致密砂岩气藏水平井开发关键技术——以苏里格气田上古生界为例

费世祥，余浩杰，陈存良，朱李安，刘雪玲，王一军

(1.中国石油长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018； 3.中国石油长庆油田 气田开发事业部，陕西 西安 710018； 4.中国石油长庆油田 油气工艺研究院，陕西 西安 710018； 5.东方地球物理公司研究院 长庆分院，陕西 西安 710021)

引 言

致密砂岩气藏是目前我国用于增储上产的非常规油气来源的一种重要类型[1]。鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总资源量超过10×1012m3，占盆地资源总量的80%以上[2]。盆地内的苏里格气田是作为国内致密砂岩气田的典型代表，具有“四低一大”的特点，即低孔隙度、低渗透率、低压力、低含气丰度以及大面积分布[3-4]。为了加快苏里格气田致密砂岩气的开发，在该气田共投产2 000余口水平井，极大提高了致密砂岩气藏的开发效果(1口水平井开发效果相当于2～3口直井的开发效果)[5]。

苏里格气田的水平井开发共经历了4个发展阶段：技术攻关阶段、现场试验阶段、规模开发阶段以及科学开发阶段[6]。在此过程中，突显出的一些问题，对水平井的开发提出了挑战：(1)研究区辫状河砂体发育，但其分布复杂，水平井的砂体钻遇率特别低[7]；(2)水平井布井方案与地球物理资料以及生产动态资料的结合不够，水平井部署设计的时效性较差[5]；(3)由于钻进过程中的数据整合与监测平台尚不统一，水平井的开发效果受到限制[8]；(4)确定不同产能的水平井的合理配产规模不够及时。针对这些问题，已有研究成果提出了水平井差异化部署[5]、水平井三维地质导向[9]、水平井整体开发[10]以及多学科综合导向[11]等技术。这对苏里格气田水平井开发效果的提升至关重要，但这些成果主要是对水平井开发过程中面临的某个方面的问题提出的针对性解决方案，而关于提高致密砂岩气藏产量的关键技术目前尚无较为全面的报道，水平井精细化压裂改造相关技术也鲜有报道。

因此，本文通过总结苏里格气田水平井开发面临的问题以及已有的产量提升方法，从储层空间展布预测、水平井差异化部署与设计、水平井多元化导向以及水平井精细化改造等几方面系统提出提高致密砂岩气藏产量的关键技术，旨在为盆地其他致密砂岩气田及具有相似地质条件的其他盆地的致密砂岩气藏开发提供参考。

1 气藏特征及面临的主要问题

鄂尔多斯盆地致密气藏主要发育在北部苏里格气田、北东部神木气田、西南部庆阳气田以及东南部宜黄(宜川-黄龙)气田，气藏整体均具有“低渗透、低丰度、低压力、强非均质性和储集层薄”的特征[12]。

苏里格气田主要发育河流三角洲沉积，南北向物源供应充足，砂体呈带状大规模延伸，且在垂向多期叠置。神木气田同样为河流三角洲沉积，物源为北北东向，砂体分布稳定但物性较差，纵向呈现多层含气但单层储量丰度相对较低的特征。庆阳气田以曲流河沉积为主，物源主要来自西南方向且供给量相对较少，砂体横向展布窄、垂向上相对单一，由于地层埋深较大、压实程度高，导致储层十分致密。宜黄气田物源来自东南方向，沉积体系类型主要为曲流河三角洲前缘沉积，物源供应相对充足、砂体多期发育且分布较广，气藏埋藏浅、储层致密且含气性较差。

试气结果显示，鄂尔多斯盆地直井的单井致密层平均产气量每天仅1×104m3左右，并且气藏内储层存在边界反映(即压力恢复的速度慢、程度低)，表明直井钻遇的有效砂体供气能力较差且单井控制储量低。因此，急需要加强水平井的开发，但鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏水平井开发目前仍面临以下几方面问题：(1)砂体钻遇率整体较低，储层空间展布预测精度不高；(2)含气层类型多样，水平井部署方案缺乏针对性；(3)水平井导向效率低、精度较差；(4)水平井压裂改造效率较低。

2 提高致密砂岩气藏产量的关键技术

以苏里格气田为例，针对致密砂岩气藏水平井开发中面临的上述几方面问题，主要采取储层空间展布预测、水平井差异化部署与设计、水平井多元化导向、水平井精细化改造这4项关键技术提高致密砂岩气的开发效率。

2.1 储层空间展布预测

不同于其他气田的是，苏里格气田致密砂岩气藏砂体具有多期叠置的特征，这严重影响了水平井开发的效果，而在长期的气藏开发实践过程中逐渐形成的三维地震预测河道和多期砂体逐级精细刻画技术为解决此难题提供了有效的思路。

2.1.1三维地震预测河道

三维地震河道刻画以高品质地震资料为基础，基于宽方位的相对振幅保持OVT处理技术，进行方位各向异性校正时，均衡了偏移后近、中、远道整体的能量，使叠前道集的成像精度与一致性有所提高，从而为河道精细刻画奠定了良好的数据基础[13]。为了克服地震频带、纵横向分辨率的影响，还综合地质、测井及三维地震等数据进行叠前地质统计学反演，从而提高河道砂体的空间描述精度。

在反演获得的岩性数据体基础上识别沉积地层界面，再利用地层切片技术识别河道的平面变化。结果显示，鄂尔多斯盆地大型陆相三角州沉积体系中，河道横向变化快，具有非均质性强的特点。该技术方法有效提升了多期河道平面分布预测的精度。

2.1.2 多期砂体逐级刻画

多期砂体逐级刻画技术主要包括高程对比切片、多期河流叠置厚砂体分层处理和沉积模式指导等多种方法并且相互印证[14-17]。同时静态数据和动态参数相结合验证划分结果的可靠性。其中，静态验证主要利用小层划分的数据进行地层厚度分布图及构造图的绘制，分层正确的地层厚度和构造图基本继承盆地构造平缓、厚度均一的特征，同时可以利用水平井实钻进行动态验证，沿水平段揭示小层和砂体展布，确保单期砂体空间展布刻画结果的准确性。利用该技术对鄂尔多斯盆地J区盒8段砂体空间展布刻画的结果显示，盒8下1期河道规模最大，砂体垂向厚，是水平井的主力开发小层；盒8下2期和盒8上2期的河道规模次之，可作为水平井立体部署层位和水平段钻遇过程中导向替补砂体；盒8上1期的河道规模较小，基本没有较厚的砂体(图1)。上述分析表明，多期砂体逐级刻画技术可更加精细地刻画薄层砂体的展布特征。

图1 J区盒8砂体平面展布

2.2 水平井差异化部署与设计

2.2.1 水平井差异化部署

水平井差异化部署需要考虑的因素主要有储层发育条件、井控程度、砂体结构以及砂体展布特征[18]。苏里格气田采用的水平井差异化部署方案主要包括水平井立体开发部署、水平井整体开发部署和大井丛混合井组部署。

(1)水平井立体开发部署

该部署主要结合测井、钻井、三维地震等多学科资料，评价含气层系的砂体规模及含气性、精细刻画主力含气层系的空间展布，并根据隔层厚度对其封隔能力评价后进行水平井井位的分层部署。水平井立体开发部署方案主要适用于有多套层系砂体发育、含气性好，且砂体间存在厚泥岩隔层的区块，该部署方式多用于有2套主力含气层系的区块。如研究区J72-62井组发育盒8下1、盒8下2两套含气主力层系，其泥岩隔夹层平均厚度大于10 m，压裂时隔夹层无法突破，但通过分别在盒8下1、盒8下2内按井网部署水平井，实现了研究区的水平井立体开发。

(2)水平井整体开发部署

水平井整体开发部署与水平井立体开发部署技术思路基本相似，差异在于此部署主要适用于有单套层系砂体发育且含气性好的区块。例如盆地内S井区盒8下段作为优势明显的主力含气层位，可整体部署基于合理井网、井距的三维水平井组，进而实现水平井整体开发(图2)。

图2 苏东南S区水平井部署

(3)大井丛混合井组部署

该类部署方案技术思路与前两种方案基本一致，同样主要适用于发育有多套含气层系的区块，但这些区块内砂体规模和含气性无明显主力层优势。例如，G井区发育多期叠置砂体，含气层系多介于3～5套，其中，盒8下2小层砂体展布广、含气性好，适合开发水平井，因此，为了有效动用多层系储量，在G井场于盒8下2小层部署7口水平井，同时部署直∕定向井7口(图3)，从而建成由14口井组成的长庆气区目前规模最大的大井丛混合井组。

图3 G井组大井丛混合井组部署

2.2.2 水平井差异化设计

依据测井曲线GR形态特征，结合露头砂体叠置模式研究成果，将储集砂体分为块状厚层、多层叠置、分段薄层和薄互层4种叠置类型[19-20]。基于目标砂体结构类型及展布特征，设计了平直型、大斜度型和阶梯型3种水平段轨迹模式。平直型水平段轨迹应用最广，约占60%，主要应用于横向连续性好的块状厚层砂体(图4(a))。大斜度型水平段轨迹应用范围次之，一般占30%，主要应用于局部发育泥质夹层的多层叠置砂体(图4(b))。阶梯型水平段轨迹应用最少，约占10%，主要应用于内部存在稳定泥岩隔层的分段发育的多套砂体(图4(c))。

前人运用多因素分析方法综合对比分析了不同轨迹类型水平井相应的开发效果数据，发现差异化轨迹设计水平井相比未采用此开发方案的相邻区块开发效果明显提高[18]，这为指导后期优化水平井地质设计和现场随钻导向提供了有利依据。

2.3 水平井多元化导向

水平井地质导向是一个多学科多因素综合问题，因此，需要在导向过程中尽最大可能掌握更多的模型预测信息，并提供综合比对分析，才能快速、准确地发出导向指令[11]。为提高储层钻遇率，针对强非均质性致密气藏的开发需要，应用沉积学、三维地质模型等对其进行综合分析，结合三维地震和大量已完钻水平井资料进行储层空间展布精细刻画，并通过多专业协同、全过程跟踪来精确控制水平井钻进轨迹，形成主要包括沉积模型优化导向技术、三维地质建模导向技术、三维地震预测导向技术以及多学科思维融合综合导向技术的水平井多元化导向技术。

2.3.1 沉积模型导向

利用沉积学建立地质模型导向主要是基于区域地质沉积环境分析、应用“威尔逊相律”建立局部区域的地质沉积相模型、依据水平井随钻数据和录井资料不断修正模型，并在地质模型概念的指导下判断目的层产状[11,21-24]，进而指导水平井轨迹控制。盆地在二叠世盒8期的砂体为多期河道沉积，因此，对砂体叠置期次进行合理划分并利用沉积学合理建立、不断修正沿水平段方向的地质沉积相模型尤为重要。根据地质沉积相模型预测钻头与叠置砂体的相对位置，结合砂体空间展布和隔夹层形态分析，及时修正地质沉积相模型，制定调整对策[15]。在预测过程中需考虑储层出现底穿、顶穿、钻遇泥岩夹层和储层尖灭等情况的应对方案。

2.3.2 三维地质建模导向

由于致密气藏示范区河流相砂体变化快，空间展布复杂，通常在井控程度较高的区域，采用震控技术，结合地质认识，将井震结合建立的构造模型、沉积相模型及河道体系作为约束条件加入三维地质模型，精细刻画研究区三维空间下的构造、储层等相关地质特征[25]，力求精细预测小层砂体甚至单砂体。在水平井随钻导向过程中，基于岩相和属性模型、依据实时钻进资料及时修正模型，以期更准确地预判储层岩性、物性边界点，制定相应的导向预案，最大限度确保水平段在优势储层中钻进。例如J45-24H2前半段优势储层厚度较大，后半段优势储层变薄且整体垂深向上抬升，根据三维地质模型预测导向，将井底靶点抬升10 m，完钻水平段长3 321 m，气层3 099 m，有效储层钻遇93.3%，该井的成功实施为后期长水平井实施提供了完整的技术储备。

2.3.3 三维地震预测导向

该导向技术主要是通过岩石物理分析及AVO分析，开展叠前反演，并结合方位各向异性分析等来提高研究区内构造、储层预测精度。针对三维地震区域接壤的区块，实施不同年度三维地震资料连片处理和解释，整体研究、评价，刻画出纵向上大尺度范围(5～10 m)内的储层空间展布，并对盒8下和山1气藏各小层砂体进行分布预测和含气性评价。

三维地震可真实地反映地质体情况，通过高效环保的宽频带、宽方位和高密度的“两宽一高”可控震源三维地震采集技术，可有效提高地震资料的品质，实现优势砂体空间位置的精确判断。利用三维地震OVT域规则化和偏移处理，改善成像效果，更好地保留地震数据的方位角和偏移距信息，从而使目标区内主河道展布、微幅度构造、储层及有效储层预测的准确度有所提升。随着新完钻井资料的不断加入，在随钻导向过程中，采用多轮迭代的高精度叠前反演，在完钻井分层数据资料和解释层位控制下，建立高精度速度场，实现了三维地震中时间域准确向深度域转换，进而建立主力目的层位较为可靠的深度域地震气藏模型，精准预测目的层位的储层空间形态、规模、物性、含气性等分布规律[26]。依据三维地震沿水平段方向的储层预测结果，水平井可提前优化轨迹参数，并对特殊地质体进行钻前预警和钻时确认。根据三维地震储层预测结果认为Y-H2井沿水平段方向发育不同期次河道，依据预测结果逐点优化轨迹参数，最终横穿138 m泥岩钻遇河道，其水平段长度为1 790 m，有效储层长度达1 368 m，从而印证了三维地震预测导向技术的可靠性。

2.3.4 多学科思维融合综合导向

上述3种水平井导向技术各有优缺点，即沉积模型导向通过二维小层精细对比，并根据上覆地层厚度变化、标志层特征等情况修正沉积模型，有利于精确入靶，但由于垂向沉积序列难以建立，对水平段导向缺乏预判和指导性；地质建模导向与三维地震导向皆可建立三维模型，实现储层空间展布的预测，其中基于数学算法预测储层的地质建模与真实地质状况存在一定误差，而三维地震虽可反映地质体真实信息，但受分辨率所限，在小尺度下(厚度5～10 m)的导向精确性较差。

在水平井随钻导向过程中，在传统地质导向基础上，充分发挥钻井、录井、地质、测井、地震等多学科思维深度融合优势，多专业共同跟踪分析且互享数据成果，将3种导向技术综合应用，发挥多学科优势，以各专业结论相互佐证、补充，提出了“小层精细对比入靶、地质小尺度、地震大方向”的多学科思维深度融合的综合导向技术，提升了水平井导向决策的科学性与时效性，有效地提高了气层钻遇率，该方法的应用使得水平井气层钻遇率在前期的58%的基础上提高了10%以上。

2.4 水平井精细化改造

在纵向多层展布的薄储层，对于水平井定点定位、小分段重复改造等方面，当前分段压裂技术还存在工具和工艺难以实现局部精细化分段、精细化定点改造[27]。基于此，提出地质工程一体化精准布缝、桥塞分段+多簇射孔压裂等方法和水平井压裂作业工厂化模式等特色技术，旨在有效提高单井产能。

2.4.1 地质工程一体化精准布缝

不同类型水平井储层与改造参数相关性分析表明，裂缝条数、支撑裂缝半长、施工排量、施工规模等压裂改造参数均对产能有较大的影响[28-30]。考虑气层与砂体叠置关系，以井组为单元，以储层接触面积最大、最终累积产量最高为目标，结合三维地震砂体展布预测、储层钻遇解释，采用甜点布缝+交错布缝相结合的裂缝布置，优选容易启裂的优质储层，提高井间储量动用程度。根据目标井的地质、岩性、物性参数、应力条件，在气测>5%，低自然伽马<70 API，钻时<10 min/m的低地应力区布缝改造。

2.4.2 桥塞分段+多簇射孔压裂

在致密砂岩储层改造中，储层的致密及强非均质性特点导致压裂后不能有效封隔、单井产能无法发挥。针对这一问题，提出“固井完井桥塞分段压裂改造工艺”，其具有封隔可靠、不限级数、精准布缝、井筒完善等优点，可满足高排量精细压裂改造的需求。

在实现段间精准改造的同时，优化段内多簇射孔参数，适度加密裂缝，在水平段长度相当的条件下，平均单井增加1.8段，裂缝间距由120～150 m缩小到90～120 m，平均97 m，以增大接触面积和提高裂缝井筒覆盖程度为目标，获取更高的单井产能。

2.4.3 多方法压裂设计优化

结合水平井储层钻遇、三维地震砂体展布情况，针对不同砂体类型优化改造思路，精细化、个性化、差异化设计裂缝改造参数，从而实现精准改造，并充分提高压裂参数与储层的匹配性，对整装连续砂体采用密集布缝，对非整装连续砂体采用甜点布缝，对单点分布砂体采用精准布缝(表1)。

在储层改造参数方面，以获取最大累计产量为设计总体思路，通过软件模拟对改造参数进行优化，主要包括水平井间距、簇间距、簇数、主裂缝半长4个方面。以水平段1 200 m模拟，14～16条裂缝为最佳方案，裂缝间距60～100 m，综合有效储层钻遇率(一般在70%)、分簇成功率及施工效率，一般设计9～10段。同时综合理论研究与裂缝监测结果，优化施工排量为7～8 m3/min，优化单段压裂液量为500～700 m3，支撑剂40～60 m3(表2)。J井通过优化参数改造获得无阻流量185×104m3/d，效果显著。

表2 不同条件储层分类优化改造参数

2.4.4 水平井压裂作业工厂化模式

水平井压裂作业工厂化模式也简称为“138”压裂作业模式，即1套压裂机组+3套测井设备+8 000 m3/d供水能力。在苏里格气田应用该模式，实现了井组压裂效率超越8 段/d的指标。如在G井组，单机组压裂改造作业效率已提高至16 段/d，创造了该水力泵送桥塞分段工艺压裂国内单日作业效率记录。

3 应用效果

三维地震预测技术和多期砂体逐级刻画技术的应用有效提高了致密砂岩气藏储层空间展布的预测精度；水平井差异化部署和设计显著提高了不同井型的开发适应性；沉积模型优化、三维地质建模、三维地震预测以及多学科思维融合综合导向等水平井多元化导向技术的应用使得对水平井的钻井轨迹得以精确控制；地质工程一体化精准布缝、桥塞分段+多簇射孔压裂、多方法压裂设计优化以及水平井压裂作业工厂化模式等水平井精细化改造技术，有效解决了纵向多层展布的薄储层的水平井定点定位小分段重复改造难题，进而显著提升了单井的天然气产能。天然气开发实际数据显示，2019—2020年共部署237口井(水平井142口)，截止2021年7月17日，共完井213口，其中水平井达117口，平均水平段长度1 422 m，有效储层钻遇率66.6%，通过多学科综合导向，水平井钻井参数明显提高。已完成水平井压裂83口，累计压裂784段(1 539簇)，平均单井9.4段(气田平均7.1段)，水平井工厂化压裂作业最高日改造16段，创国内水平井日压裂段数记录。已完试气井80口，平均无阻流量由前期的65.2×104m3/d提高至90.76×104m3/d，其中38口无阻流量上百万m3，占比达47.5%。投产水平井61口，日均配产372.3×104m3，平均单井产量也由前期的5×104m3/d提高至6.1×104m3/d，大幅提高了致密砂岩气产能。

4 结 论

(1)三维地震预测河道和多期砂体逐级精细刻画技术可有效提高砂体钻遇率和储层空间展布预测精度。

(2)水平井的整体、立体部署，大井丛混合井组部署以及平直型、大斜度型、阶梯型3种水平段差异化设计对具有多种含气层类型地区的水平井部署更具有针对性。

(3)沉积模型优化导向、三维地质建模、三维地震预测导向以及多学科思维融合导向可以解决水平井导向效率低、精度较差的问题。

(4)地质工程一体化精准布缝、桥塞分段+多簇射孔压裂、多方法压裂设计优化以及水平井压裂作业工厂模式等是提高水平井压裂改造效率的有效途径。