苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

卢 涛 张 吉 李跃刚 王继平 万单夫 朱亚军 李 达

1．中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

1 苏里格气田地质特征

鄂尔多斯盆地苏里格气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，2012年底累计探明、基本探明天然气储量超过3×1012m3，是中国陆上最大的气田，也是致密砂岩气藏的典型代表。具有“低渗透、低压力、低丰度、薄集层、强非均质性”的特征。

1．1 宽缓型辫状河三角洲沉积，砂体大面积展布

在主力储层盒8段沉积时期，沉积古地形平缓，主要为宽缓的辫状河三角洲沉积。沉积盆地北部物源供给充足，砂体延伸远，横向展布宽，砂体展布面积超过4×104km2，这是形成大型岩性气藏的基础［1］。储集砂体受高能河道的心滩和河道底部充填等沉积微相控制，垂向上多期叠置。

1．2 有效储层规模小，连通性差

从气田加密区的砂体与有效砂体的综合解剖分析，储层河道横向迁移叠置非常频繁，尽管砂体侧向复合连片，但有效砂体相对孤立分散［2－3］。加密区块试验表明，有效单砂体薄（厚2～6m），规模小（宽400～800 m，长600～1 200m）。有效砂体纵向多层叠置，横向连通性差，水平井部署和实施难度较大。

1．3 储层致密，非均质性强

储层岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主。平均孔隙度8．9%，平均渗透率0．737mD，储集空间以溶孔、晶间孔为主。填隙物以泥质、硅质、钙质为主。孔隙结构为低孔细喉型。储层束缚水饱和度高，亲水性较强。

由于河道砂体由多个薄层、多期的砂体垂向叠置构成，虽然叠置砂体规模较大，但砂体内部结构复杂，隔夹层发育。因此，在水平井实施中常常会遇到砂泥岩互层现象。

1．4 单井产量低，单井控制储量少，压力下降快且恢复慢

直井平均单井产量约1×104m3／d，压力恢复试井表明储层存在不渗透边界，修正等时试井反映压力恢复慢、恢复程度低，说明有效砂体连通范围小，供气能力差，单井控制储量低，累计产气量有限。

2 苏里格气田水平井开发技术历程

综合苏里格气田水平井开发历程，可将苏里格气田水平井开发划分为4个阶段：水平井探索与试验阶段、水平井试验突破阶段、水平井规模试验阶段和水平井规模应用阶段。

2．1 水平井探索与试验阶段（2001—2008年）

该阶段以直井试验和开发为主，水平井开发试验可进一步划分为探索与再次试验两个小阶段。

2．1．1 水平井初步探索阶段（2001—2002年）

在2001年苏里格气田动态评价中［4］，初步认识到苏里格气田单井控制储量小、非均质性强、连通性差的地质特点。在2002—2003年，试验了2口水平井，希望利用水平井钻遇多个有效砂体，扩大气井渗流面积和控制储量，从而达到提高单井产量目的。由于当时地震预测技术和钻完井工艺技术限制，完钻2口水平井，有效层钻遇率24%，初产产量与直井相当。水平井探索试验未获得理想效果。

2．1．2 再次探索水平井试验阶段（2007—2008年）

2006年，苏里格气田合作开发表明，气田盒8下亚段主力层砂体和有效砂体分布较稳定，可进行水平井开发试验。2007—2008年，在井控程度较高的富集区内部署水平井，实施直导眼，确保准确入靶。增产措施选择水力喷射1～2段改造。完钻2口水平井，钻井周期202d，有效层钻遇率44．7%，初期产量4×104m3／d，水平井开发试验效果初步显现。

2．2 水平井试验突破阶段（2009年）

已认识到在苏里格气田致密砂岩储层砂体大面积分布背景下，存在适合水平井开发的富集区块。因此，在井控程度高的富集区内，利用骨架井控制砂体，部署水平井井位，并将直导眼改为斜导眼。水平段采用自主研发的水力喷射和引进的裸眼封隔压裂工艺改造3～5段。当年完钻10口，钻井周期78d，有效层钻遇率54．8%，初期产气量为5．8×104m3／d，是邻近直井的3～5倍，水平井开发试验取得显著突破。

2．3 水平井规模试验阶段（2010年）

水平井开发试验的突破迫切要求扩大水平井规模试验。在2010年，针对性提出苏里格气田水平井“整体部署、加密部署、评价部署”3种思路，并取消了水平井的导眼井。水平段压裂改造达到3～9段。当年完钻水平井80口，钻井周期72d，有效层钻遇率58．8%，初期产气量为6．2×104m3／d。这意味着已完全掌握了苏里格致密砂岩气藏水平井开发配套技术。

2．4 水平井规模应用阶段（2011年至今）

从2011年开始，在地质与地震综合筛选的富集区块，整体部署水平井，并结合钻井提速与多段改造增产工艺，实现水平井整体开发与规模应用，显著提升苏里格气田开发水平。水平井建产能比例已超过60%，有些区块超过80%以上。截至2012年底，该阶段完钻水平井427口，钻井周期62d，有效层钻遇率62．1%，初期产量6．6×104m3／d。苏里格气田开发方式已转变为水平井开发为主。

3 苏里格气田水平井开发技术及效果

苏里格气田水平井虽然经历曲折的发展历程，但通过不断攻关试验，最终形成了适合苏里格致密砂岩气藏的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等配套技术，水平井开发效果好，已实现气田水平井规模开发。

3．1 开发地质技术

水平井开发地质技术是水平井实施最基础最重要的一项技术，该技术是在储层精细描述基础上，根据适合水平井开发的地质条件，进行井位优选和部署、钻井地质优化设计、随钻过程地质优化导向一套分项技术的集成。

3．1．1 适合水平井开发的地质条件

苏里格气田地质情况复杂，依据气田的储层地质特征、十年来水平井实施效果和目前技术开发水平，考虑天然气价格与开发效益，总结出苏里格气田水平井开发必须满足以下5个地质条件［5－7］：①纵向上气层相对集中，有效单砂体厚度大于4m，确保水平井的经济效益开发；②有效砂体连续，具有一定的长度和宽度，分布稳定，确保水平段在储层内顺利实施；③储层构造落实，减少水平井实施风险；④邻井试气不产水，确保水平井开发效果；⑤水平段方向及长度满足合理井网井距要求。

苏里格气田心滩砂体叠置模式复杂多样，归纳起来，适合于水平井部署的有5种叠置模式（图1）：大型心滩孤立型、心滩侧向切割连通型、横向串糖葫芦型、具物性夹层的心滩叠置型和具泥质隔夹层的心滩叠置型。

图1 水平井实施心滩叠置模式图

3．1．2 水平井优化部署

在辫状河储层特征认识及不同井型储层适应分析基础上，根据不同储层发育条件和井控程度，形成了“富集区整体部署、潜力区评价部署、已建产区加密部署”的布井技术思路。

在储层地质条件较好的新建产富集区块，进行水平井整体部署。技术思路是充分利用二维、三维地震资料，对储层砂体和含气性进行评价，利用骨架井资料，井—震结合精细刻画小层砂体、有效砂体展布及构造特征，落实实施水平井的主力小层，并根据主力小层砂体、有效砂体的展布规律及构造特征整体部署水平井井位。

在地质认识程度低的评价建产区块，进行水平井评价部署。技术思路是依据地震与地质资料成对部署骨架井，两口骨架井南北向分布，距离2～2．4km，依据骨架井实施效果对储层进行评价，满足水平井部署条件的，及时下发水平井坐标。

在井控程度较高已建产区块，进行水平井加密部署。技术思路是立足已有完钻井，细化小层划分，进行储层精细描述，评价储层展布规律，结合已有井网，满足水平井部署条件的进行加密部署。

3．1．3 水平井优化设计

水平井地质设计综合地震、地质和测井资料，以刻画目的层有效砂体为核心，精细刻画有效砂体空间展布特征，采用“六图一表”的设计方法（地震剖面图、砂体等值线图、有效砂体等值线图、气层顶面和底面构造图、气藏剖面图、井轨迹靶点预测表），优化设计水平段小层层位、长度、方位及入靶点位置等参数，确保准确入靶和水平段顺利实施。

优选的水平段小层层位要求有效砂体分布稳定，且在纵向上储量显著占优，减小因实施水平井在纵向上的储量损失。为了提高水平井的泄流面积和控制储量，原则上水平段长度尽可能长，但是考虑到水平井筒的流动阻力、储层非均质特征、钻机能力及经济指标等综合因素［8］，优化苏里格气田的水平井长度为1 000～1 200m，局部储层发育地方可延伸到1 500m以上。水平井方向既要顺着河道延伸和砂体展布方向，减少地质风险，又要垂直于储层最大主应力方向，有利于储层改造，提高单井产量。

根据砂体空间分布与气层发育特征，有针对性设计块状厚层砂体为平直性水平井、多层叠置型砂体为大斜度水平井和削截式分段砂体为阶梯水平井3种水平井设计模式（图2）。

图2 苏里格气田砂体分布模式与水平井井型示意图

3．1．4 水平井精细地质导向

水平井导向强化水平井“入靶与水平段”两阶段导向，坚持“随钻测井资料、录井资料与工程资料”3种资料结合，做好 “沉积相、砂体展布、储层构型与储层构造”4个方面分析，制定“靶点提前、靶点滞后、侧向穿出河道、河道局部致密、顶部或底部穿出”5种调整预案，努力实现“提高水平井有效储层钻遇率”的目标。

1）入靶段地质导向技术

在水平井开发区的储层砂体和构造综合分析基础上，将水平井入靶前斜井段校正成垂直段，选取主标志层（石千峰底界）和辅助标志层，比较相邻直井的砂体位置和深度，地质与工程结合进行逐级逐次控制调整。在盒4段以上位置，误差控制在5～8m；至盒8上亚段误差控制在2m左右。在垂向距气层顶部以上2～3m，以82°～83°井斜角探顶，在气层推后时靶前距可以得到有效控制，气层提前时，也可以及时增斜入靶，避免钻穿目标层，确保准确入靶。

2）水平段地质导向技术

苏里格砂体是多期河道沉积，因此，合理划分砂体叠置期次，预测钻头处于叠置砂体的位置十分重要，这有利于有效预防钻出砂层，并对异常情况及时做出调整［9］。一般砂岩粒度变细，钻头可能靠近砂层顶部，需要向下调整井斜；当砂岩粒度变粗，钻头可能处在砂层中部；如果出现含砾砂岩，钻头则可能处在砂岩底部，需要增斜钻进。在钻遇泥岩时，结合砂体垂向叠置关系及平面相变化趋势分析结果，同时考虑顶部穿出、底部穿出、钻遇夹层和储层尖灭4种情况。在纵向上，采用构造趋势分析法，准确修正微构造；在平面上，依据岩屑、气测及随钻GR的变化趋势，及时分析和预测单期河道平面沉积相变化趋势，修正砂体平面分布。

3．2 快速钻井技术

苏里格气田水平井钻井经历斜导眼、直导眼和取消导眼3个阶段，针对试验期311．15mm机械钻速低、大井眼螺杆造斜率低、斜井段施工周期长、井壁稳定性差等工程难点，通过理论研究和现场试验，确定了苏里格气田水平井的主体井身结构为215．9mm斜井段＋152．4mm水平井段（图3），既能大幅缩短钻井周期，又能满足目前主体改造技术要求［10］。在剖面优化上，将剖面类型从中短半径转变为长半径，靶前距从350m增加到450m左右，复合钻井段70%以上，通过“上急下缓”双增剖面，以84°左右井斜稳斜探气顶，使轨迹控制始终占据主动，确保准确入窗。同时，通过岩石可钻性和钻遇地层岩石矿物组分研究，在钻头结构、水力参数、复合片性能等方面进行了个性化设计，改进流道设计和外部结构，优选了适合于斜井段、水平段钻井的PDC钻头，实现了PDC钻头全井段的应用，提高了机械转速，缩短了钻井周期。

针对斜井段钻遇石千峰组、石盒子组泥岩不稳定的难点，通过力学和化学两个方面抑制坍塌，优选出强抑制无土相复合盐钻井液体系。在水平段，通过增强体系的抑制性和封堵性，研发了强抑制防塌及屏蔽暂堵钻井液体系，降低钻井液对储层的伤害，安全钻穿泥页岩330 m以上，大大提高了应对复杂地质情况的钻井能力。

3．3 多段改造技术

水平井多段储层改造技术是苏里格气田致密砂岩气藏获得有效开发的关键。苏里格气田水平井改造经历了裸眼酸洗、单点喷射和多段改造的过程。通过强化分段压裂机理研究，加大关键工具攻关配套研发和试验，目前形成了水平井水力喷砂和裸眼封隔器分段压裂两大主体技术［11］，现场应用指标不断提高。

图3 苏里格气田水平井井身结构优化图

1）在喷射理论研究的基础上，自主研发了水力喷射压裂工具，形成了水平井不动管柱水力喷砂压裂分段压裂技术。实现由拖动管柱分段压裂向不动管柱分段压裂的转变、由一次压裂1段向一次压裂10～22段的突破。为了实现长水平段多段分压工艺要求，研发了高强度小直径喷射器、新型小级差滑套以及非标球，形成了114．3mm套管分压10段和152．4mm裸眼分压23段两种管柱系列，分压能力进一步提升，水力喷砂分压配套技术进一步完善。

2）为进一步提高段间封隔有效性，针对引进国外裸眼封隔器配套工具价格高、施工组织周期长的问题，开展了裸眼封隔器分段压裂工艺研究。研发了耐高温高压裸眼封隔器，性能接近国外先进水平；优化了小级差滑套结构和材质，提高分压能力和耐冲蚀性，具备了152．4mm裸眼连续分压15段能力；在裸眼封隔器上增加防中途坐封机构，改进了剪钉设计，有效防止下钻中途遇阻和压力波动提前坐封，提高了工具下入可靠性。

3．4 开发效果

近年来，水平井有效储层钻遇率、试气效果不断提高，水平井开发实现气田开发方式转变，2008—2012年苏里格气田实施水平井井数成倍增加，2012年实施水平井达到270口，2012年水平井产能比例已达当年所建总产能50%以上，部分区块达到了80%以上，建成多个水平井整体开发区。水平井平均钻井周期由试验初期的200d缩短到目前约60d。水平段长度从开发初期的836m提高到目前约1 000m，有效储层钻遇率从24%提升到目前60%以上。水平井平均无阻流量约50×104m3／d，投产初期平均单井产量5．2×104m3／d，达到邻井的3～5倍。目前，气田累计投产水平井350口，水平井日均产气量约占气田日产量的30%。

4 下一步的技术发展方向

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发配套技术的形成有力推动了苏里格气田水平井为主的开发方式的转变。目前，水平井开发突出在富集区内水平井整体开发、大丛式水平井组应用与工厂化作业、水平段适时监控与导向等方面，水平井开发理念与技术仍在不断创新之中［12］，下一步技术发展方向主要表现在以下几个方面。

4．1 针对不同储层结构的特殊水平井技术

苏里格气田砂体在纵向上有4种不同叠置模式，目前水平井开发以块状厚层砂体为主。随着三维地震储层预测技术和水平井钻完井技术的进步，水平井将由普通水平井技术向大位移水平井、多分支水平井、台阶水平井和鱼骨状水平井井技术方向发展。同时，为了进一步节约井场，提高生产组织，便于生产管理，将大力推进大井场丛式水平井组与工厂化作业。

4．2 以水平井为主的混合井网技术

苏里格气田为强非均质大型致密砂岩岩性气藏，不同成因类型、规模大小和分布形态的有效砂体交错叠置，不同开发区块的有效砂体规模与叠置关系各异。为了进一步提高气田储量动用程度和采收率，针对性地开展以水平井为主，直井、定向井等多种井型组合的混合井网优化技术研究，优选适合不同储层地质特征的混合井网布井方式。

4．3 以体积压裂为代表的水平段改造技术

体积压裂是以大规模压裂方式在储层空间形成多级网状缝，实现对储层长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。体积压裂在苏里格气田的初步试验取得了较好试气效果，但针对苏里格气田的体积压裂机理、井下微地震裂缝监测、试验效果跟踪评价与研究还需加强。同时，进一步优化水平井多段改造的段数、方式、规模及加强低伤害压裂液的应用。

4．4 开展Ⅲ类井侧钻水平井技术

利用Ⅲ类井侧钻水平井，是苏里格气田高效开发提高单井产量和最终采收率的新途径、新方法。其中，井位优选技术、钻井技术和完井工艺技术是侧钻水平井的关键技术。

5 结论与认识

1）苏里格气田是典型的致密砂岩气藏，为宽缓型辫状河三角洲沉积，砂体大面积展布，但有效储层规模小，连通性差，储层致密，非均质性强，单井产量低，压力下降快且恢复慢，常规开发难度很大。

2）苏里格气田水平井开发经历了水平井探索与试验阶段、水平井试验突破阶段、水平井规模试验阶段和水平井规模应用阶段共4个阶段，气田开发方式由直井开发为主转变为水平井为主。

3）针对苏里格致密砂岩气藏储层地质特征，在气藏地质精细描述基础上，形成了相应的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井单井产量达到邻近直井的3～5倍，建成多个水平井整体开发区，开发水平和开发效益显著提升。

4）苏里格气田水平井发展方向主要集中在针对不同储层结构的特殊水平井技术、以水平井为主的混合井网技术、以体积压裂为代表的水平段改造技术和侧钻水平井技术等方面，同时，大丛式水平井组应用与工厂化作业、水平段适时监控与地质导向等生产管理方式也正在不断创新和推广应用之中。

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