yōu)的水平段長度為900～1 200 m，最優(yōu)的井距和排距均為2 100 m。

3）采用同時(shí)穿越馬五12和馬五13的階梯狀水平井的開發(fā)模式優(yōu)于單一層位水平井開發(fā)和直井開發(fā)。

[1]范子菲，李云娟，紀(jì)淑紅.氣藏水平井長度優(yōu)化設(shè)計(jì)方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2000，19（6）：28-30.

[2]吳月先.中國陸上油氣水平井技術(shù)成效及新思考[J].石油鉆探技術(shù)，2007，35（2）：83-86.

[3]吳月先，鐘水清，陳 靈，等.川渝地區(qū)天然氣水平井技術(shù)及發(fā)展對策[J].鉆采工藝，2008，31（2）：16-20.

[4]段曉苗.靖邊氣田陜100井區(qū)水平井開發(fā)可行性評價(jià)及開發(fā)指標(biāo)預(yù)測[D].西安：西安石油大學(xué)，2009.

[5]楊洪志，陳友蓮，徐 偉，等.氣藏水平井開發(fā)適應(yīng)條件探討[J].天然氣工業(yè)，2005，25（增刊A）：95-99.

[6]侯金明，黃博愛，韓新宇.利用水平井開發(fā)薄油層技術(shù)研究及應(yīng)用[J].科技信息（學(xué)術(shù)研究），2007，20：178-179.

[7]陰艷芳.水平井技術(shù)在薄層低滲透油藏開發(fā)中的應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2007，21（6）：50-52.

Optimization of horizontal wells development of Mawu1+2Reservoir of Shan100 Well area in Jingbian Gas Field

Zhao jinsheng1，Gao Jianying2，Xiao Zengli1
（1.College of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China；2.Extra-low Permeability Oil Reservoir Research Institute Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710018，China）

According to the practical reservoir characteristics of the study area，the feasibility of horizontal wells development was analyzed，and the result showed that the reservoir characteristics of study area were suit to develop horizontal wells.Based on the establishment of three-dimensional fine geological modeling of study area，using numerical simulation，the well network pattern，length of the horizontal section，well spacing，row spacing and development indicators were predicted.The simulation result showed that the optimal well network was the symmetrical horizontal section，and the horizontal well had echelonment horizontal sections traversing the two layers of Mawu12and Mawu13，and the well spacing and row spacing were both 2 100 m.The result of development indicators prediction showed that，after 10 years，the recovery percentage was 48.78%，which was 16.6%higher than that of vertical wells.The study result can guide the study area to develop efficiently.

Jingbian Gas Field；horizontal well；development indicator；well network；optimization

TE343

A

1009-1742（2013）10-0066-05

2012-07-16

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（41102081）；陜西省自然科學(xué)基金項(xiàng)目（2013JQ7019）；西安市產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新計(jì)劃——技術(shù)轉(zhuǎn)移促進(jìn)工程（CX121849（3））；陜西省教育廳科研計(jì)劃項(xiàng)目（11JK0780）

趙金省（1979—），男，河南泌陽縣人，講師，主要研究方向?yàn)橛蜌饧敿安捎凸こ?；E-mail：jinsheng79317@163.com