靖邊氣田陜100井區馬五1+2儲層水平井開發優化

趙金省，高建英，肖曾利

（1.西安石油大學石油工程學院，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井區馬五1+2儲層水平井開發優化

趙金省1，高建英2，肖曾利1

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

根據研究區實際的儲層特點，對水平井開發的可行性進行了分析。結果表明，陜100井區馬五1+2儲層地質條件適合水平井開發。在對研究區三維精細地質建模的基礎上，采用數值模擬對水平井的井網方式、水平段長度、井排距、開發指標等進行了預測。結果表明，最優的井網形式是水平段平行對稱布置，采用同時穿越馬五12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%，研究結果可以指導研究區水平井的高效開發。

靖邊氣田；水平井；開發指標；井網；優化

1 前言

國內外開發實踐表明[1～3]，水平井已成為開發各類油氣藏的重要井型之一，應用水平井開發低滲、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井的成功應用，表明水平井在長慶氣田的開發中是具有優勢的，水平井開發顯得越來越重要。水平井開發氣藏的主要優勢是增加泄流面積，從而使氣井在壓力較低的情況下仍可以增加產氣能力。但是，水平井的應用有一定的適應條件，并非所有的氣藏都適合用水平井開發，必須結合氣藏地質條件和水平井設計狀況的開發條件才能取得較好的開發效果。

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

2 水平井開發可行性分析

在開發氣藏方面，水平井有很多成功的應用[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量高達4.4×106m3/d以上；磨溪氣田雷-1氣藏水平井酸化后測試產量達到7.22×104～17.93×104m3/d，為同井場直井的3.45～5.6倍，達到了預期的增產效果；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模式奠定了基礎。

但是受儲層地質條件的影響，實施水平井開發有時得不到很好的經濟效益，因此有必要對陜100井區馬五1+2儲層水平井開發的地質適應性進行評價。水平井開發受一些地質條件的限制，如果不滿足這些條件，氣藏水平井開發效果就不好。楊洪志等[5]在綜合國內外經驗及目前國內水平井鉆井技術水平的基礎上，提出從氣藏埋藏深度、儲層厚度、儲層各向異性指數、βh（氣藏系數和有效厚度的乘積）、滲透率和供氣面積等6個方面，衡量氣藏水平井開發的地質適應條件（見表1）。

表1 氣藏水平井地質適應性分析Table 1 Geological adaptability analysis of gas reservoirs horizontal wells

從表1可以看出，這6個評價指標中，只有儲層有效厚度這一項不符合條件，其他5項條件均符合，總體適應程度為83.33%，可行性程度較高。

隨著鉆井技術水平的提高，楊洪志等[5～7]提出的關于氣藏有效厚度的限制不再是約束水平井應用的苛刻條件，國內外的薄儲層水平井開發已有成功的經驗，油氣層厚度低于6 m的薄儲層，可以利用水平井穿過多個油氣層，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，一口水平井開發多個油氣層等開發方式來增加控制儲量，實現水平井的有效開發。

3 水平井開發方案優化

在建立陜100井區馬五1+2儲層地質模型的基礎上，采用數值模擬方法對主力層位馬五12水平井開發的井網部署、水平段長度、井網排距、井距和布井等參數進行了優化。

3.1 水平井開發井網部署優化

設計3種水平井井網，靖邊氣田下古氣藏微裂縫發育中等，馬五13是靖邊氣田主力產氣層位，裂縫走向為70°～250°，考慮到地應力、下古溝槽展布方向、井距大小等因素，設計水平段方位角為110°，網格方向與水平段方向垂直，為北偏東30°。第一種井網方案的水平段平行且對稱布置；第二種井網方案的水平段平行且交錯布置；第三種井網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種井網方式的水平井進行開發指標預測，預測結果見圖2和圖3（為便于對比，圖2和圖3中橫坐標對應的日期均為每年的1月1日）。

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

圖2 3種水平井井網開采馬五12的區塊日產氣量Fig.2 The daily gas production in Mawu12of three horizontal wells network

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

由圖2和圖3的3種井網在馬五12和馬五13的開發預測指標可以看出，在相同的配產下，穩產時間指標都顯示井網方案1和井網方案2的預測指標曲線重合，即前兩種井網開發效果沒有區別，且均好于第三種井網。故優選出第一種井網作為下面預測的基礎井網。

3.2 水平井水平段長度優化

設計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小層時的穩產時間進行預測（見圖4）。由圖4可以看出，隨著水平段長度的增加，在相同的配產下，穩產時間增大，但當馬五12水平段長度大于900 m時、馬五13水平段長度大于1 200 m時，穩產時間的增大趨勢逐漸變緩，故馬五12小層內的水平段長度優選為900 m，馬五13小層內的水平段長度優選為1 200 m。綜合以上分析結果，優選的水平段長度為900～1 200 m。

圖4 馬五12和馬五13小層穩產時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 水平井井網排距優化

設計4種方案，井網排距分別為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生產層位為例。通過調整4種方案的日配產量，使4種方案的穩產時間均為10.5年。預測15年和20年的累計產氣量，如圖5所示。由圖5可以看出，在4種方案的穩產時間均為10.5年的情況下，隨著排距減小，由于布井數逐漸增多，累計產氣量均逐漸增大。但當排距大于2 100 m時，累計產氣量的增大幅度逐漸變緩，本著少布井的原則，優選合適的井網排距為2 100 m。

3.4 水平井井網井距優化

圖5 4種排距下預測的15年和20年的累計產氣量對比Fig.5 The cumulative gas of four row spacings for 15 years and 20 years

設計4種方案，井網井距分別為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，生產層位為馬五13，分別布井48口、45口、41口和38口，預測20年的開發指標見圖6。

圖6 4種井距方案下的日產氣量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1.159 5×106m3，穩產年限10.5年，第15年末累計產氣量為5.391×109m3，第20年末累計產氣量為5.661×109m3。

2）方案2：井距 2 100 m，布井 45口，日配產1.162×106m3，穩產年限10.5年，第15年末累計產氣量為5.422×109m3，第20年末累計產氣量為5.68×109m3。

3）方案3：井距 2 400 m，布井 41口，日配產1.12×106m3，穩產年限10.5年，第15年末累計產氣量為5.238×109m3，第20年末累計產氣量為5.602×109m3。

4）方案4：井距2 700 m，布井38口，日配產1.09×106m3，穩產年限10.5年，第15年末累計產氣量為5.293×109m3，第20年末累計產氣量為5.56×109m3。

由圖6可以看出，在4種井距方案的穩產時間均為10.5年的情況下，井距為1 800 m和2 100 m的兩種方案的日產氣量幾乎沒有什么區別，而井距為2 400 m和2 700 m的兩種方案的日產氣量下降較大，故優選合適的井網井距為2 100 m。

3.5 水平井和直井的產能對比

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，生產層位為馬五13，研究區內布井45口，日配產1.162×106m3，水平段位于馬五13內。

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

分別對布置的水平井和直井進行開發指標的預測，預測時間為20年，預測結果見表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，而直井同時開采馬五12、馬五13和馬五22這3個主力層位，在預測的前10年，水平井和直井可以保持相當的產能，累計產氣量無差異，但在預測第10年以后，水平井出現供氣不足，產能下降較快。預測第10年時，水平井布井方案和直井布井方案的采出程度均為32.6%。而預測生產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用程度。

表2 水平井和直井的開發指標對比Table 2 The contrast of development index of horizontal wells and vertical wells

3.6 階梯狀水平井布井優化

針對水平段只開采單一小層儲量動用程度低的問題，進行水平段同時開采多個小層的研究，由于馬五12和馬五13是儲量最高的兩個主力產氣層，且兩個小層相鄰，故設計階梯狀水平井使其同時穿越馬五12和馬五13，如圖7所示。下面進行兩個小層內的水平段長度優化。

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小層內的水平段長度優化。布井35口，日配產1.740 5×106m3，平均單井配產5×104m3，固定馬五13小層內的水平段長度為1 200 m，馬五12小層內的水平段長度分別為600 m、900 m和1 200 m。開發指標預測見表3。

表3 階梯狀水平井馬五12內水平段長度優化預測結果Table 3 The optimal length of the horizontal section in Mawu12

由圖7和表3可以看出，在3種方案配產相同的情況下，隨著馬五12小層內水平段長度的增大，累計產氣量和穩產時間增大的幅度都不大。本著節約鉆井成本的原則，應使馬五12小層內水平段長度盡可能小，故對于階梯狀水平井，馬五12小層內的水平段長度確定為600 m。

2）馬五13小層內的水平段長度優化。布井35口，日配產1.740 5×106m3，平均單井配產5×104m3，固定馬五12小層內的水平段長度為600 m，馬五13小層內的水平段長度分別為600 m、900 m和1 200 m。開發指標預測結果見表4。

表4 階梯狀水平井馬五13內水平段優化預測結果Table 4 The optimal length of the horizontal section in Mawu13

由表4可以看出，在3種方案配產相同的情況下，隨著馬五13小層內水平段長度的增大，累計產氣量和穩產時間增大，當水平段長度達到1 200 m，累計產氣量和穩產時間增大的幅度較大，故對于同時穿越馬五12和馬五13的階梯狀水平井，馬五13小層內的水平段長度不應小于1 200 m，故選定馬五13小層內的水平段長度為1 200 m。

3.7 最終優化的水平井布井方案開發指標預測

根據以上的分析，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小層內的水平段為600 m，馬五13小層內的水平段為1 200 m，根據有利區的預測結果，在有利區范圍內布井，布井35口，日配產1.740 5×106m3，平均單井配產5×104m3。為了對比直井和階梯狀水平井的產能，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數及配產相同的情況下，進行開發指標的預測，預測結果見圖8和表5。

圖8 最終優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指標預測對比Table 5 The contrast of development index of final horizontal wells and vertical wells

由圖8和表5可以看出，階梯狀水平井的產能明顯好于直井，在相同的穩產時間10年內，階梯狀水平井日產氣量為直井的1.52倍。預測第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 結語

1）結合研究區的儲層特點，對水平井開發可行性進行研究，結果表明，靖邊氣田陜100井區馬五1+2適合水平井開發。

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

3）采用同時穿越馬五12和馬五13的階梯狀水平井的開發模式優于單一層位水平井開發和直井開發。

[1]范子菲，李云娟，紀淑紅.氣藏水平井長度優化設計方法[J].大慶石油地質與開發，2000，19（6）：28-30.

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

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

[4]段曉苗.靖邊氣田陜100井區水平井開發可行性評價及開發指標預測[D].西安：西安石油大學，2009.

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

[6]侯金明，黃博愛，韓新宇.利用水平井開發薄油層技術研究及應用[J].科技信息（學術研究），2007，20：178-179.

[7]陰艷芳.水平井技術在薄層低滲透油藏開發中的應用[J].石油地質與工程，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

國家自然科學基金項目（41102081）；陜西省自然科學基金項目（2013JQ7019）；西安市產業技術創新計劃——技術轉移促進工程（CX121849（3））；陜西省教育廳科研計劃項目（11JK0780）

趙金省（1979—），男，河南泌陽縣人，講師，主要研究方向為油氣集輸及采油工程；E-mail：jinsheng79317@163.com