应用水平井技术高效开发低渗气藏实践<br/>——以磨溪气田雷一1气藏为例

应用水平井技术高效开发低渗气藏实践
——以磨溪气田雷一1气藏为例

2014-03-26阮基富欧家强李新玲刘吉伟

石油地质与工程 2014年4期

阮基富，欧家强，李新玲，易劲，邓垒，刘吉伟

(中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁 629001)

磨溪雷一1气藏具有统一水动力系统，气井和水井的分布明显受构造圈闭控制，气水界面呈北高南低态势。晶间溶孔、粒内溶孔为其主要储集空间，裂缝不是获得工业气井的必要条件，大多数气井中未见明显天然裂缝。储层平均孔隙度为3.71%～18.72%，平均7.26%；渗透率(0.02～1.82)×10-3μm2，平均0.259×10-3μm2，表现出低渗特征。气藏西部因储层渗透性较中部差，直井产能低于1.0×104m3，1995年提交的探明储量长期不能有效动用。2002年6月，开展了以提高单井产能为目的的水平井先导试验，4口先导性试验水平井测试产量平均达到14.9×104m3，为相邻直井的3～6倍，这为规模应用水平井技术开发雷一1低渗气藏储量奠定了基础。

1 水平井实施关键技术[1-10]

1.1 水平井井位目标优选技术

通过开展气藏精细描述，重点落实构造细节变化、储层空间展布和剩余储量分布。首先利用三维地震解释成果，通过层位标定，结合实钻井资料，修正和完善了雷一1中亚段顶面构造；然后通过测井精细解释，结合取心井物性分析、测试资料及生产动态数据，将雷一1段自上而下细分为三个岩性段(上、中、下三个亚段)，中亚段是雷一1气藏储层的主要发育段，其中中亚段顶部为一套稳定的针孔云岩，孔隙最为发育，单井平均孔隙度5.5%～16.1%，且分布稳定，厚度多分布在4 m以上，最终确定该段顶部的储层段为气藏水平井目标层段。

地质目标优选主要遵循以下原则：①尽量在三维地震工区内进行部署，设计水平段的常规偏移剖面应比较平缓，同相轴稳定和无揉皱、断层等特征；②在剩余储量大，地层压力较高的区域；③同一井组水平井入靶点(A点)间距应在500 m以上，井距大于500 m；④新布井要充分考虑边水的潜在影响，距气水边界500 m以上；⑤尽可能利用现有井场和停产井进行新钻或侧钻。根据以上原则，雷一1气藏先后优选部署水平井52口，实施47口，其中,西端共完钻井30口，水平井达到27口，实现了规模应用水平井开发低渗气藏的目的。

1.2 水平井靶体参数优化

首先利用目标区地震、钻井、岩心分析、测井精细解释和试井及生产动态资料，建立起符合气藏实际的三维地质模型，在此基础上，利用气藏数值模拟技术，开展了水平段穿越层段、定向方位、水平段长度等因素对水平井增产效果及开发动态的影响研究，以优化水平井靶体参数，完成水平井地质靶体参数优化设计。通过对磨75-1井区钻进层位模拟研究结果得出，台阶式水平井无明显优势，其原因是第二储层段物性较差，并在磨70井和磨119井方向逐渐尖灭，因此，相同水平段长度台阶式水平井与只钻第一储层段水平井在相同生产制度下日产气较接近(台阶式水平井产能仅提高0.32×104m3)，同时台阶式水平井比在单层内钻水平巷道的技术难度大，而所能获得的产量又无明显增加，故选择磨75-H沿第一储层段中部钻水平巷道，而不同钻进方位的水平井产能和稳产能力受气藏剩余储量大小和分布的影响。另外，水平段长度直接影响水平井的产量和开发效果，预测结果表明，在相同生产控制条件下，总体趋势是随着水平段长度的增加，水平井产量增加，相对应的稳产时间长，稳产阶段累积产气量越多，但稳产时间和稳产阶段累产气量增加速度随水平段长度的增加呈先上升后下降的规律，且增长速度峰值与目标区井网密度、储层物性及剩余储量分布规律等因素有关，磨75-H水平段长度300 m左右时，产能增长速度最大，超过500 m之后，水平井增产幅度开始逐渐减小，表明500 m水平段长度是该井最合理的水平段长度(图1)。根据研究成果，雷一1气藏所布水平井水平段大部分为500 m，考虑到构造西端储层渗透率较中部低，为增大水平井泄流面积，后期所布的西端水平井水平段设计为800 m。

图1 磨75-H井水平段长度与开发效果对比

1.3 随钻地质导向技术

磨溪气田雷一1气藏主储层薄(一般3～5 m)，雷一1顶面地震反射弱，构造解释难度大，特别是西端井网密度稀的地区，水平井钻进时储层、构造的微细变化均可造成不能按设计入靶或钻井过程中穿出目标靶体。西端第一口水平井磨38H在未引进地质导向技术情况下，主要利用岩屑录井、钻时录井以及测井等资料，通过对水平井实钻地层与邻井的对比分析，判断水平井钻遇段地层岩性、储层、构造倾角的变化，但因磨溪西端储层变差，局部构造变化加大，导致储层钻遇率仅为27.8%。为此,选用了随钻地质导向技术，在随钻地质导向工具上，主要采用斯伦贝谢公司PD+EcoScope+TeleScope(8 1/2″井眼)、Motor+Impulse+ADN(6″井眼)两种钻具组合，该钻具组合能提供井斜方位、方位密度、实时地层倾角、感应电阻率和自然伽马、中子孔隙度等实时测量数据，钻井过程中实现了实时跟踪解释和实时井眼轨迹微调，在磨91-H水平井钻井过程中，通过使用国际先进的Schlumberger公司的地质导向技术，该井于2 844.2 m进入雷一1中亚段储层，在3416.0 m完钻，整个水平段长571.8 m，全部在雷一1中亚段储层中穿行，水平段储层钻遇率100%，取得了很好的应用效果。之后水平段钻进均采用了地质导向技术，平均储层钻遇率达85%以上，其中，西端低渗薄储层钻遇率达到90%，较未采用地质导向技术的磨38H井有了大幅提高，为西端低渗储量有效动用提供了技术保障。在构造西端的磨030-H6井随钻过程中，地质导向人员准确判断并实时调整井眼轨迹，水平段井眼始终保持在优质储层中，储层钻遇率达96%，裸眼测试日产气40.19×104m3，较邻井直井平均测试产量(1.31×104m3/d)增幅明显，充分体现了其增产效果。

1.4 水平井储层改造技术

磨溪雷一1气藏直井的储层改造措施主要为常规酸化(酸液为胶凝酸和降阻酸)，但水平井地层伤害较直井更严重，常规酸化难以均匀布酸。针对气藏储层特征、潜在伤害因素和酸化技术难点以及施工操作之间的矛盾，开展了技术攻关及现场试验，即连续油管拖动注酸工艺技术和裸眼封隔器+分段酸化2种水平井储层改造技术。连续油管与传统的接头油管柱相比，具有节省起下作业管柱时间、消除上卸单根的繁重劳动、连续灵活地向井下注入循环工作液、能减小地层伤害和节约成本等优点。连续油管拖动注酸有效地解决了水平井段均匀布酸问题；油套环空大排量注酸有效地实现了对整个水平井段储层的深度改造，磨溪低压水平井连续油管酸化施工后，采用连续油管注液氮助排，实现了残酸的快速返排，大大节省了排液设备的安装时间，减少了残液在地层中的滞留时间，取得了较好的效果。另外，针对水平井均匀布酸等储层改造难点，探索出了裸眼封隔器+分段酸化工艺技术，该工艺技术充分利用储层物性资料，从中优选优质储层采用转向酸进行分段酸化，目前该技术应用了18井次，无论是测试产量，还是气井无阻流量，目前的裸眼封隔器+分段酸化效果均好于初期的笼统酸化效果，但酸化分级的级数与水平井产能之间并不成严格的正相关关系(表1)，这说明多分级酸化技术，不一定能够大幅度地提高水平井产能，这对以后气藏水平井储层改造具有较好的借鉴意义。

表1 气藏西端水平井酸化分级对产能的影响

2 水平井开发效果

自2002年在雷一1气藏磨75-H井开展水平井先导试验以来，至今已完钻水平井47口，试油47口，工业井成功率达100%，平均单井测试产量15.3×104m3/d，其中，测试产量最高的磨030-H6井为40.2×104m3/d。截止2012年底，气藏投入生产的水平井达45口，水平井日产气增加至130.1×104m3/d，占气藏产量的78.8%，雷一1气藏实现了规模应用水平井技术的有效开发。

2.1 有效提高单井产能

将磨溪雷一1气藏水平井与直井的测试产量、无阻流量及实际生产情况进行分析(表2)，水平井产量能达到邻近直井产能的4倍以上，这说明水平井开发能够有效的提高单井产量。以磨溪雷一1气藏西端直井磨30、磨13以及其周边相邻水平井为例，这2口直井井均测试日产气为1.37×104m3，井均最高日产气为1.4×104m3，而周边水平井生产效果均较好，井均测试日产气达18.9×104m3，为直井的13.78倍，井均日产气6.28×104m3，为直井的4.48倍，水平井生产情况明显优于直井。

另外，将水平井动态拟合获得的等效控制半径与相邻直井动态拟合控制半径相比得知，直井控制半径平均为486m，而水平井等效控制半径平均为764 m，比直井大278 m。控制半径越大，相应的水平井动态控制储量也越高，从部分水平井与相邻直井动态控制储量统计看，水平井控制储量为直井的2.6倍。针对同一气藏，在地层压力相同的情况下，单井控制储量越高，单位压降以及同期采气量就越大，因而，水平井与直井相比具有较好的开发效果。

表2 2013年磨溪雷一1气藏水平井与直井产能对比情况

2.2 有效动用西端低渗难动储量

气藏西端储层物性较中部差，非均质性较强，1995年提交探明储量95.6×108m3，2003年磨38H完钻之前，西端共有5口直井，累计测试产量仅3.9×104m3/d，累产气仅0.9×108m3，储量基本未动用。水平井先导试验成功后，西端规模应用水平井进行开发，截止2012年底，该区共实施水平井27口，测试产量在(5.2～40.2)×104m3/d之间，井均测试产量达19.1×104m3/d。目前西端投产水平井27口，日产气85×104m3，占整个气藏产量的52.3%，有效动用了西端低渗储量。

2.3 提高了气藏中部采收率

气藏中部剩余储量较大，但地层压力低、气井腐蚀严重，修井效果逐年变差，严重影响了气藏中部采收率。通过开展气藏描述优选地质目标，在气藏中部共实施水平井20口，井均测试产量为11.2×104m3/d，已投产水平井18口，日产天然气近60×104m3，年生产能力近2.0×108m3，中部水平井累计产天然气为8.97×108m3，预计可以提高中部采收率为14.7%。