苏里格致密砂岩气田水平井差异化部署新方法

郭 智 位云生 孟德伟 韩博密 甯 波 付宁海

1. 中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油长庆油田公司第六采油厂

0 引言

苏里格气田是国内致密砂岩气田的典型代表[1]，具有“低孔、低渗、低压、低丰度、大面积分布”的特征，储层非均质性强，有效砂体规模小，连续性差，导致气田直井的井控面积及动态储量小，单井产量低，生产压差下降快。水平井可增大储层与井筒的接触面积、贯穿气层内若干泥质夹层，是致密气提高单井产量的有效手段，在气田快速上产中发挥了重要作用[2-3]。截至2021年10月底，苏里格气田共投产水平井 2 000 余口，首年井均产气量介于 (3 ～ 4)×104m3/d，目前井均产气量为1.50×104m3/d，水平井以气田12.6%的投产井数获得了气田28.5%的产气量，1口水平井相当于2～3口相邻直井的开发效果。

苏里格气田水平井开发可划分为4个阶段[4]：①技术攻关阶段（2001—2005年），水平井技术尚不成熟，气田开发以直井为主，在现场试验了苏平1、苏平2井2口水平井，但由于对河道展布及储层规模认识不准确，储层改造仅采用酸化工艺，试验未达预期目标；②现场试验阶段（2006—2010年），井位部署、地质导向、快速钻井及储层改造等水平井开发配套技术取得突破，在现场开展了多口井的工业化试验，为规模开发奠定了坚实基础；③规模开发阶段（2011—2015年），水平井投产数超过投产井总数的60%，产能建设节奏明显加快，为满足气田上产需求，在某些不适合进行水平井开发的区域布置水平井，虽然短期提高了采气速度但影响了最终采收率；④科学开发阶段（2016年至今），结合储层规模、形态、结构样式和地面条件，合理部署直井、定向井、丛式井、水平井，使单井产气量和区块采收率、开发效益匹配最优，攻关形成“地质导向、水平井优快钻井、固井完井桥塞分段压裂”等关键技术，拓宽了水平井开发层系和区域，建成了国内最大的致密气水平井开发示范区。

经过多年的科研生产攻关，苏里格气田水平井开发技术取得了长足的进步，采用小井眼优快钻井及工厂化作业，将钻井周期由初期的71 d缩短至目前的45 d[5]，砂体钻遇率由初期的47%提高到目前的83%；有效砂体钻遇率由初期的24%提高到目前的约60%[6]；部分水平井采用固井桥塞分段压裂技术，无阻流量超过50×104m3/d，较裸眼完井提高65%。

水平井开发过程中，一些问题也逐渐突显出来[7-8]，制约了开发效果的进一步提升：①辫状河相致密砂岩气田地质条件复杂，水平井地质目标优选难度大[9]，储层钻遇率进一步提高存在瓶颈；②现有的水平井布井方法对测井、地震、生产动态等多学科多尺度资料在时间和空间上结合得不够，无论是水平井的设计方案还是补充设计方案，仅是对应水平井“打井前”或“入靶时”某个时间点的地质认识，是静态的，在水平井钻进过程中发挥的作用有限，实效性有待提升，常造成设计方案与实际情况差异较大的局面；③钻进过程中由于缺少统一的数据整合、监测平台，制约了水平井的开发效果[10]；④水平井投产初期产能不稳定，如何针对不同产能的水平井快速确定合理配产规模还有待论证。

针对上述问题，在该区开展了水平井地质模式及差异化部署研究：①明确了辫状河体系带是控制有效砂体分布的关键地质因素，分辫状河体系叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准；②结合井、震等资料，通过多级相控、多步约束建立了三维地质模型，据此设计的水平井有效储层钻遇率提高；③根据钻遇储层的地质条件和开发效果将水平井分成4种类型，针对不同类型水平井评价了合理配产规模。

1 相控下水平井地质目标优选

苏里格致密砂岩气田具有沉积相变快、储层非均质性强、有效砂体规模小的地质特征，决定了水平井地质目标优选难度大且筛选不慎易造成纵向上储量动用不充分。水平井地质目标区一方面要保证平面上有效砂体相对发育，另一方面要保证垂向上储量相对集中。

1.1 基质砂体与有效砂体呈“砂包砂”二元结构

苏里格气田二叠系下石盒子组8段、山西组1段为主力产气层，沉积环境以辫状河沉积为主，河道多期改道、叠置，砂体呈片状连续分布。砂体沉积后遭受压实、胶结等剧烈的成岩作用，大部分变得较为致密，少部分砂体残留了一定的原生孔隙，物性相对较高，成为分散在基质储层的局部“甜点”，形成了基质砂体包含有效砂体的储层二元结构。基质砂体主要为干层，岩性细、物性差，对产气贡献较低。有效砂体为气层或含气层，岩性为中、粗砂岩，孔隙度大于5%，渗透率大于0.1 mD，含气饱和度大于50%，是探明地质储量的主体计算对象和气井产能的主要贡献者。有效砂体累积厚度薄，规模小，发育频率低，在空间高度分散，预测难度大[11-13]。气藏70%以上的有效砂体为单期孤立型，每1 km2发育20～30个有效单砂体，单个面积约0.2 km2。直井垂向仅钻遇3～5个有效砂体，有效砂体平均累计厚度仅占砂体厚度的1/4。

1.2 以沉积微相为约束难以准确刻画有效砂体

苏里格地区晚古生界二叠纪主体为辫状河相沉积，可分为心滩、河道充填、泛滥平原（水道间）3种沉积微相。在储层“二元结构”中，基质储层主要为河道充填沉积，而有效砂体与心滩等粗岩相相关性较好。但由于浅水缓坡构造背景下辫状河道迁移性强，不同期次河道相互切割、叠置，同一期次不同沉积微相也相互消截、堆叠，造成了心滩等沉积微相在某些区带和层位发育频率高、规模大，而在某些区带又基本不发育，规模也相对小，具有很强的不均一性，导致该区沉积微相在空间上的分布较难描述和预测。若从小层级别或单砂体入手，沉积微相及有效砂体的分布规律难以把握，亟需从更大的地层尺度上去寻求气田沉积特征和储层分布的主控因素。

1.3 辫状河体系带控制下的水平井地质目标优选

地质历史时期，鄂尔多斯盆地辫状河道多期迁移叠置，形成了几千至上万平方千米的辫状河沉积体系，对应比单期河道更高的沉积层级，平面上为千米级规模，垂向上为砂组级地层（30～40 m），包含2～3个开发小层。根据空间演化的区域性差异，可将辫状河体系划分为叠置带、过渡带和体系间3个区带（图1）。从辫状河体系叠置带到过渡带，再到体系间，水动力依次减弱，储层发育程度逐渐变差，对应砂体比分别为大于0.6、0.4～0.6以及小于0.4。

图1 辫状河体系带储层沉积模式图

辫状河体系带对沉积微相的发育、储层结构、规模及分布有较强的控制作用[14]。叠置带砂体多期叠置沟通，心滩发育比例高，各开发小层平均为58%，富集了气田70%以上的有效砂体，有效砂体规模相对较大（平均长 720 m、宽 450 m、厚 4.1 m）；过渡带处在叠置带边部，水体能量减弱，主要发育河道充填微相，心滩发育比例仅为28%，包含约25%的有效砂体，有效砂体规模有所减小，连续性较差（平均长630 m、宽320 m、厚2.8 m）。体系间水动力弱，以粉砂质、泥质等细粒沉积为主，有效砂体基本不发育。

水平井区总体部署原则：①构造平缓，水平段延伸方向及长度满足目前井网井距；②地震显示含气性好、井控程度高，储量落实，平面上要求砂体、有效砂体厚度大，展布相对稳定，物性较好，垂向上要求主要气层段连续分布，主力层剖面储量集中度高，气层段内隔、夹层厚度小；③邻近直井开发效果较好，无阻流量相对较高，试采产量高，生产相对稳定。

根据水平井总体部署原则，优选1 500余口已完钻水平井进行地质参数和开发效果分析，分别针对辫状河体系叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准，包括地震资料、构造幅度、砂体及有效砂体品质、相邻直井地质及生产情况、储量规模及集中程度，并对水平井的初期产量和无阻流量做了预测，总计7类14个参数（表1）。叠置带储层分布稳定，适合布水平井的主力层砂体厚度一般大于15 m，邻井有效砂体相对集中，单层厚度大于4 m，累积大于6 m，隔夹层厚度小，相邻直井Ⅰ＋Ⅱ类井比例应大于75%，产气量平均大于1.1×104m3/d。过渡带储层连续性稍差，适合布水平井的层段有效砂体厚度应累积大于5 m，有效砂体隔层多为泥质隔层，在当前工艺改造的技术水平下，压裂沟通要求隔层厚度小于3 m。相邻直井Ⅰ＋Ⅱ类井比例应大于60%，单井产气量大部分大于 1.0×104m3/d。

表1 辫状河体系叠置带、过渡带水平井地质目标优选标准表

水平段顺砂体展布方向可提高气层钻遇率，垂直地层主应力方向压裂改造后可形成多条有效横向裂缝，提高气井产量。气田砂体为近南北向展布，地层主应力方向为近东西向，故气田水平段方向宜为近南北向。大多数已完钻水平井只钻遇1～2段有效砂体。单段有效砂体平均长度400～700 m，两段有效砂体间一般间隔200～300 m以上的泥岩。数模模拟研究表明水平段长度超过1 500 m时，随着水平段增加，累积产气量增加幅度明显减缓（图2），而钻井成本和施工风险显著增加，故水平段的合理长度应介于 1 000 ～ 1 500 m[15]。1 200 m 左右水平段内的复合有效砂体一般发育3～6段“阻流带”——以泥岩或泥质粉砂岩为主的细粒沉积[16]，是造成直井压降不均衡的主要原因之一。水平井通过分段压裂改造工艺，可克服“阻流带”的影响。为了充分沟通水平段储层，最小压裂间距应与阻流带横向间隔（120 ～ 240 m）大致相当[17]，1 200 m 左右水平段宜压裂5～10段。

图2 苏里格气田水平井井控储量阶梯式增长模型图

2 基于三维地质模型的水平井差异化部署

2.1 “多层约束、分级相控”的多步地质建模方法

鉴于辫状河相致密砂岩储层非均质性强、常规建模方法适用性差，提出了“多层约束、分级相控”的多步地质建模方法[18]。充分吸收运用概率论、神经网络遗传算法、多点地质统计学等先进理论[19-21]，尽可能在模型中加入约束条件，大幅度提高了模型的精度和准确度。该建模方法包括6个关键步骤：①通过储层精细解剖获得地质知识库，有效砂体平均厚 2 ～ 3 m，宽 200 ～ 500 m，长 400～ 700 m。心滩砂体宽厚比介于20～110，长宽比介于2～6；河道充填宽厚比介于50～120，长宽比介于2～5。②联合测井、地震资料，利用神经网络模式识别进行匹配训练来反演自然伽马，相比于传统的波阻抗反演可更好地区分砂、泥岩。③通过回归自然伽马值与砂体概率的统计关系，将自然伽马模型转化为砂岩概率体，在建模过程中随机生成多个实现，减少了给出唯一自然伽马阈值所带来的误差。④分开发小层生成训练图像，利用多点地质统计学建立岩石相模型，同时克服了序贯指示模拟不符合辫状河沉积模式的局限性以及基于目标的模拟在数据点较多时不忠实井点数据的问题[22-23]。⑤以岩石相模型与辫状河体系带模型为双重约束条件建立沉积微相模型，既反映出沉积微相在空间分布的统计学特征，又表现了不同辫状河体系带的沉积微相发育类型与规模的差异性。⑥通过结合连续型和离散型两种建模方法建立有效砂体模型。离散型建模方法以井点处证实的有效砂体为硬数据，根据有效砂体在空间的分布规律及统计特征，将有效砂体作为相属性进行模拟。连续型建模方法根据有效砂体的储集层参数下限值（孔隙度大于等于5%，含气饱和度大于等于45%），在孔隙度、渗透率和饱和度等储层参数模型上进行数据筛选，将满足要求的网格定为有效砂体。

本次研究的建模方法已应用于苏里格气田多个区块，累计应用面积超过3 000 km2，在储层预测和含气性检测方面取得了不错的效果。建立的三维地质模型能够反映储层地质特征，在井点处与手工绘制的图件吻合（图3），在井间由于综合了测井、地震等多学科不同尺度的资料，能较好地表现储层的分布，井间预测性强[24-25]。通过井网抽稀检验、储层参数对比、储量核算、生产动态资料验证等手段证实，在 1 200 m×1 800 m 井网条件下，可将模型的准确率由常规方法的46%提升至73%，达到了布水平井的精度要求。但需要指出的是，地质模型在表现薄的隔夹层时（小于2 m）效果不好，有效砂体在局部网格出现不连续的问题，需要下一步努力解决和完善。

图3 采用不同方法编制的盒8下亚段有效砂体等厚图

2.2 基于三维地质模型的水平井差异化部署

在建立三维地质模型的基础上，依据地质目标优选标准进行水平井的部署（图4）。考虑储层规模及叠置样式的差异，叠置带和过渡带部署水平井有所区别。叠置带储层规模大，稳定性强，应侧重于储层厚度、储量集中程度等区块的整体评价，开展水平井的整体部署。过渡带相比于叠置带，储层厚度薄、连续性和连通性差，泥岩夹层频繁出现，应在优选富集区的基础上，侧重隔夹层描述、相邻直井分析等局部“甜点”研究，进行水平井加密式部署，降低开发风险。即按两步部署，先“选区”，再“选井”。研究结果表明，苏里格气田可部署水平井面积占气田面积的15%～20%，其中叠置带可布井面积占水平井区面积的80%，过渡带占20%。

图4 基于地质模型的水平井设计图

长庆油田在水平井开发实践中，探索出了通过手工绘制“六图一表”来部署水平井的方法。“六图一表”即地震剖面图、砂体等厚图、有效砂体等厚图、构造平面图、气藏剖面图、井轨迹设计图及靶点设计表。相比之下，以辫状河体系带为约束，基于三维地质模型的布井方法具有多资料融合、实时、直观、准确率高等优势。

1）多资料融合：三维地质模型综合了地质、测井、钻井、地震、开发动态等多尺度、多类型的资料并交互使用，使得微构造表征、井间砂体及有效砂体刻画等能展现出传统手绘图件所无法体现的细节。

2）实时：若发现模型不合理，通过建模软件简单修改几个参数就可以实现整体或局部地修正模型，新获得的资料也可及时补充到模型中去，提升了在现场应用的实效性。

3）直观：可从任何角度任何剖面对模拟的地下地质体进行观察和解剖，相当于绘制了无数的平面图和剖面图，这是利用传统方法绘制平面图和剖面图无法得到的效果。

4）准确率高：传统的“六图一表”的水平井布井方式，水平段有效储层钻遇率约60%，而基于地质模型的水平井布井方式可使水平井有效储层钻遇率超过70%。

综上，该研究可在水平井钻进的过程中更好地发挥地质导向作用。在设计井钻进时，多学科人员共同决策，及时地进行地质模型和动态施工信息的交互，一方面通过钻井过程中获得的大量实时信息更正地质模型[24,26]，另一方面结合录井、钻井、三维地震资料、随钻测井资料，充分发挥三维地质模型的地质导向作用[25]，对井轨迹进行实时调整，确保水平井顺利入靶并尽可能地钻遇有效储层，从而提高气井开发效果。

3 水平井综合分类评价及优化配产

3.1 水平井分类评价标准

水平井的试气产量、无阻流量代表井周裂缝区渗流及供气能力，是开发早期评价气井产能的重要参数；而单井最终可采储量（EUR）反映井的全压力波及区及全生命周期生产能力，是衡量气井开发效果的关键指标。在多个地质参数中，水平井钻遇的有效砂体长度、厚度与气井的产能的相关性较好（图5），这是因为有效砂体规模越大，一般连通性越强，单井的动态储量越大。同时，储层的孔隙度、渗透率和含气饱和度等参数也与开发效果密切相关。

图5 水平井钻遇有效砂体长度、厚度与EUR关系图

致密气通过叠加单井来评价区块开发效益，目前要求满足8%内部效益率。在气价1.119元/m3、水平井综合投资2 000万元、投资贷款比例45%、银行借款利率4.9%、单位操作成本0.12元/m3等条件下，综合考虑气井弃置费用、城市维护建设税、教育费附加、资源税等经济评价参数，按产量法折旧测算，8%内部收益率对应井均EUR值 3 868×104m3。为保证效益评价一定的安全距离，以井均EUR4 000×104m3作为效益开发的下限。

综合考虑地质条件、生产动态特征及开发效益，开展水平井综合分类评价，为新投产井在开发早期的有效评价和快速配产提供依据。选取水平井钻遇有效砂体长度、有效厚度、储层孔隙度、渗透率、含气饱和度、储层叠置样式、试气产量、无阻流量、井均EUR等静、动态参数，将水平井划分为4种类型（表2），其中叠置带水平井以Ⅰ、Ⅱ类为主，过渡带水平井以Ⅲ、Ⅳ类为主。上述4类井的数量比例分别为24%、38%、29%以及9%。

表2 水平井地质模式标准表

3.2 各类水平井特征

Ⅰ类井钻遇储层为块状厚层型（图6），钻遇有效砂体长度大于650 m，厚度大于6.5 m，发育稳定，横向连续性较好，岩性为较纯的中粗砂岩。自然伽马测井曲线为箱型，阻流带发育频率低、规模小，水平段井轨迹多为单层平追型。I类井试气产量通常超过10×104m3/d，无阻流量大于 30×104m3/d，预测井均EUR＞ 6 000×104m3。

图6 水平井地质模式图

Ⅱ类井钻遇有效砂体长度大于550 m，储层由于垂向叠置或侧向搭接，在剖面具有一定连续性。相比一类井，岩性变细，厚度较小。Ⅱ类井试气产量介于(7 ～ 10)×104m3/d，无阻流量介于 (20 ～ 30)×104m3/d，预测井均EUR介于 (5 000 ～ 6 000)×104m3。

Ⅲ类井钻遇有效砂体长度450～550 m，有效砂体厚度5.0～5.5 m，储层细粒成分高，连续性较差，仅在局部集中。水平段井轨迹斜度较大。Ⅲ类井试气产量介于（5～7）×104m3/d，无阻流量介于(15～20)×104m3/d，预测井均EUR介于 (4 000 ～ 5 000)×104m3。

Ⅳ类井钻遇储层为薄层孤立型，包含1～2个小薄层，储层粒度细，泥质含量高。有效砂体厚度薄，长度短，连续性差。由于钻井前对地质条件没有认清或是钻井施工中出现了较大问题，Ⅳ类井水平井的实钻剖面与设计剖面出现了较大的偏差，水平段井轨迹为大斜度形或阶梯形。Ⅳ类井试气产量小于5×104m3/d，无阻流量小于 15×104m3/d，预测井均EUR＜ 4 000×104m3。

3.3 不同类型水平井优化配产

相比于常规气藏，致密气水平井单井动态储量小，没有严格意义上的稳产期，投产即递减。开发早期递减快，后期递减慢。根据投产时间较长的老井的生产特征分析，水平井前3年递减率分别为35.2%、30.1%、26.2%（图7），后期逐步减低到10.2%，全生命周期平均递减率18.2%。水平井首年、前2年、前3年累产气分别占到井均EUR的26.7%、44.0%及56.1%。

图7 水平井递减率随生产时间变化的特征曲线图

基于大量投产水平井样本分析，拟合配产系数与无阻流量的关系（图8），无阻流量越大，配产系数越低：①I类井，无阻流量大于30×104m3/d，合理配产系数为1/6，合理配产大于5×104m3/d；②Ⅱ类井，无阻流量介于(20～30)×104m3/d，合理配产系数介于1/6～1/5，合理配产介于(4～5)×104m3/d；③Ⅲ类井，无阻流量介于(15～20)×104m3/d，合理配产系数约1/5，合理配产介于(3～4)×104m3/d。在气井开发早期先根据地质及动态参数快速进行气井分类评价，继而按照不同井类型进行配产，合理利用地层能量，提高气井开发效果。

图8 配产系数与无阻流量的关系图

3.4 应用效果

将该水平井分类评价及优化配产方法应用于苏里格气田苏东区块，产生良好的效果（图9）。

图9 苏里格东区水平井实钻地质剖面图

60-67H2井（图9-a）于2014年完钻，钻遇有效砂体845 m、有效砂厚6.5 m、储层孔隙度9.6%、渗透率0.85 mD、含气饱和度63.2%。采用裸眼封隔器＋体积压裂工艺压裂6段，加砂量280.4 m3，返排率 85.4%，试气产量 12.6×104m3/d、无阻流量32.7×104m3/d。根据水平井分类标准，判断为Ⅰ类井。首年配产 5.6×104m3/d，目前累计产气 5 497×104m3，开发效果较好，预测 EUR 值为 12 100×104m3。

27-30H2井（图9-b）于2015年完钻，钻遇有效砂体570 m、有效砂厚5.6 m、储层孔隙度8.5%、渗透率0.73 mD，含气饱和度60.3%。采用遇油膨胀裸眼封隔器压裂8段，加砂量319.4 m3，测试返排率81.1%，试气产量 8.3×104m3/d、无阻流量 25.4×104m3/d。结合地质条件和开发效果，判断为II类井。首年配产 4.1×104m3/d，目前累计产气 4 497×104m3，预测 EUR 值为 5 700×104m3。

34-51H2井（图9-c）于2014年完钻，钻遇有效砂体520 m、有效砂厚5.1 m、储层孔隙度7.8%、渗透率0.65 mD、含气饱和度57.4%。采用水力喷砂分7段压裂，加砂量260.7 m3，测试返排率79.8%，试气产量 5.6×104m3/d、无阻流量 15.4×104m3/d，综合判断为Ⅲ类井。首年配产3.0×104m3/d，目前累计产气 2 507×104m3，预测 EUR 值为 4 300×104m3。

26-31H1井（图9-d）于2012年完钻，钻前对地质条件认识不清，钻遇有效砂体长度仅73 m、有效砂厚4.3 m、储层孔隙度7.1%、渗透率0.55 mD、含气饱和度52.4%。采用水力喷砂分5段压裂，但有效砂体段仅压裂2段，加砂量231.1 m3，测试返排率78.6%，试气产量 3.6×104m3/d、无阻流量 11.43×104m3/d，为典型Ⅳ类井。首年配产2.2×104m3/d，目前累计产气量 971×104m3，预测 EUR 值为 2 300×104m3。

4 结论

1）辫状河相致密砂岩气田储层非均质性强，有效砂体厚度薄、规模小，在空间高度分散，预测难度大。辫状河体系带是控制沉积微相和有效砂体展布的关键地质参数。叠置带储层规模大，稳定性和连续性强，应侧重于储层厚度、储量集中程度等区块的整体评价，整体式部署水平井；过渡带沉积水动力弱，储层连续性相对局限，应在优选富集区的基础上，侧重于隔夹层描述、相邻直井生产动态分析等局部“甜点”研究，评价式部署水平井。

2）针对辫状河相致密砂岩储层地质特点，提出了“多层约束、分级相控”的多步建模方法。基于高精度三维地质模型进行水平井部署，与传统的布井方法相比，具有多资料融合、实时、直观、准确率高的特点，能在水平井钻进过程中更好地发挥地质导向作用。

3）结合地质特征与开发效果，可将水平井分为4种类型，Ⅰ、Ⅱ类井主要位于叠置带，Ⅲ、Ⅳ类主要位于过渡带。四类井的合理配产分别为大于5×104m3/d、(4 ～ 5)×104m3/d、(3 ～ 4)×104m3/d 和小于 3×104m3/d。在气井开发早期先根据多个地质及动态参数快速进行气井分类评价，继而按照不同井类型进行配产，合理利用地层能量，提高气井开发效果。