蘇里格氣田有效儲層解析與水平井長度優化

羅 超　賈愛林　郭建林　何東博　位云生　羅水亮

1.中國石油勘探開發研究院　2.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室·長江大學　3.長江大學地球科學學院

蘇里格氣田有效儲層解析與水平井長度優化

羅 超1賈愛林1郭建林1何東博1位云生1羅水亮2,3

1.中國石油勘探開發研究院2.油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室·長江大學3.長江大學地球科學學院

羅超等.蘇里格氣田有效儲層解析與水平井長度優化. 天然氣工業, 2016,36(3):41-48.

水平井憑借其獨有的技術和經濟優勢，已成為高效開發致密氣藏的關鍵技術，但是其在非層狀氣藏的開發中卻效果較差。為此，針對鄂爾多斯盆地蘇里格氣田二疊系下石盒子組8段含氣砂體孤立分散的分布特點，采用露頭類比、地質統計、密井網先導試驗3種方法研究了該氣田含氣砂體的展布方向及規模特征，結合密集井網區精細地質解剖成果，提出了4種適用于該氣田盒8段部署水平井的含氣砂體分布樣式：①厚層塊狀孤立型；②具物性夾層的垂向疊置型；③具泥質夾層的垂向疊置型；④橫向串糖葫蘆型。統計當前已實施水平井鉆遇含氣砂體的情況，發現所鉆遇的含氣砂體長度多數分布在670～1 300 m。以蘇X區SuX-18-36典型井組的物性夾層垂向疊置型砂體為例，結合生產數據修正法、數值模擬法及經濟評價法，優化了氣田合理水平段長度，認為在當前經濟技術條件下，1 200 m以內的水平段長度適合于該氣田的該類疊置樣式的砂體。該成果為該氣田的后續高效開發提供了技術支撐。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 二疊紀 致密砂巖氣藏 含氣砂體 有效儲集層 水平井 氣藏工程 長度優化

水平井作為提高氣井產能的一項重要開發技術，因其具有常規直井無法比擬的技術和經濟優越性，已成為高效開發致密氣藏的關鍵技術[1-3]。作為開發致密砂巖氣藏技術最為成熟的北美地區，在水平井應用方面積累了豐富的理論和現場經驗，包括：致密砂巖氣藏內的水平井應用并不具有普遍適用性，只有在特定地質條件下才有效，其中層狀氣藏中的應用效果較好[4]。國內目前投入開發的致密砂巖氣藏多數以典型透鏡狀為特征，其開發實踐表明水平井雖然可以提高單井產量、降低生產管理難度，但從部署的過程出發，較之于直井，水平井選井要求更為嚴格，主要表現在：對含氣砂體規模、分布特征要求更細致，對含氣層段的地質認識要求更精細[5]。水平井設計，特別是透鏡狀強非均質性氣藏內的水平井段的長度設計一直是困擾國外學者的研究難題。國外學者從井筒摩阻、壓降等方面因素考慮，對水平井的長度優化做過大量研究，然而受中美致密砂巖氣藏地質條件的差異影響，這些經驗成果并不能照搬全抄；而國內學者對油藏、碳酸鹽巖氣藏內[6-10]的水平井長度優化有過較為深入的分析，但缺乏系統的對包括強非均質性透鏡狀致密砂巖氣藏在內的水平井長度優化研究。因此，筆者以蘇里格氣田為例，從氣田儲層地質的角度入手，通過分析主力產層二疊系下石盒子組8段有效儲層規模、展布方向及分布樣式，明確了氣田部署水平井的有利地質條件，并采用生產數據修正法、數值模擬分析、經濟評價法，結合現場水平井應用效果分析，對蘇里格氣田水平井長度進行了優化。

1　氣田基本地質特征

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，整體構造形態為寬緩西傾的單斜，主要含氣層段為二疊系下石盒子組8段和山西組l段，埋藏深度主要分布在3 000～3 600 m之間，為一套向南推進的辮狀河沉積儲層[11-12]，具有“低豐度、低壓力、低滲透率”特征[13-17]。含氣砂體的鉆遇率顯示，各小層氣層鉆遇率低，一般為20%～40%。大量生產動態資料也證實：氣田有效儲層具有厚度薄、非均質性較強、分布范圍小的特征，且具有明顯的方向性。采取直井密井網開發方式雖可提高采收率，但容易造成井間干擾且難以確保單井經濟極限累計產量。同時，強非均質性使得直井單井產量低、遞減快，穩產時間短、開發效益較差。要保持蘇里格氣田當前250×108m3/a的穩產，每年需要新鉆1 000口產能接替井來彌補產量遞減，以保持長期穩產，而發展水平井技術可以提高單井控制儲量，大大縮小開發管理帶來的工作量，提升氣田整體開發效果[18]。鑒于蘇里格氣田有效砂體分散、多層分布的強非均質性特征，水平井規模化應用存在一定局限性。因此在水平井設計過程中，考慮水平段的合理長度對于水平井技術的高效應用具有重要意義。

2　非均質氣藏水平井合理長度的確定思路

影響非均質氣藏部署合理長度水平井需要考慮的因素眾多，歸納起來主要包括以下3個方面：①地質和儲層特征方面。由于蘇里格盒8段儲層是辮狀河沉積，具有含氣砂體孤立分散的性質特點，水平段長度與地下儲層的匹配程度便成為影響水平井開發效果的關鍵因素，水平段過長就可能延伸出砂體，因此包括有效儲層規模、展布方向在內的地質因素是水平段合理長度的第一個約束因素。②氣藏工程方面。經過生產動態模擬發現，氣井的水平段長度與生產效果（最終產量、穩產時間等）并不保持為線性增加關系，過長的水平段是不合理的。③經濟角度方面。實際生產中，受地質條件和鉆井成本等因素的影響，氣井的建產成本隨著水平段長度的增加而大幅度增加，水平井開發效益與長度并非呈簡單線性關系，過長或過短都會造成開發效益的降低[19]。

3　儲層的非均質性對水平井合理長度的影響

3.1儲層有效砂體的規模和大小

有效砂體規模指含氣砂體在三維空間的分布范圍，縱向規模可通過厚度來反映，橫向規模則可通過長寬來表征。應用野外露頭類比、地質統計分析、加密井解剖及等多種動靜態方法，可以對蘇里格有效砂體縱橫向上的規模有更準確的認識。

1)露頭類比法。與蘇里格氣田主要產層同層位的山西柳林露頭，由粗粒砂巖相構成的辮狀河道砂體多為頂凸底平或頂平底凸形，河道遷移迅速[20]，使得儲集體間存在河道沖刷作用形成的沖刷面及相變形成的巖性界面，導致單個儲滲單元規模較小，部分地區多個砂體在平面上和縱向上交替疊置，連通規模較大。根據多條剖面上河道砂體寬厚統計，確定盒8段單河道砂體厚度介于1.6～7 m，多為2～5 m；砂體寬度變化大，通常延伸不超過1 000 m，主要為200～800 m；砂體長度一般不超過1 500 m，主要分布在400～1 200 m之間。

2)地質統計法。根據蘇里格氣田巖心資料與測井解釋成果判斷含氣砂體厚度的分布范圍，結合定量地質學中同沉積成因砂體的寬厚比、長寬比參數來估算含氣砂體的規模。定量化巖心描述與測井相研究顯示，過蘇6-7-12井、蘇6-8-7井的南北向剖面上(圖1)，盒8段下部心灘砂體的厚度多分布在2～6 m。山西柳林露頭調查和室內沉積物理模擬實驗顯示心灘寬厚比分布在80～120，長寬比一般為1.5～2.0，進而可估算蘇里格氣田有效砂體寬度多在160～720 m，長度在300～1 200 m之間。

圖1　蘇里格氣田中區盒8段下部南北向有效砂體分布圖

3)密井網先導試驗法。通過篩選密井網解剖區，分析較小井距范圍內砂體的縱橫向連通關系，估算砂體的展布范圍[21]。以蘇6井區為例，井間加密的2口井(蘇6-J3、蘇6-J4井)的測試地層壓力沒有恢復到原始地層壓力，出現明顯的先期泄壓，泄壓幅度較大。而排間加密（600 m）的4口井的測試地層壓力均為原始地層壓力，即可推斷蘇6區有效砂體寬度大于400 m，長度小于1 200 m。綜合蘇6、蘇14及蘇10等多個加密井區的情況來看，有效砂體一般厚度介于2～6 m，寬度介于300～800 m，長度介于400～1 200 m，部分切割相連、疊置規模較大，具備部署水平井的地質條件。

綜合露頭類比、地質統計及密井網先導試驗等多種方法，認為盒8、山1段含氣砂體以孤立透鏡狀南北向分布為主，厚度多在2～5 m，寬度介于300～800 m，長度在300～1 200 m之間。

3.2儲層有效砂體的展布方向

由于水平段的方位主要由含氣砂體的走向及最大主應力方向決定，沿著含氣砂體的展布方向布置水平井可以提高氣層的鉆遇率，而垂直于最大主應力方向進行壓裂，可以提高水平井產量[22-23]。地質綜合研究表明，盒8、山1段因辮狀河道的多次改道，形成了大面積復合分布的長形條帶狀砂體，而86%的含氣砂體都分布在心灘中，且大都呈南北向豆莢狀展布，東西向相變快。如J11井區盒8上亞段1小層（圖2），由北向南發育了3條辮狀河道。由于心灘發育于河道充填內地形較低洼處，與河道充填的走向基本一致，可判斷分布在J1、J6、J7等井的多數心灘展布方向為南北向。從含氣砂體的鉆遇率角度考慮，在部署水平井的方位應考慮以南北向為主。對于局部因河道遷移改道造成與南北向有偏差的心灘砂體，在水平井方位設計時應酌情調整。

同時，由于儲層致密，需要水平井段多段壓裂來提高水平井產量，當人工裂縫方向平行于最大主應力方向，水平段方位與裂縫垂直時壓裂改造效果最佳。通過對蘇X53-74-62H等多口井盒8、山1段巖心的黏滯剩磁測定，判斷主力含氣層的最大主應力方向為NE98°—NE108°。由于含氣砂體走向與最大地應力方向對應性較好，區域構造不發育，儲層各向異性對水平井影響較小。因此水平段方位應選擇南北方向為主。

圖2　蘇里格氣田水平井及裂縫方向示意圖

3.3適于部署水平井的有效砂體分布樣式

蘇里格氣田的沉積作用分析、有效砂體成因及規模的定量研究表明，主力含氣層盒8段平面上多期次河道的頻繁遷移與垂向上砂體間的疊加切割，使得有效儲層以小規模孤立狀分散于多層段內。即便如此，局部仍發育厚度較大、側向連通性較好的儲集層段[24]，在明確其規模、展布方向等地質特征后，適合部署水平井。結合實鉆水平井剖面的地質解剖成果，提出了4種有利于水平井實施的含氣砂體分布樣式。

3.3.1厚層塊狀孤立型

以心灘相沉積為主，少量為河道充填沉積，沉積水動力強，砂體厚度大、粒度粗，橫向分布穩定。有效砂體縱向厚度一般大于6 m，呈厚層塊狀分布，橫向連續性較好，井間可以追蹤對比，單井控制儲量大。水平井在該類分布模式中含氣砂體鉆遇率高，高產水平井比例較大。如蘇平36-6-23井目的層位盒8下亞段，日均產氣9.8×104m3，累計產氣5 476×104m3，生產狀況良好。

3.3.2具物性夾層的垂向疊置型

主要由多期次辮狀河道和心灘粗砂巖垂向疊置而成，砂體疊加厚度大，橫向復合連片。在上下含氣砂體間受水動力條件變化的影響而發育物性夾層，夾層厚度一般小于3 m。含氣砂體單層厚度介于2～5 m，多層累計厚度較大，一般在6～8 m間，部分可超過10 m。該類結構模式下的水平井含氣砂體鉆遇率高，由于層間夾層薄，通過壓裂改造可將上下氣層溝通，當前的壓裂工藝質量可以保證較高的產氣量。如蘇10-32-50H井目的層為盒8段4小層（圖3），南北向水平段長度為720 m，鉆遇有效儲層厚度為335.1 m，鉆遇率為46.5%。該井裸眼封隔4段壓裂改造，投產700 d，日均產氣12.2×104m3，累計產氣8 280×104m3，壓降速率為80.024 MPa/d。

圖3　蘇10-32-50H井軌跡剖面圖

3.3.3具泥質夾層的垂向疊置型

多為兩期或多期辮狀河道、心灘砂體間的垂向疊加，砂體疊加厚度大，與物性夾層的垂向疊置型有一定相似之處，差異在于上下含氣砂體間沉積的是一套洪泛成因的泥質隔層，厚度一般小于3 m。有效砂體單層厚度大小不一，橫向分布范圍也不盡相同，連續性較差。該類型水平段含氣砂體鉆遇率一般較低，鉆遇的水平井類型也多為低產氣井，有效控制儲量不足。如蘇平14-13-36井（圖4）南北向長1 200 m，鉆遇氣層厚度為470.5 m，含氣層厚度為106.3 m，含氣砂體鉆遇率為48.1%。該井水力噴射2段壓裂改造后，天然氣無阻流量為12.4×104m3/d，投產980 d，以日均3×104m3生產，平均壓降速率為0.014 MPa/d。

圖4　蘇平14-13-36井軌跡剖面圖

3.3.4橫向串糖葫蘆型

兩個含氣砂體被泥巖橫向分隔，在剖面上呈“串糖葫蘆”形狀。該結構下的水平井鉆遇儲層風險大，含氣砂體鉆遇率較低，有效控制儲量不足。如蘇36-8-18H井水平段長度為671.8 m，有效儲層厚度為269.2 m，有效儲層鉆遇率為40.1%，該井日均產氣1.9×104m3，壓降速率為0.036 MPa/d。

根據已實施水平井的統計數據，適于部署水平井的4類地質目標的有效砂體長度主要在670～1 300 m（表1）。由于各小層內含氣砂體的鉆遇率多分布在20%～40%，水平段在鉆遇單一含氣砂體后，可能要經過較長泥巖段才可能鉆遇第2套含氣砂體，單層厚度薄，使得很難準確預測第2套有效砂體的分布位置；即便成功鉆進兩套含氣砂體，鉆遇的長泥巖段會降低水平井經濟效益。所以在目前技術條件下，鑒于蘇里格氣田有別于儲集層橫向穩定的氣田，為有利于壓裂改造施工，在選井過程中應以單套含氣砂體為主體目標，即厚層塊狀型、物性夾層垂向疊置型是實施水平井的2種最有利的含氣砂體分布樣式，并進一步優化水平段長度才是提高水平井開發效果的有力武器。

表1　蘇里格氣田水平井鉆遇有效砂體相關參數表

4　氣井水平段合理長度的氣藏工程分析

4.1利用氣藏工程方法分析氣井水平段長度與氣井產能的關系

依據蘇里格中區16口投產時間較長的部署于具物性夾層疊置型砂體內的水平井資料修正后的Joshi非均質氣藏水平井產能公式，計算了氣井水平段長度與無阻流量的關系，結果表明與該種有效砂體匹配的水平井，隨著投產水平井長度的增加，會使得無阻流量的增幅放緩，且在1 200 m左右出現拐點（圖5）。因此拐點處即為較合理的水平段長度。

圖5　水平段長度與天然氣無阻流量關系圖

4.2模擬分析氣井水平段長度與氣井穩產時間的關系

針對蘇里格氣田含氣砂體的規模及分布特征，以蘇X-18-36典型井組為代表，在盒8段的兩小層(具物性夾層的兩期砂體)中部署水平井J1和J2，并設計500 m、800 m、1 200 m、1 500 m和1 800 m共6組水平段長度。其中J1井配產6×104m3/d，J2井配產2×104m3/d，模擬對比兩口井不同水平段長度所對應的穩產時間。以J1井為例（圖6），J1井設計的500 m長水平井段生產1 000 d后，日產氣量快速下降，而設計水平段長度為800 m時，氣井的穩產時間隨之增加到1 445 d；當水平段超過1 200 m時氣井穩產時間增加幅度降低，基本保持在1 684 d。

圖6　J1井不同水平井段長度穩產時間圖

4.3模擬分析氣井水平段長度與氣井累計產量大小的關系

水平井段長度與累計產氣量間也存在相似特征，J1、J2井水平段長度在500 m、800 m、1 200 m時，隨著水平段長度增加，累計產氣量快速增加，當水平段超過1 500 m時氣井累計產量線出現明顯拐點（圖7）。綜合水平井段長度與穩產時間、累計產氣量的關系，認為在該種有效砂體分布模式下，水平井段合適的長度控制在1 500 m以內較為合適。

圖7　水平段長度與累計產氣量關系圖

5　從經濟角度評價氣井水平段合理長度

水平井段長度的增加，意味著鉆井成本的增加。因此還應從經濟的角度，通過對比單位長度的鉆井成本與增產氣量收入間的差距大小，進一步優化目前經濟技術條件下的合理水平段長度，即權衡水平段長度增加帶來的產氣量增加收益與鉆井成本增長之間的關系，來分析確定水平井段的合理長度。

采用蘇里格氣田開發的相關經濟參數和指標，水平井鉆井的單位進尺費用為1 613～2 009元/m，天然氣價格1 000元/103m3，計算研究表明氣井的水平段單位長度增產氣量收入具有逐漸遞減的特征。J1井和J2井水平段長度在800 m時，單位水平段長度所增加的產氣收入遠大于單位進尺費用，隨著水平段長度的延伸，單位長度增產氣量收入快速降低。當J1井和J2井水平井長度接近1 200 m時，單位長度增產氣量收入與單位進尺費用基本持平，超過1 200 m后的水平段已基本不具備收益能力（圖8）。

圖8　不同水平段長度下的單位長度增氣收入與鉆井成本的關系圖

因此，基于當前的氣價與水平井技術條件，蘇里格氣田部署于物性夾層垂向疊置型砂體中的水平井水平段長度應控制在1 200 m以內較為適宜。

6　結論

1）綜合露頭類比、地質統計及密井網先導試驗等多種方法，認為盒8段、山1段含氣砂體以孤立透鏡狀南北向分布為主，厚度多在2～5 m，寬度介于300～800 m，長度在300～1 200 m之間，并提出了厚層塊狀孤立型、具物性夾層的垂向疊置型、具泥質夾層的垂向疊置型和橫向串糖葫蘆型等4種適于部署水平井的有效砂體分布樣式，統計了4類有效砂體分布模型的鉆遇情況，建議在選井過程中應以單套含氣砂體為主體目標。

2）針對蘇X區SuX-18-36典型井組的物性夾層垂向疊置型砂體，采用生產數據修正法、數值模擬法及經濟評價方法，綜合分析了蘇里格致密砂巖氣藏中這種類型疊置樣式的砂體中部署水平井的最優長度，認為在目前經濟技術條件下，該類水平段長度設置在1 200 m以內較為合理，并建議針對適宜部署水平井的不同疊置樣式有效砂體，開展具有針對性的水平井長度優化研究。

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Analysis on effective reservoirs and length optimization of horizontal wells in the Sulige Gasfi eld

Luo Chao1, Jia Ailin1, Guo Jianlin1, He Dongbo1, Wei Yunsheng1, Luo Shuiliang2,3
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China; 2. MOE Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China; 3. School of Geosciences, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.41-48, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

By virtue of unique technical and economical advantages, horizontal well development has become a key technology in the highefficiency development of tight gas reservoirs, however, this has worked unsatisfactorily in unstratified gas reservoirs. In this paper, the orientation and coverage of gas-bearing sand bodies (in isolated distribution) of Member 8 of Permian Lower Shihezi Fm in the Sulige Gasfield were analyzed by means of outcrop analogy, geostatistical analysis and pilot tests of dense well patterns. Then, four gas-bearing sand distribution patterns suitable for the deployment of horizontal wells in Member 8 were proposed according to the precise geological anatomy results of dense well patterns. These patterns include thick massive isolated pattern, vertically superimposed pattern with physical interlayers, vertically superimposed pattern with argillaceous interlayers and lateral sugar-coated haw string pattern. Based on the statistics on gas-bearing sand bodies drilled by horizontal well drilling, the drilled gas-bearing sand bodies are 670-1 300 m long. Based on production data correction, numerical simulation and economic evaluation, the length of rational horizontal sections were optimized by performing a case study of the vertically superimposed reservoirs with physical interlayers in the typical well group SuX-18-36 of Su-X Block. It is indicated that the rational horizontal well length within 1 200 m in the Sulige Gasfield under current economic and technical conditions. This paper provides a technical support for the high-efficiency development of the Sulige Gasfield in the future.

Ordos Basin; Sulige Gasfield; Permian; Tight sandstone gas reservoir; Gas-bearing sand; Effective reservoirs; Horizontal well; Gas reservoir engineering; Length optimization

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.006

國家科技重大專項“天然氣開發關鍵技術”（編號：2011ZX05015）。

羅超，1989年生，工程師，博士研究生；從事天然氣開發地質研究工作。地址: （100083）北京市海淀區學院路20號。電話: （010）83595208。ORCID:0000-0001-6600-2699。E-mail:lc_121989@163.com

2015-12-02編 輯韓曉渝)