蘇3X-1區塊側鉆水平井優選方法研究

王勇剛，陳岑，張年念，湯 睿

蘇3X-1區塊側鉆水平井優選方法研究

王勇剛1，陳岑2,3，張年念1，湯 睿1

(1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335；2. 復雜油氣田勘探開發重慶市重點實驗室 重慶科技學院，重慶 401331；3.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

近年來技術日趨成熟的老井側鉆水平井技術，具有提高氣藏開發水平、節約鉆井成本等方面的優勢，已經在蘇里格氣田得到了試點應用并取得了良好效果。在研究借鑒前人成果基礎上，通過對已側鉆水平井產量、地質條件、井況條件及開發預測指標進行詳細分析，結合凈現值計算公式，進一步建立完善了側鉆水平井的產量、儲量及經濟評價標準，并根據標準優選了蘇3X-1區塊并設計了蘇3X-X-XCH側鉆水平井。

側鉆水平井；優選標準；優選方案；蘇3X-1區塊

側鉆井技術興起于上世紀50年代[1-4]。北美地區某油田生產19年的老井，原日產量不足1.8t/d，側鉆以后產量達到11.5t/d，取得較好的開發效果。阿拉斯加的油井，由于套管腐蝕采用了側鉆井技術，發現了新油層[5-6]。1979年，維也納的一口深度為1 079m的老井在側鉆開窗后，產量增加了十余倍。前蘇聯哈德地區側鉆井獲得高產，部分油井甚至能自噴，共累計增產原油500萬噸，提高原油采收率5%～8%[7-9]。我國的側鉆井技術基本與國外同時起步，50年代開始試驗研究套管側鉆鉆井技術，主要經歷了非定向側鉆井、定向側鉆到側鉆水平井三個發展階段[10]。期間主要在渤海灣、四川、準噶爾等多個盆地[3]完成了一批側鉆井，其中最大井斜28°，最大深度達3 000m以上[11-12]。

蘇里格氣田自2006年進入開發階段以來，陸續采用了打加密直井、大斜度定向井、水平井等手段來完善井網、提高儲量的動用程度。2014年氣田進入穩產期，產量一直保持在200×108m3之上,為保持200億方以上的天然氣年產量，蘇里格氣田又采用了合理配產、老井挖潛等多種開發調整措施[13-15]。

眾多的開發實踐表明，老井側鉆水平井是蘇里格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，老井側鉆的技術應用完全符合氣田高效穩定開發的戰略，因此該項技術也逐漸成為氣田提高開發效果的重要手段[16-20]。本文將在蘇里格氣田已側鉆水平井實施效果分析、開發指標預測的基礎上，以蘇3X-1區塊為例，進行詳細的側鉆水平井優選方法研究。

圖1 蘇1X-32-45CH井側鉆井水平段軌跡

1 已側鉆水平井分析

1.1 已側鉆水平井生產近況

蘇1X-34-46CH井是蘇里格氣田蘇1X區塊實施的第一口側鉆水平井，該井位于蘇1X區塊中北部。原井眼蘇1X-34-46井2007年1月完鉆，2007年4月投產，生產層位為石盒子組盒8段，單層厚度超8m，累計射孔厚度14.8m，初期平均日產約1.2×104m3/d。投產后不久就出現產量快速遞減、間歇生產的特征，側鉆前累計產氣量234.6×104m3，井口壓力7.4MPa。通過鄰井動靜態資料分析，認為該井區儲層發育，連續性較好、厚度穩定，具備側鉆條件。因此，于2011年5月完鉆蘇1X-34-46CH井，完鉆井深3 770m，側鉆水平段長度528.29m，鉆井周期35.82天。鉆遇砂巖長度471.29m，有效儲層283.29m，有效儲層鉆遇率53.62%。蘇1X-34-46CH井于2011年7月投產，投產前井口壓力15MPa，日產3.5×104m3/d，生產狀況良好。

蘇1X-32-45CH井目的層為盒8下，于2012年3月28日開鉆，5月28日完鉆，鉆井周期62天，靶前位移374.9m，完鉆井深4 282m。水平段長度700m，鉆遇砂巖630m，砂巖鉆遇率90.0%，有效儲層422m，鉆遇率60.3%，采用裸眼封隔器8段壓裂（圖1）。截止2017年5月20日，側鉆后累計增產氣1 986×104m3（圖2）。

圖2 蘇2X-38-16CH水平段井軌跡

圖3 蘇2X-38-16CH井生產曲線

蘇2X-38-16CH井是渤海鉆探公司在蘇里格氣田的第一口側鉆水平井，該井于2011年6月1日開鉆，2011年8月14日完鉆，實際井深3 748m，鉆井周期52天。側鉆水平段長度460m，鉆遇砂巖460m，砂巖鉆遇率100%，有效儲層242m，鉆遇率52.6%（圖2）。截至2017年5月20日，側鉆后增產氣451×104m3（圖3）。

1.2 已側鉆水平井開發指標預測

對蘇3X-6-9CH井分別使用常規產量遞減分析及現代產量遞減分析方法進行了開發指標預測。其中，常規產量遞減分析表明，該井符合調和遞減規律（圖4），根據日產量和生產天數擬合得遞減方程2-1所示，預測10年內累積產氣量合計6 040×108m3。利用現代產量遞減分析方法預測10年內累積產氣量6 281×108m3（圖5）。兩種方法預測結果比較接近，平均值為6 161×108m3。

式中：Q日產量/104m3； t天數/d。

1.3 已側鉆水平井實施效果分析

圖4 蘇3X-6-9CH井常規產量遞減分析

側鉆井的篩選是建立在井間地帶儲層精細描述以及剩余儲量分布研究的基礎上，在剩余產量相對富集區選擇合適的井，且全面考慮側鉆井對砂體的控制程度，實現提高儲量動用程度的目的。截止2015年12月31日，蘇里格氣田共完鉆側鉆井7口，其中水平井6口，投產6口，均已投產在7年以上。側鉆之后初期平均單井日產氣量平均3.9×104m3/d，目前日產氣量1.4×104m3/d，平均單井累計增產氣量1 468.5×104m3，從整體上看，實施效果良好。

2 優選方案

2.1 井區優選

蘇3X-1區塊投入開發時間較早，目前已經進入穩產階段，井網密度具有一定的部署空間，剩余儲量相對富集，具有挖潛潛力。其次，具有質量可靠的十字地震測線或單測線，可沿需側鉆的方向為水平井設計提供儲層展布依據。最后，主要氣層頂底構造變化相對平緩。綜上所述，蘇3X-1區塊適合于側鉆井的部署和實施。

圖5 蘇3X-6-9CH井現代產量遞減分析及開發指標預測

本次選取蘇3X-1區塊東北區域作為側鉆典型井區進行研究，典型井區面積107km2，66口井，目的層盒8、山1段。

2.2 井位優選

2.2.1 側鉆水平井產量優選

針對蘇3X-1區塊的蘇3X-6-9井，建立了典型井組模型。平面網格尺寸：100m′100m，網格數：28×36×109＝109 872個。對蘇3X-6-9井組的生產動態進行了歷史擬合（圖6），總體符合率達到了90%以上，具有較高的精度，為側鉆老井產量指標優選研究奠定了基礎。

圖6 蘇3X-6-9井產量及井口壓力擬合

假定蘇3X-6-9井在不同產量條件下進行側鉆，分別計算了側鉆老井的累積產量及累產損失率表明：老井不實施側鉆，廢棄時累積產量1 348.6′104m3；如在4 000m3/d實施側鉆，累積產量為1 036.45′104m3，損失23.15%；如在3 000m3/d實施側鉆，累積產量為1 156.4′104m3，損失14.26%；如在2 500m3/d實施側鉆，累積產量為1 216.3′104m3，損失9.81%；如在2 000m3/d實施側鉆，累積產量為1 276.4′104m3，損失5.36%；如在1 800m3/d實施側鉆，累積產量為1 300.4′104m3，損失3.58%。研究結果表明：當氣井產量小于2 000～2 500m3/d時進行側鉆，累產氣量損失較小（低于10%），為較優的老井側鉆產量標準。

2.2.2側鉆水平井可采儲量優選

目前，蘇里格氣田老井側鉆水平井的鉆井成本為800～1 100萬元，取平均價格950萬元，現今氣價為1.1元/m3，經營管理、繳納稅費成本約0.32元/m3，年遞減率21%、內部收益率8%。假定按不同的氣井產量進行試算，直至計算期內各年凈現值累計等于零，對應的累積產量即為側鉆井要求的經濟最低剩余可采儲量。按此方法計算得出老井側鉆水平井的剩余可采儲量應大于1 550×104m3。

2.2.3側鉆水平井綜合條件優選

根據前人研究，蘇3X-1區塊老井側鉆水平井還應滿足以下綜合優選標準：

1）老井井況良好，開窗段以上無套管損壞，符合工程實施條件；

2）側鉆基礎井距離末端控制井應大于1 600m以上。

3）鄰井發育盒8下1、盒8下2、山11多套相對集中的含氣層系，單層有效厚度大于5m，利于實施側鉆大斜度水平井；

4）具有質量可靠的十字地震測線或單測線，側鉆方向經過或靠近測線；主要氣層頂底構造變化相對平緩，構造升降幅度應低于8m/km。

2.3 蘇3X-X-XCH井井位優選

蘇3X-X-X井目前產量1 500m3/d，累積產量682.63′104m3，開發效果較差，動態上符合老井側鉆的要求。

蘇3X-X-XCH井區構造相對簡單、穩定,構造上表現出東高西低,為一區域性西傾單斜，整體傾角不足1°；蘇3X-X-XCH井所在區域構造沿水平段方向平緩，幅度平均3.1m/km，僅在局部地區發育小幅度的負向構造，不存在目的層缺失、斷層發育等情況，對鉆井技術要求相對較低，整體構造比較平緩，有利于側鉆井井軌跡的現場控制。從構造方面來講，該井區適合側鉆井部署。側鉆井區主力產氣層盒8下2相對其他小層具有砂體厚度大，蘇3X-X-XCH井有效砂體厚度8-16m，平均有效砂體厚度12.34m，平面上分布穩定、儲層物性特征好、含氣飽和度高的優勢，單獨對盒8下2進行側鉆開發就能取得較好效果。

蘇3X-X-XCH側鉆區含氣面積為0.62km2，剩余可采儲量0.256×108m3。蘇3X-X-XCH井與鄰井蘇3X-Y-Y之間的距離為1605m，設計水平段長度700m（圖7）。

圖7 蘇3X-X-XCH側鉆水平井設計剖面

3 結論

老井側鉆水平井技術是近年來發展較快的一種套管開窗結合水平鉆井技術，在提高儲量動用、節約鉆井成本等方面具有優勢，是蘇里格氣田高效開發、產量接替的重要手段之一。側鉆水平井之前必須要落實是否具有實施的井況和地質條件，同時經濟上還要滿足大于一定比例的回報率。

在詳細分析蘇1X-34-46CH、蘇1X-32-45CH等已側鉆的水平井生產近況、生產指標預測之后，應用已鉆側鉆水平井建立模型確定老井側鉆動態指標，建立了井位優選標準：老井日產低于（0.2~0.25）×104m3/d，投產時間大于7年，鄰井生產動態較好，氣層有效厚度大于5.0m；再參考當前的經濟指標，確定了優選側鉆井的相關地質儲量參數，計算得出側鉆井鄰井區域剩余可采儲量應大于1 550′104m3。通過調研前人的認識成果，加上本次新建立的老井側鉆水平井標準，設計了蘇3X-X-XCH井，落實了側鉆層位、方位、水平段長度等參數。

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Research on Optimization of Sidetracking Horizontal Well in the Su3X-1 Block

WANG Yong-gang1CHEN Cen2ZHANG Nian-nian1TANG Rui1

(1-Shanghai Branch, CNOOC Ltd., Shanghai, 200335; 2- Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Field Exploration and Development, Chongqing Institute of Technology, Chongqing 401331)

In recent years, thanks to increasing maturity and enhancing the level of gas reservoir development and saving drilling cost etc. old well sidetracking horizontal well technology has been applied in a pilot and achieved good effect in the Sulige gas field. On the basis of detailed analysis of sidetracking horizontal well production, geological conditions and development indices in combination with the calculation formula of net present value this study establishes and improves the sidetracking horizontal well production, reserves and economic evaluation standard. According to the standard, the Su3X-1 block is optimized and the Su 36-x-xch side drilling horizontal well is designed.

Su3X-1 block; sidetracking horizontal well; standard optimization; scheme optimization

2018-06-12

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”(編號：2016ZX05027-001)；國家自然科學基金項目(編號：41202043)；中國石油科技創新基金項目（編號：2014D-5006-0108）

王勇剛（1986-），男，碩士，工程師，研究方向為石油地質

P634.5

A

1006-0995（2019）02-0334-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.02.032