鄂爾多斯盆地蘇里格氣田降本增效系列技術

李進步 馬志欣 張 吉 付 斌 白玉奇 黃文芳 馮 敏

2015年以來，國際油價持續低位徘徊[1-2]。作為非常規致密砂巖氣的典型代表[3-7]，蘇里格氣田具有“儲量豐度低，整體含氣但局部富氣”的特點，開發難度大、成本高，其受到低油價的沖擊較常規氣藏更大。近年來，我國新出臺了《中華人民共和國安全生產法》《中華人民共和國環境保護法》等一系列環保法規，征地難、鉆完井造價高等影響氣田效益開發的因素日益凸顯，如何實現氣田經濟有效的開發是蘇里格氣田面臨的巨大挑戰。

為此，立足于蘇里格氣田儲層基本特征，提出了一套降本增效的系列技術[8-12]，主要包括：上古生界河流相砂巖氣藏（以下簡稱上古生界氣藏）的定量表征技術，下古生界海相碳酸鹽巖氣藏（以下簡稱下古生界氣藏）的整體評價技術，水平井開發、大井組布井及上、下古生界氣藏的立體開發技術。蘇里格氣田2016年產能建設及生產動態表明：該系列技術有效降低了氣田的產能建設成本，確保了年產氣230h108m3這一穩產目標的順利完成，實現了氣田的可持續性發展。

1 氣田開發概況

1.1 氣藏地質特征

蘇里格氣田自2006年進入工業化開發以來，大量評價井的鉆探、先導性開發試驗及氣井動靜態資料皆顯示出該氣田地質情況十分復雜，主要表現為：①上古生界氣藏與下古生界氣藏疊合發育。上古生界氣藏自下而上發育了石炭系本溪組、太原組, 二疊系山西組、石盒子組及石千峰組,其中,石盒子組8段、山西組1段是主要的含氣層段[4-13]。下古生界奧陶系馬家溝組碳酸鹽巖從下到上依次劃分為馬一段—馬六段（峰峰組），可分為3套含氣組合，上組合為馬五1—馬五4亞段風化殼組合，中組合為馬五5—馬五10亞段白云巖組合，下組合為馬四段及以下白云巖。中上組合的馬五 亞段、馬五、馬五5及馬五層為主要含氣層系[14-17]。②上古生界儲層普遍含氣，但陸相河流相儲層沉積過程的復雜性及后期的成巖演化造成儲層普遍致密[6-7,13,18-19]，平面上有效砂體相對孤立、分散，沉積的多期次性造成儲層在縱向上多層系含氣[14-15]。③下古生界儲層受巖溶古地貌、白云巖成因機理等多種因素控制[16-20]，有效儲層局部發育。

1.2 各區塊開發特點

根據勘探階段的不同將蘇里格氣田分為中區、東區和西區。隨著開發的深入，3個區塊逐漸暴露出各自的開發難點：

中區：①中區自2006年進入開發，為開發最早的區塊，先后部署600 mh1 200 m矩形井網、600 mh800 m～500 mh650 m平行四邊形井網，同時還存在直井、水平井共存的不規則混合井網[20]。密井網解剖及氣藏工程論證認為500 mh650 m平行四邊形井網干擾概率低，可以取得較好的經濟效益[20]，但是老井網的調整和儲量動用皆存在困難；②經過8年的規模開發，目前未動用資源整體的品位較低，優質儲層零散分布，井位優選的難度增大。

東區：①儲層普遍致密，試氣結果顯示直井平均無阻流量6h104m3/d，水平井平均無阻流量24h104m3/d，效果一般；②下古生界儲層氣井普遍高產，但儲層分布的控制因素多，預測難度大；③區塊北部產水明顯，攜液井、水淹井占投產井的44.4%，嚴重影響了氣藏穩產。

西區：①西區位于蘇里格氣田的構造低部位，多期構造運動造成鼻狀隆起、小型斷層等微幅度構造發育；②儲層整體含水，局部富氣，氣水識別難度大。

2 降本增效難點

2.1 降低成本難點

蘇里格氣田降低成本主要存在以下3個方面的難點：①經過多年探索，形成了優化井身結構、提高PDC鉆頭復合鉆井速度、優化鉆井液體系等一系列快速鉆井技術[8]，目前直井平均綜合成本控制在800h104元以內，進一步下降的空間有限；②隨著毛烏素沙漠地區環保壓力逐漸增大，植被恢復、耕地占用、鉆井液處理等多項稅費不斷上漲，氣田開發成本進一步增加；③鉆、試工作液不落地處理工藝及配套關鍵處理裝備不成熟，造成鉆、試工作液重復利用率低，廢液處理成本居高不下。

2.2 氣田開發難點

為了實現降本增效，就需要在提高單井產量、提高氣藏采收率上有所突破，開發難點具體表現在以下兩個方面。

2.2.1 富集區篩選困難

蘇里格地區儲層埋藏深，地震信號衰減快，高頻成分保留較少，導致地震資料縱向分辨率低；砂泥巖波阻抗差數值小，難以精確識別有效儲層；同時，蘇里格氣田主力產層為河流相砂巖儲層，河道橫向快速遷移，縱向疊置樣式多樣，常規儲層精細描述手段難以準確預測有效儲層的分布。

2.2.2 氣藏整體采收率提高困難

針對蘇里格氣田不同區塊的儲層發育特征，通過“儲層單元化開發，儲量整體化動用”的方式以達到提高氣藏整體采收率的目標，對井網、井型優化提出了更高的要求。

針對上述難點，一方面需要引入市場的調節機制，降低開發成本，另一方面則需要持續開展技術創新，優化氣田開發方式及組織管理模式，實現降本增效的目標。

3 降本增效關鍵技術

3.1 地質技術

3.1.1 上古生界氣藏定量表征技術

蘇里格氣田上古生界氣藏發育低滲—致密河流相砂巖儲層，含氣面積范圍大，是氣田的主力儲層，然而氣藏內部有效砂體具有規模小、數量多、分布零散的特點[3-4]。所以，針對該類氣藏，需要借助高精度的儲層預測與表征手段，為上古生界氣藏的井位優化部署奠定基礎。

氣田的開發自2000年起，便強調地震與地質相結合的儲層描述技術。隨著地震技術的革新，經歷了常規向高精度、二維向三維、疊后向疊前、砂巖向有效儲層預測的轉變。近年來在上古生界氣藏，為了進一步完善水平井的優化部署和地質導向，地震技術開展了疊前統計學反演試驗。具體內容包含：①在采集方面，優化觀測系統，實現寬方位數據采集。②在資料處理方面，強調保幅保真，應用井控提高垂向分辨率，并引入OVT域寬方位處理技術，保留了更多的方位與偏移距信息。處理效果表明：道集成像質量得到了明顯提高，遠近炮檢距振幅的相對關系更合理，提高了疊前反演的質量；由于裂縫或斷層在不同方位角地震剖面上呈現出各向異性特征，如振幅差異、時差差異以及頻率衰減等信息，利用OVT道集數據形成AVA（疊前地震振幅隨入射角變化）、AVAZ（疊前地震振幅隨方位角變化）兩種裂縫檢測技術，為裂縫預測提供了新的手段。③在資料解釋方面，采用馬爾科夫鏈蒙特卡洛算法，結合疊前數據和井資料，進行變差函數分析，獲得了頻率高于地震帶寬、厚度小于15 m的小層級別砂巖和有效儲層的預測數據體[3,7,13]。

在地震技術變革的同時，為了深化對儲層的認識，在蘇里格氣田中區開展了多個井網加密試驗，最小井距達300 m，應用儲層構型理論，根據蘇里格氣田開發實際，優選儲層原型模型，采用模式擬合、層次約束，逐級識別砂體，分析不同成因單砂體的定量參數和空間幾何特征，初步建立了蘇里格氣田的基礎地質知識庫。

針對蘇里格氣田不同區塊的資料特征，以地質模型為載體，根據不同的建模目的，優選建模方法，在確保資料可靠的前提下，將地震、地質資料相結合，軟、硬數據（軟數據指地震反演數據，來源于數理計算；硬數據指測、錄井數據，來源于實測資料）相約束，實現了蘇里格氣田儲層的高精度定量表征。應用該技術新增建產有利區150 km2，可部署井位450口。

3.1.2 下古生界氣藏整體評價技術

蘇里格氣田下古生界奧陶系馬家溝組碳酸鹽巖儲層主要分布在馬五5亞段、馬五41、馬五2

2及馬五1

3層。巖性主要為含球狀硬石膏結核泥粉晶白云巖、含石膏晶體泥粉晶白云巖、粗粉晶白云巖和顆粒白云巖，儲集空間以膏模孔和溶縫（洞）為主。

對蘇里格氣田下古生界儲層分區帶開展成藏研究，建立：下古生界儲層“側向運聚＋垂向運聚”二元運聚成藏模式[20]，“區域剝蝕帶”以側向運聚成藏為主，其上傾方向為有效儲層的有利發育區；“溝槽侵蝕區”以垂向運聚成藏為主（圖1）。其次，明確下古生界有效儲層主控因素：馬五1+2—馬五4亞段有效儲層分布受巖溶古地貌控制，地貌較高的古斜坡為儲層發育區，地貌較低的古洼地和古溝槽為低產或無產區；馬五5—馬五10亞段有效儲層分布受沉積和成巖影響較大，顆粒灘為最有利沉積相帶，白云巖化是有效儲層發育的先決條件。

依據成藏和主控因素研究成果，開展以下技術攻關，馬五1+2—馬五4亞段側重地層分布刻畫和巖溶古地貌恢復，馬五5—馬五10亞段側重對白云巖展布進行預測，形成了蘇里格氣田下古生界儲層的多種地質預測技術，如多方法恢復巖溶古地貌技術、利用“古地形對應原理”預測白云巖展布的技術等[20]。2016年，蘇里格氣田東區開展了下古生界氣藏儲層的整體評價，篩選含氣有利區450 km2，初步估算地質儲量約150h108m3，為實現氣藏的高效開發提供了物質保障。

圖1 蘇里格氣田東區下古生界成藏模式圖

3.2 開發技術

3.2.1 水平井開發技術

蘇里格氣田主力層盒8段儲層屬河流相沉積體系，儲層物性橫向變化快，實施水平井主要存在以下難點[3-6,8-9,21]：①河道沉積結構復雜，心灘規模小，具有厚度薄、長度短、寬度窄的特點[4-6]，泥質含量低，河道充填與心灘“交錯”沉積，水平井部署與實施難度大。②受古地形影響，河流相儲層的砂體規模及展布方向多變，不同河段、不同區域的砂體存在較大差異；同一河流、不同時期的河段及心灘規模也存在較大差異，準確預測受河道控制的砂體展布難度大。③縱向上分布多層含氣層，含氣層之間有較厚的泥巖層相隔，平面上含氣層的分布相對分散。有效儲層零散分布，水平井的動用程度有限。④儲層縱向上多層分布，有效砂體厚度集中在2～4 m，占盒8段有效砂體總數的50%；厚度大于4 m的有效砂體，僅占有效砂體總數的33%，適合水平井開發的層位比例小。⑤儲層非均質性強、有效砂體展布變化大、隔夾層發育等因素增加了水平井導向的難度。⑥局部構造起伏較大，存在著地震難以識別的小斷距斷層，水平井實施的風險增加。

針對上述問題，從以下3個方面開展科技攻關，完善致密砂巖的水平井開發技術。

1）結合地震、地質、氣藏工程及經濟評價等專業的研究，明確了蘇里格氣田水平井部署的地質條件：目的層砂體疊置方式為大型孤立式、側向切割式或堆積疊置式[9]；有效厚度大于4 m且鄰井縱向上儲層集中發育；鄰井試氣無阻流量高且無明顯產水；構造趨勢平緩。

2）以儲層空間精細描述為核心，深化儲層內部結構分析和細化不同期次單砂體描述，縱向上優選目標層位，提出“六圖一表”的設計方法[8,22]。如圖2所示，對連續的大型孤立式或側向切割式砂體采用平直型水平井，對縱橫向連續性較好的縱向多層采用大斜度水平井，對中間有較小泥巖隔夾層、平面上發育穩定的兩套氣層采用階梯水平井，這3種“差異化”軌跡設計模式[23-24]，使水平井的設計更為合理。

圖2 蘇里格氣田水平井“差異化”軌跡設計模式圖

3）創新了適應于蘇里格氣田水平井導向的“兩階段、三結合、四分析、五調整”的導向技術[21,23,25-27]，確保水平井的有效實施。即在水平井入靶階段，堅持“標志層多級控制，關鍵點提前預判，變化點及時調整”的方法；在水平段導向調整階段，以單砂體、沉積微相、儲層構型分析及微幅度構造4個預測為核心[27]，建立了鉆遇儲集體由心灘微相變為河道充填微相、鉆遇內部夾層、目的層頂部穿出、目的層底部穿出、側向鉆出河道、鉆遇斷層等6種鉆遇模式的判別依據及調整措施。該系列方法使得砂體鉆遇率與水平井實施效果顯著提高。

3.2.2 大井組開發技術

大井組開發即采用定向鉆進技術，在一個井場上實施多口井。以前水平井實施以井口、入靶點、井底3點在同一個豎直面上的二維水平井為主。隨著井身軌跡控制技術的不斷發展，水平井的井口位置與入靶點、井底兩點可不在同一個豎直面上，三維水平井的鉆井得以實現。同時，經過近3年的技術攻關，以“預分防碰＋三維繞障”為核心的大井組鉆井技術趨于成熟[26-28]，形成了2種大井組部署模式：直井＋定向井、直井＋定向井＋水平井。直井＋定向井的部署模式適應于縱向上發育多套含氣層的區域，實現一井多層，提高儲量動用程度；直井＋定向井＋水平井的部署模式則適應于單一層系發育的區域，以直井或定向井作為控制井，為水平井的實施提供必要的參考（圖3）。

大井組開發技術具有以下優點：①能夠有效減少井場、鉆前道路土地占用；②縮短鉆機機組、試氣機組搬家時間，加快氣井投產；③縮短輸氣支管長度，實現井組整體、快速投產；④一場多井，便于井場井口設備維護，降低后期氣井的管理難度；⑤便于鉆、試工作液重復利用，減少環境污染。

3.2.3 上、下古生界氣藏立體開發技術

蘇里格氣田中、東區受沉積環境等因素影響，上、下古生界氣藏均有有利儲層發育，以上古生界河流相高石英含量的致密砂巖儲層與下古生界白云巖儲層疊合發育為主要特征[19]。為最大限度地實現儲量動用，提高單井產量，在下古生界氣藏儲層整體評價的基礎上，采用上、下古生界氣藏立體開發的思路，以下古生界氣藏彌補上古生界氣藏單井產量低的不足。

利用鑄體薄片、氣水相滲、掃描電鏡、恒速壓汞及核磁共振等實驗結果，描述上古生界氣藏致密砂巖儲層的孔喉結構和滲流特征。結合物性、電性、含氣性等參數，采用經濟評價技術綜合論證適合水平井開發的致密砂巖有效儲層厚度下限。在致密砂巖有效儲層控制因素研究的基礎上，精細刻畫砂體及有效砂體平面展布，結合試氣資料，篩選產能建設有利區。在上、下古生界氣藏產能建設有利區的疊合區域開展立體開發下的井位優化部署（圖4）。

經過近幾年的產能建設實踐，形成了“直井/定向井（上古生界氣藏）＋直井/定向井（下古生界氣藏）”“水平井（上古生界氣藏）＋直井/定向井（下古生界氣藏）”“直井/定向井（下古生界氣藏）＋水平井（下古生界氣藏）”3種布井模式，實現了上古生界河流相致密砂巖儲層、下古生界海相碳酸鹽巖儲層立體化開發。

4 應用效果

2016年蘇里格氣田全面推行本項技術研究成果，保障了蘇里格氣田產能建設任務的順利完成，并實現了氣田的高效開發。

圖3 蘇里格氣田大井組部署模式示意圖

圖4 上、下古生界氣藏立體布井模式示意圖

1）在上古生界氣藏盒8段，完鉆水平井39口井，平均水平段長度1 115 m，平均砂巖鉆遇率由2015年的80%提高到84.3%，平均有效儲層鉆遇率達60%以上，平均試氣無阻流量45h104m3/d，較2015年提高18.4%，對投產第1年的年產氣量進行統計，2016年投產水平井的平均年產氣量比2015年投產水平井的平均年產氣量增加約49.5h104m3。

2）在上古生界氣藏，開發面臨著儲層地質條件越來越差的情況，完鉆直井/定向井98口，Ⅰ＋Ⅱ類井所占比例達85.0%，較2015年提高2%；在下古生界氣藏，完鉆且鉆遇有效儲層直井/定向井179 口，平均有效儲層鉆遇率76.6%，較2015年提高10.1%，平均試氣無阻流量30h104m3/d，較2015年提高30.1%，對投產第1年的年產氣量進行統計，2016年投產直井/定向井的平均年產氣量較2015年投產直井/定向井的平均年產氣量增加約33.0h104m3。

3）2016年蘇里格氣田完鉆大井組99個，單個井場的平均轄井數由3口提高到6口，最大轄井數達13口；單井平均占地面積由7 700 m2減少至3855 m2，縮減49.9%；單井平均建井周期由36 d縮短至26 d，縮短10 d；大井組單井平均綜合造價降低約30h104元。

經過近幾年的科技創新，蘇里格氣田降本增效開發技術取得了突破，在國際低油價的嚴峻形勢下，保障了氣田產能建設的順利進行，為實現氣田長期穩產奠定了基礎。同時對毛烏素沙漠的生態環境保護起到了積極的作用，實現了降本、增效、環保三贏。

5 結論

1）針對上古生界氣藏儲層致密，有效儲層規模小、分布零散的特點，地質、地震資料相結合，實現了上古生界氣藏河流相儲層定量表征，精細刻畫有效儲層空間展布特征，篩選出產建有利區，有效解決了上古生界氣藏井位優選難的問題。

2）針對下古生界氣藏開發程度較低、有效儲層分布預測難度大的難題，分區帶開展儲層整體評價，建立了“側向運聚＋垂向運聚”二元運聚成藏模式，并明確了馬五1+2—馬五4、馬五5—馬五10亞段有效儲層發育主控因素，解決了下古生界氣藏富集區篩選的難題，為下古生界氣藏的規模開發奠定了基礎。

3）針對蘇里格氣田地表生態系統脆弱、土地征借困難的難題，通過井身軌跡控制、預分防碰、三維繞障技術的不斷進步，使大井組開發技術在蘇里格氣田得到了規模應用，有效減少了單井平均占地面積，縮短了建井周期，便于氣井生產管理，同時減少了環境污染。

4）水平井開發技術有效提高了水平井在上古生界氣藏的實施效果，上、下古生界氣藏立體開發技術實現了上古生界河流相致密砂巖儲層、下古生界海相碳酸鹽巖儲層的立體化開發，最大限度提高了儲量動用程度，提高了單井產量。

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