老井側鉆水平井開發技術在蘇里格氣田的應用

2014-12-24 03:36:26李浮萍

石油化工應用 2014年9期

白慧，李浮萍，王龍

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018）

老井側鉆水平井技術是20 世紀90 年代發展起來的一項新技術。國外油氣田從20 世紀50 年代開始相繼開展了開窗側鉆水平井的研究，目的是提高老油氣田的開發效益。20 世紀90 年代，隨著各種配套工具和儀器的應用，該技術得到了飛速發展，且均取得了良好的經濟效益。目前側鉆技術已完全成熟，不僅能在側鉆井眼中完成各種曲率半徑的水平井，而且能在一個主井筒中側鉆出多分支井?！熬盼迤陂g”，國內將套管開窗側鉆小井眼水平井列為重點科研攻關項目，勝利、大港、遼河、新疆等油田開始了該技術的實踐研究[1]。目前已應用該技術成功實施了多口開窗側鉆水平井，均收到良好的開發效果。

國內外理論和實踐證明，老井側鉆水平井可以實現油氣田的經濟有效開發。鑒于蘇里格氣田單井控制儲量小、氣井產能低、儲量動用不充分等復雜現狀，為尋求有效降低開發成本和挖掘剩余儲氣量的途徑，提高開發綜合經濟效益，有必要開展蘇里格氣田老井側鉆水平井技術研究。

1 蘇里格氣田應用老井側鉆水平井的必要性

蘇里格氣田位于內蒙古自治區和陜西省境內，區域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，上古生界氣藏呈東北向西南方向傾斜的單斜構造，總體上構造特征十分平緩，發育少量鼻狀構造，是一個典型的“低壓、低滲、低豐度”三低氣藏。儲層為沖積背景下的辮狀河沉積體系，砂體規模小、儲層致密、非均質性強、橫向變化快、連續性差，具有單井控制儲量低、產量遞減快的特點。截止2013 年底，累計提交探明、基本探明儲量3.9×1012m3，自2006 年連續投入開發七年以來，動用地質儲量2 725.29×108m3，經濟可采儲量14 183.54×108m3。目前（截止2014 年1 月8 日），蘇里格氣田投產氣井7 000 余口，累計產氣量774.7×108m3，采出程度5.4 %。

2014 年，隨著勘探開發的不斷深入，蘇里格氣田已全面進入長期持續穩產期，盡管氣田儲量資源基礎雄厚，穩產潛力大，但由于儲層致密、非均質性強、單井控制儲量低、儲量動用不充分等多種原因，致使低產井數多、產量遞減幅度大，且隨著開發時間的推移，低產低效井還將逐漸增多，井點損失儲量繼續增加，開發效益將進一步降低。而長期的開發使剩余氣分布零散，挖潛難度大，以水下分流主河道為主的致密砂巖儲層內受儲層結構和嚴重的非均質性的影響，依然存在一定程度未動用或含氣飽和度較高的部位，依靠常規方法挖掘雖取得了一定的成效，但隨著挖潛工作的逐步深入，常規挖潛增產效果不明顯，已無法滿足氣田后期開發的需求。因此，從蘇里格氣田開發的實際來看，實現老井復活、二次開采，吸收剩余氣，提高開發效益，成為氣田穩產面臨的嚴峻問題。

老井側鉆水平井技術的發展為高效開發蘇里格氣田致密砂巖氣藏開辟了一條新的途徑和方法。它可以利用低產低效井、接近關井極限、停產報廢井實施老井側鉆水平井，充分挖掘剩余儲氣量，提高氣井產量，提高采收率，對于開采井間地帶的剩余氣有獨特的優勢，比鉆新直井具有更明顯的經濟效益。但是，剩余未動用儲量的地質特征復雜，一是儲層物性差；二是砂體變化大，地震預測精度低。因此，有必要利用低產低效或報廢老井的動態監測資料，結合氣藏精細地質研究，開展老區復雜帶、井損區剩余氣分布和儲量恢復動用研究，篩選老井側鉆水平井有利區，選擇合適的基礎井，進行井網恢復完善，大幅度降低開發成本，提高開發效果，實現氣田高產穩產。

2 老井側鉆水平井優勢及難點

老井（小井眼）開窗側鉆水平井技術是在定向井、水平井、側鉆井、小井眼鉆井技術上發展起來的一種綜合鉆井技術。該技術利用油氣田開發中的低產低效井和套變井的部分井筒以及完好的地面設備，在油氣層套管上部某處適當的位置進行開窗、側鉆、定向造斜作業所完成的小尺寸井眼的水平井[2]。該技術可以使套損井、停產井、報廢井、低產井達到“死井復活”或顯著增產，改善油氣層開采效率，提高油氣井產量和采收率，有效開發各類油氣藏；充分利用老井上部井眼以及老井場和地面管網，可節約鉆井投資和地面建設投資，大幅度降低開發成本，縮短施工周期，提高綜合經濟效益的同時有利于環境保護。

2.1 老井側鉆水平井挖潛優勢

通過老井側鉆水平井開采剩余氣和提高采收率，是一條降低成本和提高效益的有效技術途徑，它結合了側鉆、小井眼和水平井的優勢，其主要優點如下：

2.1.1 最大限度降低開發成本可充分利用老井的井場和地面管網，大大降低鉆前工程和井場恢復費用；可充分利用老井上部井眼，節約垂直井段的鉆井、固井以及套管費用，減少鉆井費用，縮短鉆井周期；可節省環保費用，一般小井眼比常規井眼井徑縮小一半，泥漿和鉆屑排放量可減少75 %[1]。此外，還解決了重建平臺，土地征用、修路等系列費用問題。

2.1.2 風險小、見效快與水平井比較，可以對潛力比較大的報廢井或井況不良不能正常工作的油氣井進行側鉆，充分利用老井的鉆井、測井資料，降低鉆井風險，能最大限度地優化鉆井參數，最大程度地挖掘生產潛力。在同等增儲增產效果下，用較短的時間、較少的投入使一批死井復活，恢復生產，重新形成開發能力，提高油氣田開發效果，側鉆水平井具有鉆井投資少、風險小、見效快的優勢。

2.1.3 提高單井產量和采收率，最終提高開發效益與直井和普通水平井比較，側鉆水平井經濟開采儲量下限低，對于剩余氣儲層垂相疊置性差且分布于單一儲層內剩余可采儲量挖潛有較強的適應性[3]，有利于充分動用剩余氣量，有效減少死氣區，提高采收率和資源利用率；與普通側鉆定向井和新鉆直井相比，開窗側鉆水平井單井控制面積大、可采儲量大，增加泄流面積，提高采氣速度，提高單井產量，最終提高開發效益。

2.2 老井側鉆水平井開發技術的難點

老井側鉆水平井是油氣田開發中后期挖潛增效，提高開發效果和經濟效益最有效的手段之一，但是存在如下難點：

（1）篩選側鉆水平井有利區和目的層，重點是對井間地帶的氣藏精細描述和剩余氣分布的研究，而剩余氣富集區的確定對儲層地質特征的精細描述提出了更高的要求[4]。

（2）側鉆水平井的基礎井必須是報廢或者低產低效的老井，由于側鉆水平井在老井套管內開窗進行，它對井況有一定的要求，而報廢或低產低效的老井往往井況較差，使基礎井的選擇受到一定的限制。

（3）在側鉆水平井選基礎井過程中，存在剩余氣富集區與合適基礎井間的矛盾，常常會出現剩余氣富集區并不總有合適的報廢井或者低產低效井作為基礎井。

（4）鉆遇地質層系多，裸眼段長，地質復雜，極易發生垮塌、漏、縮徑等復雜事故，施工難度大。

（5）小井眼、小間隙固井難度較大。主要表現在套管居中困難，水泥環薄，頂替效率低、水泥塞長度難以得到有效控制[5]。

（6）裸眼井小，鉆具、井下工具小、環空尺寸小，易出現鉆具斷、卡鉆事故及鉆具失穩屈曲現象。

3 老井側鉆水平井優化部署

老井側鉆水平井優化部署，關鍵是研究剩余氣富集規律，準確定位剩余氣的平面富集區域和縱向富集區域。

3.1 剩余氣富集規律

通過靜動結合分析法、物質平衡法和數值模擬法進行剩余氣分布規律研究表明，剩余氣的分布與沉積微相、微構造以及井網等因素密切相關[6]。蘇里格氣田氣藏類型屬致密砂巖巖性氣藏，沉積類型為沖積平原相和三角洲平原相，分流主河道為有利的沉積相帶，儲層厚度大、物性好，且砂體連續性好，采出程度高，但在其側緣，物性相對較差，往往成為剩余氣富集區。而且，在有效厚度大而滲透率低的部位，由于儲層的非均質性，也可形成剩余氣富集區，此外，主河道砂帶由于原始地質儲量基數大，雖然已經具有較高的采出程度，仍可具有很大絕對剩余氣儲量[6,7]。

不同類型微構造對氣水運動的控制作用不同，由于重力分異作用，正向微構造區剩余氣飽和度較高，負向微構造區剩余飽和度較低。對于橫向展布范圍有限的窄薄砂體，微構造對剩余氣分布影響不大[6]。

井網密度大，采出程度相對較高，剩余氣富集部位較少，且不同的井網井距剩余程度不同，一般在井點附近較少，井間地帶基本上是剩余氣分布的有利區域。當井網不完善、不規則或一套井網開采多個氣層段時，且氣層橫、縱向變化快，非均質性強，也可以形成多種形式的剩余氣富集部位?？傊?，在氣藏精細描述和剩余氣分布研究的基礎上，蘇里格氣田剩余氣富集區篩選應堅持兩點地質原則：

（1）平面上剩余氣較富集，處于砂體連續性、物性較好、氣層厚度大且分布穩定的有利沉積相帶。

（2）縱向上動用程度低、剩余氣較富集、氣層厚度大、延伸穩定、物性較好、含氣飽和度高的層段。

3.2 側鉆基礎井篩選

側鉆基礎井的篩選是建立在井間地帶儲層精細描述以及剩余氣分布研究的基礎上，在剩余氣相對富集區選擇合適的井，且全面考慮水平井對砂體的控制程度，達到開發剩余氣目的，實現對儲量資源的充分利用。篩選原則主要有以下幾點：

（1）基礎井應為各類地質、工程報廢或接近關井極限的低產低效直井。

（2）直井日產氣量低于0.5×104m3；投產時間長，剩余可采儲量在0.25×108m3以上[3]；儲量動用范圍有限。

（3）井控程度高，富集區落實，目的層砂體橫向展布相對穩定；有效儲層厚度大于5 m，且物性較好。

（4）主要氣層段縱向上連續分布，氣層段內無隔（夾）層或其厚度小于2.0 m。

（5）具有質量可靠的“十”字地震測線或單測線，水平段方向經過或靠近測線。

（6）主要氣層頂底構造變化相對平緩，小斷層不發育，氣水關系清楚。

（7）鄰井試氣效果較好，生產情況較好，產水不明顯。

（8）必須鄰近或位于剩余氣富集區，側鉆水平段延伸方向及長度滿足目前合理井網井距。

（9）井況良好，氣層以上500 m 范圍內固井質量良好，開窗段以上無射孔或嚴重套管損壞、變形井段，符合工程實施條件。

4 應用情況

截止2013 年底，蘇里格氣田共完鉆側鉆水平井4口，除蘇36-6-9CH 因外協問題關井而開采效果不理想，其他3 口井均獲得了良好的開發效果。初期單井平均產氣量為2.7×104m3/d，目前單井平均產氣量為0.6×104m3/d，平均單井累計產氣量為475.2×104m3，為鄰井直井同期累計產氣量的3～4 倍（見表1）。

表1 側鉆水平井生產情況統計表

蘇里格氣田（自營區）試驗區共完鉆側鉆水平井1口，S36-11 井區S36-6-9CH 井成功實施并重新投產，取得了較好的開發效果。S36-11 井區位于蘇里格氣田中東部，區域構造屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，呈平緩西傾單斜構造。主要產氣層為上古生界石盒子組盒8 段和山西組山1 段，盒8上和山1 期沉積屬曲流河沉積，盒8下段屬辮狀河沉積，天然氣主要存在于主河道心灘微相粗砂巖中，大體呈南北向條帶狀分布，氣層埋深2 900 m～3 200 m，平均有效厚度9.3 m，孔隙度9.1%，滲透率0.645×10-3μm2，氣藏類型屬巖性氣藏。

該區塊于2006 年正式投入開發，截止2013 年底，探明地質儲量1 826.67×108m3，已動用地質儲量1 696.4×108m3，可采儲量284.64×108m3，累計產氣量66.25×108m3，采出程度23.3 %，氣藏已進入穩產階段。目前，該區塊有一批氣井日產較低，沒有達到預期的產量要求，照此繼續生產，經濟效益較差，若采用開窗側鉆水平井生產，其產量可增加2～3 倍，具有較好的經濟效益。此外，由于種種原因已形成了一些閑置井，為降低損失，將這部分井利用起來，發揮生產作用，利用該技術是最佳的選擇。

氣藏精細描述和地質研究結果表明：S36-6-9CH井所在區域內盒8下儲層砂體較發育，縱向上多期疊置，平面上發育窄條帶狀有效砂體，連續性好，分布穩定，且物性好，具有一定展布規模，砂厚約15 m～20 m，氣層厚度約6 m～8 m，且集中分布在盒小層，呈厚層塊狀分布，巖性較純。氣層動用狀況研究表明，盒層動用程度較差，剩余氣較為富集（見圖1）。因此，盒可作為水平井實施的主力目的層。

根據儲層空間展布特征及剩余氣分布特點，按照側鉆水平井優選原則，選S36-6-9 井開窗側鉆水平段，其地質目的是通過在S36-6-9 井和S36-4-9 井之間側鉆水平段，開采S36-6-9 井和S36-4-9 井兩井之間盒儲層的剩余氣（見圖1）。該井位于蘇里格氣田中區S36-11 區塊的北部，處于S36-4-9～S36-6-9盒期河道主砂帶上，砂體及有效砂體呈近南北向條帶狀展布，東西向具有一定寬度，有效砂體厚度4.0 m～13.0 m（見圖2、圖3）。通過儲層地質預測及砂體內部結構解剖，S36-6-9CH 井所在區域盒砂層頂部構造沿水平段方向微幅降低，幅度約2.0 m/km（見圖4）。由此可見，該井具備側鉆水平井的地質條件。

圖1 盒8 下1 剩余氣分布圖

圖2 盒8 下1 砂體分布圖

圖3 盒8 下1 有效砂體分布圖

圖4 盒8 下1 層頂部構造圖

S36-6-9CH 井于2012 年11 月26 日完鉆，完鉆井深4 236 m，水平段長641 m，鉆井周期37 d，砂巖鉆遇率100 %，有效儲層鉆遇率50.1 %，采用裸眼完井方式，經裸眼封隔器五段壓裂后，試氣求得無阻流量34.1×104m3/d。該井于2013 年5 月29 日投產，日產氣量4.3×104m3，生產穩定但由于外協問題目前關井。與原直井相比，側鉆后產氣量是原直井的10 倍，與鄰井同層系直井相比，產氣量是鄰井直井的3 倍，與區塊水平相比，達區塊單井日產氣量的3 倍（見圖5），取得了明顯的開發效果，充分顯示出了側鉆水平井經濟有效開發致密砂巖氣藏的優勢。