苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例

王国勇

(中油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约
——以苏53区块为例

王国勇

(中油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏，单井产量低，建井数量多，直井开发经济效益较差。为提高单井产量，改善气田开发效果，进一步提高开发效益，转换开发方式，开展气藏水平井开发技术攻关，取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验，利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力，是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响，继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究，可以促进水平井整体开发技术的推广，更多地应用于类似气藏的开发。

苏里格气田;水平井;整体开发;技术优势;条件制约

引 言

近年来，水平井技术逐渐成为提高油气田单井产量及开发效益最有效的技术手段。水平井技术之所以能够在国内外得到广泛应用，主要得益于其具有较好的投入产出比。目前，国外水平井钻井成本为直井的1.2～2.0倍［1］。国内天然气开发对象比较趋复杂，水平井开发成本一般为直井的2.0～2.5倍［2］。苏里格气田是目前中国陆上最大的气田，以“低压、低渗、低丰度”而著称，气田开发面临井位优选难度大、单井产量低、稳产期短、经济开发难度大等诸多问题。为提高单井产量和气田整体开发效果，开发伊始就进行了大量的水平井开发技术攻关，取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验，结合水平井开发技术，针对储层特征，优选有利开发区域，优化井网井位部署，整体建成一定天然气生产能力，并实现长期稳产。目前，苏53区块是苏里格气田唯一的水平井整体开发建产区块。

1 基本地质特征

1.1 大面积含气，储量丰度低

鄂尔多斯盆地晚古生代盆地沉积了一套海陆交互及陆相碎屑岩为特点的沉积组合，石炭—二叠系下部煤岩与暗色泥岩属优质烃源岩，发育于气源岩之上的河流—三角洲相砂岩构成了上古生界的主要储集岩体。苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流—三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集［3－5］。气田勘探面积约为4.0×104km2，2001年至今，气田累计探明 (含基本探明)天然气储量2×1012m3以上，成为中国最大的天然气田。根据目前的勘探开发情况分析，气田上古生界多层系含气，丰度多为0.8×108～1.5×108m3/km2，储量丰度与同类型气田相比明显偏低，平面上差异较大，属于典型的低丰度—特低丰度气田。

1.2 储层低孔、低渗

苏里格气田主力层二叠系盒8段、山1段储层形成于冲积背景下的河流沉积体系，河道内部结构复杂，隔夹层发育，非均质性极强。

对气田范围内93口取心井气层段岩心分析统计表明，孔隙度为5% ～12%，平均为8.69%;渗透率为0.1×10－3～2.0 ×10－3μm2，平均为 0.733 ×10－3μm2。各区块之间存在一定差异，中区总体上好于西区和东区(表 1)［6］。

表1 苏里格气田物性分析对比

1.3 气层厚度小，单井产量低

气藏受南北向展布的砂体控制，天然气主要储集在山西组和下石盒子组分流河道砂体中，砂体类型主要为辫状河河道沙坝、边滩(点坝)砂体。储层厚度小，有效砂体的展布，平面上叠加连片，局部相对复杂。一般单井气层厚度不足10.0 m，单层厚度小于5.0 m，多数为2.0～3.0 m，单个砂体延伸长度小于 1 000 m［7］。

直井单井控制储量有限，单井产量低。气井试气成果表明，苏里格气田除少数井无阻流量大于10×104m3/d外，超过90%的气井无阻流量小于10×104m3/d，且其中约1/2的气井无阻流量小于4×104m3/d，属于低产气藏。同时，气井生产动态表明，气井产量低，直井平均单井产量为1.0×104m3/d 左右，且稳产能力较差［6］。

1.4 区带间差异大，地质条件多样，开发难度各异

苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。根据目前的勘探开发认识，苏里格气田中区主要为石英砂岩储层，烃源岩发育，天然气较为富集，为最有利的开发区带，已经大面积开发;东区烃源岩发育，但储层主要为岩屑砂岩，泥质含量高，受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气;西区储层发育特征与中区类似，储层条件较好，但烃源岩发育较差，局部富水。

2 整体开发实例

2.1 开发进展

2.1.1 开发部署

苏53区块位于气田北部，区块面积为999 km2，完钻评价井25口，全覆盖1.2 km×2.4 km，二维地震测线1 276 km。苏53－4井区面积为124.0 km2，天然气地质储量为204.0×108m3，直井资料有12口。结合地质特征与储层条件及水平井开发技术，规划水平井开发井网。动用含气面积为110.2 km2，部署水平井122口，建成10.0×108m3/a天然气生产能力，稳产10 a。水平段长度为1 000 m，井距为600 m，水平段方位为167°或347°，单井日产气设计为6.0×104m3/d，稳产3 a，单井最终累计产气9 757×104m3。

2.1.2 井位设计

水平井井位设计主要取决于平面上的位置与层位上的设置。结合沉积相、砂体分布、气层分布规律及压裂改造工艺技术条件，主要考虑如下因素:①平面上满足井网井距的要求，确保储量均匀动用;②入靶点设计必须避开泥岩，根据井斜及储层情况，实时调整，在含气砂岩中入靶;③减少来自岩性与物性相变带来的风险，确保砂岩钻遇率，水平段选择在储层相对稳定的小层;④纵向上水平段选择在开发层系的中部，提高波及程度，改善压裂效果。

整体开发中，每口水平井设计及现场地质导向必须兼顾上述条件(图1)。设计以“深化储层内部结构分析、细化不同期次储层描述”为核心，通过地质与地震紧密结合，在河道精细刻画、精细小层对比、目的层段构造精细研究的基础上，优化水平井轨迹设计［8］。

2.2 实施效果

苏53区块2010年开始投入水平井整体开发，按照方案设计，2 a内完钻投产水平井50口，建成天然气生产能力10.0×108m3/a。相对于直井开发，水平井开发井数减少了83.3%，开发投入减少50.0%(3口直井费用相当于1口水平井)。

目前，区块完钻投产水平井30口，天然气日产能力突破 300×104m3/d，形成了年产 10.0×108m3/a的生产规模，开发效果显著:①随着地质认识加深，钻探工程能力的增强，水平段长度逐年增加，2010年水平段长度为836 m，2011年达到1 012 m;②精细地质研究成果结合于现场地质导向技术，有效储层钻遇率逐步提高，2011年砂岩钻遇率为89.99%，有效储层钻遇率为63.60%，较2010年提高3～5个百分点;③天然气产量超出方案设计指标，2010年投产水平井平均日产气为8.9×104m3/d，2011年投产水平井平均日产气为12.56×104m3/d，开发效果较好。④积累了低渗砂岩气藏水平井整体开发经验，初步形成相关配套技术。

图1 苏里格气田水平井水平段设计剖面

3 技术优势与条件制约

3.1 技术优势

3.1.1 精细地质研究，富集区筛选技术逐步完善

富集区筛选技术是苏里格气田规模开发取得成功的关键技术之一。传统的选区布井技术立足于预测砂体，而苏里格气田砂体和储层并不统一，井位部署遇到了困难。富集区筛选技术将地震、地质紧密相结合，将有效储层预测作为核心，通过“地震找气体，地质找砂体”预测理念，极大地提高了含气富集区预测准确率，为水平井开发选区与井位优选奠定了基础。

3.1.2 开发理念明晰，水平井部署思路满足开发需要

坚持效益优先的原则进行水平井部署选区;坚持在地质条件满足的有利区进行水平井部署选井;坚持在含气砂体发育且纵向上相对集中，储量落实，直井单井产量高的层系选层;合理优化井网井距，水平段方位与主应力方向相匹配，减少储量浪费;持续开展水平井攻关与试验，完善水平井开发配套技术，提高单井产量，提升苏里格气田水平井开发水平。

3.1.3 快速钻井技术使钻井周期大幅度缩短

苏里格气田气藏埋藏深，岩石可钻性差，初期水平井钻井周期都在0.5 a以上。规模开发以来，通过井身结构优化技术、水平段PDC钻头选型、优化钻井参数，同时，深化地质认识，逐步取消导眼钻井，钻井周期已经控制在50 d以内。

3.1.4 压裂增产技术使水平井产量大幅度提高

苏里格气田基本上没有自然产能，每口井必须经过压裂改造才能获得天然气产能。水平井同样如此，通过对低渗砂岩气藏多段大规模压裂改造，最大限度地增加水平井筒与地层接触面积，提高储量动用程度，最大限度地减少储层污染，实现提高单井产量的目的［9］。苏里格气田水平井主要采用裸眼封隔器完井滑套多级压裂改造工艺技术。2009年起开始应用此技术，水平井获得高产，从此揭开水平井规模开发的序幕。

3.2 条件制约

虽然该区已开始较大规模采用水平井开发，但是，由于在地质条件、工程成本、工艺技术、开发思路等方面存在局限，大面积推广仍旧受到制约。

3.2.1 地质条件复杂，水平井整体开发受限

苏里格气田具有非均质性极强的特征，即使在含气富集区内同样存在相对低丰度区，能够满足水平井整体开发条件的区域相当有限。制约因素主要有3点:①低丰度区域。按照目前开发技术和成本指标，水平井在储量丰度小于1.2×108m3/km的区域开发经济上不合理，而直井在1.0×108m3/km左右的区域完全可以开发;②泥岩夹层多。按照目前研究成果与现场试验，1套水平井开发层系，泥岩夹层平均厚度大于1.0 m，平均层数大于3层，水平井钻井成功率较低，满足不了整体开发区域的要求;③富水区或临界区。根据目前研究成果［10］，苏里格气田地层水赋存状态主要为高束缚水、层间水以及局部滞留水。

目前，气田中区已经大面积开发建产，剩余区域地质条件较差，水平井整体开发对象日趋复杂。只有加强地质研究，深化地质认识，明确开发思路，应用先进技术，才能有针对性开发气藏。

3.2.2 工程成本过高，特殊条件下地质目的实现难度大

天然气开发对象日趋复杂，提高水平井钻井技术，也必须控制水平井开发成本。从经济角度出发，针对苏里格气田特殊的地质条件，对水平井钻井技术要求相对较高。例如需要多套储层的深层分支井技术以及薄储层的长水平段钻井技术等。此外，对水平井欠平衡钻井、气体钻井、低损害钻井液钻水平段等钻井技术还需要作进一步研究。

3.2.3 改造技术单一，施工工程中风险尚存

目前，气田大面积应用的裸眼封隔器分段压裂技术仅限于裸眼完井的水平井。改造技术具有如下缺陷:一是由于压裂管串一次性入井，一个环节出问题，将无法弥补，后续工作无法开展;二是现有压裂分段设计是否合理尚需论证，压裂参数也需要进一步优化;三是目前的完井压裂改造方式无法适应气田的越发复杂特殊的地质条件。

随着水平井整体开发进程的推进，在考虑经济指标的同时，应引进具有适应越发复杂的开发对象与工程技术的储层改造技术。例如，套管完井连续油管压裂改造思路应向“体积压裂”转变。

3.2.4 水平井开发生产时间较短，生产过程中出现的问题尚未完全暴露

气田水平井技术规模应用的时间较短，试验区域面积较小，开发中潜在的问题还没有充分暴露出来，扩大开发规模的风险依然存在。水平井整体开发区域要求条件苛刻，相应的配套技术要求越来越高。也就是说，并不是气田的所有区域均可通过水平井整体开发来获得良好的经济效益。开发动态方面，水平井投入毕竟高出直井许多，能否提高气田采收率、提高经济效益、改善气田开发效果，必须持续跟踪分析研究。

4 结论与认识

(1)水平井整体开发是1个系统工程，是在地质研究、开发部署、钻井工程、工艺改造等多工种、多学科密切配合下实现的。其中，地质条件的适应性是最重要的。

(2)影响气藏水平井整体开发因素众多。地质方面，影响因素为有效储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、压力系数等;工程方面，影响因素有钻探能力、压裂技术;经济方面主要是施工成本。

(3)水平井整体开发部署与储层预测之间存在矛盾，主要是由于储层规模小。水平井部署依赖于储层展布的认识程度。

(4)通过不断优化配套技术，降低开发成本，水平井整体开发技术路线与开发思路可以继续升级，延伸应用到类似油气藏的开发。

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Technical advantages and limitations of integrated development of Sulige gas field with horizontal wells:a case study with Block Su53

WANG Guo–yong
(Greatwall Drilling Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Sulige gas field is a typical lithologic gas reservoir with low permeability，low pressure and low abundance，has a large number of vertical wells with low single well production and poor economic benefits．In order to improve gas field development，technical researches on development with horizontal wells have been conducted and achieved initial results．An integrated development test with horizontal wells was carried out in Block Su53，and a gas production capacity of 10.0×108m3/a has been established，making this block the only block of integrated development with horizontal wells in Sulige gas field．Expanding the scale of integrated development with horizontal wells in this gas field is restricted by factors such as deep burial depth，severe reservoir heterogeneity，complicated gas/water relationship，and economic and technical conditions．However，analysis of the pros and cons will help expand the application of the technology in the development of similar gas reservoirs．

Sulige gas field;horizontal well;integrated development;technical advantage;limitation

TE375

A

1006－6535(2012)01－0062－04

20110716;改回日期20111024

国家自然科学基金资助项目“凝析气藏相变机理及其试井方法研究”(50974128)

王国勇(1968－)，男，高级工程师，1991年毕业于中国地质大学(武汉)石油天然气地质专业，主要从事天然气开发地质与气藏工程研究和管理工作。

编辑 姜 岭