地质与压裂一体化布井技术在苏里格气田的应用

2015-07-02李玉城

石油地质与工程 2015年5期

关键词：里格段长度井网

李玉城

(中国石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

地质与压裂一体化布井技术在苏里格气田的应用

李玉城

(中国石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

苏里格气田是形成于河流相背景下的低渗透致密砂岩气藏，沉积条件和储层物性决定了其开发难度大，水平井整体部署技术和压裂技术的结合应用可实现气田的少井高产高效开发。从水平井部署的地质依据出发，以综合经济效益为目标，对井网、井距、水平段长度、方位、井眼位置、压裂缝长、压裂规模等方面进行了优化并应用，在苏53区块取得了良好的开发效果。

致密砂岩气藏；压裂水平井；苏53区块

苏里格气田苏53区块储层以低孔、低渗为主，其分布受沉积微相控制明显，有效储层以河道砂为主，孔隙度、渗透率井间差异较大、非均质性严重，气层厚度分布不均，埋藏也较深，因此开发难度大。水平井和压裂的大规模应用是开发低渗岩性气藏的有效手段[1]，因此对苏53区块采用水平井压裂开发的思路。

1 水平井整体布井

研究区储层形成于冲积背景下的河流相沉积体系，埋藏深度3 300～3 600 m，山1段孔隙度8.2%，渗透率0.50×10-3μm2；盒8段孔隙度9.0%，渗透率0.78×10-3μm2。气藏类型为无边底水定容弹性驱动、低孔、低渗、低压的岩性气藏[2-3]。平面上，砂体总体上呈南北方向展布，不同时期的砂体相互叠置，砂体较厚，一般15 m以上，局部厚度小于10 m；纵向上，含气井段较集中，主要发育4、5、6三个小层，连通性较好。

根据目标区域及单井极限波及椭圆面积的大小和形状，初步设计出目标区块井数和井网井距。研究区块面积为126 km2，其南北向长度为14 km，东西向宽度为9 km，最小主应力方向近似于北偏西10 °。设计井网部署方案见表1。用数值模拟软件ECLIPSE建立数值模拟模型，对各方案进行为期10年的数值模拟计算，并进行经济效益评价。对各方案生产10年的累产气量和按净收益进行方案排序，优选出最佳井网部署方案为方案4，即共需钻井226口，单井选用6条横切缝，裂缝半长为220 m，裂缝导流能力为25 μm2·cm，压裂水平井水平段长度为1 000 m。

1.1 近菱形面积井网论证

表1 井网部署方案对比

该区域目的层砂体及有效厚度大，平面上总体呈南北方向展布且分布稳定。经过统计该区域河道砂体沿河道方向规模800～1 500 m，垂直河道方向规模400～600 m；同时考虑到区域地应力方向呈北东-南西向。采用该井网方式能较好适应河道砂体的纵横向规模和区域地应力方向以及工程工艺水平[4]。

根据2个已完钻的井网较完善井统计，砂岩钻遇率分别为91.52%和92.37%，有效储层钻遇率分别为69.52%和62.43%，试验证实，该水平井井网方式能较好适应本区河道砂体的分布特点。根据目前研究成果[5]，人工裂缝方向基本平行于最大主应力方向。

1.2 600 m开发井距论证

开发井距的确定主要考虑气藏砂体分布，储层参数分布特征，合理的单控储量，同时保证气井具有一定的生产能力、泄气面积、供气能力和经济效益[5-7]。对于低孔低渗、低丰度、非均质性强的气藏来说，由于其单井产能低，要形成一定的规模或达到一定的开发速度，其井网密度必定大于常规气藏。但是由于储量丰度低，单井控制储量要达到经济极限值以上；另一方面，在一定的开采时间内，低渗气藏有效的泄气范围有限，稀井网不利于储量动用和提高采收率。因此，寻求合理的井距和井网密度是低渗气藏开发的关键。

本文通过矿产统计法(裂缝长度200～400 m)、先导试验区动态分析法(井距600 m)、经济极限-合理井网密度法(经济极限606～730 m)以及数值模拟法等多种方法对合理井距进行论证，最终选用600 m井距可以满足横向上的储量动用要求，并且井间不发生干扰。

选取一已投产井组，从压力变化曲线可以看出(图1)：压力18.84～21.67 MPa，各井井距均符合典型气藏压力递减规律，目前未出现井间干扰现象。

图1 某井组压力变化曲线

1.3 水平井设计参数论证

(1)水平段长度是水平井的关键参数，通常随着水平段长度的增加，井筒与气层的接触面积增大，从而增大了气井的泄气体积。理论认为，水平段越长，产量也就越高，然而在实际生产中，由于受地质条件和钻井等一系列因素的影响，水平井产量与水平段的长度并非呈线性关系。通过数值模拟方法，从图2中可以看出水平段长度与累积产气量的关系，水平段长度在800～1000 m时，水平段长度和产气量呈现一定的正相关性，大于1000 m后随着水平段的增加，产气量增加幅度会越来越小。同时应用试验区矿场统计，水平段长度800～1000 m时压裂投产后产能为直井的5～10倍，满足水平井产量要求。

图2 水平段长度与累积产气量关系曲线

(2)在水力压裂过程中，裂缝总是垂直于最小应力方向，即裂缝总是产生于强度最弱、抗力最小的地方。根据应力场研究表明，工区内现今期最小主应力呈近于南-北向展布，即裂缝最易在近东-西向形成。为最大程度地沟通各单砂体，达到控制最大地质储量、提高采收率的目的，水平井方位应与应力场方位相匹配[8]。根据前期苏里格气田研究成果，最大主应力方位在80°左右，在水平井部署过程中，设计水平段方位采用南北向167°或347°。同时，从不同方位井压裂裂缝监测资料看，裂缝展布方向为西北-东南向或近东西向，基本上与水平段轨迹呈正交形式，说明水平段方位采用南北向适合下步压裂改造。

(3)对本区直井钻遇气层厚度统计结果显示，气层主要分布盒8段4～6小层，其中盒8段5、6小层气层厚度和储量最为富集，最大厚度28.2 m，一般20 m左右。对已完钻水平井水平段钻探位置进行统计，大部分位于有效气层厚度相对较大的盒8段5、6小层，其中完钻层位为盒8段5小层有20口井，占总数的51.3%；完钻层位为盒8段6小层有19口井，占总数的48.7%。本区水平井均为压裂后投产，压裂方式多采用裸眼多段压裂。从四维地震监测资料看，裂缝高度一般为25～30 m，能有效沟通上下目标储层。水平段位于气层集中发育的砂岩组中部，能够满足纵向上储量充分动用。

在进行水平井地质导向时，水平井落靶和水平段钻进过程中，轨迹位于有效气层发育的砂岩组中部，从录井岩屑识别、气测响应和钻井难易程度方面均易于操作，从而保障钻井成功率和储层钻遇率。

1.4 最终设计参数的确定

最终设计参数包括：以集中发育砂岩的石盒子组盒8段4+5+6小层为开发目的层；井网为南北向排距大于东西向井距的近似菱形1200 m×600 m的面积井网，井排间井点交叉分布；水平井井距600 m，水平段长度800～1000 m；水平段方位均为南北向167°或347°；水平段位于气层中部位置；压裂方式选用水平井裸眼分段压裂，裂缝条数一般为5～6条/1000 m。

2 实施效果分析

本区域整体部署水平井之后，逐排滚动实施开发，取得了较好的开发效果。一方面，用38口水平井建成了10×108m3产能，相当于300口直井的建产规模，实现了区块低成本的开发模式[9]。另一方面水平井部署区已规模实施了56口水平井，采用裸眼分段压裂及段内多缝体积压裂方式投产，初期日产气平均11.7×104m3，为直井产量的3～5倍，效果显著。

为进一步说明一体化部署效果，以该区投产的两口同步压裂井为例，两井水平段长分别为950 m和920 m，平均井间距650 m；投入生产以后，初期产量均大于10×104m3/d。生产三个月，单位套压降产气量分别为232.0×104m3/MPa和140.24×104m3/MPa。两井均采用裸眼6段压裂，裂缝实时监测结果表明，压后半缝长160～202 m，缝高40～54 m，后三段产生明确的非对称的裂缝，两翼之间存在一定的夹角，且区域内部裂缝形态趋向复杂；综合地质、施工、生产压力数据和微震数据，同步压裂井局部产生了应力干扰，沟通了两口井之间的微裂缝，并产生了转向缝，增加了改造体积，改善了同步压裂干扰区的连通性，获得了较好的增产效果。