水平井技術在蘇里格低滲巖性氣藏開發中的應用

趙國英

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

水平井技術在蘇里格低滲巖性氣藏開發中的應用

趙國英1,2

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

蘇里格氣田蘇10區塊為典型的低壓、低滲、低豐度、低產的大型巖性氣田,儲層非均質性強,直井開發經濟效益較差。為改善開發效果,長城鉆探轉換開發方式,開展“四低”氣田精細氣藏描述,在蘇10區塊部署了蘇10-S試驗水平井,投產效果優。水平井試驗結果表明,水平井技術可為低滲巖性氣藏轉換開發方式提供了有利的借鑒和指導作用,值得在蘇里格氣田規模化推廣。

蘇里格氣田;低滲氣藏;蘇10區塊;水平井;開發方式

蘇里格氣田蘇10區塊為一典型的低壓、低滲、低豐度、低產的大型巖性氣田,由于該氣田為沖積背景下的河流相沉積體系,儲層連續性差,非均質性強,直井生產暴露出單井控制儲量低、氣井產量低、壓力下降快、穩產能力較差等一系列問題。長城鉆探工程公司為實現蘇10區塊經濟有效低成本開發戰略,將利用水平井技術提高單井產量作為工作重點,針對水平井可將一個以上在靜態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,使氣井的采氣指數和單井產量顯著提高的技術特點,2009年在蘇10區塊部署實施試驗水平井蘇10-S井,投產后日產氣穩定在10×104m3,產量是直井的3～5倍。

1 氣藏地質特征

蘇里格氣田蘇10區塊位于長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區,區域構造為鄂爾多斯盆地陜北斜坡北部中帶。蘇10區塊主要含氣層段位于山西組山1段和下石盒子組盒8段,二者為連續沉積[1]。構造為北東向南西方向傾斜的單斜構造,區內無斷層。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成中占主導地位。氣藏壓力系數在0.771～0.914,平均值0.87,屬低壓氣藏。

2 直井開發效果評價及水平井開發潛力分析

2.1 直井開發效果評價

(1)直井開發壓降快,單井日產量低。蘇10區塊于2006年9月陸續投產,截至2009年10月,投產氣井316口,開井266口,產氣286.3×104m3/d,平均單井日產氣量1.07×104m3。受儲層發育復雜性的影響,蘇10區塊單井生產能力分布很復雜。圖1,圖2顯示,整體表現為壓降快,平均單井日產量低的特點。

(2)氣井生產能力差別較大,Ⅰ、Ⅱ類井明顯好于Ⅲ類井。按照無阻流量、日產及穩產能力等指標將氣井分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井。通過動儲量計算,認為Ⅲ類井不具備經濟開采價值,因此應盡量提高Ⅰ、Ⅱ類井比例。

圖1 蘇10區塊氣井壓降速率變化圖

圖2 蘇10區塊不同類型井日產氣曲線

(3)受沉積相帶影響,河道和心灘微相氣井產量高。蘇10區塊為河流相沉積,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,應用水平井連通側向砂體,可降低鉆遇Ⅲ類井的風險(圖3)。

圖3 水平井連通側向砂體示意圖

2.2 水平井開發潛力分析

(1)與直井相比水平井單井控制儲量高。在氣藏精細描述基礎上,精細地層格架,將目的層進一步劃分為9個小層,優選單層厚度大的小層或集中發育層組作為水平井目的層,并進行單井控制儲量計算。通過與直井進行對比,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基礎。

(2)儲層發育特點適合水平井開采。蘇10區塊氣層井段發育較集中,主力層段部署水平井可獲較高產能,同時結合水平井生產壓差小、泄氣面積大等技術優勢,可大大提高氣井產能。通過數值模擬表明,當水平井泄油半徑為300m,水平段長度為600 m時,水平井產能是直井的4～5倍。

(3)區塊地質資料豐富,水平井部署目標區明確。蘇10區塊已建成10×108m3產能,完鉆井325口,地質資料豐富,利用水平井可實現少井高產,彌補直井產量遞減,實現區塊穩產。

3 水平井優化部署設計

3.1 井位部署原則

(1)優選井控程度高,含氣砂體發育,儲量落實的區域;

(2)單井產量高、生產相對穩定的井區;

(3)優選縱向上儲層集中發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;

(5)水平段方位與主應力方向相匹配。

3.2 水平井部署井區優選

結合蘇10區塊氣層平面分布特點,優選區塊北部32-47井區。井區構造平緩,同時屬于河道亞相中心灘微相發育,砂體厚度儲層物性較好,且具有單層厚度大、連通性好、直井有自然產能等優勢,是井位部署有利區帶。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。井區內直井初期平均日產大于2.5×104m3,且井區內28-37井和32-47井均具有自然產能,為水平井試驗提供了前提條件。

3.3 層位優選

蘇10區塊單砂體厚度較薄,且側向連通情況較差,這就增加了水平段鉆遇氣層的難度。考慮到砂體縱向疊置發育,在層位選擇方面優選縱向上儲層集中發育的層段作為水平井部署目的層,設計水平段穿越一套砂巖,結合壓裂工藝,將一個以上在靜態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。

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

3.4 水平井段長度設計

水平段長度直接影響水平井的泄氣面積、控制可采儲量等,其長度應該盡可能長。然而,水平井筒內存在壓降,特別是氣井,當產氣量很大時,水平井筒內的流動會產生較大的流動阻力,井筒內壓力損失不可忽略,因此水平段也不是越長越好[4]。因此設計水平井段應重點考慮氣層厚度、所控制的經濟合理的地質儲量及產能需求等諸多因素。

通過對不同水平井段長度和累產氣進行數值模擬,結果表明:氣井產能隨水平段長度的增加而增大,但當水平段長度超過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能影響不大。同時長度設計還要結合區塊砂體及氣層發育特點,考慮單井控制儲量及鉆完井等工程因素,建議水平段長度應設計在600～1 000m(圖4)。

圖4 水平段長度與累積產氣量關系曲線

3.5 水平軌跡方向設計

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效果也有很大影響[3]。水平軌跡方向設計主要考慮以下幾點:

(1)依據古河道展布方向,同時參照區塊主應力方向,設計水平段方位與主應力方向相匹配;

(2)水平軌跡方向與直井保持一定距離;

(3)考慮到開發方案中骨架井網,盡量不打亂原井網結構。

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

3.6 水平井部署結果

依據地質研究成果,在蘇10區塊北部32-47井區部署試驗水平井蘇10-S(圖5),目的層盒8段5、6小層,設計水平段長度800m,方位20°。

圖5 蘇10-S井部署平面圖

4 配套工藝技術

4.1 水平井現場地質跟蹤導向

蘇里格氣田儲層為河流相沉積,平面上受河道擺動影響,易出現巖性變化,地層具有多變性和復雜性,實施水平井具有較高的地質風險,水平井地質跟蹤難度較大。針對復雜地質特點,開展室內精細地質建模,微構造預測和水平井井身軌跡優化設計。在水平井實施現場,綜合應用LWD進行巖性、含油性隨鉆實時解釋技術、井底鉆頭位置及油層頂底界面預測技術等及時修正地質模型,實時調整實鉆軌跡,以保證氣層鉆遇率,為氣井投產后取得較好開發效果提供保障。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,砂層鉆遇率達到87.3%。

4.2 鉆井液體系設計

鉆井液體系、性能是水平井是否順利施工的關鍵。在施工過程中優選適合于蘇10區塊地層特點的“聚合物有機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

結合蘇里格氣田蘇10區塊地質特點,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能最大化,減少生產壓差和流動阻力。

圖6 蘇10-S完井管柱示意圖

5 開發效果評價

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

6 結論及建議

(1)水平井技術在低壓、低滲、低豐度的蘇里格氣田進行試驗,見到了初步效果,展示出較好的開發前景。從鉆井角度,試驗達到了在深層、低滲透氣層鉆水平井的目的;從開發角度,試驗也達到了低滲巖性氣藏水平井在較低的生產壓差下獲得直井所無法達到的經濟產量的目的,值得推廣。

(2)地質研究和科學部署是水平井成功的前提,高水平的跟蹤分析與地質導向是水平井成功實施的重要保障。蘇里格氣田地質條件復雜,利用儲層預測法、沉積旋回法等手段提高現場地質綜合判斷是保證特殊工藝井技術順利實施的前提。同時,實時的隨鉆地質導向,地質與工程有機結合可以保證最大氣層鉆遇率,為后期開發效果奠定有利基礎。

(3)水平井分段壓裂技術的突破是實現高產的重要手段。試驗表明,蘇里格氣田水平井必須經過壓裂等儲層改造措施后才能獲得較好產量。而對于低壓低滲氣藏,裂縫長度、裂縫條數、裂縫間距及裂縫內導流能力等參數是影響產能的重要因素。因此建議加強裂縫監測等技術研究水平,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區塊優化布井技術[J].天然氣工業,2007,27(12):111-113

[2]李會軍.蘇里格氣田優質儲層的控制因素[J].天然氣工業,2004,24(8):12-13

[3]王振彪.水平井地質優化設計[J].石油勘探與開發,2002,29(6):78-80

[4]田鳳民.水平井的優化設計及油藏潛力挖掘研究[J].渤海大學學報(自然科學版),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年畢業于大慶石油學院石油工程專業,在讀中國石油大學(華東)工程碩士,現從事油氣藏地質研究工作。

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