苏54 区块水平井采出程度评价及增产措施研究

兰天庆，李甜甜，王 亮，潘占昆，岳 斌，李 旭，刘鹏程

（1.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯 017300；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021）

当前鄂尔多斯盆地已成为国内低渗致密气藏天然气开发的典范，经过多年的现场实践和技术攻关，该地区已基本达成规模建产、稳定产气的目标[1，2]。苏里格气田属于致密砂岩气藏，具有低孔、低渗、低丰度及储量基数大等特点，是我国最重要的气田区块之一[3-5]。研究区位于苏里格气田的西部，经2014 年产能规模建成以来，已经持续稳产7 年。该区块主力储层有效储层多层发育、且储层物性好，含气性高，适合多层系水平井开发[6，7]。随着开发的深入和先进钻采工艺的引进，实现水平井规模开发为该区块气田中后期开发的主力方向[8，9]。

苏54 区块可利用和开发的剩余储量潜力十分巨大，由于研究区块储集层砂岩厚度变化大，且储层物性横向非均质性强，加大了水平井的生产开发的生产难度。使得该区块面临单井压力下降快，日产气量递减率高，产液井比例高，后期稳产工作难度较大等一系列的开发难题[10]，亟需开展相应的增产措施，提高水平井采收率，提升其开发潜力。本文以苏54 区块水平井开发区为研究目标，综合区块构造特征和生产动态特征，对研究区水平井动储量及采出程度进行了评价，制定了一套适合该区块气藏地质特征的增产措施方案，对实现水平井提采增产具有一定的指导意义。

1 区块地质特征

苏54 区块水平井开发区位于其区块中东部，区块面积104 km2，沉积背景以辫状河、曲流河沉积为主，储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩，总体含气性表现为东西方向上东部聚气、西部聚水，南北方向上中部聚气、南北富水。

1.1 非均质性较强

苏54 区块水平井开发区主力开采层位为盒8、山1 段，区块横向上由于沉积微相的变化，非均质性在东西向连续性较差。不同储层单元的垂向渗透率变异系数和突进系数相差较大，层间非均质程度强。其主力层系储集空间以次生孔隙为主，具有主力孔道细小、颗粒分选性差及驱动压差大等特点，孔隙度普遍小于12.0%，渗透率普遍低于1.0×10-3μm2，储层孔隙结构非均质性较强。

1.2 可动用储量大

该水平井研究区沉积相剖面特征在南北方向上表现为心滩（边滩）、河道呈孤立状、连片或切割分布，连续性较差。而东西方向表现为心滩（边滩）、河道呈条带状连片分布，连续性较好。根据井网控制法评价得出，苏54 区块目前已动用储量163.9×108m3（占比14.6%），剩余地质储量958.5×108m3。其水平井开发区集中分布于中部和东部地区，其他区域例如环境敏感区、地方规划区，还未实现有效开发和利用。据不完全统计，苏54 区块剩余可动用储量面积484.5 km2，剩余储量530×108m3，可部署井数538 口，可建产能17.6×108m3，留给水平井技术施展的空间还有很大。

1.3 有效储层多层发育

研究区砂体纵向多期叠置，多层系含气且平面展布变化快，主力层系中盒8下2砂岩相对发育，钻遇率高达100%，平均砂厚为12.7 m；其次为山13，钻遇率为97.1%，平均砂厚为9.9 m；其余各小层平均砂厚5～6 m。盒8下2和山13砂体发育，砂体以孤立式、垂向多期切叠式为主。南北向砂体整体连续性较好，盒8下2砂体展布仍优于其余各小层，多期切叠式砂体为主要砂体。

2 生产动态特征

2.1 单井日均产气量下降快

苏54 区块水平井开发区是典型的低渗致密气藏，自建产以来，总计投产气井38 口，水平井初期配产为5.3×104m3，其中76%的水平井前三年日均产量＞1.5×104m3，且试气无阻流量＞20×104m3/d，整体开发效果较好。投产后，由于地层能量不能得到补充或生产制度不合理等因素的影响，其井均产能逐步呈递减趋势。致密气水平井的生产动态评价结果显示，该研究区水平井的井均产能比投产初期下降了77%，井均套压比投产初期套压下降了75%。

2.2 产液井比例高

苏54 区块产气层多位于构造高部位，纵向上存在上气下水、气水同层、下气上水三种存在模式，且气水无统一边界。全区大部分井均含水。目前该区块水平井普遍进入生产中后期，气井携液能力日趋恶化，积液主要原因为气井实际日产量低于临界携液流量，其次为气井本身产液量过大，气井无法依靠自身能量将积液全部排尽[11]。水平井井筒积液的过程主要分为：气井生产初期，套压缓慢降低，相对稳产；随着气藏压力下降，层内可动水进入，套压、产量开始波动，产量迅速下降，气井无法依靠自身能量自主排液，气井积液风险增大；进入低压低产阶段，井筒积液严重，气井基本不产气。

3 动储量及采出程度评价

将试气无阻流量和前三年日均产量作为水平井生产动态分类标准，将水平井划分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3 类（见表1）。

表1 水平井生产动态分类指标Tab.1 Production performance classification indexes of horizontal wells

3.1 水平井控制储量计算

考虑水平段长度、储层钻遇率指标，将水平井控制面积简化为矩形和圆形的叠加（见图1），从而得到水平井控制面积，结合孔隙度、渗透率等参数，采用容积法进行水平井控制储量复算。

图1 水平井控制面积示意图Fig.1 Schematic diagram of horizontal well control area

水平井的含气面积（A）为等效泄流面积；有效厚度、孔隙度及含气饱和度按砂体纵向上的分布进行加权平均，根据式（1）完成每个水平井单元的储量复算：

式中：G-水平井地质储量，108m3；A-含气面积，km2；h-平均有效厚度，m；Φ-平均有效孔隙度，小数；Sgi-地层有效含气饱和度，小数；T-平均地层温度，K；TSC-地面标准温度，K；Pi-平均原始地层压力，MPa；PSC-地面标准压力，MPa；Zi-原始气体偏差系数。最后对各个水平井的地质储量进行加和得出该研究区水平井总控制储量。

3.2 动储量评价

动储量指储层中参与流动的储量，评价储层地质储量的可动用性是确定气田采出程度的前提[12，13]。本文以产量不稳定法为主、辅以压降法进行计算（见图2）。

图2 压降法、产量不稳定法动储量计算Fig.2 Pressure drop method and unstable production method dynamic reserve calculation

由于苏54 区块的历年测压点少，所以压降法可采用的点位不多，导致前者略低于后者的计算结果。

对该研究区38 口水平井进行了动储量计算，得出该地区水平井总动储量为34.8×108m3，井均动储量为0.92×108m3。不同类型水平井动储量及目前动储量采出程度（见表2）。

3.3 采出程度评价

在动储量评价基础上，以地层压力3.5 MPa、产量0.1×108m3/d 为废弃条件预测苏54 区块水平气井的预测最终累产气量（EUR）。得出生产动态Ⅰ类井井均EUR1.02×108m3，目前EUR 采出程度68.31%；Ⅱ类井井均EUR0.45×108m3，目前EUR 采出程度68.61%；Ⅲ类井井均EUR0.42×108m3，目前EUR 采出程度51.86%。

用水平气井EUR 减去目前累产气量得到剩余可采气量，不同类型水平井剩余可采气量及井均预测最终采收率（见表3）。

表3 分类水平井剩余可采气量统计表Tab.3 Statistics of remaining recoverable gas volume of classified horizontal wells

4 增产措施对策

针对苏54 区块水平井开发区增产措施的设计应分为两种思路，其一是针对已动用开发的区域，采取一定的工艺举措增大老井的采出程度；其二是对于未动用的区域，利用地质工程一体化技术进行富集区优选、井网规划等前期勘探普查钻井工作，为后期规模开发奠定基础。

4.1 已动用区域

4.1.1 查层补孔、井网加密、老井侧钻 从地质及开发的角度，未动用储量可分为井网未控制型、直井遗留型、水平井遗留型三类[14]。对于直井遗留型储量，查层补孔可结合气井生产动态资料，查找未开发层位，并进行有效钻井和射孔，大幅度提高该类型储量的采出程度[15]。井网加密仅适用于井网未控制型储量的增产挖潜[16]，而老井侧钻改造措施不仅适用于井网未控制型，对于水平井遗留未动用储量提采效果显著[17]。由于其井控程度高，且导眼井信息可靠，可在老井上部井眼及老井场基础上，实施工艺侧钻，大幅度降低开发成本，缩短施工周期，提高综合经济效益的同时有利于环境保护（见图3）。

图3 老井侧钻原理示意图Fig.3 Schematic diagram of the sidetracking principle of an old well

4.1.2 排水采气 针对苏54 区块水平井产水助排方面问题，根据多年来的现场实践经验，形成了以速度管柱、柱塞气举为主，泡排注剂为辅的排水采气措施；同时根据水平气井的生产动态，优化生产制度也是该工艺举措的延伸。选取典型水平井苏54-31-112H3 为例，自安装速度管柱以后，该气井的油套压差平均减少了1.2 MPa，单井产气量平均增加0.19×104m3/d。通过对该典型井安装速度管柱前后生产动态对比图可以看出（见图4），安装速度管柱后，井底流压明显增大，结合IPR 曲线，得出生产管柱中的流体流速明显提升，气井携液生产能力显著增强。

4.2 未动用区域

4.2.1 富集区优选 目前对于苏54 区块中部西部，包括环境敏感区、地方规划区等特殊区域内的地质构造及储层类型尚不明确。该区块落实小幅度圈闭28 个、面积47 km2，最大圈闭面积4.5 km2，最小圈闭面积0.5 km2，其实现对构造高点的评价，找到气藏富集场所为下一阶段的重点工作。开展气井不同液气比生产条件下对产能影响研究，利用气水分布关系主要控制因素研究成果，结合二维地震再评价结果，精细评价构造特征，精细刻画有效砂体分布，落实天然气富集区，为区块高效建产提供依据。

4.2.2 井网井型优化 强化储层构型解剖，优化部署井网井型也是开发未动用区域储量的关键技术[18]。当前苏54 区块水平井开发区的南部、西部地区井网部署较稀，很难有效动用全区的可用储量。井网优化的关键思路分为选择井网加密时机、确定井网加密程度、分析井网加密效果等几个步骤。按照储量一次动用思路，开展多层系混合井型大井组部署，可有效落实水平井目标层，一次性完善该区域井网，优化储量动用程度。

4.2.3 储层改造技术优化 研究区地层致密低渗，渗流距离短，储层改造是提升单井采收率的有力途径。综合考虑研究区块砂体规模小、非均质性强、储层地层压力系数偏低及复杂裂缝形成难度较大等地质特征，将地质与工程技术相结合，对苏54 区块的气藏分布进行划分（见图5），精确识别天然气地质甜点是实现后期天然气规模开发的基础[19]。未来控制裂缝纵向延伸，通过段间分簇加密布缝、适度增大改造强度和提高施工排量；直井多层、水平井多段压裂、大幅增加液量的滑溜水压裂设计提高单层产量等工艺是该研究区储层改造技术的主要攻关方向。

图5 苏54 区块气藏分布划分示意图Fig.5 Schematic diagram of the distribution of gas reservoirs in block Su 54

5 结论

（1）利用容积法和产量不稳定算法计算水平井地质储量及动储量，综合预测累气产量，核算得出研究区水平井剩余可采气量为9.70×108m3，井均最终采收率不足50%，证实该区域还具备一定的开发潜力。

（2）对研究区已动用储量，以改善老井工艺挖潜措施为导向，从已发现仍具有挖潜能力的水平气井入手，主要采用查层补孔、井网加密、老井侧钻、排水采气等工艺措施，进一步释放其产能。

（3）对研究区未动用储量，则结合临近区块的动态生产指数，结合二维地震等相关技术落实优质天然气富集区，强化储层构型解剖，优化部署井网井型，兼顾地质工程等多方面技术，优化储层改造技术，最大化开发新井产能。