地質(zhì)與壓裂一體化布井技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用

李玉城

(中國石油長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

地質(zhì)與壓裂一體化布井技術(shù)在蘇里格氣田的應(yīng)用

李玉城

(中國石油長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

蘇里格氣田是形成于河流相背景下的低滲透致密砂巖氣藏，沉積條件和儲(chǔ)層物性決定了其開發(fā)難度大，水平井整體部署技術(shù)和壓裂技術(shù)的結(jié)合應(yīng)用可實(shí)現(xiàn)氣田的少井高產(chǎn)高效開發(fā)。從水平井部署的地質(zhì)依據(jù)出發(fā)，以綜合經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)，對(duì)井網(wǎng)、井距、水平段長度、方位、井眼位置、壓裂縫長、壓裂規(guī)模等方面進(jìn)行了優(yōu)化并應(yīng)用，在蘇53區(qū)塊取得了良好的開發(fā)效果。

致密砂巖氣藏；壓裂水平井；蘇53區(qū)塊

蘇里格氣田蘇53區(qū)塊儲(chǔ)層以低孔、低滲為主，其分布受沉積微相控制明顯，有效儲(chǔ)層以河道砂為主，孔隙度、滲透率井間差異較大、非均質(zhì)性嚴(yán)重，氣層厚度分布不均，埋藏也較深，因此開發(fā)難度大。水平井和壓裂的大規(guī)模應(yīng)用是開發(fā)低滲巖性氣藏的有效手段[1]，因此對(duì)蘇53區(qū)塊采用水平井壓裂開發(fā)的思路。

1 水平井整體布井

研究區(qū)儲(chǔ)層形成于沖積背景下的河流相沉積體系，埋藏深度3 300～3 600 m，山1段孔隙度8.2%，滲透率0.50×10-3μm2；盒8段孔隙度9.0%，滲透率0.78×10-3μm2。氣藏類型為無邊底水定容彈性驅(qū)動(dòng)、低孔、低滲、低壓的巖性氣藏[2-3]。平面上，砂體總體上呈南北方向展布，不同時(shí)期的砂體相互疊置，砂體較厚，一般15 m以上，局部厚度小于10 m；縱向上，含氣井段較集中，主要發(fā)育4、5、6三個(gè)小層，連通性較好。

根據(jù)目標(biāo)區(qū)域及單井極限波及橢圓面積的大小和形狀，初步設(shè)計(jì)出目標(biāo)區(qū)塊井?dāng)?shù)和井網(wǎng)井距。研究區(qū)塊面積為126 km2，其南北向長度為14 km，東西向?qū)挾葹? km，最小主應(yīng)力方向近似于北偏西10 °。設(shè)計(jì)井網(wǎng)部署方案見表1。用數(shù)值模擬軟件ECLIPSE建立數(shù)值模擬模型，對(duì)各方案進(jìn)行為期10年的數(shù)值模擬計(jì)算，并進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)。對(duì)各方案生產(chǎn)10年的累產(chǎn)氣量和按凈收益進(jìn)行方案排序，優(yōu)選出最佳井網(wǎng)部署方案為方案4，即共需鉆井226口，單井選用6條橫切縫，裂縫半長為220 m，裂縫導(dǎo)流能力為25 μm2·cm，壓裂水平井水平段長度為1 000 m。

1.1 近菱形面積井網(wǎng)論證

表1 井網(wǎng)部署方案對(duì)比

該區(qū)域目的層砂體及有效厚度大，平面上總體呈南北方向展布且分布穩(wěn)定。經(jīng)過統(tǒng)計(jì)該區(qū)域河道砂體沿河道方向規(guī)模800～1 500 m，垂直河道方向規(guī)模400～600 m；同時(shí)考慮到區(qū)域地應(yīng)力方向呈北東-南西向。采用該井網(wǎng)方式能較好適應(yīng)河道砂體的縱橫向規(guī)模和區(qū)域地應(yīng)力方向以及工程工藝水平[4]。

根據(jù)2個(gè)已完鉆的井網(wǎng)較完善井統(tǒng)計(jì)，砂巖鉆遇率分別為91.52%和92.37%，有效儲(chǔ)層鉆遇率分別為69.52%和62.43%，試驗(yàn)證實(shí)，該水平井井網(wǎng)方式能較好適應(yīng)本區(qū)河道砂體的分布特點(diǎn)。根據(jù)目前研究成果[5]，人工裂縫方向基本平行于最大主應(yīng)力方向。

1.2 600 m開發(fā)井距論證

開發(fā)井距的確定主要考慮氣藏砂體分布，儲(chǔ)層參數(shù)分布特征，合理的單控儲(chǔ)量，同時(shí)保證氣井具有一定的生產(chǎn)能力、泄氣面積、供氣能力和經(jīng)濟(jì)效益[5-7]。對(duì)于低孔低滲、低豐度、非均質(zhì)性強(qiáng)的氣藏來說，由于其單井產(chǎn)能低，要形成一定的規(guī)模或達(dá)到一定的開發(fā)速度，其井網(wǎng)密度必定大于常規(guī)氣藏。但是由于儲(chǔ)量豐度低，單井控制儲(chǔ)量要達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限值以上；另一方面，在一定的開采時(shí)間內(nèi)，低滲氣藏有效的泄氣范圍有限，稀井網(wǎng)不利于儲(chǔ)量動(dòng)用和提高采收率。因此，尋求合理的井距和井網(wǎng)密度是低滲氣藏開發(fā)的關(guān)鍵。

本文通過礦產(chǎn)統(tǒng)計(jì)法(裂縫長度200～400 m)、先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)動(dòng)態(tài)分析法(井距600 m)、經(jīng)濟(jì)極限-合理井網(wǎng)密度法(經(jīng)濟(jì)極限606～730 m)以及數(shù)值模擬法等多種方法對(duì)合理井距進(jìn)行論證，最終選用600 m井距可以滿足橫向上的儲(chǔ)量動(dòng)用要求，并且井間不發(fā)生干擾。

選取一已投產(chǎn)井組，從壓力變化曲線可以看出(圖1)：壓力18.84～21.67 MPa，各井井距均符合典型氣藏壓力遞減規(guī)律，目前未出現(xiàn)井間干擾現(xiàn)象。

圖1 某井組壓力變化曲線

1.3 水平井設(shè)計(jì)參數(shù)論證

(1)水平段長度是水平井的關(guān)鍵參數(shù)，通常隨著水平段長度的增加，井筒與氣層的接觸面積增大，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。通過數(shù)值模擬方法，從圖2中可以看出水平段長度與累積產(chǎn)氣量的關(guān)系，水平段長度在800～1000 m時(shí)，水平段長度和產(chǎn)氣量呈現(xiàn)一定的正相關(guān)性，大于1000 m后隨著水平段的增加，產(chǎn)氣量增加幅度會(huì)越來越小。同時(shí)應(yīng)用試驗(yàn)區(qū)礦場統(tǒng)計(jì)，水平段長度800～1000 m時(shí)壓裂投產(chǎn)后產(chǎn)能為直井的5～10倍，滿足水平井產(chǎn)量要求。

圖2 水平段長度與累積產(chǎn)氣量關(guān)系曲線

(2)在水力壓裂過程中，裂縫總是垂直于最小應(yīng)力方向，即裂縫總是產(chǎn)生于強(qiáng)度最弱、抗力最小的地方。根據(jù)應(yīng)力場研究表明，工區(qū)內(nèi)現(xiàn)今期最小主應(yīng)力呈近于南-北向展布，即裂縫最易在近東-西向形成。為最大程度地溝通各單砂體，達(dá)到控制最大地質(zhì)儲(chǔ)量、提高采收率的目的，水平井方位應(yīng)與應(yīng)力場方位相匹配[8]。根據(jù)前期蘇里格氣田研究成果，最大主應(yīng)力方位在80°左右，在水平井部署過程中，設(shè)計(jì)水平段方位采用南北向167°或347°。同時(shí)，從不同方位井壓裂裂縫監(jiān)測資料看，裂縫展布方向?yàn)槲鞅?東南向或近東西向，基本上與水平段軌跡呈正交形式，說明水平段方位采用南北向適合下步壓裂改造。

(3)對(duì)本區(qū)直井鉆遇氣層厚度統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，氣層主要分布盒8段4～6小層，其中盒8段5、6小層氣層厚度和儲(chǔ)量最為富集，最大厚度28.2 m，一般20 m左右。對(duì)已完鉆水平井水平段鉆探位置進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，大部分位于有效氣層厚度相對(duì)較大的盒8段5、6小層，其中完鉆層位為盒8段5小層有20口井，占總數(shù)的51.3%；完鉆層位為盒8段6小層有19口井，占總數(shù)的48.7%。本區(qū)水平井均為壓裂后投產(chǎn)，壓裂方式多采用裸眼多段壓裂。從四維地震監(jiān)測資料看，裂縫高度一般為25～30 m，能有效溝通上下目標(biāo)儲(chǔ)層。水平段位于氣層集中發(fā)育的砂巖組中部，能夠滿足縱向上儲(chǔ)量充分動(dòng)用。

在進(jìn)行水平井地質(zhì)導(dǎo)向時(shí)，水平井落靶和水平段鉆進(jìn)過程中，軌跡位于有效氣層發(fā)育的砂巖組中部，從錄井巖屑識(shí)別、氣測響應(yīng)和鉆井難易程度方面均易于操作，從而保障鉆井成功率和儲(chǔ)層鉆遇率。

1.4 最終設(shè)計(jì)參數(shù)的確定

最終設(shè)計(jì)參數(shù)包括：以集中發(fā)育砂巖的石盒子組盒8段4+5+6小層為開發(fā)目的層；井網(wǎng)為南北向排距大于東西向井距的近似菱形1200 m×600 m的面積井網(wǎng)，井排間井點(diǎn)交叉分布；水平井井距600 m，水平段長度800～1000 m；水平段方位均為南北向167°或347°；水平段位于氣層中部位置；壓裂方式選用水平井裸眼分段壓裂，裂縫條數(shù)一般為5～6條/1000 m。

2 實(shí)施效果分析

本區(qū)域整體部署水平井之后，逐排滾動(dòng)實(shí)施開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果。一方面，用38口水平井建成了10×108m3產(chǎn)能，相當(dāng)于300口直井的建產(chǎn)規(guī)模，實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊低成本的開發(fā)模式[9]。另一方面水平井部署區(qū)已規(guī)模實(shí)施了56口水平井，采用裸眼分段壓裂及段內(nèi)多縫體積壓裂方式投產(chǎn)，初期日產(chǎn)氣平均11.7×104m3，為直井產(chǎn)量的3～5倍，效果顯著。

為進(jìn)一步說明一體化部署效果，以該區(qū)投產(chǎn)的兩口同步壓裂井為例，兩井水平段長分別為950 m和920 m，平均井間距650 m；投入生產(chǎn)以后，初期產(chǎn)量均大于10×104m3/d。生產(chǎn)三個(gè)月，單位套壓降產(chǎn)氣量分別為232.0×104m3/MPa和140.24×104m3/MPa。兩井均采用裸眼6段壓裂，裂縫實(shí)時(shí)監(jiān)測結(jié)果表明，壓后半縫長160～202 m，縫高40～54 m，后三段產(chǎn)生明確的非對(duì)稱的裂縫，兩翼之間存在一定的夾角，且區(qū)域內(nèi)部裂縫形態(tài)趨向復(fù)雜；綜合地質(zhì)、施工、生產(chǎn)壓力數(shù)據(jù)和微震數(shù)據(jù)，同步壓裂井局部產(chǎn)生了應(yīng)力干擾，溝通了兩口井之間的微裂縫，并產(chǎn)生了轉(zhuǎn)向縫，增加了改造體積，改善了同步壓裂干擾區(qū)的連通性，獲得了較好的增產(chǎn)效果。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)本區(qū)塊井網(wǎng)采用南北向排距大于東西向井距的近似菱形面積井網(wǎng)，井排間井點(diǎn)交叉分布，同時(shí)選取了適應(yīng)本區(qū)的水平井長度、方位和位置等核心參數(shù)。此井網(wǎng)部署能較好適應(yīng)本區(qū)河道砂體的分布特點(diǎn)和鉆井、壓裂施工水平井，提高了砂體鉆遇率和儲(chǔ)量利用率，獲得較好開發(fā)效果，可在區(qū)塊其他區(qū)域開發(fā)中沿用。

(2)壓裂裂縫位置盡可能靠近A、B點(diǎn)來增加波及體積，裂縫在水平段均勻分布且井與井之間的裂縫盡量做到交錯(cuò)分布，以最大程度地動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)05-0078-03

2014-09-17

李玉城，高級(jí)工程師，1967年生，1990年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油地質(zhì)勘查專業(yè)，現(xiàn)從事油氣藏勘探開發(fā)科研工作。

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