苏里格气田水平井高效建产技术

杨志伦 赵伟兰 陈启文 董瑜 张春

中国石油长庆油田公司第四采气厂

鄂尔多斯盆地苏里格气田虽然地质条件异常复杂［1］，但随着水平井开发进程的持续推进，其水平井产量所占比例得到进一步增加［2－3］。因此，不断总结和完善水平井开发配套技术具有重要的意义。

1 水平井选井及部署技术

1．1 选井技术

首先，通过地震反演技术，预测建产区目标层储层含气特征、储层展布趋势以及含气富集区展布范围；其次，采用层序地层学法、沉积学法精细刻画二叠系石盒子组8段、山西组1段地貌形态，划分三级地貌单元，将储层发育较好的心滩、点砂坝作为有利水平井部署区域；再次，结合钻井、测井资料，精细标定地震剖面，分析地震界面时间值与钻井深度的关系，利用地震资料追踪井间标志层起伏形态，采取“地震全区刻画，地质重点精描”的研究思路，精细描述小幅度构造；最后，根据水平井周边区域储层特征，地震与地质结合，有针对性地开展储层精细描述，细化储层展布方位。通过多种方法和手段，保证了水平井选井质量，钻井成功率大幅度提高。

1．2 布井技术

以优选部署区域为基础，采用“优中选优”的思路进行布井。首先，利用骨架井精细刻画小层储层展布特征，落实河道展布方向，为水平井设计提供依据，即从已知井出发，提供水平井实施井场，从已知完钻井向骨架井“点对点”的方式布井；其次，在部署水平井时，要考虑到水平段在同一小层进行追踪时，若发生岩性相变或尖灭，或侧向穿出河道，要尽可能有替补层位接替，以保证气层钻遇率；再次，要考虑水平段方向是否与有效砂体展布方向一致，水平段与有效砂体展布方向一致可提高气层钻遇率，同时还要考虑有效砂体展布方向与最大主应力方向之间的关系，垂直于最大主应力方向压裂可形成多条有效横向裂缝，可保证水平井改造效果，因此，苏里格气田水平井水平段方位多采用近南北向；最后，水平段长度要适宜，区域数值模拟结果表明，当水平段达到一定长度后，产能增加幅度出现逐步减缓趋势，因此，水平段合理长度应考虑当前综合开发效益指标。

1．3 目标层优选技术

通过储层精细描述，水平井部署区域地质情况基本清楚，最终确定水平井目标层。从苏里格气田沉积地质特征来看，目前水平井部署主要有5种有利砂体模式：①心滩孤立型（图1－a）；②物性夹层心滩叠置型（图1－b）；③泥质隔层心滩叠置型（图1－c）；④横向串糖葫芦型（图1－d）；⑤心滩侧向切割连通型（图1－e）。根据部署区域砂体或叠置砂体类型情况，优选出一种砂体模式或砂体模式组合作为水平井目标层。

图1 水平井目标层有利砂体模式图

1．4 部署方式

1．4．1 水平井整体部署

在储层发育相对集中、单层厚度大、含气性好的有利富集区，统筹考虑优化骨架井部署方式，详细落实储层展布特征，在部署区域地质认识基本清楚的情况下，采取整体部署的方式部署水平井。

1．4．2 水平井加密部署

立足现有完钻井，细化小层对比，精细描述未动用储量区域储层展布特征，结合已有井网布局和已投产气井生产动态特征，在目前生产井之间加密部署水平井。

1．4．3 水平井随钻部署

水平井部署前一般利用骨架井对部署区域储层条件进行先期评价，同时结合已有地震、地质认识成果，当骨架井评价结果满足水平井部署要求时，可随钻动态部署水平井。

2 水平井入靶及地质导向

由于苏里格气田储层非均质性强，水平井目标层横向变化大，为确保水平井准确入靶，钻进中通常采用以下关键技术［4］。

1）根据地层特点，斜井段以岩性对比为主确定3处靶点调整时机：①石千峰组底界，一般为灰绿、紫褐色粉砂岩或黄绿色粗砂岩，此时初步预判入靶深度；②盒4段砂岩底界，底部发育一套稳定的砂岩，其上下多为大段泥岩，此时做好靶点调整的准备工作；③目标层，结合岩性组合及钻时、岩屑、气测等特征，大致判断钻头所处地层层位和位置，为入靶做最后的微调。

2）点面结合、小幅度构造3次描述。根据参照井、斜井段钻井资料，细化小幅度构造形态刻画，并重新修正地质模型和靶点位置，提高预测精度。其中第一次描述在井位部署阶段，第二次描述在入靶阶段，第三次描述在水平段导向阶段。

3）在目标层顶底部设置警戒线，确保准确入靶并进入靶体预定位置。在目标砂体顶底界设置警戒线，现场地质导向严密监控，在入靶前做最后一次调整，防止钻穿目标层。

4）提前预判，掌握主动，采取约84°井斜角稳斜探顶。施工经验表明，井底位置在目标层顶部时井斜应控制在84°左右，即便以该井斜钻遇目标层，当增斜至90°入靶，入靶深度也仅4m左右；如果预测目标层厚度增大，要求入靶深度较深，探砂顶井斜角可以低于84°稳斜钻进。

5）以“气层中部入靶”为主、“气层中下部入靶”为辅的入靶方式，可加深靶体地质认识。其优点：①防止因水平段井眼轨迹控制不当、目标层认识不清，导致钻头频繁穿出目标层；②有效避免因砂体顶部凹凸不平而频繁钻遇泥质岩，降低地质导向判断难度；③为水平段地质导向提供认识依据。

6）岩性追踪为主，构造追踪为辅。为防止因不同海拔高度交错单砂体所形成的“假构造”而过早穿出目标层，水平段施工前要先制定正确的地质导向思路，采取以“岩性追踪为主，构造追踪为辅”的地质导向思路，可有效提高砂层钻遇率。

7）通过特殊岩性重复出现特征判断靶体顶底位置。在水平井实施过程中，由于储层岩性变化需要不断调整井眼轨迹，常常遇见特殊岩性重复出现，现场可根据砂层顶底部特殊岩性特征判断井底所处位置，为水平井及时调整提供参考。

8）以±2°井斜范围保证井眼轨迹平滑，以±5°井斜范围保证储层最大钻遇率。如以水平段整体趋势90°为基准，井斜正负偏差越大钻具摩阻越大，水平段施工将越来越困难。施工经验表明，水平段井斜一般30m水平段控制在±2°范围内较为合理。当岩性发生相变时，可按±5°偏差的大井斜探明地质情况，如果井况条件满足施工要求，可以重新进入砂层继续水平段钻进。

9）结合随钻地质信息及室内研究成果，利用靶点调整方法适时调整地质模型。目前主要采用3种靶点调整方法：①随钻地质模型法，根据随钻资料修正地质模型，制定钻进方案；②岩性边界控制法，依据小层边界岩性判断钻头空间位置，预测地层倾角变化；③综合信息分析法，运用钻时、岩性、随钻伽马等对比方法进行轨迹调整。实际操作中3种方法相互结合、相互验证并及时调整靶点。

3 快速钻井

3．1 优化靶前距

合理的靶前距可有效提高复合钻井段比例，最大限度增加PDC钻头的使用井段，有助于提高机械钻速；另外，合理的靶前距还可带来最佳的造斜率，降低钻具摩阻，有利于提高钻井速度。总结水平井施工经验，推荐合理靶前距：水平段长度小于1 000m，靶前距350～400m；水平段长度1 000～1 500m，靶前距400～450m；水平段长度大于1 500m，靶前距450～500m（表1）。

表1 不同靶前距复合钻井比例计算表

3．2 井身结构优化

为了进一步提高施工效率，降低开发成本，结合多种改造工艺技术的适应性优化应用，实施中对井身结构进行了优化（图2）。其优点：①缩小了井眼尺寸，提高了机械钻速；②减少了套管层次，降低了钻井成本。

图2 井身结构示意图

3．3 钻头选型优化

在保证施工质量和安全的前提下，为了加快钻井速度，优化了钻头选型。主要采用以下两种优化模式：①斜井段采用“1＋1”模式；②水平段采用“N＋1”模式。“1＋1”模式指一个牙轮钻头加一个PDC钻头，“N＋1”模式指多个PDC钻头加一个牙轮钻头。牙轮钻头作为备用，当发生岩性相变等特殊情况时，用于快速调整井斜［5］（表2）。

表2 牙轮与PDC钻头性能对比表

3．4 钻具组合及钻井参数优化

3．4．1 水平段钻具

一般选用稳斜效果较好的152．4mmPDC钻头＋120mm×1°单弯螺杆＋148mm扶正器＋120 mm无磁钻铤＋101．6mm加重钻杆＋101．6mm钻杆＋101．6mm加重钻杆＋101．6mm钻杆的钻具组合，这种组合很大程度上减少了滑动钻进时间，增加了复合钻井段比例，有利于缩短钻井周期。

3．4．2 钻井参数

钻进中泵压要求控制在20～25MPa之间，充分发挥钻头水眼的水力喷射和切削作用；泵排量控制在20L／s左右，以提高井底携砂效果，可避免钻头反复研磨钻屑而影响机械钻速。

4 储层保护

对于苏里格气田低渗透储层而言，因地层伤害所导致的产能下降，会使水平井产能受到严重影响。水平井因施工周期长，较直井存在更大的井底污染。施工中采用有效方法进行储层保护是水平井获取高产能的关键。储层伤害评价表明［5］：苏里格气田储层水敏及水锁现象较为严重，故在水平井钻井和试气过程中主要采用以下两种低伤害清洁液进行储层保护。

4．1 钻井储层保护

钻井采用黏土低伤害暂堵钻井液体系。该体系具有稳定性好、失水低、润滑防卡性能优良、可生物降解等特点，能够适应水平段泥岩钻进，满足长水平段裸眼完井，同时对气层暂堵好，对气层伤害低，是一种新型高效的钻完井液体系［6］。

4．2 试气储层保护

试气采用阴离子表面活性剂压裂液［7］。阴离子表面活性剂具有优良的耐温和水溶性，分子结构小、表面张力低、对储层伤害小，最高耐温高达115℃。在苏东57－09H2井、苏东67－07H2井对该压裂液体系进行试验，返排效果好，试气求产无阻流量分别达到68．1×104m3／d、27．0×104m3／d。

5 储层改造工艺

5．1 改造工艺优选

苏里格气田水平井储层改造基本采用3种改造工艺［8］（表3）：裸眼封隔器压裂工艺、水力喷射压裂工艺和封隔器遇油膨胀压裂工艺。施工中主要针对不同储层和井况条件优选改造工艺。以该气田中部苏6－18－20H1、苏6－18－20H2丛式水平井组为例，因该井组的2口井储层和井况条件存在较大差异，分别选用了裸眼封隔器压裂工艺和水力喷射压裂工艺，试气求产无阻流量分别达到51．3×104m3／d、52．4×104m3／d。

表3 不同改造工艺特点表

5．2 连续混配工艺

该工艺采取配液与压裂施工同步进行，消除了基液浪费，减少了环境污染，提高了压裂液返排时效性，缩短了施工时间，在水平井压裂施工中应用成功率达到了100%。

5．3 前置液段塞工艺

施工经验表明，选择20～40目中密度陶粒作为段塞，对压裂缝进行打磨，有效解决了后续填砂因裂缝面不规整造成施工压力高的问题。

5．4 水平段与斜井段储层同时动用工艺

为实现多段储层同时开发，使用水平段裸眼封隔器＋斜井段传输射孔组合工具进行多段储层压裂改造，既提高了储量动用程度，又提高了单井产量。以苏里格气田东区苏东57－09H1井为例（表4），水平段有效储层长度仅97m，通过纵向斜井段与水平段储层多段同时改造，试气获得无阻流量36．4×104m3／d，取得了显著效果。

苏里格气田通过多年的水平井开发，水平井开发配套技术已基本成熟，水平井实施效果逐年提高，施工出现复杂情况频次明显减少，多项开发、技术指标被刷新：①水平井施工全获成功，目前丛式水平井比例占水平井总井数50%左右；②完钻水平井平均砂层钻遇率从初期的不到30%上升到目前超过80%，平均有效储层钻遇率从初期的不到20%提高到目前的60%左右，并相继出现砂层钻遇率、有效储层钻遇率均为100%水平井；③水平井平均钻井周期从初期的240d左右降低到目前的58d，其中最短钻井周期24d（水平段长1 150m），水平井施工单队实现7开6完；④水平井提产效果显著，目前平均无阻流量达到47．9×104m3／d，最高无阻流量为127．5×104m3／d。

表4 苏东57－09H1井气层改造数据表

6 结论

1）形成了水平井选井、部署配套技术、5种选井有利砂体模式、4项部署原则、3种部署方式等，这为水平井井位优选和部署奠定了基础。

2）苏里格气田水平井入靶及地质导向9项关键技术的应用保障了所实施水平井全获成功，开发效果持续保持良好。

3）通过对靶前距、钻头选型、井身结构、钻具组合、钻井参数等优化，水平井钻井速度明显加快，钻井周期明显缩短。

4）黏土低伤害暂堵钻井液体系、阴离子表面活性剂压裂液的推广应用，有效保护了储层。

5）裸眼封隔器压裂工艺、水力喷射压裂工艺和封隔器遇油膨胀压裂工艺的优化应用，保证了不同储层和井况条件水平井改造效果。

6）连续混配、前置液段塞、水平段与斜井段储层多层动用等新工艺的试验与应用，缩短了水平井施工时间，提高了施工效率和储层改造效果。

［1］李乐忠，李相方，何东博，等．苏里格气田椭圆状孤立砂体产能方程的建立［J］．天然气工业，2009，29（4）：71－73．LI Lezhong，LI Xiangfang，HE Dongbo，et al．Establishment of the deliverability equation of elliptic isolated sandbody in Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2009，29（4）：71－73．

［2］冉新权．苏里格低渗透气田开发技术最新进展［J］．天然气工业，2011，31（12）：59－62．RAN Xinquan．Recent progress of development technologies in the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2011，31（12）：59－62．

［3］何光怀，李进步，王继平，等．苏里格气田开发技术新进展及展望［J］．天然气工业，2011，31（2）：12－16．HE Guanghuai，LI Jinbu，WANG Jiping，et al．New progress and outlook of development technologies in the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2011，31（2）：12－16．

［4］李建奇，杨志伦，陈启文，等．苏里格气田水平井开发技术［J］．天然气工业，2011，31（8）：60－64．LI Jianqi，YANG Zhilun，CHEN Qiwen，et al．Horizontal well technology for the development of the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2011，31（8）：60－64．

［5］陈在君，刘顶运，韦孝忠，等．长庆气田水平井PDC钻头防泥包技术［J］．天然气工业，2009，29（11）：62－63．CHEN Zaijun，LIU Dingyun，WEI Xiaozhong，et al．Antibit balling for PDC bits of horizontal wells in Changqing Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2009，29（11）：62－63．

［6］崔贵涛，金祥哲，董宏伟，等．苏里格气田桃7井区水平井斜井段和水平段适用钻井液体系［J］．天然气工业，2011，31（3）：66－69．CUI Guitao，JIN Xiangzhe，DONG Hongwei，et al．Drilling fluid system applicable to deviated and horizontal intervals in the Tao－7wellblock of the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2011，31（3）：66－69．

［7］才博，王欣，蒋廷学，等．苏里格气田下二叠统储层改造难点及对策［J］．天然气工业，2009，29（12）：59－61．CAI Bo，WANG Xin，JIANG Tingxue，et al．Technical difficulties and countermeasures for hydraulic fracturing in Lower Permian gas reservoirs of the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2009，29（12）：59－61．

［8］郑云川，陶建林，蒋玲玲，等．苏里格气田裸眼水平井分段压裂工艺技术及其应用［J］．天然气工业，2010，30（12）：44－47．ZHENG Yunchuan，TAO Jianlin，JIANG Lingling，et al．Application of open hole horizontal well multiple fracturing in the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2010，30（12）：44－47．