鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术

李进步 马志欣 张 吉 付 斌 白玉奇 黄文芳 冯 敏

2015年以来，国际油价持续低位徘徊[1-2]。作为非常规致密砂岩气的典型代表[3-7]，苏里格气田具有“储量丰度低，整体含气但局部富气”的特点，开发难度大、成本高，其受到低油价的冲击较常规气藏更大。近年来，我国新出台了《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国环境保护法》等一系列环保法规，征地难、钻完井造价高等影响气田效益开发的因素日益凸显，如何实现气田经济有效的开发是苏里格气田面临的巨大挑战。

为此，立足于苏里格气田储层基本特征，提出了一套降本增效的系列技术[8-12]，主要包括：上古生界河流相砂岩气藏（以下简称上古生界气藏）的定量表征技术，下古生界海相碳酸盐岩气藏（以下简称下古生界气藏）的整体评价技术，水平井开发、大井组布井及上、下古生界气藏的立体开发技术。苏里格气田2016年产能建设及生产动态表明：该系列技术有效降低了气田的产能建设成本，确保了年产气230h108m3这一稳产目标的顺利完成，实现了气田的可持续性发展。

1 气田开发概况

1.1 气藏地质特征

苏里格气田自2006年进入工业化开发以来，大量评价井的钻探、先导性开发试验及气井动静态资料皆显示出该气田地质情况十分复杂，主要表现为：①上古生界气藏与下古生界气藏叠合发育。上古生界气藏自下而上发育了石炭系本溪组、太原组, 二叠系山西组、石盒子组及石千峰组,其中,石盒子组8段、山西组1段是主要的含气层段[4-13]。下古生界奥陶系马家沟组碳酸盐岩从下到上依次划分为马一段—马六段（峰峰组），可分为3套含气组合，上组合为马五1—马五4亚段风化壳组合，中组合为马五5—马五10亚段白云岩组合，下组合为马四段及以下白云岩。中上组合的马五 亚段、马五、马五5及马五层为主要含气层系[14-17]。②上古生界储层普遍含气，但陆相河流相储层沉积过程的复杂性及后期的成岩演化造成储层普遍致密[6-7,13,18-19]，平面上有效砂体相对孤立、分散，沉积的多期次性造成储层在纵向上多层系含气[14-15]。③下古生界储层受岩溶古地貌、白云岩成因机理等多种因素控制[16-20]，有效储层局部发育。

1.2 各区块开发特点

根据勘探阶段的不同将苏里格气田分为中区、东区和西区。随着开发的深入，3个区块逐渐暴露出各自的开发难点：

中区：①中区自2006年进入开发，为开发最早的区块，先后部署600 mh1 200 m矩形井网、600 mh800 m～500 mh650 m平行四边形井网，同时还存在直井、水平井共存的不规则混合井网[20]。密井网解剖及气藏工程论证认为500 mh650 m平行四边形井网干扰概率低，可以取得较好的经济效益[20]，但是老井网的调整和储量动用皆存在困难；②经过8年的规模开发，目前未动用资源整体的品位较低，优质储层零散分布，井位优选的难度增大。

东区：①储层普遍致密，试气结果显示直井平均无阻流量6h104m3/d，水平井平均无阻流量24h104m3/d，效果一般；②下古生界储层气井普遍高产，但储层分布的控制因素多，预测难度大；③区块北部产水明显，携液井、水淹井占投产井的44.4%，严重影响了气藏稳产。

西区：①西区位于苏里格气田的构造低部位，多期构造运动造成鼻状隆起、小型断层等微幅度构造发育；②储层整体含水，局部富气，气水识别难度大。

2 降本增效难点

2.1 降低成本难点

苏里格气田降低成本主要存在以下3个方面的难点：①经过多年探索，形成了优化井身结构、提高PDC钻头复合钻井速度、优化钻井液体系等一系列快速钻井技术[8]，目前直井平均综合成本控制在800h104元以内，进一步下降的空间有限；②随着毛乌素沙漠地区环保压力逐渐增大，植被恢复、耕地占用、钻井液处理等多项税费不断上涨，气田开发成本进一步增加；③钻、试工作液不落地处理工艺及配套关键处理装备不成熟，造成钻、试工作液重复利用率低，废液处理成本居高不下。

2.2 气田开发难点

为了实现降本增效，就需要在提高单井产量、提高气藏采收率上有所突破，开发难点具体表现在以下两个方面。

2.2.1 富集区筛选困难

苏里格地区储层埋藏深，地震信号衰减快，高频成分保留较少，导致地震资料纵向分辨率低；砂泥岩波阻抗差数值小，难以精确识别有效储层；同时，苏里格气田主力产层为河流相砂岩储层，河道横向快速迁移，纵向叠置样式多样，常规储层精细描述手段难以准确预测有效储层的分布。

2.2.2 气藏整体采收率提高困难

针对苏里格气田不同区块的储层发育特征，通过“储层单元化开发，储量整体化动用”的方式以达到提高气藏整体采收率的目标，对井网、井型优化提出了更高的要求。

针对上述难点，一方面需要引入市场的调节机制，降低开发成本，另一方面则需要持续开展技术创新，优化气田开发方式及组织管理模式，实现降本增效的目标。

3 降本增效关键技术

3.1 地质技术

3.1.1 上古生界气藏定量表征技术

苏里格气田上古生界气藏发育低渗—致密河流相砂岩储层，含气面积范围大，是气田的主力储层，然而气藏内部有效砂体具有规模小、数量多、分布零散的特点[3-4]。所以，针对该类气藏，需要借助高精度的储层预测与表征手段，为上古生界气藏的井位优化部署奠定基础。

气田的开发自2000年起，便强调地震与地质相结合的储层描述技术。随着地震技术的革新，经历了常规向高精度、二维向三维、叠后向叠前、砂岩向有效储层预测的转变。近年来在上古生界气藏，为了进一步完善水平井的优化部署和地质导向，地震技术开展了叠前统计学反演试验。具体内容包含：①在采集方面，优化观测系统，实现宽方位数据采集。②在资料处理方面，强调保幅保真，应用井控提高垂向分辨率，并引入OVT域宽方位处理技术，保留了更多的方位与偏移距信息。处理效果表明：道集成像质量得到了明显提高，远近炮检距振幅的相对关系更合理，提高了叠前反演的质量；由于裂缝或断层在不同方位角地震剖面上呈现出各向异性特征，如振幅差异、时差差异以及频率衰减等信息，利用OVT道集数据形成AVA（叠前地震振幅随入射角变化）、AVAZ（叠前地震振幅随方位角变化）两种裂缝检测技术，为裂缝预测提供了新的手段。③在资料解释方面，采用马尔科夫链蒙特卡洛算法，结合叠前数据和井资料，进行变差函数分析，获得了频率高于地震带宽、厚度小于15 m的小层级别砂岩和有效储层的预测数据体[3,7,13]。

在地震技术变革的同时，为了深化对储层的认识，在苏里格气田中区开展了多个井网加密试验，最小井距达300 m，应用储层构型理论，根据苏里格气田开发实际，优选储层原型模型，采用模式拟合、层次约束，逐级识别砂体，分析不同成因单砂体的定量参数和空间几何特征，初步建立了苏里格气田的基础地质知识库。

针对苏里格气田不同区块的资料特征，以地质模型为载体，根据不同的建模目的，优选建模方法，在确保资料可靠的前提下，将地震、地质资料相结合，软、硬数据（软数据指地震反演数据，来源于数理计算；硬数据指测、录井数据，来源于实测资料）相约束，实现了苏里格气田储层的高精度定量表征。应用该技术新增建产有利区150 km2，可部署井位450口。

3.1.2 下古生界气藏整体评价技术

苏里格气田下古生界奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层主要分布在马五5亚段、马五41、马五2

2及马五1

3层。岩性主要为含球状硬石膏结核泥粉晶白云岩、含石膏晶体泥粉晶白云岩、粗粉晶白云岩和颗粒白云岩，储集空间以膏模孔和溶缝（洞）为主。

对苏里格气田下古生界储层分区带开展成藏研究，建立：下古生界储层“侧向运聚＋垂向运聚”二元运聚成藏模式[20]，“区域剥蚀带”以侧向运聚成藏为主，其上倾方向为有效储层的有利发育区；“沟槽侵蚀区”以垂向运聚成藏为主（图1）。其次，明确下古生界有效储层主控因素：马五1+2—马五4亚段有效储层分布受岩溶古地貌控制，地貌较高的古斜坡为储层发育区，地貌较低的古洼地和古沟槽为低产或无产区；马五5—马五10亚段有效储层分布受沉积和成岩影响较大，颗粒滩为最有利沉积相带，白云岩化是有效储层发育的先决条件。

依据成藏和主控因素研究成果，开展以下技术攻关，马五1+2—马五4亚段侧重地层分布刻画和岩溶古地貌恢复，马五5—马五10亚段侧重对白云岩展布进行预测，形成了苏里格气田下古生界储层的多种地质预测技术，如多方法恢复岩溶古地貌技术、利用“古地形对应原理”预测白云岩展布的技术等[20]。2016年，苏里格气田东区开展了下古生界气藏储层的整体评价，筛选含气有利区450 km2，初步估算地质储量约150h108m3，为实现气藏的高效开发提供了物质保障。

图1 苏里格气田东区下古生界成藏模式图

3.2 开发技术

3.2.1 水平井开发技术

苏里格气田主力层盒8段储层属河流相沉积体系，储层物性横向变化快，实施水平井主要存在以下难点[3-6,8-9,21]：①河道沉积结构复杂，心滩规模小，具有厚度薄、长度短、宽度窄的特点[4-6]，泥质含量低，河道充填与心滩“交错”沉积，水平井部署与实施难度大。②受古地形影响，河流相储层的砂体规模及展布方向多变，不同河段、不同区域的砂体存在较大差异；同一河流、不同时期的河段及心滩规模也存在较大差异，准确预测受河道控制的砂体展布难度大。③纵向上分布多层含气层，含气层之间有较厚的泥岩层相隔，平面上含气层的分布相对分散。有效储层零散分布，水平井的动用程度有限。④储层纵向上多层分布，有效砂体厚度集中在2～4 m，占盒8段有效砂体总数的50%；厚度大于4 m的有效砂体，仅占有效砂体总数的33%，适合水平井开发的层位比例小。⑤储层非均质性强、有效砂体展布变化大、隔夹层发育等因素增加了水平井导向的难度。⑥局部构造起伏较大，存在着地震难以识别的小断距断层，水平井实施的风险增加。

针对上述问题，从以下3个方面开展科技攻关，完善致密砂岩的水平井开发技术。

1）结合地震、地质、气藏工程及经济评价等专业的研究，明确了苏里格气田水平井部署的地质条件：目的层砂体叠置方式为大型孤立式、侧向切割式或堆积叠置式[9]；有效厚度大于4 m且邻井纵向上储层集中发育；邻井试气无阻流量高且无明显产水；构造趋势平缓。

2）以储层空间精细描述为核心，深化储层内部结构分析和细化不同期次单砂体描述，纵向上优选目标层位，提出“六图一表”的设计方法[8,22]。如图2所示，对连续的大型孤立式或侧向切割式砂体采用平直型水平井，对纵横向连续性较好的纵向多层采用大斜度水平井，对中间有较小泥岩隔夹层、平面上发育稳定的两套气层采用阶梯水平井，这3种“差异化”轨迹设计模式[23-24]，使水平井的设计更为合理。

图2 苏里格气田水平井“差异化”轨迹设计模式图

3）创新了适应于苏里格气田水平井导向的“两阶段、三结合、四分析、五调整”的导向技术[21,23,25-27]，确保水平井的有效实施。即在水平井入靶阶段，坚持“标志层多级控制，关键点提前预判，变化点及时调整”的方法；在水平段导向调整阶段，以单砂体、沉积微相、储层构型分析及微幅度构造4个预测为核心[27]，建立了钻遇储集体由心滩微相变为河道充填微相、钻遇内部夹层、目的层顶部穿出、目的层底部穿出、侧向钻出河道、钻遇断层等6种钻遇模式的判别依据及调整措施。该系列方法使得砂体钻遇率与水平井实施效果显著提高。

3.2.2 大井组开发技术

大井组开发即采用定向钻进技术，在一个井场上实施多口井。以前水平井实施以井口、入靶点、井底3点在同一个竖直面上的二维水平井为主。随着井身轨迹控制技术的不断发展，水平井的井口位置与入靶点、井底两点可不在同一个竖直面上，三维水平井的钻井得以实现。同时，经过近3年的技术攻关，以“预分防碰＋三维绕障”为核心的大井组钻井技术趋于成熟[26-28]，形成了2种大井组部署模式：直井＋定向井、直井＋定向井＋水平井。直井＋定向井的部署模式适应于纵向上发育多套含气层的区域，实现一井多层，提高储量动用程度；直井＋定向井＋水平井的部署模式则适应于单一层系发育的区域，以直井或定向井作为控制井，为水平井的实施提供必要的参考（图3）。

大井组开发技术具有以下优点：①能够有效减少井场、钻前道路土地占用；②缩短钻机机组、试气机组搬家时间，加快气井投产；③缩短输气支管长度，实现井组整体、快速投产；④一场多井，便于井场井口设备维护，降低后期气井的管理难度；⑤便于钻、试工作液重复利用，减少环境污染。

3.2.3 上、下古生界气藏立体开发技术

苏里格气田中、东区受沉积环境等因素影响，上、下古生界气藏均有有利储层发育，以上古生界河流相高石英含量的致密砂岩储层与下古生界白云岩储层叠合发育为主要特征[19]。为最大限度地实现储量动用，提高单井产量，在下古生界气藏储层整体评价的基础上，采用上、下古生界气藏立体开发的思路，以下古生界气藏弥补上古生界气藏单井产量低的不足。

利用铸体薄片、气水相渗、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等实验结果，描述上古生界气藏致密砂岩储层的孔喉结构和渗流特征。结合物性、电性、含气性等参数，采用经济评价技术综合论证适合水平井开发的致密砂岩有效储层厚度下限。在致密砂岩有效储层控制因素研究的基础上，精细刻画砂体及有效砂体平面展布，结合试气资料，筛选产能建设有利区。在上、下古生界气藏产能建设有利区的叠合区域开展立体开发下的井位优化部署（图4）。

经过近几年的产能建设实践，形成了“直井/定向井（上古生界气藏）＋直井/定向井（下古生界气藏）”“水平井（上古生界气藏）＋直井/定向井（下古生界气藏）”“直井/定向井（下古生界气藏）＋水平井（下古生界气藏）”3种布井模式，实现了上古生界河流相致密砂岩储层、下古生界海相碳酸盐岩储层立体化开发。

4 应用效果

2016年苏里格气田全面推行本项技术研究成果，保障了苏里格气田产能建设任务的顺利完成，并实现了气田的高效开发。

图3 苏里格气田大井组部署模式示意图

图4 上、下古生界气藏立体布井模式示意图

1）在上古生界气藏盒8段，完钻水平井39口井，平均水平段长度1 115 m，平均砂岩钻遇率由2015年的80%提高到84.3%，平均有效储层钻遇率达60%以上，平均试气无阻流量45h104m3/d，较2015年提高18.4%，对投产第1年的年产气量进行统计，2016年投产水平井的平均年产气量比2015年投产水平井的平均年产气量增加约49.5h104m3。

2）在上古生界气藏，开发面临着储层地质条件越来越差的情况，完钻直井/定向井98口，Ⅰ＋Ⅱ类井所占比例达85.0%，较2015年提高2%；在下古生界气藏，完钻且钻遇有效储层直井/定向井179 口，平均有效储层钻遇率76.6%，较2015年提高10.1%，平均试气无阻流量30h104m3/d，较2015年提高30.1%，对投产第1年的年产气量进行统计，2016年投产直井/定向井的平均年产气量较2015年投产直井/定向井的平均年产气量增加约33.0h104m3。

3）2016年苏里格气田完钻大井组99个，单个井场的平均辖井数由3口提高到6口，最大辖井数达13口；单井平均占地面积由7 700 m2减少至3855 m2，缩减49.9%；单井平均建井周期由36 d缩短至26 d，缩短10 d；大井组单井平均综合造价降低约30h104元。

经过近几年的科技创新，苏里格气田降本增效开发技术取得了突破，在国际低油价的严峻形势下，保障了气田产能建设的顺利进行，为实现气田长期稳产奠定了基础。同时对毛乌素沙漠的生态环境保护起到了积极的作用，实现了降本、增效、环保三赢。

5 结论

1）针对上古生界气藏储层致密，有效储层规模小、分布零散的特点，地质、地震资料相结合，实现了上古生界气藏河流相储层定量表征，精细刻画有效储层空间展布特征，筛选出产建有利区，有效解决了上古生界气藏井位优选难的问题。

2）针对下古生界气藏开发程度较低、有效储层分布预测难度大的难题，分区带开展储层整体评价，建立了“侧向运聚＋垂向运聚”二元运聚成藏模式，并明确了马五1+2—马五4、马五5—马五10亚段有效储层发育主控因素，解决了下古生界气藏富集区筛选的难题，为下古生界气藏的规模开发奠定了基础。

3）针对苏里格气田地表生态系统脆弱、土地征借困难的难题，通过井身轨迹控制、预分防碰、三维绕障技术的不断进步，使大井组开发技术在苏里格气田得到了规模应用，有效减少了单井平均占地面积，缩短了建井周期，便于气井生产管理，同时减少了环境污染。

4）水平井开发技术有效提高了水平井在上古生界气藏的实施效果，上、下古生界气藏立体开发技术实现了上古生界河流相致密砂岩储层、下古生界海相碳酸盐岩储层的立体化开发，最大限度提高了储量动用程度，提高了单井产量。

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