苏里格大型致密砂岩气田储层结构与水平井提高采收率对策

吕志凯，唐海发，刘群明，李小锋，王泽龙

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018)

0 引 言

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有储层致密、非均质性强、低压、低产等特征，是目前我国发现并投入开发的储量和产能规模最大的天然气田，也是我国致密砂岩气田的典型代表[1]。2016年，苏里格致密砂岩气产量已达230×108m3，占同期我国天然气总产量的近1/5，对缓解我国天然气供需紧张局面做出了重要贡献。经过近15年的探索和实践，苏里格气田从直井发展到丛式井、水平井等多种井型，形成了直井分层压裂和水平井多段压裂工艺技术，在油气资源品位日趋劣质化的现状下，有力地支撑了苏里格气田的规模上产。目前气田已进入稳产阶段[2]，提高气藏采收率、最大限度地延长气田稳产时间成为现阶段气田开发的重点和难点。

国内外实践表明，直井分层压裂和水平井多段压裂是开发致密气的两个有效手段。北美地区致密气储集层累计厚度大、储量丰度高，直井密井网开发可获得较高采收率[3]。苏里格气田储集层薄、丰度低，仅靠井网加密，一定程度后难以保证单井经济极限采出量，需要探索不同井型、混合井网开发技术。目前苏里格已投产水平井1 000余口，其产量占气田总产量30%以上，水平井开发成效显著。但气田继续深入开发面临储量品质越来越差的客观事实，自2011年以来新投产水平井平均无阻流量和初期产量逐年下降，低产、低效、产水井数增多，水平井部署风险越来越大[4]。同时，水平井开发究竟提高了气藏采收率，还是采气速度，目前尚无定论。因此，总结苏里格气田储层结构特征，分析水平井提高气藏采收率机理，建立水平井适应的砂体分布模式，提出水平井优化部署建议，对苏里格气田水平井开发部署、采收率提高和长期稳产具有重要指导意义。

1 苏里格辫状河体系沉积特征

1.1 气田地质概况

苏里格气田主体位于鄂尔多斯市乌审旗境内，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，勘探面积约5×104km2，埋藏深度主要为3 000～3 600 m，主要产层为二叠系盒8段-山1段。主力储层盒8属于宽缓背景下的辫状河沉积，单期河道宽0.2～1.0 km。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，这些特征构成了大型岩性气藏的形成基础[1]。目前钻井揭示，数万平方千米气藏范围内具有整体含气的特征，气藏主体不含水，没有明显的气藏边界，具有“连续型油气聚集”的气藏分布特征[5-6]。但气层厚度较薄，砂岩厚度30～50 m，主力气层厚度约10 m；地质储量丰度为0.5×108～2.0×108m3/km2，局部发育“甜点”。

井网加密区储层精细研究表明，气田主力含气砂体主要为辫状河心滩微相沉积砂体，单个砂体规模较小，厚度为2～5 m，宽度为200～400 m，长度600～800 m；同一小层内，心滩钻遇率为10%～40%，心滩砂体约占总面积的10%～40%。虽然主力含气砂体呈多层状分散分布，但将多层主力含气砂体投影叠置后，可覆盖近100%的气田面积，所以苏里格气田具有整体含气的特征[7]。

1.2 辫状河体系沉积特征

图1 苏里格气田山1砂体厚度图Fig.1 Sand thickness map of upper and lower sub-members of He 8 member and Shan 1 member in the sulige gas field

图2 苏里格气田由北向南砂体结构特征Fig.2 Sand-body distribution in the Sulige gas field from north to south

垂向上，辫状河体系叠置带的发育程度由北向南逐渐变差(图2)。西区与中区的发育程度整体上高于东区，表现在叠置砂体厚度大、水动力强度大、砂体相对均匀等[9]。不同开发区块的砂体结构特征具有明显的差异，苏10、苏11以厚层块状叠置砂体发育为主。苏里格气田不同期次的辫状河砂体叠加形成多套砂体，控制着有效储层纵向上的多层分布格局。

2 砂体分布模式及地质特征

对于大型致密砂岩气藏，在水平井井位部署之前，首先从地质背景、体系类型和沉积相带识别入手进行层段复合砂体描述；其次在沉积微相、砂体叠置类型和主河道识别的基础上刻画小层复合砂体；最后进行单砂体划分、单砂体规模表征来定性描述单砂体规模，为井位部署提供科学依据[2]。但针对苏里格全区不同储层结构如何集群化应用水平井开发，需要进一步深入研究。

2.1 剖面储量集中度的内涵

苏里格气田目的层为大型辫状河沉积，多期次辫状河河道的频繁迁移与切割叠置作用，使得含气砂体多以小规模孤立状分布在垂向多个层段中[10]。如前所述，辫状河叠置带、过渡带、体系间有效砂体的集中程度具有明显差别，砂层组垂向上含气砂体的集中程度，决定着水平井开发实施效果。含气砂体分布越集中，则储集层储量集中程度越高，水平井开发时储量动用程度与采出程度越高。相反，含气砂体垂向上分布较分散，则储集层储量分布在多个小层内，水平井开发纵向储量动用不充分，影响最终采出程度。为了研究不同储层结构下的水平井开发效果，基于密井网区地质解剖，引入剖面储量集中度的概念[11]，即最大砂层组连通体有效厚度与剖面储层总厚度的比值，它是有效砂体分布集中程度的定量化描述，反映了区域水动力条件的强弱，同时也反映了多期叠置泛连通体的发育规模，为进行不同储层结构下的井型优化提供了基础。

2.2 砂体分布模式及特征

根据有效储层垂向剖面的集中程度，参考前人研究成果[12]，建立了覆盖全区的4种砂体分布模式，按形成时水动力条件由强到弱分别为：厚层块状型、垂向叠置泛连通型、分散局部连通型、分散孤立型(表1)。厚层块状型、垂向叠置泛连通型主要发育在叠置带内，储量集中度大于65%，持续强水动力条件在单层或多层系砂体沉积时出现，形成粗粒岩相，主力层系有效砂岩主要集中在一个或多个砂层组内，有效砂岩呈堆积叠置和切割叠置出现，累计厚度为5～8 m，甚至更多，中间无或少有物性夹层，有效砂岩横向可对比性较好。分散局部连通型多数发育在叠置带内，少数发育在过渡带内，储量集中度为40%～65%，水动力条件时强时弱，有效砂岩纵向多层分布，砂岩横向局部连通，有效砂岩多为孤立状，单层厚度为3～5 m，中间多存在泥质夹层，厚度一般大于3 m。分散孤立型主要发育在过渡带内，储量集中度小于40%，水动力条件中等至偏弱，砂泥岩间互出现，纵向不发育主力层系，砂岩纵向孤立状多层分布，单层厚度一般小于3 m，中间多存在泥质夹层，厚度一般大于3 m。

表1苏里格气田储层砂体分布模式

Table1Reservoirssand-bodydistributionmodelsoftheSuligegasfield

3 不同储层结构下水平井采出程度

对于连通性好的气藏，假设一口气井可以控制整个气藏，那么井型的差别仅仅决定了采气速度，对最终采收率影响不大。苏里格气田有效单砂体呈孤立状、多层分散分布，采用直井多层合采能充分动用纵向上多个有效单砂体；但是对于复合砂体，由于砂体内部存在着阻碍连通的“阻流带”[12-14]，限制了直井的控制范围，而采用水平井开发通过分段压裂技术可以有效克服阻流带的影响，从而提高层内储量动用程度。另一方面，苏里格气田储层非均质性强，在目前技术条件下，水平井大多钻遇1套有效砂体(单砂体或复合砂体)[7]，使多层系含气储层储量纵向上动用不充分，层间采出程度存在进一步提高的潜力。

3.1 水平井层内采出程度分析

图3 直井与水平井钻遇心滩内“阻流带”射孔示意图Fig.3 Vertical and horizontal wells drilling “blocking zone” perforation in channel bar

苏里格气田储集层厚度较薄，且有效砂体规模小，当直井开发采收率水平较低时，通过井网加密可以一定程度提高采收率，但难以确保单井经济极限累计产量。根据密井网解剖的结果，复合有效砂体规模尺度大，厚度为5～10 m，宽500～1 000 m，长800～1 500 m，地质储量一般大于5 000万方。气藏工程论证结果表明[15]，直井的实际泄流面积一般小于0.48 km2，泄流半径为200～400 m，这反映出复合有效砂体内部是不连通的，存在阻流带，限制了直井的控制范围。在直井开发方式下，压裂缝东西向展布，难以克服南北两侧阻流带的影响，而使储量的动用程度不充分；水平井则可以钻穿东西向展布、南北向排列的阻流带，提高储量的动用程度(图3)。经数值模拟计算，水平井的动态储量可以达到直井动态储量的2～3倍，甚至更高，水平井有效控制层段的采收率可达80%以上[16]。另外，水平井压裂可沟通垂向上未钻遇的有效砂体，提高单井控制储量和采收率。

3.2 水平井层间采出程度分析

图4 H2井实钻轨迹剖面图Fig.4 Drill-hole trajectory of well H2

水平井与分段压裂技术的组合应用，可以一定程度上提高钻遇有效砂体及邻近井筒有效砂体的动用程度，但在垂向剖面上仍会有剩余部分被较厚泥岩隔开的气层，导致垂向储量动用不充分，气藏采收率存在进一步提高的潜力。数值模拟研究表明，剖面储量集中度高(>65%)的井组，由于主力层比较突出，采用水平井开发，水平井控制层段采出程度可达65%以上，层间采出程度在40%以上；剖面储量集中度在40%～65%的井组，含气层比较分散，水平井开发采出程度低于35%；剖面储量集中度低(<40%)的井组，层间采出程度小于20%，此时采用直井密井网开发，纵向上多层合采，可获得较高的采出程度(表2)。

表2 不同砂体分布模式下水平井采出程度数值模拟评价结果表

3.3 实钻水平井开发效果评价

通过对苏里格气田200余口实钻水平井及其井组的精细地质解剖，统计静动态参数，并依据水平井分类评价标准[17]，分模型对钻遇水平井进行归类，结果显示，目前已完钻的水平井钻遇砂组分布模式以厚层块状型、垂向叠置泛连通型为主，占总井数的66%；气层横向分布稳定，水平段气层钻遇率高，通常大于70%，临井揭示有效厚度一般大于8 m，水平井类型基本为Ⅰ类和Ⅱ类水平井，平均日产气量为5.9×104m3/d，平均单井控制储量为9 294×104m3，开发效果良好。相比之下，有27%的水平井钻遇分散局部连通型砂体，储层连续性较差，有效砂体厚度较薄且多孤立，不确定性的储层厚度和相对较低的气层钻遇率导致开发指标差，偶有少部分水平井钻遇甜点区，成为Ⅰ类、Ⅱ类井，多数气井处于边际甚至没有经济效益。少数水平井钻遇分散孤立型储层，由于钻遇有效砂体规模小，全部为Ⅲ类井，没有经济效益(表3)。因此，综合数值模拟和实钻结果，对于厚层块状型、垂向叠置泛连通型储层，剖面储量集中度高，采用水平井整体开发可大幅提高采收率；而对于分散局部连通型储层，剖面储量分布分散，不建议采用水平井整体开发，可考虑局部储量丰度大的区域甜点式加密水平井开发；对于分散孤立型储层，剖面储量高度分散，不建议实施水平井开发。

表3 不同砂体分布模式下实钻水平井静动态参数分析

图5 苏X区块水平井整体开发区连井剖面图Fig.5 Continuous well profile of horizontal well integrated development zone in block Su X

4 水平井提高采收率技术对策

井型井网是致密强非均质砂岩气田采收率的主要影响因素之一[18-19]，目前苏里格气田投入开发的井型主要有3种：直井、直井丛式井组、水平井。鉴于苏里格气田含气砂体小而分散、多层分布的地质特征，主要在主力气层发育好的区块应用水平井，其他区块主要采用直井或直井丛式井组开发。基于提高单井控制储量与气藏采出程度的考虑，苏里格气田水平井开发部署方式主要有两种：一是在产能建设投入较晚、井网密度较低的区域，优选剖面储量集中度较高的富集区(厚层块状型、垂向叠置泛连通型)，采用水平井整体部署；二是剖面储量集中度低(分散局部连通型)但局部储量丰度大的区域或直井井网相对较为完善的已建产区，采用甜点式优选水平井井位进行加密部署。

4.1 水平井整体开发提高采收率

4.2 加密水平井提高采收率

图6 600 m×800 m井网下“甜点式”水平井加密Fig.6 Horizontal well “Dessert” infilling under 600 m×800 m well pattern

井组储量丰度/(108 m3/km2)原始剩余井号加密水平井开发层位水平段长度/m累积产量/104 m3最终采出程度/%加密前加密后采出程度增加幅度/%G11.7240.879Jh1S12 9201 85329.743.814.1G22.8081.295Jh2H8211 0975 3612845.617.6G32.0991.141Jh3S11 7651 69225.445.319.9

表5 实钻井组直井与水平井储量动用程度对比参数表

苏里格气田水平井水平段长度一般设计为1 000 m，为了提高有效储层钻遇率，水平段方位为近南北向，或顺着有效砂体的展布方向，相当于部署在直井600 m×800 m井网的长轴对角线上。针对不同井组，通过精细地质解剖，选择局部剩余储量较高的区域加密部署水平井(图6)。数值模拟表明，通过“甜点式”水平井加密，3个井组的最终采出程度分别提高了14.1%、17.6%和19.9%(表4)。

选择4个实钻加密水平井井组，对比分析静、动态参数，水平井采出程度区间为45%～50%，相比直井采出程度25%～35%(600 m×800 m井网)，提高幅度在15%左右(表5)。

5 结 论

(1)大型致密砂岩气藏辫状河沉积体系，含气砂体多层状分散分布，剖面储量集中度的提出有效地解决了覆盖苏里格全区的砂体分布模式的定量描述问题，为水平井提高采收率研究奠定了基础。

(2)苏里格辫状河体系复合有效砂体由于“阻流带”的存在，直井动用不完善，水平井能克服“阻流带”的影响，提高层内储量动用程度；但对于剖面储量集中度低的分散局部连通型、分散孤立型储层，采用水平井开发，会导致纵向含气层系储量动用不充分，影响层间采出程度。

(3)深入不同储层结构下水平井采出程度研究，提出提高采收率技术对策：储量集中度大于65%，采用水平井整体开发可显著提高储量动用程度和采收率；储量集中度40%～65%，在现有开发井网下局部剩余储量较高的区域，进行储层精细描述，采用“甜点式”水平井加密方式提高采收率；储量集中度小于40%，不建议实施水平井开发。

(4)为进一步提高苏里格气田采收率，应继续开展储层分布模式精细化研究，在井网加密提高采收率开发试验的基础上，加强直井、丛式井、水平井优化配置论证；同时，继续攻关老井侧钻、重复改造、增压开采、排水采气等低产低效井挖潜工艺技术。