李 爽.

(長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

致密低滲氣田側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化與應(yīng)用
——以蘇里格氣田蘇S塊為例

李 爽.

(長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

為有效挖潛蘇里格致密低滲氣田井間剩余氣、提高儲量動用程度、改善氣田開發(fā)效果，在綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上優(yōu)選剩余氣富集區(qū)為試驗(yàn)井區(qū)，根據(jù)側(cè)鉆水平井井位篩選原則優(yōu)選可利用井位，應(yīng)用氣藏數(shù)值模擬技術(shù)開展側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，并開展現(xiàn)場試驗(yàn)。結(jié)果表明，平面上側(cè)鉆水平井位于基礎(chǔ)井網(wǎng)間剩余氣富集區(qū)，水平段方位為北西—南東向，長度為600～800 m，縱向上位于集中發(fā)育的含氣井段中部，具有較好的開發(fā)效果?，F(xiàn)場先后實(shí)施4口井，初期增產(chǎn)(2～5)×104m3/d，平均日產(chǎn)氣是原直井產(chǎn)量的6倍以上，取得了明顯的開發(fā)效果。本次研究表明，側(cè)鉆水平井能有效挖潛蘇里格致密低滲氣藏井間剩余氣、提高儲量動用程度。本次研究為側(cè)鉆水平井技術(shù)在蘇里格氣田開發(fā)中后期的推廣應(yīng)用提供了科學(xué)依據(jù)，對提高蘇里格氣田老井利用率、改善氣田開發(fā)效果、降低開發(fā)成本具有指導(dǎo)意義。

側(cè)鉆水平井；蘇里格氣田；井間剩余氣；數(shù)值模擬；參數(shù)優(yōu)化；現(xiàn)場試驗(yàn)

蘇S區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶，目的層為上古生界二疊系山西組和石盒子組砂巖，氣藏埋深3200～3500m，沉積類型為河流相，儲層砂體非均質(zhì)性強(qiáng)，連續(xù)性較差，裂縫不發(fā)育。氣藏于2006年投入開發(fā)，采用600m×1200m不規(guī)則菱形井網(wǎng)，一套層系開發(fā)山1段和盒8段。目前已進(jìn)入開發(fā)中后期，儲層動用程度差異大、剩余氣分布復(fù)雜；大部分氣井投產(chǎn)時間較長，間開井、停產(chǎn)井逐年增多；直井平均單井日產(chǎn)氣水平逐年降低。

隨著側(cè)鉆水平井開窗技術(shù)、鉆具組合及完井方法等技術(shù)的不斷完善，側(cè)鉆水平井技術(shù)在挖掘老區(qū)剩余油氣潛力、提高油氣藏采收率領(lǐng)域的應(yīng)用越來越廣泛，已成為國內(nèi)外各老油氣田開發(fā)中后期挖潛增效、改善開發(fā)效果和提高經(jīng)濟(jì)效益最有效的手段之一[1-3]。但蘇里格氣田地質(zhì)條件復(fù)雜，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、砂體連續(xù)性差、物性差，側(cè)鉆水平井技術(shù)在該氣田的應(yīng)用受限[4-6]。隨著近幾年挖潛工作的逐步深入，調(diào)層等增儲挖潛措施效果不明顯，無法滿足氣田開發(fā)后期的產(chǎn)量需求。針對上述問題，本文從側(cè)鉆水平井選區(qū)、選井入手，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)開展側(cè)鉆水平井部署與水平段參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)[7]，確定最佳水平段方位、長度、縱向位置及初期合理產(chǎn)能，并陸續(xù)實(shí)施了4口井現(xiàn)場試驗(yàn)。依據(jù)幾年來試驗(yàn)成果不斷總結(jié)、提高，提出適合蘇里格氣田開發(fā)特點(diǎn)的側(cè)鉆水平井地質(zhì)設(shè)計(jì)思路及要點(diǎn)，為該技術(shù)在蘇里格氣田開發(fā)中后期提高老井利用率、改善氣田開發(fā)效果、降本增效中的推廣應(yīng)用提供了技術(shù)支持與指導(dǎo)[8]。

1 側(cè)鉆水平井試驗(yàn)區(qū)優(yōu)選

1.1 試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特征

依據(jù)蘇里格氣田地質(zhì)特征及現(xiàn)有工藝條件下的側(cè)鉆水平井適用標(biāo)準(zhǔn)，優(yōu)選蘇S34-40井區(qū)為側(cè)鉆水平井試驗(yàn)區(qū)，目的層為盒8段4～6小層、山1段7小層。

試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)特征如下：

(1)井區(qū)600 m×1200 m骨架井網(wǎng)完善，構(gòu)造落實(shí)，氣層鉆遇厚度較大，為含氣富集區(qū)。據(jù)該井區(qū)已完鉆井統(tǒng)計(jì)，平均單井鉆遇有效氣層厚度為18.1 m，盒8段平均鉆遇有效厚度為12.9 m，山1段平均鉆遇有效厚度為5.2 m；平均單井鉆遇氣層厚度為11.4 m。依據(jù)靜態(tài)分類，完鉆井中Ⅰ類井為79口，Ⅱ類井為58口，Ⅰ+Ⅱ類井比例為85.6%。

(2)縱向上，4～7小層發(fā)育相對集中，含氣井段在5.8～58.7 m，平均為27.9 m，大部分區(qū)域夾層厚度小于2 m；平面上，4～7小層有效氣層厚度大于10 m，分布穩(wěn)定。

(3)氣井生產(chǎn)穩(wěn)定。蘇S34-40井區(qū)生產(chǎn)4～7小層的氣井有139口，單井日產(chǎn)氣最高為2.9×104m3/d，最低為0.3×104m3/d，平均單井日產(chǎn)氣0.95×104m3/d，平均單井累產(chǎn)氣770 ×104m3。依據(jù)動態(tài)分類標(biāo)準(zhǔn)，Ⅰ+Ⅱ井比例達(dá)到75%。

(4)井間剩余氣富集[9]。根據(jù)壓恢測試資料及井間干擾試驗(yàn)，確定直井泄氣半徑小于300 m；該井區(qū)投產(chǎn)水平井生產(chǎn)情況也表明600 m×1200 m菱形井網(wǎng)間具有一定規(guī)模的剩余氣儲量；經(jīng)計(jì)算，試驗(yàn)區(qū)采出程度僅為3.1%，剩余氣地質(zhì)儲量較大。

1.2 側(cè)鉆水平井試驗(yàn)井位篩選[10]

篩選原則：

(1)利用井為低產(chǎn)低效井、工程事故井或問題井，目前關(guān)井或間開。

(2)開窗點(diǎn)以上固井質(zhì)量合格。

(3)平面上，有效氣層發(fā)育，厚度大于8 m，且分布穩(wěn)定。

(4)縱向上，有效氣層連續(xù)發(fā)育，橫向展布穩(wěn)定。

(5)主要含氣層段泥巖夾層厚度小于2 m。

(6)周圍直井生產(chǎn)相對穩(wěn)定。

(7)剩余氣儲量較大，具有側(cè)鉆水平井挖潛的潛力。

依據(jù)篩選原則，篩選蘇S34-46、蘇S32-45等4口老井為側(cè)鉆水平井試驗(yàn)井位。

2 側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 三維地質(zhì)建模

蘇S區(qū)塊構(gòu)造較簡單，為北東—南西向的單斜構(gòu)造，沉積微相的分布控制了儲層物性空間分布特征，因此建模過程中采用相控儲層建模的方法，通過數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)分析、高斯變換、變差函數(shù)分析等，以測井解釋和沉積微相模擬成果做控制，模擬儲層物性和原始含氣飽和度。

根據(jù)工區(qū)的實(shí)際地質(zhì)情況及井網(wǎng)密度，設(shè)計(jì)平面網(wǎng)格間距為50 m，垂向上(Z軸方向)以小層為單元共劃分4個網(wǎng)格，總網(wǎng)格數(shù)為367×241×4=35.4萬個。建模過程中以單井點(diǎn)測井解釋滲透率為基礎(chǔ)，進(jìn)行測井曲線離散化，應(yīng)用克里金方法插值形成各小層三維屬性模型[11]。

為使建立模型的計(jì)算結(jié)果盡可能接近實(shí)際情況，依據(jù)實(shí)測的動態(tài)數(shù)據(jù)對以下參數(shù)進(jìn)行歷史擬合：氣藏平均地層壓力、氣井產(chǎn)氣、累產(chǎn)氣、產(chǎn)水、流壓、靜壓等。在擬合過程中對可調(diào)參數(shù)的修改計(jì)算進(jìn)行參數(shù)敏感性分析，確定氣藏模型地質(zhì)參數(shù)的可調(diào)范圍，使模型參數(shù)的修改在合理的、可接受的范圍之內(nèi)。上述指標(biāo)擬合符合程度在95%以上，達(dá)到數(shù)值模擬的要求。

2.2 水平段方位

依據(jù)氣層分布特征，蘇S區(qū)塊為辮狀河沉積，有效儲層主要是高能水道心灘和高能水道底部粗砂巖，呈近南北向條帶狀分布，東西向連續(xù)性差，砂體的擺動性強(qiáng)。氣層平面分布受沉積作用控制明顯，沿河道砂體方向展布?？紤]到蘇S區(qū)塊沉積相特點(diǎn)和地層的非均質(zhì)性，在方案設(shè)計(jì)中水平井方位采用南北向以適應(yīng)有效氣層分布特征，提高鉆遇基礎(chǔ)井網(wǎng)間條帶狀砂體鉆遇率。

依據(jù)壓裂資料分析，當(dāng)裂縫與井眼軌跡正交時效果最好。蘇S區(qū)塊主應(yīng)力方向?yàn)楸逼珫|60°～80°，多數(shù)為70°。當(dāng)設(shè)計(jì)水平段方位為北偏西20°左右時，水平段壓裂裂縫與井軸為90°左右正交。因此水平段方位為北偏西方向20°左右為佳[12]。

根據(jù)上述分析，數(shù)值模擬設(shè)計(jì)了沿主河道方向展布、與主河道方向呈45°、垂直于主河道方向3種水平段展布方向。模擬研究表明，沿主河道方向即南—北向布井開發(fā)效果最好，單井日產(chǎn)氣穩(wěn)產(chǎn)時間長，可達(dá)到1年，20年采出程度達(dá)到77.1%；與河道方向呈45°時，穩(wěn)產(chǎn)時間0.2年，20年采出程度為63.1%；垂直于主河道方向布井，不能實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，20年采出程度為60.4%(圖1)。

圖1 水平段方位對開發(fā)效果的影響Fig.1 Influence of horizontal section orientation on development effect

2.3 水平段長度

對于含氣面積大、連通性好的砂體，隨著水平井長度的增加，增大了井筒與氣層的接觸面積，從而增大了氣井的泄氣體積。理論認(rèn)為，水平段越長，產(chǎn)量也就越高。然而在實(shí)際生產(chǎn)中，由于受地質(zhì)條件和鉆井等一系列因素的影響，水平井產(chǎn)量與水平段的長度并非呈線性關(guān)系，隨著水平段的增加，產(chǎn)量增加幅度會越來越?。淮送怆S著水平段的增加，鉆井成本會大幅度增加。因此，應(yīng)該綜合考慮區(qū)塊地質(zhì)特征、鉆井成本等相關(guān)因素，確定合理的水平段長度[13]。

采用數(shù)值模擬方法對水平井段長度為300 m、400 m、500 m、600 m、700 m、800 m、900 m、1000 m和1100 m共計(jì)9個長度方案進(jìn)行模擬，模擬得到的水平段長度與方案累積產(chǎn)氣量之間的關(guān)系曲線如圖2所示。由圖2可以看出，蘇S區(qū)塊側(cè)鉆水平井累產(chǎn)氣隨水平段長度的增加而增大，當(dāng)水平段長度超過600 m后，氣井累產(chǎn)量增加幅度變緩；水平段長度超過800 m時，最終累積產(chǎn)氣量基本沒有變化，采收率幾乎沒有再隨水平段長度的增加而增大，即當(dāng)水平段長度超過800 m后再增大水平段長度對氣井產(chǎn)能影響不大。綜合考慮鉆井成本，認(rèn)為蘇S區(qū)塊合理水平段長度應(yīng)控制在600～800 m之間。

圖2 不同水平段長度與累產(chǎn)氣關(guān)系曲線Fig.2 Change of cumulative gas production with different horizontal lengths

2.4 水平段在氣層中縱向上的位置

考慮到水平段鉆遇率對氣井生產(chǎn)效果的影響，設(shè)計(jì)時盡量使水平段能在儲層中鉆遇到多套儲層，以目前4～7小層發(fā)育多套小砂體為基礎(chǔ)，模擬了以下3種情況：水平段鉆遇一套氣層、二套氣層、三套氣層，生產(chǎn)20年采出程度分別達(dá)到65.7%、69.3%、77.1%。模擬研究結(jié)果表明，當(dāng)水平段鉆遇多套氣層時開發(fā)效果最好。對氣藏而言不存在重力泄油，裂縫起到了很好的溝通儲層垂向砂體的作用。因此，縱向上砂體集中發(fā)育、含氣井段長，經(jīng)壓裂改造后溝通上下儲層，水平段控制的單井儲量就大，累積產(chǎn)氣量大。

優(yōu)選結(jié)果：以集中發(fā)育的砂層組為目的層，水平段位于目的層中部較好的儲層，壓裂后能最大限度動用水平段上下儲層。

2.5 合理產(chǎn)能[14-15]

參考該區(qū)塊直井與水平井生產(chǎn)情況進(jìn)行初期合理產(chǎn)能設(shè)計(jì)。蘇S區(qū)塊34-40井區(qū)直井139口，初期平均單井日產(chǎn)氣為1.90×104m3/d；水平井7口，初期平均單井日產(chǎn)氣為7.7×104m3/d。對比區(qū)內(nèi)直井實(shí)際生產(chǎn)情況分析，水平井產(chǎn)能是直井產(chǎn)能的3～5倍。

應(yīng)用礦場統(tǒng)計(jì)法，蘇S區(qū)塊直井平均日產(chǎn)量為1.07×104m3/d時(圖3)，可穩(wěn)產(chǎn)3年。根據(jù)壓降速率分析法(圖4)，蘇S區(qū)塊直井最大合理產(chǎn)量為1.20×104m3/d時，可以滿足壓降速率小于0.02 MPa/d。

綜合研究，確定蘇S區(qū)塊側(cè)鉆水平井初期配產(chǎn)為(3.0～5.0)×104m3/d，是周圍直井產(chǎn)量的3～5倍。

圖3 水平段鉆遇層數(shù)對開發(fā)效果的影響Fig.3 Effect on development with the horizontal section drill in layer number

圖4 蘇S區(qū)塊直井日產(chǎn)氣曲線Fig.4 Curves of vertical well daily gas in Su-S block

圖5 蘇S區(qū)塊直井壓降速率與日產(chǎn)氣關(guān)系曲線Fig.5 The relationship between pressure drop rate and daily gas of vertical wells

3 實(shí)施效果

2011—2015年蘇S區(qū)塊先后開展了4口側(cè)鉆水平井現(xiàn)場試驗(yàn)，隨著參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)及鉆井工藝技術(shù)的進(jìn)步，完鉆側(cè)鉆水平井水平段長度、砂巖鉆遇率、鉆井周期、單井產(chǎn)量等逐步提高。完鉆井水平段方位由初期的北東—南西逐步調(diào)整至北西—南東

向；鉆井工藝改進(jìn)后降低了井漏及坍塌事故的發(fā)生概率，完鉆水平段長度由320 m增加到600 m以上；設(shè)計(jì)目的層由初期的單一一層砂巖改進(jìn)到多層集中發(fā)育的砂巖組。與原直井相比，側(cè)鉆后初期增產(chǎn)(2～5)×104m3/d，平均日產(chǎn)氣是原直井產(chǎn)量的6倍以上，取得了明顯的開發(fā)效果(表1)。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，側(cè)鉆水平井生產(chǎn)效果受水平段方位、長度、砂巖鉆遇率及目的層厚度等因素影響。當(dāng)水平段方位垂直于主應(yīng)力方向即北西—南東向、水平段600 m以上、砂巖鉆遇率100%、以一套集中發(fā)育的砂巖組為目的層時，側(cè)鉆水平井經(jīng)壓裂改造后能有效溝通上下儲層，初期日產(chǎn)氣達(dá)到5.0×104m3/d以上，生產(chǎn)效果明顯較好。以2015年完鉆的兩口試驗(yàn)井為例，方位均為北西—南東向，與地應(yīng)力方向角度更近于90°；平均水平段長度627 m，較之前試驗(yàn)井平均水平段長117 m；砂巖鉆遇率均為100%，提高了23.5%；目的層為集中發(fā)育的多層砂巖組，平均厚度為21.5 m，比之前2口試驗(yàn)井厚6.8 m，初期日產(chǎn)氣分別為6.30×104m3/d、5.14×104m3/d，生產(chǎn)效果明顯優(yōu)于之前的2口試驗(yàn)井(表2)。

表1 側(cè)鉆前后生產(chǎn)效果對比表Table 1 Comparison of production effect before and after sidetracking

表2 側(cè)鉆水平井參數(shù)表Table 2 Parameters of sidetracking horizontal wells

4 結(jié)論

通過蘇里格氣田利用老井開展側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化與應(yīng)用，得到如下結(jié)論：

(1)側(cè)鉆水平井技術(shù)可以有效提高蘇里格地區(qū)低產(chǎn)、低壓井等老井的利用率，為以“低滲、低壓、低豐度”為特征的蘇里格氣田實(shí)現(xiàn)降低開發(fā)成本、少井高效開發(fā)、綠色開發(fā)提供了良好途徑。

(2)蘇S34-46CH等4口側(cè)鉆水平井現(xiàn)場試驗(yàn)表明，側(cè)鉆水平井是提高儲層動用程度、挖潛井間剩余氣的有效途徑，對實(shí)現(xiàn)氣田老區(qū)增儲穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。

(3)深化地質(zhì)認(rèn)識，精細(xì)構(gòu)造及儲層研究，弄清剩余氣分布規(guī)律，優(yōu)選以集中發(fā)育的砂巖組為目的層，是部署設(shè)計(jì)優(yōu)質(zhì)高效側(cè)鉆水平井的保證。

(4)老井側(cè)鉆水平井技術(shù)在蘇里格氣田老井治理、提高區(qū)塊采收率、降低開發(fā)成本等方面具有廣闊的應(yīng)用前景。

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ParameterOptimizationandApplicationofSidetrackingHorizontalWellsinLow-permeabilityTightGasReservoir——A Case Study of Su-S Block in Sulige Gas Field

Li Shuang

(GeologicalResearchInstitute,GreatwallDrillingofCNPC,Panjin,Liaoning124010,China)

In order to exploit potentialities of remaining gas, improve reserves produced degree, improve the development effect of Sulige gas field, the parameter optimization design of sidetracking horizontal well was carried out by technology of gas reservoir numerical simulation. Based on the integrated geological study and according to the principle of sidetracking horizontal well location selection, residual gas enrichment region has and available well sites have been selected. The field testing of sidetracking horizontal well were put into effect. The results showed that the development effect is good when sidetracking horizontal well deploy residual gas enrichment region between basic well pattern on the plane, horizontal section is northwest-southeast, horizontal length is 600～800m, horizontal section is located on the middle part of gas-bearing interval which were concentrated developed in the vertical direction. Four wells have been implemented. The daily gas increased to (2～5)×104m3/d in production early stage. The average daily gas is six times more than the original vertical wells production. The development effect is obvious. The study shows that sidetracking horizontal wells can exploit interwell remaining gas effectively and can improve reserves producing degree in low permeability density gas reservoir. This study provides a scientific basis for the popularization and application of sidetracking horizontal well technology in middle and later periods of Sulige gas field development. It has a guidance meaning for improving the utilization rate of old wells, improving the gas field development effect and reducing the development cost.

sidetracking horizontal well; Sulige gas field; residual gas between wells; numerical simulation; parameter optimization; field test

TE34

B

中國石油長城鉆探工程有限公司重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目“蘇里格氣田側(cè)鉆水平井鉆完井及小井眼分段壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)”(2010B01-2)資助。

李爽(1975—)，女，高級工程師，從事天然氣開發(fā)工作。郵箱：lhlishuang2010@163.com.