苏里格气田老井侧钻水平井开发技术与应用

王丽琼，王志恒，马羽龙，曾庆雄，郑凡

（中国石油 长庆油田分公司 第四采气厂，内蒙古 鄂尔多斯 017300）

老井侧钻水平井是在低产低效井、停产报废井或套管损坏井中，应用特殊的工具和工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，钻遇新的砂体，可充分挖掘井间剩余储量，大幅度提高单井油气产量和区块整体油气采收率，对于开采井间地带的剩余油气有独特的优势[1-7]。

该项技术于20 世纪50 年代在国外兴起，取得了较好的开发效果。阿拉斯加某油田的老井因套管腐蚀，采用侧钻技术，发现了新油层；北美地区某油田一口生产近20 年的老井，侧钻后日产量增加十余倍；前苏联哈德地区油田实施侧钻井技术，将油田采收率提高了5%～8%。中国油田侧钻水平井技术主要从“八五”和“九五”期间开展攻关研究和大面积推广[6-10]。中国第一口定向开窗侧钻水平井——草20-12-侧平13井于1996年4月在胜利油田草桥地区完钻，为中国侧钻水平井应用的开端[7]；1996年8月，辽河油田第一口侧钻试验井——静33-侧平71 套管侧钻短半径水平井成功完钻，日产原油7.78 t[8]；中原油田自1992 年开始进行老井侧钻技术研究，于1996 年成功钻成第一口侧钻老井[9]。老井侧钻技术在中国经过多年的发展和实践，已经形成较为完善的技术，开发效益显著。

2012 年底，苏里格气田中区成功完钻第一口老井侧钻水平井——苏X-1CH 井[1]。侧钻前老井日产气量为0.1×104m3，累计产气量仅为200×104m3，侧钻井实钻水平段长度为641 m，有效储集层钻遇率为50.1%，初期日产气量为5.0×104m3，是相邻直井的3倍，实现了连续生产，至2021 年12 月，日产气量为1.0×104m3，累计产气量达6 754×104m3，试验第一口侧钻水平井即取得可喜效果。2013—2020 年，在苏里格气田累计实施侧钻井69 口，有效率为96.4%，初期单井日产气量为2.3×104m3，阶段累计产气量为3.89×108m3。实践表明，老井侧钻水平井技术在苏里格气田应用以来，在提高单井产量和采收率方面优势明显，老井侧钻水平井技术利用原有表套、气套、管线、井场和道路，不仅缩短了施工周期，还大幅度降低开发成本，平均节约投资106×104元/井，也有利于环境保护，已成为效益最高的气藏挖潜措施之一，比新钻直井具有更明显的经济效益[11]。

但老井侧钻水平井技术在应用中仍存在一些技术难题，导致部分井生产指标不佳，甚至出现动静不符的情况，限制了该项技术的推广应用。一是苏里格气田储集层非均质性强，井间砂体结构复杂，剩余气富集区优选难度大；二是侧钻选井部署受制于已有井网及老井井况，部署难度大；三是侧钻井选井标准不统一，已有的选井标准并未考虑经济效益；四是侧钻井有效储集层钻遇率不高；五是侧钻水平井生产参数须待优化。针对这些技术难题，以苏里格气田苏中某区块为例，从优化部署和地质导向2 方面总结老井侧钻水平井配套关键地质技术，并在钻井效果、生产指标、效益评价等方面，研究老井侧钻水平井技术的应用效果，综合分析研究各方面因素对侧钻井实施效果的影响，为老井侧钻技术在苏里格气田及类似油气田的应用提供依据。

1 区域概况

研究区位于苏里格气田中部，隶属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，构造十分平缓，为一由东北向西南倾斜的单斜，不发育断层。研究区主力产气层为中二叠统下石盒子组盒8 段和山西组山1 段，皆为冲积扇背景下的河流沉积。储集层内部结构复杂，隔夹层发育，主要含气砂体为辫状河心滩坝砂体，规模小，横向变化快，连续性差。储集空间以岩屑溶孔、晶间孔等次生孔隙为主，储集层致密，非均质性强，平均孔隙度为8.6%，平均渗透率为0.63 mD。储集层大部分流体压力梯度小于1.00 MPa/hm，平均为0.87 MPa/hm 左右。研究区气藏具有低压、低渗和低丰度的特点，为典型的三低气藏，其单井控制储量低，产量递减快。

研究区气藏开发历程可以划分为评价、上产及稳产3 个阶段。其中，2001—2005 年为勘探评价阶段；2006—2013 年为上产阶段，区块大规模开发，快速建成18.0×108m3产能规模；2014年至今为稳产阶段，区块年产气量稳中有升，于2018 年建成18.8×108m3产能规模。研究区基础井网为600 m×1 200 m的菱形井网，后期在有利区域进行了井间加密，形成500 m×650 m加密井网，同时又建立了多个水平井试验区和2 个加密试验区，水平井试验区井距为600 m，水平段长1 000～1 200 m，加密试验区最高井网密度达7.1口/km2。截至2021 年12 月，投产气井1 300 余口，除去水源保护区，储量动用程度已达74.9%。

研究区老井侧钻水平井技术的应用可分为3 个阶段：初步探索阶段、试验论证阶段和成熟应用阶段。虽然2012年第一口侧钻井苏X-1CH井取得成功，但其后几年内，相邻区块侧钻井试验效果不一[1，12]。2017—2018 年，在区块地质认识和侧钻水平井钻完井工艺技术进一步提高的基础上，从研究区储集层相对落实区域选取3 口停产井，开展侧钻水平井试验，平均完钻水平井段长度为607 m，平均有效储集层钻遇率为54.6%。压裂后，平均试气无阻流量为25.3×104m3/d，初期日产气量为2.6×104～13.0×104m3。2019—2020年，在研究区陆续对20口老井实施了侧钻，平均完钻水平段长度提升至661 m，有效储集层钻遇率提升至57.1%，压裂投产后平均初期日产气量达2.2×104m3，最高达5.5×104m3，老井侧钻水平井技术在苏里格气田中区实现成熟应用。

2 侧钻水平井部署优化

在充分利用各种地质资料的基础上，开展储集层精细刻画，建立三维地质模型，利用数值模拟与动态分析开展井间剩余气分布研究。确定侧钻水平井有利区，并基于经济评价优选侧钻水平井基础井，结合基础井、有利区的地质条件及剩余气情况，优化部署侧钻水平井及设计水平段参数[12-25]。

2.1 剩余气分布

2.1.1 储集层构型

以Miall河流相构型要素分析方法为指导[13-14]，首先进行垂向分期，根据沉积旋回将主力层系盒8 段下亚段分为2个小层，又细分为6个单层，自上而下分别为单层。落实研究区目的层段沉积相类型，结合辫状河砂体沉积规律[16]，划分各级构型单元类型并总结其特征，通过分析野外露头和卫星照片资料，建立辫状河内部构型模式。在沉积构型模式的指导下，通过模式拟合、多维互动及层次分析，在单层内，按照单一辫流带、心滩坝和心滩坝内部3 个级次，由大到小逐级解剖储集层内部结构。根据河道间沉积、河道砂体顶面层位高程差异、河道砂体厚度变化及测井曲线特征差异实现5 级构型单元单一辫流带的侧向划界，并结合地震剖面响应，表征辫流带级别的砂体分布及隔层分布特征；以野外露头观测剖面所建立的定量模式为指导，基于小井距对比分析、水平井分析等方法，精细刻画4 级构型单元心滩坝及辫状河道的空间分布特征（图1）；在典型密井网区，对心滩坝内部构型进行精细解剖，明确心滩3 级构型单元坝内增生体和落淤层的分布规律。

研究区单一辫流带宽度为600～3 000 m。心滩坝呈菱形，厚度为3.5～6.0 m，长度为500～900 m，宽度为200～400 m，宽厚比为30～70，长宽比为2.2～3.0；辫状河道呈交织条带状，厚度为2.5～5.0 m，宽度为100～300 m，宽厚比为20～60。心滩坝内落淤层延展长度为50～200 m，厚度为0.5～2.0 m，倾角为1°～4°。盒8段下亚段沉积时期，研究区物源供给十分充足，沉积物供给量大于可容纳空间，自下而上经历了2 个短期旋回，砂体发育规模经历了先由大到小，再由小到大，再转小的3 个阶段。

2.1.2 有效砂体分布模式

在构型解剖的基础上，分析了构型单元对有效砂体的控制作用。5 级构型（单一辫流带级次）从宏观角度控制砂体分布，限定了有效砂体的分布范围；5级构型由层间隔层分隔而成，隔层为河道间沉积，在研究区发育较为稳定，纵向上起到对储集层的阻流作用。4 级构型中（心滩坝级次），因心滩坝砂体渗流能力高于辫状河道砂体，有效砂体多分布在心滩坝内部，在辫状河道砂体内分布少；分隔4 级构型成因的侧向隔挡体，即泥质充填的辫状河道，是影响水平段横向砂岩钻遇率的主要地质因素。3 级构型为心滩坝内部的次级构型，受储集层物性影响，心滩坝砂体层内渗透率韵律特征多以正韵律或均质韵律为主，因而有效砂体多分布于心滩底部和中部；分隔3 级构型成因的夹层，即落於层，对有效砂体分布有影响，近水平式的夹层在纵向上起到阻流作用，有效砂体多分布在落淤层不发育的位置。

在明确有效砂体分布规律的基础上，利用密井网区原始地层压力、压力恢复试井、干扰试井等生产动态资料，分析有效砂体规模及连通性。研究区大部分有效砂体规模小，呈条带状分布，宽度为200～500 m，长度为300～700 m，平均面积为0.25 km2；少量有效砂体叠置连通，规模较大，宽度为600～800 m，长度为800～1 100 m，平均面积为0.70 km2。在密井网构型解剖和有效砂体规模分析的基础上，将研究区有效砂体分布模式总结为5种（图2）：单厚层块状型砂体、横向切割叠置型砂体、横向串糖葫芦型砂体、垂向叠置型砂体和薄层分散型砂体。根据侧钻水平井和常规水平井历年实钻情况统计（表1），结合不同类型砂体储量评价结果可知：单厚层块状型和横向切割叠置型是适于部署侧钻水平井的砂体类型。

表1 研究区侧钻水平井、常规水平井钻遇不同类型有效砂体参数评价Table 1.Parameters of different types of effective sand bodies encountered by sidetracking horizontal well and conventional horizontal well in the study area

2.1.3 致密砂岩气藏储量

地质模型的建立是区块储量评价的基础[25]，针对气田多类井网并存的特点，以确定性沉积相模型作为训练图像，采用多点地质统计学，分区随机建立沉积构型模型，结合生产动态，建立多尺度和高精度的有效储集层模型，得到研究区原始地质储量为1 826.3×108m3。基于三维地质模型，开展了压力、流体系统、井身结构及改造工艺措施等动态建模研究，根据动态和静态多参数不确定分析，进一步提升模型精度，历史拟合率由前期的44.7%提高到80.9%，为数值模拟剩余气分布奠定了基础。

对于致密砂岩气藏，常规的动态分析经验方法，如产量不稳定试井法等确定气井单井控制储量较为单一，且部分井计算结果并不准确，这是因为部分气井在生产过程中存在未达到拟稳态、井底压力随时间不断变化及应力敏感现象显著的情况。针对这一特点，研究区建立了“动态分析＋数值模拟”的气井控制储量评价方法[15]，通过数值模型对产量及井底流压进行拟合，开展单井控制储量评价，落实储量动用程度，结合气井累计产气量，明确剩余气富集区，对未动用储量分类评价，落实侧钻目标区。计算得到区块动用地质储量为1 006.3×108m3，占总地质储量的55.1%；控制面积为588.1 km2，占总面积的56.3%，除去水源保护区难动用储量，剩余面积为252.6 km2，剩余可动用储量为458.7×108m3，有较大挖潜空间，在开发中—后期，通过侧钻水平井可增强对地质储量的控制。

综上所述，剩余气的分布与沉积构型及井网分布密切相关。心滩坝边部、辫状河道和部分溢岸砂因其物性相对较差，往往成为剩余气富集区；主河道砂带内的心滩坝中部和底部由于原始地质储量基数大，虽然已经开发，但可能有部分剩余气储量（图3）。

2.2 井位优选

在储集层精细构型解剖和剩余气分布研究的基础上，根据老井侧钻综合成本经济评价，确定有利区与侧钻基础井筛选的相关地质参数，建立侧钻基础井井位优选标准。依据动态法，按照侧钻水平井总成本为1 050×104元，上市气价为1.20元/m3，内部收益率为8%，单位操作成本为0.10元/m3，单位经营成本为0.18元/m3，区块综合年递减率20.0%的指标，假定不同的气井年产量，试算直至计算期内各年净现值累计为零时对应的累计产量，即为侧钻井要求的经济最低剩余可采储量。综合计算后，得到侧钻后需要采出的最低累计采气量为1 363×104m3。计算公式为：

依据苏里格气田的平均采收率（40%）及优选出的累计产量最低标准，侧钻选井所需的最低剩余地质储量为0.34×108m3；目前研究区侧钻水平井的靶前距多为350 m，水平段位移为600～650 m，平均为630 m，距离末端井距离最小为500 m，井距为500 m，根据水平井的泄流形状，计算侧钻水平井含气面积为0.74 km2，则侧钻选井时，剩余储量的丰度下限应为0.46×108m3/km2。计算公式为：

再根据容积法反算，代入区块平均孔隙度8.6%和平均含气饱和度53.5%，得到侧钻选井时所需最小储集层厚度约为4 m。计算公式为：

结合前期地质研究[1，12]，总结得到区块侧钻选井标准为：①纵向上立足主力层系，优选气层连通性好、发育集中、含气饱和度高、隔夹层薄、可动用有效厚度大于4 m 的储集层；②平面上优选井控程度高、剩余气富集、地震含气性响应好、构造变化相对平缓、储集层横向展布稳定、气水关系清楚、水平段追踪砂体厚度大的区块；③基础井应具有一定储量基础，侧钻水平井需要采出的最低气量为1 363×104m3，预测剩余控制储量需大于0.34×108m3，剩余储量的丰度下限为0.46×108m3/km2；④与邻井距离满足井网要求，侧钻基础井距离末端控制井应大于1 500 m，避免井间干扰；⑤要符合工程实施的条件，需要井况良好，套管腐蚀检测合格、无明显漏点，且试压满足25 MPa，优选套管完整，距开窗点上或下50 m 处固井质量优良的点进行侧钻；⑥基础井测井解释较好，但采出程度不高，应为各类地质、工程报废或接近关井极限的低产低效直井，日产气量低于0.2×104m3；⑦邻井试气效果较好，生产情况较好，产水不明显。

2.3 侧钻水平井参数

在优选出侧钻基础井后，进行侧钻水平井相关参数优化设计[12，20]，综合考虑气层空间展布特征、井网井距的合理性以及工程技术条件，根据老井生产特征、产能、压降及压恢试井分析，明确气井控制半径、储集层产能及剩余储量分布范围，从而确定水平段方向、水平段长度及靶前距。

（1）水平段方向 水平段方向应根据地应力方向、储集层平面展布方向、渗透率平面非均质性和邻井井距等因素综合确定。水平段方向应垂直于最大主应力方向，多段压裂时可形成多条有效横向裂缝，提高侧钻水平井产量，区块最大主应力方向为98°～108°，因此，水平井段方向应为8°～18°；水平段应顺着有效砂体展布方向，可以提高气层钻遇率，区块有效砂体多为北东—南西向；水平段方向还应满足目前井网井距（500 m×600 m）的要求，避免井间干扰。

（2）水平段长度 在目前侧钻水平井的钻井工艺技术下，考虑井网井距和砂体分布，根据侧钻增产效果与钻井成本，利用数值模拟，确定水平段长度控制在600～700 m时，综合效益最好（图4）。

（3）靶前距 设计靶前距时，应当与水平段长度相结合。在地质方面，根据有利区的砂体空间分布特征和井网井距，既要钻穿老井的泄流范围，钻遇新的含气砂体，又要避免井间干扰。在工程方面，依据老井井斜和侧钻靶点要求，同时为了减少无效井段，综合考虑将靶前距设计为350 m，并优化形成适合侧钻井的“直—增—稳—增”双增剖面，造斜率为0.13°～0.17°/m。

3 侧钻水平井地质导向

苏里格气田经多年发展，形成了“两阶段、三结合、四对比、五调整”的随钻地质导向技术［18，22-24］（图5），而侧钻水平井较常规水平井井眼轨迹控制难度大，钻遇泥岩后工程技术方面挑战大。如2017年苏X-2CH井侧钻时，由于砂体变化快，追踪困难，钻遇泥岩后钻井难度大，钻井周期长达108 d，对侧钻效益影响巨大。因而提升侧钻水平井钻遇率尤为重要，优化侧钻水平井地质导向技术则是关键。

3.1 多学科精细协作地质导向

以地质研究为指导，将二维地质导向技术与三维地质建模技术相结合，实现三维空间下水平井地质导向功能，并结合地层倾角、导眼井信息及随钻数据，多学科协作优化侧钻水平井地质导向技术。一是建立微构造模型，充分利用基础井的导眼功能，确定标志层，精准划分小层，依据随钻曲线加强与邻井的精细地层对比，对目的层产状进行分析，做好轨迹预判，及时调整轨迹，确保精确入靶。二是规范地层倾角评价流程，深化沿水平钻进方向的地层倾角评价，将地层倾角评价贯穿地质导向全过程，确保钻遇全套砂体。例如苏X-9CH 井钻至水平井段180 m处时，自然伽马有升高趋势，及时分析地层倾角后，将井斜调整至88.0°，向下追踪气层，垂深下降1.5 m 钻遇含气砂体。三是在水平井段导向时，利用三维建模，导入最新的水平段随钻数据，更新自然伽马模型，分析钻遇情况，提出调整措施。例如苏X-4CH井钻至水平井段460 m处时，自然伽马升高，录井岩屑中有泥质增加趋势，结合模型分析判断为薄夹层，将井斜从90.0°调整为90.5°后钻遇砂体。通过三维地质建模等多手段强化侧钻水平井技术，研究区侧钻水平井平均有效储集层钻遇率逐年提高，从45.7%提升至65.1%。

3.2 水平段导向模式

水平段地质导向的精确度以及成功率与地质认识息息相关，总结得到区块常见的3 种水平段导向模式。①侧向钻出辫流带模式（图6a）：在水平井段钻进中自然伽马突然增大（50 API→180 API），岩性突然由中—粗砂岩转变为泥岩，岩屑由灰白色向杂色转变，符合河漫相沉积特征，砂体平面分析支持轨迹位于辫流带边部的认识，调整措施是更改目的层或及时完钻。②钻遇辫状河道模式（图6b）：水平段钻遇过程中自然伽马逐渐由大变小（160 API→100 API→80 API），岩性逐渐由粉砂向中—粗砂岩过渡，岩屑由灰色向灰白色转变，符合该井区河道充填沉积特征，砂体平面分析支持轨迹位于辫状河道的认识，调整措施是寻找替补层位或调整水平井段轨迹。③钻遇心滩坝内夹层模式（图6c）：自然伽马与气测全烃含量为2 个交叉跳动的正弦曲线，自然伽马通常为80～160 API，岩性为中—细砂岩及泥岩互层组合，岩屑颜色为灰色或深灰色，调整措施是根据隔夹层发育，层内微幅调整，适时调整水平段轨迹，追踪含气砂体。

4 老井侧钻水平井应用情况

4.1 钻遇效果与生产效果

2012—2021 年，研究区共完钻23 口侧钻水平井，总体钻遇指标较好，且随着技术发展有较大提升。从2017 年到2021 年，钻井周期从79 d 缩短至约39 d，平均为43 d；水平段长度从580 m增大至约640 m，平均为631 m；砂岩钻遇率从50.0%增大至90.0%以上，平均为94.4%；有效储集层钻遇率从45.7%增大至65.1%，平均为59.7%；动用有效气层厚度为3.0～14.8 m，平均为8.6 m；钻遇有效储集层含气饱和度为40.6%～75.9%，平均为56.5%；气井单井控制储量为3 180×104～11 943×104m3，平均为6 438×104m3。

23 口侧钻水平井的平均试气无阻流量为27.8×104m3/d，以无阻流量15.0×104m3/d 和35.0×104m3/d 为界，将23 口侧钻水平井分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。其中Ⅰ类井5口，平均有效储集层钻遇率为61.9%，平均无阻流量为46.7×104m3/d；Ⅱ类井12口，平均有效储集层钻遇率为61.8%，平均无阻流量为29.1×104m3/d；Ⅲ类井6口，平均有效储集层钻遇率为53.5%，平均无阻流量为11.7×104m3/d。

23 口侧钻水平井钻前平均套压为5.8 MPa，平均单井日产气量不到0.2×104m3，平均累计产气量为1 507×104m3；改造后初期套压为16.9 MPa，平均单井日产气量为2.9×104m3；截至2021 年12 月，井均套压为7.6 MPa，单井平均日产气量为1.2×104m3，单井平均增产1 359×104m3，效果显著。

4.2 经济效果

区块老井侧钻井历年累计投入23 298×104元，目前增产交接气量为26 609×104m3，按当前上市气价1.20 元/m3计算，整体已取得经济效益8 632×104元。采用压降法、产量不稳定分析法和产量递减拟合法综合计算评价侧钻水平井动用储量，进而开展经济效益预测，并结合气井生产管理费用等，得到区块侧钻单井评估的最终可采储量为3 068×104m3，预估最终增产气量为6.75×108m3，预测经济效益为5.55×108元，最终投入产出比约为1.0∶3.4。

同时，为了对比老井侧钻水平井与常规水平井、直井的经济效益，以老井侧钻水平井为中心，选取23 组同一井区的老井侧钻水平井、常规水平井和直定井，分别计算不同井型气井的最终采气量、投入产出比、内部收益率等指标，分析其经济效益。侧钻水平井单井投资为1 050×104元，前3年单井日均产气量为2.2×104m3，最终单井平均累计产气量为3 068×104m3，最终内部收益率为21.4%，投资回收期为3.37 年；同井区直定井单井投资为743×104元，最终内部收益率为20.6%，投资回收期为3.35年；同井区常规水平井单井投资为2 228×104元，最终内部收益率为19.8%，投资回收期为3.32年，侧钻水平井技术提质增效最为突出。

5 结论

（1）通过研究区储集层精细构型解剖可知，大部分有效砂体规模小，呈条带状分布，宽度为200～500 m，长度为300～700 m；研究区有效砂体可总结为5 类，其中单厚层块状型和横向切割叠置型有效砂体是适于部署侧钻水平井的目标砂体类型；剩余气多分布在心滩坝边部、辫状河道及主河道砂带内的心滩坝中部和底部。

（2）侧钻基础井在纵向上可动用有效厚度应大于4 m，平面上剩余储量的丰度不低于0.42×108m3/km2；侧钻基础井与末端控制井距离应大于1 500 m，侧钻水平段长度为600～700 m，靶前距为350 m，开发效益好。

（3）充分利用三维地质模型、地层倾角评价、导眼井信息及随钻数据，精细协作形成侧钻水平井地质导向技术，利用侧向钻出辫流带模式、钻遇辫状河道模式和钻遇心滩坝内夹层模式，适时调整水平井轨迹，追踪含气砂体，有效储集层钻遇率从45.7%增大至65.1%。

符号注释

A——含气面积，km2；

CI——现金流入，主要为气井年产量与天然气价格的乘积，元；

CO——现金流出，主要包括侧钻成本、单位操作成本及单位经营成本，元；

G——地质储量，108m3；

Gp——气井最低累计采气量，104m3；

IRR——内部收益率，%；

n——正整数；

P——原始地层压力，MPa；

Psc——地面标准压力，MPa；

R——采收率，%；

Sg——含气饱和度，%；

t——生产时间，年；

T——平均地层温度，K；

Tsc——地面标准温度，K；

Z——原始气体偏差系数；

φ——孔隙度，%；

Ω——储量丰度，108m3/km2。