气田永和18井区水平井开发方案优化设计

段大洋

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）

气田永和18井区水平井开发方案优化设计

段大洋

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）

永和18井区总体表现为纵向上多层段产气，但产气量不高；主力储层横向上发育不连续，相变快，但永和18井储层较发肓，产能较高，井区整体开发迫在眉睫。本文从气田实际出发，创造性的提出分井组分层系水平井优化部署和类工厂化平台辐射状调整实施两项关键技术，实现了节本增效的水平井优化部署开发。永和18井组水平井的成功实施为鄂尔多斯盆地东缘低丰度致密气藏开发提供有利的指导和借鉴。

水平井 优化部署 开发 低丰度 致密

1 永和18井区开发背景

永和18井区位于石楼西气田南部，工区面积约726km2，完钻探井19口，评价井8口，现场试验水平井1口。累计试气23口井，共53层，试采2口井。自钻开永和18井获得重大突破后，2012-2013年，永和18井区进入富集区优选及开发阶段。针对井区目前单井成本高、产能低的特征，力求需找“少井高产”的低成本开发模式，创造性的提出寻找富气“甜点”区，分区分层进行水平井优化部署开发，围绕永和18井山2段和永和20井山1段高产气层，综合考虑分别在该两个井组的两个层段进行水平井部署；目前在优先实施的永和18井组，考虑该井组地处黄土塬地貌，局部含气丰度高，但相变快的特点，本着“概念化设计，边实施边调整”的原则，提出类工厂化开发模式，少平台辐射状钻井方式，节本增效，取得了良好的生产效益和经济效益。

2 开发方案优化设计亮点

2.1 分井组分层系水平井优化部署

2.1.1 综合地质研究

构造上，永和18井区各层位总体为东高西低的宽缓西倾单斜构造，平均坡降6-8m/km，地层倾角不足1°，区内未见断层，构造相对简单。

沉积相特征，早二叠世山2期，主要表现为盆地北部伊盟隆起的大幅度抬升，冲积-三角洲沉积向湖盆强烈进积，而盆地中南部亦有小规模的河流-潮控三角洲沉积发育。但相带展布范围有限，显示出“大平原-小前缘”的沉积特征［1］，永和18井区在平面上除发育永和4井-永和15井与永和7井-永和18井与永和24井-永和22井等3条规模不大的潮道砂岩外，研究区其它井则以潮上砂泥坪、浅湖泥和沼泽沉积为主；二叠世山1期，永和18井区在平面上以三角洲前缘相区为特征， 发育永和4井-永和12井与永和6井-永和23井等两条水下分流河道朵状体， 而朵状砂体两侧则为分流间湾与浅湖泥分布区。

砂体特征，通过二维地震和联井对比综合分析，山2砂体厚度在10-15米，在永和18井以南连片发育，厚度稳定；山1砂厚在15-25米，两套砂体汇合于井区南部，永和20井砂体最厚。

气层分布特征，根据钻录测资料，永和18井的山2段和永和20井的山1段，小层叠加气层厚度均在10-15米。中部较厚，向四周逐渐变薄。

储层物性特征，山2段储层孔隙度主要分布在3%-6%，平均孔隙度为5.54%，渗透率分布范围为0.01mD-1.0mD，平均渗透率为9.05mD。山1段储层孔隙度主要分布在3.0%-12.0%，平均孔隙度为7.38%；渗透率分布范围为0.1 m D-1.0 m D，平均渗透率为0.65mD。总体属于低孔、低渗砂岩储层。

2.1.2 试气情况

永和18井区山1、山2段共试气层位18层。单试山2段的有11层，平均单井无阻流量为12.25×104m3/d，永和18井最高，无阻流量为32×104m3/d。山1段：单试山1段的有7层，平均单井无阻流量为1.26 ×104m3/d。永和20井最高，无阻流量为1.98×104m3/d。

2.1.3 水平井优化部署

永和18井区储层平面展布连续性差，纵向多层系含气，为低丰度、致密气藏特征。针对该特点，首次采用水平井分井组分层系优化部署井位，在永和18井组以山2段为目的层，优化部署水平井12口，在永和20井组以山1段为目的层，优化部署水平井48口。

2.2 类工厂化平台辐射状调整实施

2.2.1 水平井参数优化设计

水平井段长度，通过数值模拟方法，分别对水平井段长度400米、600米、800米、1000米、1100米和1200米6种方案进行模拟实验，结果显示，单井累产气量随水平井段长度的增加而增加，当水平井段长超过1000米后，单井累产气量增幅很小。

水平井段在气藏中位置的优选，通过模拟水平井在气层的上部、中部、下部三个位置累产气的增量变化来研究。数值模拟结果显示，水平段位于气层中部时累产气量最高。从压裂裂缝监测资料看，人工裂缝高度为10-40米，可有效沟通了上下储层［2-3］。

水平井井距的选择，利用合理井距法，当水平井单井合理控制地质储量为1.55×108m3，当储量丰度为1.3×108m3/km2时，对应合理井距为650m；利用数值模拟法，随着井距的增加，单井累产气逐渐增加，当井距大于600m时，累产气增加的幅度变小。综合确定最优水平井井距为600米［4］。

2.2.2 类工厂化水平井实施

永和18井山2段自然产能试气，计算无阻流量32×104m3，周围有评价井8口，试验水平井1口，井控程度高，气层厚度大，地面建设便于集中建产，因此优先进行水平井优化开发。实践证实，该区有效气层厚度横向上急速相变，开发难度大。为规避风险，同时降低黄土塬地区地面建设成本，确立了“少井高产，少井高效”的指导思想，制定了“概念化设计，边实施边调整”的工作程序，最终形成了类工厂化平台水平井开发形式，目前在三个钻井平台上成功实施水平井8口，平均砂岩钻遇率为83%。

3 水平井开发效果评价

2014年在永和18井组实施水平井12口，完钻8口，正钻4口，投产水平井3口。目前单井平均日产气10.88万方，投产的水平井产量是周围直井的4倍，开发效果较好。

4 结语

（1）永和18井区主力储层山1段和山2段，纵向上丰度低，横向上相变快，为实现有效开发，创造性地提出分别在永和18井组的山2段和永和20井组的山1段，实施水平井整体开发。

（2）通过理论计算和数值模拟，永和18井区以水平段长1000米、井距600米进行水平井整体部署，为规避风险，同时降低黄土塬地区地面建设成本，创造性的形成了类工厂化平台辐射状调整实施的水平井开发模式。

（3）永和18井区水平井开发方案的优化设计，实现了“少井高产、少井高效”开发模式，为鄂尔多斯盆地东缘低 丰度致密气藏开发提供有利的指导和借鉴。

［1］陈洪德，李洁，张成弓，等.鄂尔多斯盆地山西组沉积环境讨论及其地质启示［J］.岩石学报，2011.

［2］叶成林.苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例［J］.石油天然气学报，2012.

［3］朱新佳，董建辉，任茵.苏里格气田苏53-4井区水平井整体部署研究［J］.天然气勘探与开发，2012.

［4］李爽，朱新佳，靳辉等.低渗透气田合理井网井距研究［J］.特种油气藏，2010.