苏3X-1区块侧钻水平井优选方法研究

王勇刚，陈岑，张年念，汤 睿

苏3X-1区块侧钻水平井优选方法研究

王勇刚1，陈岑2,3，张年念1，汤 睿1

(1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2. 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室 重庆科技学院，重庆 401331；3.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

近年来技术日趋成熟的老井侧钻水平井技术，具有提高气藏开发水平、节约钻井成本等方面的优势，已经在苏里格气田得到了试点应用并取得了良好效果。在研究借鉴前人成果基础上，通过对已侧钻水平井产量、地质条件、井况条件及开发预测指标进行详细分析，结合净现值计算公式，进一步建立完善了侧钻水平井的产量、储量及经济评价标准，并根据标准优选了苏3X-1区块并设计了苏3X-X-XCH侧钻水平井。

侧钻水平井；优选标准；优选方案；苏3X-1区块

侧钻井技术兴起于上世纪50年代[1-4]。北美地区某油田生产19年的老井，原日产量不足1.8t/d，侧钻以后产量达到11.5t/d，取得较好的开发效果。阿拉斯加的油井，由于套管腐蚀采用了侧钻井技术，发现了新油层[5-6]。1979年，维也纳的一口深度为1 079m的老井在侧钻开窗后，产量增加了十余倍。前苏联哈德地区侧钻井获得高产，部分油井甚至能自喷，共累计增产原油500万吨，提高原油采收率5%～8%[7-9]。我国的侧钻井技术基本与国外同时起步，50年代开始试验研究套管侧钻钻井技术，主要经历了非定向侧钻井、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段[10]。期间主要在渤海湾、四川、准噶尔等多个盆地[3]完成了一批侧钻井，其中最大井斜28°，最大深度达3 000m以上[11-12]。

苏里格气田自2006年进入开发阶段以来，陆续采用了打加密直井、大斜度定向井、水平井等手段来完善井网、提高储量的动用程度。2014年气田进入稳产期，产量一直保持在200×108m3之上,为保持200亿方以上的天然气年产量，苏里格气田又采用了合理配产、老井挖潜等多种开发调整措施[13-15]。

众多的开发实践表明，老井侧钻水平井是苏里格气田开发中后期挖潜增效，提高开发效果和经济效益最有效的手段之一，老井侧钻的技术应用完全符合气田高效稳定开发的战略，因此该项技术也逐渐成为气田提高开发效果的重要手段[16-20]。本文将在苏里格气田已侧钻水平井实施效果分析、开发指标预测的基础上，以苏3X-1区块为例，进行详细的侧钻水平井优选方法研究。

图1 苏1X-32-45CH井侧钻井水平段轨迹

1 已侧钻水平井分析

1.1 已侧钻水平井生产近况

苏1X-34-46CH井是苏里格气田苏1X区块实施的第一口侧钻水平井，该井位于苏1X区块中北部。原井眼苏1X-34-46井2007年1月完钻，2007年4月投产，生产层位为石盒子组盒8段，单层厚度超8m，累计射孔厚度14.8m，初期平均日产约1.2×104m3/d。投产后不久就出现产量快速递减、间歇生产的特征，侧钻前累计产气量234.6×104m3，井口压力7.4MPa。通过邻井动静态资料分析，认为该井区储层发育，连续性较好、厚度稳定，具备侧钻条件。因此，于2011年5月完钻苏1X-34-46CH井，完钻井深3 770m，侧钻水平段长度528.29m，钻井周期35.82天。钻遇砂岩长度471.29m，有效储层283.29m，有效储层钻遇率53.62%。苏1X-34-46CH井于2011年7月投产，投产前井口压力15MPa，日产3.5×104m3/d，生产状况良好。

苏1X-32-45CH井目的层为盒8下，于2012年3月28日开钻，5月28日完钻，钻井周期62天，靶前位移374.9m，完钻井深4 282m。水平段长度700m，钻遇砂岩630m，砂岩钻遇率90.0%，有效储层422m，钻遇率60.3%，采用裸眼封隔器8段压裂（图1）。截止2017年5月20日，侧钻后累计增产气1 986×104m3（图2）。

图2 苏2X-38-16CH水平段井轨迹

图3 苏2X-38-16CH井生产曲线

苏2X-38-16CH井是渤海钻探公司在苏里格气田的第一口侧钻水平井，该井于2011年6月1日开钻，2011年8月14日完钻，实际井深3 748m，钻井周期52天。侧钻水平段长度460m，钻遇砂岩460m，砂岩钻遇率100%，有效储层242m，钻遇率52.6%（图2）。截至2017年5月20日，侧钻后增产气451×104m3（图3）。

1.2 已侧钻水平井开发指标预测

对苏3X-6-9CH井分别使用常规产量递减分析及现代产量递减分析方法进行了开发指标预测。其中，常规产量递减分析表明，该井符合调和递减规律（图4），根据日产量和生产天数拟合得递减方程2-1所示，预测10年内累积产气量合计6 040×108m3。利用现代产量递减分析方法预测10年内累积产气量6 281×108m3（图5）。两种方法预测结果比较接近，平均值为6 161×108m3。

式中：Q日产量/104m3； t天数/d。

1.3 已侧钻水平井实施效果分析

图4 苏3X-6-9CH井常规产量递减分析

侧钻井的筛选是建立在井间地带储层精细描述以及剩余储量分布研究的基础上，在剩余产量相对富集区选择合适的井，且全面考虑侧钻井对砂体的控制程度，实现提高储量动用程度的目的。截止2015年12月31日，苏里格气田共完钻侧钻井7口，其中水平井6口，投产6口，均已投产在7年以上。侧钻之后初期平均单井日产气量平均3.9×104m3/d，目前日产气量1.4×104m3/d，平均单井累计增产气量1 468.5×104m3，从整体上看，实施效果良好。

2 优选方案

2.1 井区优选

苏3X-1区块投入开发时间较早，目前已经进入稳产阶段，井网密度具有一定的部署空间，剩余储量相对富集，具有挖潜潜力。其次，具有质量可靠的十字地震测线或单测线，可沿需侧钻的方向为水平井设计提供储层展布依据。最后，主要气层顶底构造变化相对平缓。综上所述，苏3X-1区块适合于侧钻井的部署和实施。

图5 苏3X-6-9CH井现代产量递减分析及开发指标预测

本次选取苏3X-1区块东北区域作为侧钻典型井区进行研究，典型井区面积107km2，66口井，目的层盒8、山1段。

2.2 井位优选

2.2.1 侧钻水平井产量优选

针对苏3X-1区块的苏3X-6-9井，建立了典型井组模型。平面网格尺寸：100m´100m，网格数：28×36×109＝109 872个。对苏3X-6-9井组的生产动态进行了历史拟合（图6），总体符合率达到了90%以上，具有较高的精度，为侧钻老井产量指标优选研究奠定了基础。

图6 苏3X-6-9井产量及井口压力拟合

假定苏3X-6-9井在不同产量条件下进行侧钻，分别计算了侧钻老井的累积产量及累产损失率表明：老井不实施侧钻，废弃时累积产量1 348.6´104m3；如在4 000m3/d实施侧钻，累积产量为1 036.45´104m3，损失23.15%；如在3 000m3/d实施侧钻，累积产量为1 156.4´104m3，损失14.26%；如在2 500m3/d实施侧钻，累积产量为1 216.3´104m3，损失9.81%；如在2 000m3/d实施侧钻，累积产量为1 276.4´104m3，损失5.36%；如在1 800m3/d实施侧钻，累积产量为1 300.4´104m3，损失3.58%。研究结果表明：当气井产量小于2 000～2 500m3/d时进行侧钻，累产气量损失较小（低于10%），为较优的老井侧钻产量标准。

2.2.2侧钻水平井可采储量优选

目前，苏里格气田老井侧钻水平井的钻井成本为800～1 100万元，取平均价格950万元，现今气价为1.1元/m3，经营管理、缴纳税费成本约0.32元/m3，年递减率21%、内部收益率8%。假定按不同的气井产量进行试算，直至计算期内各年净现值累计等于零，对应的累积产量即为侧钻井要求的经济最低剩余可采储量。按此方法计算得出老井侧钻水平井的剩余可采储量应大于1 550×104m3。

2.2.3侧钻水平井综合条件优选

根据前人研究，苏3X-1区块老井侧钻水平井还应满足以下综合优选标准：

1）老井井况良好，开窗段以上无套管损坏，符合工程实施条件；

2）侧钻基础井距离末端控制井应大于1 600m以上。

3）邻井发育盒8下1、盒8下2、山11多套相对集中的含气层系，单层有效厚度大于5m，利于实施侧钻大斜度水平井；

4）具有质量可靠的十字地震测线或单测线，侧钻方向经过或靠近测线；主要气层顶底构造变化相对平缓，构造升降幅度应低于8m/km。

2.3 苏3X-X-XCH井井位优选

苏3X-X-X井目前产量1 500m3/d，累积产量682.63´104m3，开发效果较差，动态上符合老井侧钻的要求。

苏3X-X-XCH井区构造相对简单、稳定,构造上表现出东高西低,为一区域性西倾单斜，整体倾角不足1°；苏3X-X-XCH井所在区域构造沿水平段方向平缓，幅度平均3.1m/km，仅在局部地区发育小幅度的负向构造，不存在目的层缺失、断层发育等情况，对钻井技术要求相对较低，整体构造比较平缓，有利于侧钻井井轨迹的现场控制。从构造方面来讲，该井区适合侧钻井部署。侧钻井区主力产气层盒8下2相对其他小层具有砂体厚度大，苏3X-X-XCH井有效砂体厚度8-16m，平均有效砂体厚度12.34m，平面上分布稳定、储层物性特征好、含气饱和度高的优势，单独对盒8下2进行侧钻开发就能取得较好效果。

苏3X-X-XCH侧钻区含气面积为0.62km2，剩余可采储量0.256×108m3。苏3X-X-XCH井与邻井苏3X-Y-Y之间的距离为1605m，设计水平段长度700m（图7）。

图7 苏3X-X-XCH侧钻水平井设计剖面

3 结论

老井侧钻水平井技术是近年来发展较快的一种套管开窗结合水平钻井技术，在提高储量动用、节约钻井成本等方面具有优势，是苏里格气田高效开发、产量接替的重要手段之一。侧钻水平井之前必须要落实是否具有实施的井况和地质条件，同时经济上还要满足大于一定比例的回报率。

在详细分析苏1X-34-46CH、苏1X-32-45CH等已侧钻的水平井生产近况、生产指标预测之后，应用已钻侧钻水平井建立模型确定老井侧钻动态指标，建立了井位优选标准：老井日产低于（0.2~0.25）×104m3/d，投产时间大于7年，邻井生产动态较好，气层有效厚度大于5.0m；再参考当前的经济指标，确定了优选侧钻井的相关地质储量参数，计算得出侧钻井邻井区域剩余可采储量应大于1 550´104m3。通过调研前人的认识成果，加上本次新建立的老井侧钻水平井标准，设计了苏3X-X-XCH井，落实了侧钻层位、方位、水平段长度等参数。

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Research on Optimization of Sidetracking Horizontal Well in the Su3X-1 Block

WANG Yong-gang1CHEN Cen2ZHANG Nian-nian1TANG Rui1

(1-Shanghai Branch, CNOOC Ltd., Shanghai, 200335; 2- Chongqing Key Laboratory of Complex Oil and Gas Field Exploration and Development, Chongqing Institute of Technology, Chongqing 401331)

In recent years, thanks to increasing maturity and enhancing the level of gas reservoir development and saving drilling cost etc. old well sidetracking horizontal well technology has been applied in a pilot and achieved good effect in the Sulige gas field. On the basis of detailed analysis of sidetracking horizontal well production, geological conditions and development indices in combination with the calculation formula of net present value this study establishes and improves the sidetracking horizontal well production, reserves and economic evaluation standard. According to the standard, the Su3X-1 block is optimized and the Su 36-x-xch side drilling horizontal well is designed.

Su3X-1 block; sidetracking horizontal well; standard optimization; scheme optimization

2018-06-12

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号：2016ZX05027-001)；国家自然科学基金项目(编号：41202043)；中国石油科技创新基金项目（编号：2014D-5006-0108）

王勇刚（1986-），男，硕士，工程师，研究方向为石油地质

P634.5

A

1006-0995（2019）02-0334-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.02.032