水平井技术在苏10区块的应用

李 爽，李玉城，段宪余，靳 辉，井元帅

(1.中国石油大学，山东 东营 257061;2.中油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

水平井技术在苏10区块的应用

李 爽1，2，李玉城2，段宪余2，靳 辉2，井元帅2

(1.中国石油大学，山东 东营 257061;2.中油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

为改善苏里格气田开发效果，提高区块采收率，达到降低开采成本、合理高效开发的目的，针对苏里格气田直井开发中存在的问题及水平井实施中的技术难点，开展了河流相沉积气藏水平井技术攻关与研究。现场实施4口水平井，完钻水平段平均长度为800 m，分段压裂后投产，日产气为邻近直井产量的5～10倍，生产效果较好。该研究为苏里格气田实现少井高效开发提供了良好的途径和科学依据。

苏里格气田;河流相;多砂体岩性气藏;水平井;非均质

引言

苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，是一个低渗、低压、低丰度、大面积分布的岩性气藏。主要目的层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段，气藏埋深为3 200～3 500 m。储层沉积类型为辫状河和曲流河，储集砂体非均质性强，连续性较差，属溶孔、晶间孔隙型储层，裂缝不发育，储层物性差。气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏［1］。

经过几年的开发评价，得到如下认识:苏里格气田储层形成于冲积背景下的辫状河沉积体系，储集砂体非均质性强，连续性较差。开发中出现单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力差等问题，气田开发效果较差。

随着水平井钻井、完井、测井技术的不断完善，水平井技术应用越来越广泛，已成为提高特殊油气藏油气井产量和采收率的重要手段之一。国内外水平井开发气田的成功实例证明，水平井开发低渗透油气藏具有一定优势。针对苏里格气田单井高成本、低产能的特征，必须寻求“少井高产”的低成本开发模式，围绕降低成本、提高单井产能等中心问题，开展水平井开发技术攻关，改善气田开发效果。

1 水平井实施技术难点

1.1 已实施水平井情况

长庆油田、长城钻探工程公司先后开展4口水平井现场试验。

2002年完钻苏×1井和苏×2井2口水平井［2］，砂岩钻遇率仅为50%～60%。实钻结果表明，苏里格气田河流相的沉积特征给水平井部署及实施工作带来很大的难度。盒8段单气层横向位移几百米甚至几十米时，储层物性发生很大的变化，含气砂体变薄，甚至尖灭。利用水平井连通多个含气砂体、提高单井产能的试验未能成功。

2005年苏里格气田进入规模开发阶段，加强了以提高单井产量为目标的水平井新技术研究，于2007～2008年先后实施苏平1×井、苏10×H水平井。水平段长度、气层钻遇率大幅提高，有效气层钻遇率分别为48.1%、70.5%，并且经过水力喷砂分段压裂试验取得初步成果，日产气为3×104～4×104m3/d。

1.2 河流相气藏水平井实施技术难点

(1)苏里格气田为河流相沉积，砂体发育规模和几何形态受河道宽度控制。有效储层的分布主要受心滩分布控制，河道之间发育有一定规模的泛滥平原、河间洼地和决口扇沉积，对河道中的储集砂体有强烈的分隔作用［3］。纵向上砂体发育不均匀，盒8下段小层砂体发育，横向上相互叠置，叠加连片，形成“砂包泥”的结构特征;其他小层砂体发育较差，垂向上为透镜体状，呈孤立状分布，表现为“泥包砂”的结构特征。平面上，东西向有效砂体延伸范围较小，南北向具有一定的连续性。有效储层纵、横向展布形态比较复杂，非均质性强，预测难度大。这样的沉积特征给水平井部署及实施工作带来很大的难度。

(2)水平井钻井过程中使用PDC钻井技术，上返岩屑细小混杂，代表性较差，岩性判断困难。随钻测量滞后，仪器无法及时测量井底地质资料，对地层认识滞后。由于普遍存在钻具误差，容易造成地质假象，给地质导向带来一定难度。

2 水平井技术攻关研究

2009年，针对苏里格气田直井开发中存在的问题及水平井实施中的技术难点，加强了河流相沉积气藏的水平井技术攻关与研究，包括以下几方面:河流相多砂体岩性气藏水平井部署研究;低渗、低压岩性气藏水平井方位与最大主应力方向匹配研究;地震、地质与钻录井及随钻测井相结合的储层追踪技术研究;根据测井解释及气测曲线幅度异常优选压裂井段，提高储层动用程度研究。

2.1 河流相多砂体岩性气藏水平井部署技术

苏里格气田为河流相沉积，平面上砂体发育规模和几何形态受河道摆动影响，纵向上发育不均。针对苏10区块砂体横向变化大、砂体非均质性强的特点，对水平井部署区运用层序地层学进行等时界面划分，建立精细地层格架，落实微构造，划分沉积微相，预测横向储层，运用应力场研究确定水平轨迹部署方向。同时，结合地震资料落实含气富集区，优选水平井有利部署区［4］，提高钻井成功率和气井产能。

苏10－×－×井区6小层砂体较其他小层发育，分布面积广，气藏为纯气藏，平面上气层呈北东至南西向条带状展布，苏10－28－×井—苏10－32－×井方向厚度较大，大于6 m。有效气层厚度均高于苏10区块平均水平，物性相对较好，剖面反映出苏里格气田砂体横向变化大、砂体非均质性强的特点。纵向上6小层砂体夹层不发育。

确定水平井部署原则:①构造落实、井控程度较高、有效含气砂体发育的区域;②砂体厚度大，有效储层厚度大，物性好;③气层纵向上连续分布，主要气层段内夹层不发育;④邻近直井试采效果好，生产稳定;⑤水平井与邻井垂直距离满足生产要求，不发生干扰［5］。

充分利用地质、地震综合研究成果，以有效储层预测为核心，对有效储层进行精细描述，部署水平井4口。苏10区块主应力方向为北偏东60～80°，根据水平井方位与最大主应力方向匹配研究结果，设计水平段方位为22°。

2.2 水平段纵向位置优化技术

由于苏里格气田储层纵向上多期叠置，有效单砂体横向展布局限、复合连片，因此水平井段纵向上位置应综合考虑提高储层动用程度。

以集中发育的含气层组作为目的层，水平段设计在砂岩组中部，水平段斜穿6小层砂岩组，水平段倾角为89.2°，AB点高差为8.0 m。

2.3 储层追踪技术

苏里格气田有效储层纵向、横向展布形态复杂，非均质性强，储层预测难度大。钻井过程中，由于上返岩屑代表性差、钻具误差及随钻资料滞后等因素，严重影响了水平井的砂体和有效气层钻遇率，因此开展针对河流相多砂体岩性砂岩气藏的储层追踪技术研究［6］。

应用地震方法预测主河道。根据远近道叠加剖面，与水平井轨迹相交处远道、近道、叠加比较，均反映出较好的含气性。

地质方法是以水平井区的地质认识为基础，结合邻井地质情况，准确预测水平井入靶点和各后续靶点的位置。根据水平井部署区直井伽马曲线，运用小层对比技术，确定标志层，建立二维地质模型，精细描述水平井部署区气层变化情况。

录井方法是根据邻井录井曲线确定标志层，结合构造、地层倾角变化资料，预测水平井部署区气层;钻井过程中，根据返回的岩样及气测全烃曲线预测储层，及时调整轨迹。

综上所述，储层追踪技术依靠地震资料、结合邻井地质情况作出综合分析判断，同时参考岩屑、钻时、气测、随钻GR变化，及时调整水平段轨迹。钻井过程中采用MWD+γ曲线跟踪，根据γ值变化准确判断岩性，有效地指导水平段施工，精确调整水平井轨迹和靶点，提高气层钻遇率。

2.4 水平井压裂点优选技术

试验水平井苏平1×井、苏10×H井设计自然产能生产，由于受储层污染、井筒积液等因素影响，生产效果较差。为提高水平井单井产量，实现经济有效开发，2口井均开展了水力喷射加砂压裂试验，产能得到提高。

试验水平井苏10－31－×H井在原水力喷射加砂压裂技术的基础上，引入裸眼封隔器分段压裂技术［7－8］。根据测井解释及气测曲线幅度异常优选多个压裂点，达到提高低渗岩性气藏水平井生产效果的目的。该井在水平段内优选4个压裂点，全烃含量异常值为2.4%～39.8%。压裂施工取得成功，获得高产。水平井压裂改造技术在苏里格地区取得新突破，明确了水平井压裂改造的方式，在后来实施的3口井均采用此种方式压裂，取得较好的效果。

3 实施效果

苏10－31－×H井钻井155 d，完钻井深为4 268.0 m，钻遇盒8下6小层，水平段长度为805 m，有效气层为 334.9 m，钻遇率达到41.6%。该井实施裸眼四段压裂后，投产初期日产气为10.8×104m3/d，油压为17.6 MPa，目前已生产182 d，累计产气2 260×104m3，为周围直井产量的5倍以上。

该井在单井产量、小井眼钻井、分段压裂等方面达到试验目的，但仍存在钻井周期过长等问题。针对此问题，进行水平井井身结构及钻具组合优化，实施3口水平井，钻井周期均在60 d以内，最少46 d，钻进速度大幅度提高，缩短了钻井周期(表1)。3口水平井均采用裸眼分段压裂后投产，日产气为6.1×104～12.7×104m3/d，为邻近直井产量的5～10倍，生产效果较好。

表1 水平井钻井数据统计

［3］刘斌，黄郑，龙国清，等.低渗透储层成岩作用及其对物性的影响［J］.特种油气藏，2005，12(3):18－21.

［4］杨智，丁艺，羊玉平，等.浅谈侧钻水平井在改善薄层、底水稠油油藏开发效果中的运用［J］.特种油气藏，2007，14(4):88－90.

［5］姜岭，徐萍，张鹰，等.冷西深层低渗透隐蔽油气藏的优化部署研究［J］.特种油气藏，2002，9(5):53－56.

［6］夏宏泉，等.新疆油田水平井地质导向技术研究及应用［J］.特种油气藏，2008，15(3):93－96.

［7］陈作，王振铎，曾华国，等.苏10－30－38H水平井水力喷射加砂压裂的研究与应用［J］.特种油气藏，2009，16(4):82－86.

［8］王长江，姜汉桥，张洪辉，等.水平井压裂裂缝监测的井下微地震技术［J］.特种油气藏，2008，15(3):90－92.

4 结论

(1)苏10－31－×H等4口水平井的成功实施，为以“低渗、低压、低丰度”为特征的苏里格气田实现少井高效开发提供了良好的途径，对该气田转变开发方式具有突破性的意义。

(2)苏里格气田已进入水平井规模化应用阶段。苏10区块和苏53区块已广泛部署水平井，水平井技术在该区具有广阔的推广应用前景。

［1］李义军，樊爱萍，李浮萍，等.苏里格气田二叠系砂体储集性能及其控制因素［J］.特种油气藏，2009，16 (6):12－14.

［2］陈志勇，巨满成.水平井钻井技术在苏里格气田的研究和应用［J］.天然气工业，2002，22(6):65－67.

Application of horizontal well technology in Su 10 Block

LI Shuang1，2，LI Yu－cheng2，DUAN Xian－yu2，JIN Hui2，JING Yuan－shuai2
(1.China University of Petroleum，Dongying，Shandong257061，China; 2.Great Wall Drilling Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Research on horizontal well technology has been conducted for the gas reservoirs of fluvial facies in the Sulige gas field in coping with the problems occurred in vertical well development and horizontal well implementation in order to improve recovery factor and reduce production cost.4 horizontal wells with average horizontal section of 800m have been implemented and put into production after staged fracturing，with daily gas production 5 to 10 times of the adjacent vertical wells.This research has provided scientific basis for efficient development of the Sulige gas field with less wells.

Sulige gas field;fluvial facies;multi－sand lithologic gas reservoir;horizontal well;heterogeneity

TE348

A

1006－6535(2011)03－0084－03

20100222;改回日期:20100309

中石油长城钻探工程有限公司重点科技攻关项目“苏10区块水平井开发试验研究及整体部署”(2009A02－1)部分研究内容

李爽(1975－)，女，工程师，1997年毕业于江汉石油学院油藏工程专业，现为中国石油大学(华东)在读硕士研究生，主要从事天然气开发工作。

编辑姜 岭