水平井技术在苏里格低渗岩性气藏开发中的应用

赵国英

(1.中国石油大学(华东),山东东营257061;2.中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院)

水平井技术在苏里格低渗岩性气藏开发中的应用

赵国英1,2

(1.中国石油大学(华东),山东东营257061;2.中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院)

苏里格气田苏10区块为典型的低压、低渗、低丰度、低产的大型岩性气田,储层非均质性强,直井开发经济效益较差。为改善开发效果,长城钻探转换开发方式,开展“四低”气田精细气藏描述,在苏10区块部署了苏10-S试验水平井,投产效果优。水平井试验结果表明,水平井技术可为低渗岩性气藏转换开发方式提供了有利的借鉴和指导作用,值得在苏里格气田规模化推广。

苏里格气田;低渗气藏;苏10区块;水平井;开发方式

苏里格气田苏10区块为一典型的低压、低渗、低丰度、低产的大型岩性气田,由于该气田为冲积背景下的河流相沉积体系,储层连续性差,非均质性强,直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题。长城钻探工程公司为实现苏10区块经济有效低成本开发战略,将利用水平井技术提高单井产量作为工作重点,针对水平井可将一个以上在静态上互相分割的多个储集体连接起来,增加薄层、低渗透率储层的供气面积,减少供气死角,使气井的采气指数和单井产量显著提高的技术特点,2009年在苏10区块部署实施试验水平井苏10-S井,投产后日产气稳定在10×104m3,产量是直井的3～5倍。

1 气藏地质特征

苏里格气田苏10区块位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区,区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带。苏10区块主要含气层段位于山西组山1段和下石盒子组盒8段,二者为连续沉积[1]。构造为北东向南西方向倾斜的单斜构造,区内无断层。沉积类型属于河流相沉积,盒8段为辫状河沉积,山1段为曲流河沉积。储层岩性主要为岩屑砂岩,少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。山1段孔隙度2.6%～17.7%,平均值8.0%,渗透率(0.11～1.98)×10-3μm2,平均0.32×10-3μm2。盒8段孔隙度2.0%～19.5%,平均值9.0%,渗透率(0.07～15.8)×10-3μm2,平均值0.86×10-3μm2。储集空间主要有残余粒间孔、岩屑和杂基类溶蚀孔、粘土矿物晶间孔和微孔四大类,次生溶孔和高岭石晶间孔在孔隙构成中占主导地位。气藏压力系数在0.771～0.914,平均值0.87,属低压气藏。

2 直井开发效果评价及水平井开发潜力分析

2.1 直井开发效果评价

(1)直井开发压降快,单井日产量低。苏10区块于2006年9月陆续投产,截至2009年10月,投产气井316口,开井266口,产气286.3×104m3/d,平均单井日产气量1.07×104m3。受储层发育复杂性的影响,苏10区块单井生产能力分布很复杂。图1,图2显示,整体表现为压降快,平均单井日产量低的特点。

(2)气井生产能力差别较大,Ⅰ、Ⅱ类井明显好于Ⅲ类井。按照无阻流量、日产及稳产能力等指标将气井分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井。通过动储量计算,认为Ⅲ类井不具备经济开采价值,因此应尽量提高Ⅰ、Ⅱ类井比例。

图1 苏10区块气井压降速率变化图

图2 苏10区块不同类型井日产气曲线

(3)受沉积相带影响,河道和心滩微相气井产量高。苏10区块为河流相沉积,亚相为河道和溢岸,其中沿河道方向及心滩微相气井产量较高,多为Ⅰ、Ⅱ类井。心滩横向切割相连,局部可连片分布,应用水平井连通侧向砂体,可降低钻遇Ⅲ类井的风险(图3)。

图3 水平井连通侧向砂体示意图

2.2 水平井开发潜力分析

(1)与直井相比水平井单井控制储量高。在气藏精细描述基础上,精细地层格架,将目的层进一步划分为9个小层,优选单层厚度大的小层或集中发育层组作为水平井目的层,并进行单井控制储量计算。通过与直井进行对比,得出水平井单控储量为1.5×108m3,为直井的3～5倍,具备有部署水平井的物质基础。

(2)储层发育特点适合水平井开采。苏10区块气层井段发育较集中,主力层段部署水平井可获较高产能,同时结合水平井生产压差小、泄气面积大等技术优势,可大大提高气井产能。通过数值模拟表明,当水平井泄油半径为300m,水平段长度为600 m时,水平井产能是直井的4～5倍。

(3)区块地质资料丰富,水平井部署目标区明确。苏10区块已建成10×108m3产能,完钻井325口,地质资料丰富,利用水平井可实现少井高产,弥补直井产量递减,实现区块稳产。

3 水平井优化部署设计

3.1 井位部署原则

(1)优选井控程度高,含气砂体发育,储量落实的区域;

(2)单井产量高、生产相对稳定的井区;

(3)优选纵向上储层集中发育的层段作为水平井部署目的层,尽量提高储量动用程度;

(4)水平段与周围直井合理配置,减少储量浪费;

(5)水平段方位与主应力方向相匹配。

3.2 水平井部署井区优选

结合苏10区块气层平面分布特点,优选区块北部32-47井区。井区构造平缓,同时属于河道亚相中心滩微相发育,砂体厚度储层物性较好,且具有单层厚度大、连通性好、直井有自然产能等优势,是井位部署有利区带。其中,28-37井钻遇气层36.5 m/9层,最大单层厚度19.7m,电性特征明显。井区内直井初期平均日产大于2.5×104m3,且井区内28-37井和32-47井均具有自然产能,为水平井试验提供了前提条件。

3.3 层位优选

苏10区块单砂体厚度较薄,且侧向连通情况较差,这就增加了水平段钻遇气层的难度。考虑到砂体纵向叠置发育,在层位选择方面优选纵向上储层集中发育的层段作为水平井部署目的层,设计水平段穿越一套砂岩,结合压裂工艺,将一个以上在静态上互相分割的多个储集体连接起来,增加薄层、低渗透储层的供气面积,提高单井控制储量。

通过地质研究表明:苏10区块山1、盒8段有效气层集中发育在盒8段4、5、6及山1段7小层,砂体纵向上相互叠置,横向上复合连片,平均单井钻遇砂体厚度21.0m,且内部夹层不发育小于2m,可作为水平井部署的目的层。

3.4 水平井段长度设计

水平段长度直接影响水平井的泄气面积、控制可采储量等,其长度应该尽可能长。然而,水平井筒内存在压降,特别是气井,当产气量很大时,水平井筒内的流动会产生较大的流动阻力,井筒内压力损失不可忽略,因此水平段也不是越长越好[4]。因此设计水平井段应重点考虑气层厚度、所控制的经济合理的地质储量及产能需求等诸多因素。

通过对不同水平井段长度和累产气进行数值模拟,结果表明:气井产能随水平段长度的增加而增大,但当水平段长度超过1 000m之后,其增长速度明显放缓,再增大水平段长度对气井产能影响不大。同时长度设计还要结合区块砂体及气层发育特点,考虑单井控制储量及钻完井等工程因素,建议水平段长度应设计在600～1 000m(图4)。

图4 水平段长度与累积产气量关系曲线

3.5 水平轨迹方向设计

水平井井底压力均衡,气层才能得到均衡动用,同时水平段方位对水平井开发效果也有很大影响[3]。水平轨迹方向设计主要考虑以下几点:

(1)依据古河道展布方向,同时参照区块主应力方向,设计水平段方位与主应力方向相匹配;

(2)水平轨迹方向与直井保持一定距离;

(3)考虑到开发方案中骨架井网,尽量不打乱原井网结构。

此外,水平井的井眼轨迹还要充分考虑沉积特点及砂体展布等因素,以控制最大的地质储量。

3.6 水平井部署结果

依据地质研究成果,在苏10区块北部32-47井区部署试验水平井苏10-S(图5),目的层盒8段5、6小层,设计水平段长度800m,方位20°。

图5 苏10-S井部署平面图

4 配套工艺技术

4.1 水平井现场地质跟踪导向

苏里格气田储层为河流相沉积,平面上受河道摆动影响,易出现岩性变化,地层具有多变性和复杂性,实施水平井具有较高的地质风险,水平井地质跟踪难度较大。针对复杂地质特点,开展室内精细地质建模,微构造预测和水平井井身轨迹优化设计。在水平井实施现场,综合应用LWD进行岩性、含油性随钻实时解释技术、井底钻头位置及油层顶底界面预测技术等及时修正地质模型,实时调整实钻轨迹,以保证气层钻遇率,为气井投产后取得较好开发效果提供保障。苏10-S井于2008年11月1日开钻,2009年5月23日完钻,钻井周期155天,完钻井深4 268.00m,水平段长805.00m,钻遇砂层703m,砂层钻遇率达到87.3%。

4.2 钻井液体系设计

钻井液体系、性能是水平井是否顺利施工的关键。在施工过程中优选适合于苏10区块地层特点的“聚合物有机硅高效防塌钻井液体系”,解决水平井施工时间长、裸眼井段长、井壁不规则和石盒子组井段易掉块、易坍塌等问题。

4.3 水平井完井工艺

结合苏里格气田苏10区块地质特点,采用裸眼封隔器分段压裂完井新工艺(图6),该完井方式能够使储层产能最大化,减少生产压差和流动阻力。

图6 苏10-S完井管柱示意图

5 开发效果评价

苏10-S井采用分段压裂投产后获得较高产能。该井于2009年6月13日正式投产,目前日产气稳定在10×104m3,为邻近直井产量的3～5倍。压力稳定在17MPa,已累产气1 700×104m3。压降速率0.06MPa/d,单位压降产量156.7×104m3/MPa,生产效果较好,具备较高的生产潜力。

6 结论及建议

(1)水平井技术在低压、低渗、低丰度的苏里格气田进行试验,见到了初步效果,展示出较好的开发前景。从钻井角度,试验达到了在深层、低渗透气层钻水平井的目的;从开发角度,试验也达到了低渗岩性气藏水平井在较低的生产压差下获得直井所无法达到的经济产量的目的,值得推广。

(2)地质研究和科学部署是水平井成功的前提,高水平的跟踪分析与地质导向是水平井成功实施的重要保障。苏里格气田地质条件复杂,利用储层预测法、沉积旋回法等手段提高现场地质综合判断是保证特殊工艺井技术顺利实施的前提。同时,实时的随钻地质导向,地质与工程有机结合可以保证最大气层钻遇率,为后期开发效果奠定有利基础。

(3)水平井分段压裂技术的突破是实现高产的重要手段。试验表明,苏里格气田水平井必须经过压裂等储层改造措施后才能获得较好产量。而对于低压低渗气藏,裂缝长度、裂缝条数、裂缝间距及裂缝内导流能力等参数是影响产能的重要因素。因此建议加强裂缝监测等技术研究水平,以确保水平井获得较好开采效果。

[1]祝金利.苏里格气田苏10区块优化布井技术[J].天然气工业,2007,27(12):111-113

[2]李会军.苏里格气田优质储层的控制因素[J].天然气工业,2004,24(8):12-13

[3]王振彪.水平井地质优化设计[J].石油勘探与开发,2002,29(6):78-80

[4]田凤民.水平井的优化设计及油藏潜力挖掘研究[J].渤海大学学报(自然科学版),2007,28(3):207-211

编辑:彭 刚

TE313.3

A

1673-8217(2010)03-0098-03

2009-11-14;改回日期:2010-01-15

赵国英,工程师,1978年生,2002年毕业于大庆石油学院石油工程专业,在读中国石油大学(华东)工程硕士,现从事油气藏地质研究工作。

中国石油长城钻探工程有限公司重点课题“苏里格合作开发区块天然气开发配套技术研究”(编号:2009A20-2)部分成果。