蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井開發技術及展望

盧 濤 張 吉 李躍剛 王繼平 萬單夫 朱亞軍 李 達

1．中國石油長慶油田公司蘇里格氣田研究中心 2．低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

1 蘇里格氣田地質特征

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田位于內蒙古自治區和陜西省境內，2012年底累計探明、基本探明天然氣儲量超過3×1012m3，是中國陸上最大的氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表。具有“低滲透、低壓力、低豐度、薄集層、強非均質性”的特征。

1．1 寬緩型辮狀河三角洲沉積，砂體大面積展布

在主力儲層盒8段沉積時期，沉積古地形平緩，主要為寬緩的辮狀河三角洲沉積。沉積盆地北部物源供給充足，砂體延伸遠，橫向展布寬，砂體展布面積超過4×104km2，這是形成大型巖性氣藏的基礎［1］。儲集砂體受高能河道的心灘和河道底部充填等沉積微相控制，垂向上多期疊置。

1．2 有效儲層規模小，連通性差

從氣田加密區的砂體與有效砂體的綜合解剖分析，儲層河道橫向遷移疊置非常頻繁，盡管砂體側向復合連片，但有效砂體相對孤立分散［2－3］。加密區塊試驗表明，有效單砂體薄（厚2～6m），規模小（寬400～800 m，長600～1 200m）。有效砂體縱向多層疊置，橫向連通性差，水平井部署和實施難度較大。

1．3 儲層致密，非均質性強

儲層巖性以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主。平均孔隙度8．9%，平均滲透率0．737mD，儲集空間以溶孔、晶間孔為主。填隙物以泥質、硅質、鈣質為主。孔隙結構為低孔細喉型。儲層束縛水飽和度高，親水性較強。

由于河道砂體由多個薄層、多期的砂體垂向疊置構成，雖然疊置砂體規模較大，但砂體內部結構復雜，隔夾層發育。因此，在水平井實施中常常會遇到砂泥巖互層現象。

1．4 單井產量低，單井控制儲量少，壓力下降快且恢復慢

直井平均單井產量約1×104m3／d，壓力恢復試井表明儲層存在不滲透邊界，修正等時試井反映壓力恢復慢、恢復程度低，說明有效砂體連通范圍小，供氣能力差，單井控制儲量低，累計產氣量有限。

2 蘇里格氣田水平井開發技術歷程

綜合蘇里格氣田水平井開發歷程，可將蘇里格氣田水平井開發劃分為4個階段：水平井探索與試驗階段、水平井試驗突破階段、水平井規模試驗階段和水平井規模應用階段。

2．1 水平井探索與試驗階段（2001—2008年）

該階段以直井試驗和開發為主，水平井開發試驗可進一步劃分為探索與再次試驗兩個小階段。

2．1．1 水平井初步探索階段（2001—2002年）

在2001年蘇里格氣田動態評價中［4］，初步認識到蘇里格氣田單井控制儲量小、非均質性強、連通性差的地質特點。在2002—2003年，試驗了2口水平井，希望利用水平井鉆遇多個有效砂體，擴大氣井滲流面積和控制儲量，從而達到提高單井產量目的。由于當時地震預測技術和鉆完井工藝技術限制，完鉆2口水平井，有效層鉆遇率24%，初產產量與直井相當。水平井探索試驗未獲得理想效果。

2．1．2 再次探索水平井試驗階段（2007—2008年）

2006年，蘇里格氣田合作開發表明，氣田盒8下亞段主力層砂體和有效砂體分布較穩定，可進行水平井開發試驗。2007—2008年，在井控程度較高的富集區內部署水平井，實施直導眼，確保準確入靶。增產措施選擇水力噴射1～2段改造。完鉆2口水平井，鉆井周期202d，有效層鉆遇率44．7%，初期產量4×104m3／d，水平井開發試驗效果初步顯現。

2．2 水平井試驗突破階段（2009年）

已認識到在蘇里格氣田致密砂巖儲層砂體大面積分布背景下，存在適合水平井開發的富集區塊。因此，在井控程度高的富集區內，利用骨架井控制砂體，部署水平井井位，并將直導眼改為斜導眼。水平段采用自主研發的水力噴射和引進的裸眼封隔壓裂工藝改造3～5段。當年完鉆10口，鉆井周期78d，有效層鉆遇率54．8%，初期產氣量為5．8×104m3／d，是鄰近直井的3～5倍，水平井開發試驗取得顯著突破。

2．3 水平井規模試驗階段（2010年）

水平井開發試驗的突破迫切要求擴大水平井規模試驗。在2010年，針對性提出蘇里格氣田水平井“整體部署、加密部署、評價部署”3種思路，并取消了水平井的導眼井。水平段壓裂改造達到3～9段。當年完鉆水平井80口，鉆井周期72d，有效層鉆遇率58．8%，初期產氣量為6．2×104m3／d。這意味著已完全掌握了蘇里格致密砂巖氣藏水平井開發配套技術。

2．4 水平井規模應用階段（2011年至今）

從2011年開始，在地質與地震綜合篩選的富集區塊，整體部署水平井，并結合鉆井提速與多段改造增產工藝，實現水平井整體開發與規模應用，顯著提升蘇里格氣田開發水平。水平井建產能比例已超過60%，有些區塊超過80%以上。截至2012年底，該階段完鉆水平井427口，鉆井周期62d，有效層鉆遇率62．1%，初期產量6．6×104m3／d。蘇里格氣田開發方式已轉變為水平井開發為主。

3 蘇里格氣田水平井開發技術及效果

蘇里格氣田水平井雖然經歷曲折的發展歷程，但通過不斷攻關試驗，最終形成了適合蘇里格致密砂巖氣藏的水平井開發地質、快速鉆井、多段改造等配套技術，水平井開發效果好，已實現氣田水平井規模開發。

3．1 開發地質技術

水平井開發地質技術是水平井實施最基礎最重要的一項技術，該技術是在儲層精細描述基礎上，根據適合水平井開發的地質條件，進行井位優選和部署、鉆井地質優化設計、隨鉆過程地質優化導向一套分項技術的集成。

3．1．1 適合水平井開發的地質條件

蘇里格氣田地質情況復雜，依據氣田的儲層地質特征、十年來水平井實施效果和目前技術開發水平，考慮天然氣價格與開發效益，總結出蘇里格氣田水平井開發必須滿足以下5個地質條件［5－7］：①縱向上氣層相對集中，有效單砂體厚度大于4m，確保水平井的經濟效益開發；②有效砂體連續，具有一定的長度和寬度，分布穩定，確保水平段在儲層內順利實施；③儲層構造落實，減少水平井實施風險；④鄰井試氣不產水，確保水平井開發效果；⑤水平段方向及長度滿足合理井網井距要求。

蘇里格氣田心灘砂體疊置模式復雜多樣，歸納起來，適合于水平井部署的有5種疊置模式（圖1）：大型心灘孤立型、心灘側向切割連通型、橫向串糖葫蘆型、具物性夾層的心灘疊置型和具泥質隔夾層的心灘疊置型。

圖1 水平井實施心灘疊置模式圖

3．1．2 水平井優化部署

在辮狀河儲層特征認識及不同井型儲層適應分析基礎上，根據不同儲層發育條件和井控程度，形成了“富集區整體部署、潛力區評價部署、已建產區加密部署”的布井技術思路。

在儲層地質條件較好的新建產富集區塊，進行水平井整體部署。技術思路是充分利用二維、三維地震資料，對儲層砂體和含氣性進行評價，利用骨架井資料，井—震結合精細刻畫小層砂體、有效砂體展布及構造特征，落實實施水平井的主力小層，并根據主力小層砂體、有效砂體的展布規律及構造特征整體部署水平井井位。

在地質認識程度低的評價建產區塊，進行水平井評價部署。技術思路是依據地震與地質資料成對部署骨架井，兩口骨架井南北向分布，距離2～2．4km，依據骨架井實施效果對儲層進行評價，滿足水平井部署條件的，及時下發水平井坐標。

在井控程度較高已建產區塊，進行水平井加密部署。技術思路是立足已有完鉆井，細化小層劃分，進行儲層精細描述，評價儲層展布規律，結合已有井網，滿足水平井部署條件的進行加密部署。

3．1．3 水平井優化設計

水平井地質設計綜合地震、地質和測井資料，以刻畫目的層有效砂體為核心，精細刻畫有效砂體空間展布特征，采用“六圖一表”的設計方法（地震剖面圖、砂體等值線圖、有效砂體等值線圖、氣層頂面和底面構造圖、氣藏剖面圖、井軌跡靶點預測表），優化設計水平段小層層位、長度、方位及入靶點位置等參數，確保準確入靶和水平段順利實施。

優選的水平段小層層位要求有效砂體分布穩定，且在縱向上儲量顯著占優，減小因實施水平井在縱向上的儲量損失。為了提高水平井的泄流面積和控制儲量，原則上水平段長度盡可能長，但是考慮到水平井筒的流動阻力、儲層非均質特征、鉆機能力及經濟指標等綜合因素［8］，優化蘇里格氣田的水平井長度為1 000～1 200m，局部儲層發育地方可延伸到1 500m以上。水平井方向既要順著河道延伸和砂體展布方向，減少地質風險，又要垂直于儲層最大主應力方向，有利于儲層改造，提高單井產量。

根據砂體空間分布與氣層發育特征，有針對性設計塊狀厚層砂體為平直性水平井、多層疊置型砂體為大斜度水平井和削截式分段砂體為階梯水平井3種水平井設計模式（圖2）。

圖2 蘇里格氣田砂體分布模式與水平井井型示意圖

3．1．4 水平井精細地質導向

水平井導向強化水平井“入靶與水平段”兩階段導向，堅持“隨鉆測井資料、錄井資料與工程資料”3種資料結合，做好 “沉積相、砂體展布、儲層構型與儲層構造”4個方面分析，制定“靶點提前、靶點滯后、側向穿出河道、河道局部致密、頂部或底部穿出”5種調整預案，努力實現“提高水平井有效儲層鉆遇率”的目標。

1）入靶段地質導向技術

在水平井開發區的儲層砂體和構造綜合分析基礎上，將水平井入靶前斜井段校正成垂直段，選取主標志層（石千峰底界）和輔助標志層，比較相鄰直井的砂體位置和深度，地質與工程結合進行逐級逐次控制調整。在盒4段以上位置，誤差控制在5～8m；至盒8上亞段誤差控制在2m左右。在垂向距氣層頂部以上2～3m，以82°～83°井斜角探頂，在氣層推后時靶前距可以得到有效控制，氣層提前時，也可以及時增斜入靶，避免鉆穿目標層，確保準確入靶。

2）水平段地質導向技術

蘇里格砂體是多期河道沉積，因此，合理劃分砂體疊置期次，預測鉆頭處于疊置砂體的位置十分重要，這有利于有效預防鉆出砂層，并對異常情況及時做出調整［9］。一般砂巖粒度變細，鉆頭可能靠近砂層頂部，需要向下調整井斜；當砂巖粒度變粗，鉆頭可能處在砂層中部；如果出現含礫砂巖，鉆頭則可能處在砂巖底部，需要增斜鉆進。在鉆遇泥巖時，結合砂體垂向疊置關系及平面相變化趨勢分析結果，同時考慮頂部穿出、底部穿出、鉆遇夾層和儲層尖滅4種情況。在縱向上，采用構造趨勢分析法，準確修正微構造；在平面上，依據巖屑、氣測及隨鉆GR的變化趨勢，及時分析和預測單期河道平面沉積相變化趨勢，修正砂體平面分布。

3．2 快速鉆井技術

蘇里格氣田水平井鉆井經歷斜導眼、直導眼和取消導眼3個階段，針對試驗期311．15mm機械鉆速低、大井眼螺桿造斜率低、斜井段施工周期長、井壁穩定性差等工程難點，通過理論研究和現場試驗，確定了蘇里格氣田水平井的主體井身結構為215．9mm斜井段＋152．4mm水平井段（圖3），既能大幅縮短鉆井周期，又能滿足目前主體改造技術要求［10］。在剖面優化上，將剖面類型從中短半徑轉變為長半徑，靶前距從350m增加到450m左右，復合鉆井段70%以上，通過“上急下緩”雙增剖面，以84°左右井斜穩斜探氣頂，使軌跡控制始終占據主動，確保準確入窗。同時，通過巖石可鉆性和鉆遇地層巖石礦物組分研究，在鉆頭結構、水力參數、復合片性能等方面進行了個性化設計，改進流道設計和外部結構，優選了適合于斜井段、水平段鉆井的PDC鉆頭，實現了PDC鉆頭全井段的應用，提高了機械轉速，縮短了鉆井周期。

針對斜井段鉆遇石千峰組、石盒子組泥巖不穩定的難點，通過力學和化學兩個方面抑制坍塌，優選出強抑制無土相復合鹽鉆井液體系。在水平段，通過增強體系的抑制性和封堵性，研發了強抑制防塌及屏蔽暫堵鉆井液體系，降低鉆井液對儲層的傷害，安全鉆穿泥頁巖330 m以上，大大提高了應對復雜地質情況的鉆井能力。

3．3 多段改造技術

水平井多段儲層改造技術是蘇里格氣田致密砂巖氣藏獲得有效開發的關鍵。蘇里格氣田水平井改造經歷了裸眼酸洗、單點噴射和多段改造的過程。通過強化分段壓裂機理研究，加大關鍵工具攻關配套研發和試驗，目前形成了水平井水力噴砂和裸眼封隔器分段壓裂兩大主體技術［11］，現場應用指標不斷提高。

圖3 蘇里格氣田水平井井身結構優化圖

1）在噴射理論研究的基礎上，自主研發了水力噴射壓裂工具，形成了水平井不動管柱水力噴砂壓裂分段壓裂技術。實現由拖動管柱分段壓裂向不動管柱分段壓裂的轉變、由一次壓裂1段向一次壓裂10～22段的突破。為了實現長水平段多段分壓工藝要求，研發了高強度小直徑噴射器、新型小級差滑套以及非標球，形成了114．3mm套管分壓10段和152．4mm裸眼分壓23段兩種管柱系列，分壓能力進一步提升，水力噴砂分壓配套技術進一步完善。

2）為進一步提高段間封隔有效性，針對引進國外裸眼封隔器配套工具價格高、施工組織周期長的問題，開展了裸眼封隔器分段壓裂工藝研究。研發了耐高溫高壓裸眼封隔器，性能接近國外先進水平；優化了小級差滑套結構和材質，提高分壓能力和耐沖蝕性，具備了152．4mm裸眼連續分壓15段能力；在裸眼封隔器上增加防中途坐封機構，改進了剪釘設計，有效防止下鉆中途遇阻和壓力波動提前坐封，提高了工具下入可靠性。

3．4 開發效果

近年來，水平井有效儲層鉆遇率、試氣效果不斷提高，水平井開發實現氣田開發方式轉變，2008—2012年蘇里格氣田實施水平井井數成倍增加，2012年實施水平井達到270口，2012年水平井產能比例已達當年所建總產能50%以上，部分區塊達到了80%以上，建成多個水平井整體開發區。水平井平均鉆井周期由試驗初期的200d縮短到目前約60d。水平段長度從開發初期的836m提高到目前約1 000m，有效儲層鉆遇率從24%提升到目前60%以上。水平井平均無阻流量約50×104m3／d，投產初期平均單井產量5．2×104m3／d，達到鄰井的3～5倍。目前，氣田累計投產水平井350口，水平井日均產氣量約占氣田日產量的30%。

4 下一步的技術發展方向

蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井開發配套技術的形成有力推動了蘇里格氣田水平井為主的開發方式的轉變。目前，水平井開發突出在富集區內水平井整體開發、大叢式水平井組應用與工廠化作業、水平段適時監控與導向等方面，水平井開發理念與技術仍在不斷創新之中［12］，下一步技術發展方向主要表現在以下幾個方面。

4．1 針對不同儲層結構的特殊水平井技術

蘇里格氣田砂體在縱向上有4種不同疊置模式，目前水平井開發以塊狀厚層砂體為主。隨著三維地震儲層預測技術和水平井鉆完井技術的進步，水平井將由普通水平井技術向大位移水平井、多分支水平井、臺階水平井和魚骨狀水平井井技術方向發展。同時，為了進一步節約井場，提高生產組織，便于生產管理，將大力推進大井場叢式水平井組與工廠化作業。

4．2 以水平井為主的混合井網技術

蘇里格氣田為強非均質大型致密砂巖巖性氣藏，不同成因類型、規模大小和分布形態的有效砂體交錯疊置，不同開發區塊的有效砂體規模與疊置關系各異。為了進一步提高氣田儲量動用程度和采收率，針對性地開展以水平井為主，直井、定向井等多種井型組合的混合井網優化技術研究，優選適合不同儲層地質特征的混合井網布井方式。

4．3 以體積壓裂為代表的水平段改造技術

體積壓裂是以大規模壓裂方式在儲層空間形成多級網狀縫，實現對儲層長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導流能力，提高初始產量和最終采收率。體積壓裂在蘇里格氣田的初步試驗取得了較好試氣效果，但針對蘇里格氣田的體積壓裂機理、井下微地震裂縫監測、試驗效果跟蹤評價與研究還需加強。同時，進一步優化水平井多段改造的段數、方式、規模及加強低傷害壓裂液的應用。

4．4 開展Ⅲ類井側鉆水平井技術

利用Ⅲ類井側鉆水平井，是蘇里格氣田高效開發提高單井產量和最終采收率的新途徑、新方法。其中，井位優選技術、鉆井技術和完井工藝技術是側鉆水平井的關鍵技術。

5 結論與認識

1）蘇里格氣田是典型的致密砂巖氣藏，為寬緩型辮狀河三角洲沉積，砂體大面積展布，但有效儲層規模小，連通性差，儲層致密，非均質性強，單井產量低，壓力下降快且恢復慢，常規開發難度很大。

2）蘇里格氣田水平井開發經歷了水平井探索與試驗階段、水平井試驗突破階段、水平井規模試驗階段和水平井規模應用階段共4個階段，氣田開發方式由直井開發為主轉變為水平井為主。

3）針對蘇里格致密砂巖氣藏儲層地質特征，在氣藏地質精細描述基礎上，形成了相應的水平井開發地質、快速鉆井、多段改造等技術系列。水平井單井產量達到鄰近直井的3～5倍，建成多個水平井整體開發區，開發水平和開發效益顯著提升。

4）蘇里格氣田水平井發展方向主要集中在針對不同儲層結構的特殊水平井技術、以水平井為主的混合井網技術、以體積壓裂為代表的水平段改造技術和側鉆水平井技術等方面，同時，大叢式水平井組應用與工廠化作業、水平段適時監控與地質導向等生產管理方式也正在不斷創新和推廣應用之中。

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