李進(jìn)步 馬志欣 張 吉 付 斌 白玉奇 黃文芳 馮 敏

2015年以來，國際油價持續(xù)低位徘徊[1-2]。作為非常規(guī)致密砂巖氣的典型代表[3-7]，蘇里格氣田具有“儲量豐度低，整體含氣但局部富氣”的特點，開發(fā)難度大、成本高，其受到低油價的沖擊較常規(guī)氣藏更大。近年來，我國新出臺了《中華人民共和國安全生產(chǎn)法》《中華人民共和國環(huán)境保護(hù)法》等一系列環(huán)保法規(guī)，征地難、鉆完井造價高等影響氣田效益開發(fā)的因素日益凸顯，如何實現(xiàn)氣田經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)是蘇里格氣田面臨的巨大挑戰(zhàn)。

為此，立足于蘇里格氣田儲層基本特征，提出了一套降本增效的系列技術(shù)[8-12]，主要包括：上古生界河流相砂巖氣藏（以下簡稱上古生界氣藏）的定量表征技術(shù)，下古生界海相碳酸鹽巖氣藏（以下簡稱下古生界氣藏）的整體評價技術(shù)，水平井開發(fā)、大井組布井及上、下古生界氣藏的立體開發(fā)技術(shù)。蘇里格氣田2016年產(chǎn)能建設(shè)及生產(chǎn)動態(tài)表明：該系列技術(shù)有效降低了氣田的產(chǎn)能建設(shè)成本，確保了年產(chǎn)氣230h108m3這一穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)的順利完成，實現(xiàn)了氣田的可持續(xù)性發(fā)展。

1 氣田開發(fā)概況

1.1 氣藏地質(zhì)特征

蘇里格氣田自2006年進(jìn)入工業(yè)化開發(fā)以來，大量評價井的鉆探、先導(dǎo)性開發(fā)試驗及氣井動靜態(tài)資料皆顯示出該氣田地質(zhì)情況十分復(fù)雜，主要表現(xiàn)為：①上古生界氣藏與下古生界氣藏疊合發(fā)育。上古生界氣藏自下而上發(fā)育了石炭系本溪組、太原組, 二疊系山西組、石盒子組及石千峰組,其中,石盒子組8段、山西組1段是主要的含氣層段[4-13]。下古生界奧陶系馬家溝組碳酸鹽巖從下到上依次劃分為馬一段—馬六段（峰峰組），可分為3套含氣組合，上組合為馬五1—馬五4亞段風(fēng)化殼組合，中組合為馬五5—馬五10亞段白云巖組合，下組合為馬四段及以下白云巖。中上組合的馬五 亞段、馬五、馬五5及馬五層為主要含氣層系[14-17]。②上古生界儲層普遍含氣，但陸相河流相儲層沉積過程的復(fù)雜性及后期的成巖演化造成儲層普遍致密[6-7,13,18-19]，平面上有效砂體相對孤立、分散，沉積的多期次性造成儲層在縱向上多層系含氣[14-15]。③下古生界儲層受巖溶古地貌、白云巖成因機(jī)理等多種因素控制[16-20]，有效儲層局部發(fā)育。

1.2 各區(qū)塊開發(fā)特點

根據(jù)勘探階段的不同將蘇里格氣田分為中區(qū)、東區(qū)和西區(qū)。隨著開發(fā)的深入，3個區(qū)塊逐漸暴露出各自的開發(fā)難點：

中區(qū)：①中區(qū)自2006年進(jìn)入開發(fā)，為開發(fā)最早的區(qū)塊，先后部署600 mh1 200 m矩形井網(wǎng)、600 mh800 m～500 mh650 m平行四邊形井網(wǎng)，同時還存在直井、水平井共存的不規(guī)則混合井網(wǎng)[20]。密井網(wǎng)解剖及氣藏工程論證認(rèn)為500 mh650 m平行四邊形井網(wǎng)干擾概率低，可以取得較好的經(jīng)濟(jì)效益[20]，但是老井網(wǎng)的調(diào)整和儲量動用皆存在困難；②經(jīng)過8年的規(guī)模開發(fā)，目前未動用資源整體的品位較低，優(yōu)質(zhì)儲層零散分布，井位優(yōu)選的難度增大。

東區(qū)：①儲層普遍致密，試氣結(jié)果顯示直井平均無阻流量6h104m3/d，水平井平均無阻流量24h104m3/d，效果一般；②下古生界儲層氣井普遍高產(chǎn)，但儲層分布的控制因素多，預(yù)測難度大；③區(qū)塊北部產(chǎn)水明顯，攜液井、水淹井占投產(chǎn)井的44.4%，嚴(yán)重影響了氣藏穩(wěn)產(chǎn)。

西區(qū)：①西區(qū)位于蘇里格氣田的構(gòu)造低部位，多期構(gòu)造運動造成鼻狀隆起、小型斷層等微幅度構(gòu)造發(fā)育；②儲層整體含水，局部富氣，氣水識別難度大。

2 降本增效難點

2.1 降低成本難點

蘇里格氣田降低成本主要存在以下3個方面的難點：①經(jīng)過多年探索，形成了優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、提高PDC鉆頭復(fù)合鉆井速度、優(yōu)化鉆井液體系等一系列快速鉆井技術(shù)[8]，目前直井平均綜合成本控制在800h104元以內(nèi)，進(jìn)一步下降的空間有限；②隨著毛烏素沙漠地區(qū)環(huán)保壓力逐漸增大，植被恢復(fù)、耕地占用、鉆井液處理等多項稅費不斷上漲，氣田開發(fā)成本進(jìn)一步增加；③鉆、試工作液不落地處理工藝及配套關(guān)鍵處理裝備不成熟，造成鉆、試工作液重復(fù)利用率低，廢液處理成本居高不下。

2.2 氣田開發(fā)難點

為了實現(xiàn)降本增效，就需要在提高單井產(chǎn)量、提高氣藏采收率上有所突破，開發(fā)難點具體表現(xiàn)在以下兩個方面。

2.2.1 富集區(qū)篩選困難

蘇里格地區(qū)儲層埋藏深，地震信號衰減快，高頻成分保留較少，導(dǎo)致地震資料縱向分辨率低；砂泥巖波阻抗差數(shù)值小，難以精確識別有效儲層；同時，蘇里格氣田主力產(chǎn)層為河流相砂巖儲層，河道橫向快速遷移，縱向疊置樣式多樣，常規(guī)儲層精細(xì)描述手段難以準(zhǔn)確預(yù)測有效儲層的分布。

2.2.2 氣藏整體采收率提高困難

針對蘇里格氣田不同區(qū)塊的儲層發(fā)育特征，通過“儲層單元化開發(fā)，儲量整體化動用”的方式以達(dá)到提高氣藏整體采收率的目標(biāo)，對井網(wǎng)、井型優(yōu)化提出了更高的要求。

針對上述難點，一方面需要引入市場的調(diào)節(jié)機(jī)制，降低開發(fā)成本，另一方面則需要持續(xù)開展技術(shù)創(chuàng)新，優(yōu)化氣田開發(fā)方式及組織管理模式，實現(xiàn)降本增效的目標(biāo)。

3 降本增效關(guān)鍵技術(shù)

3.1 地質(zhì)技術(shù)

3.1.1 上古生界氣藏定量表征技術(shù)

蘇里格氣田上古生界氣藏發(fā)育低滲—致密河流相砂巖儲層，含氣面積范圍大，是氣田的主力儲層，然而氣藏內(nèi)部有效砂體具有規(guī)模小、數(shù)量多、分布零散的特點[3-4]。所以，針對該類氣藏，需要借助高精度的儲層預(yù)測與表征手段，為上古生界氣藏的井位優(yōu)化部署奠定基礎(chǔ)。

氣田的開發(fā)自2000年起，便強調(diào)地震與地質(zhì)相結(jié)合的儲層描述技術(shù)。隨著地震技術(shù)的革新，經(jīng)歷了常規(guī)向高精度、二維向三維、疊后向疊前、砂巖向有效儲層預(yù)測的轉(zhuǎn)變。近年來在上古生界氣藏，為了進(jìn)一步完善水平井的優(yōu)化部署和地質(zhì)導(dǎo)向，地震技術(shù)開展了疊前統(tǒng)計學(xué)反演試驗。具體內(nèi)容包含：①在采集方面，優(yōu)化觀測系統(tǒng)，實現(xiàn)寬方位數(shù)據(jù)采集。②在資料處理方面，強調(diào)保幅保真，應(yīng)用井控提高垂向分辨率，并引入OVT域?qū)挿轿惶幚砑夹g(shù)，保留了更多的方位與偏移距信息。處理效果表明：道集成像質(zhì)量得到了明顯提高，遠(yuǎn)近炮檢距振幅的相對關(guān)系更合理，提高了疊前反演的質(zhì)量；由于裂縫或斷層在不同方位角地震剖面上呈現(xiàn)出各向異性特征，如振幅差異、時差差異以及頻率衰減等信息，利用OVT道集數(shù)據(jù)形成AVA（疊前地震振幅隨入射角變化）、AVAZ（疊前地震振幅隨方位角變化）兩種裂縫檢測技術(shù)，為裂縫預(yù)測提供了新的手段。③在資料解釋方面，采用馬爾科夫鏈蒙特卡洛算法，結(jié)合疊前數(shù)據(jù)和井資料，進(jìn)行變差函數(shù)分析，獲得了頻率高于地震帶寬、厚度小于15 m的小層級別砂巖和有效儲層的預(yù)測數(shù)據(jù)體[3,7,13]。

在地震技術(shù)變革的同時，為了深化對儲層的認(rèn)識，在蘇里格氣田中區(qū)開展了多個井網(wǎng)加密試驗，最小井距達(dá)300 m，應(yīng)用儲層構(gòu)型理論，根據(jù)蘇里格氣田開發(fā)實際，優(yōu)選儲層原型模型，采用模式擬合、層次約束，逐級識別砂體，分析不同成因單砂體的定量參數(shù)和空間幾何特征，初步建立了蘇里格氣田的基礎(chǔ)地質(zhì)知識庫。

針對蘇里格氣田不同區(qū)塊的資料特征，以地質(zhì)模型為載體，根據(jù)不同的建模目的，優(yōu)選建模方法，在確保資料可靠的前提下，將地震、地質(zhì)資料相結(jié)合，軟、硬數(shù)據(jù)（軟數(shù)據(jù)指地震反演數(shù)據(jù)，來源于數(shù)理計算；硬數(shù)據(jù)指測、錄井?dāng)?shù)據(jù)，來源于實測資料）相約束，實現(xiàn)了蘇里格氣田儲層的高精度定量表征。應(yīng)用該技術(shù)新增建產(chǎn)有利區(qū)150 km2，可部署井位450口。

3.1.2 下古生界氣藏整體評價技術(shù)

蘇里格氣田下古生界奧陶系馬家溝組碳酸鹽巖儲層主要分布在馬五5亞段、馬五41、馬五2

2及馬五1

3層。巖性主要為含球狀硬石膏結(jié)核泥粉晶白云巖、含石膏晶體泥粉晶白云巖、粗粉晶白云巖和顆粒白云巖，儲集空間以膏?？缀腿芸p（洞）為主。

對蘇里格氣田下古生界儲層分區(qū)帶開展成藏研究，建立：下古生界儲層“側(cè)向運聚＋垂向運聚”二元運聚成藏模式[20]，“區(qū)域剝蝕帶”以側(cè)向運聚成藏為主，其上傾方向為有效儲層的有利發(fā)育區(qū)；“溝槽侵蝕區(qū)”以垂向運聚成藏為主（圖1）。其次，明確下古生界有效儲層主控因素：馬五1+2—馬五4亞段有效儲層分布受巖溶古地貌控制，地貌較高的古斜坡為儲層發(fā)育區(qū)，地貌較低的古洼地和古溝槽為低產(chǎn)或無產(chǎn)區(qū)；馬五5—馬五10亞段有效儲層分布受沉積和成巖影響較大，顆粒灘為最有利沉積相帶，白云巖化是有效儲層發(fā)育的先決條件。

依據(jù)成藏和主控因素研究成果，開展以下技術(shù)攻關(guān)，馬五1+2—馬五4亞段側(cè)重地層分布刻畫和巖溶古地貌恢復(fù)，馬五5—馬五10亞段側(cè)重對白云巖展布進(jìn)行預(yù)測，形成了蘇里格氣田下古生界儲層的多種地質(zhì)預(yù)測技術(shù)，如多方法恢復(fù)巖溶古地貌技術(shù)、利用“古地形對應(yīng)原理”預(yù)測白云巖展布的技術(shù)等[20]。2016年，蘇里格氣田東區(qū)開展了下古生界氣藏儲層的整體評價，篩選含氣有利區(qū)450 km2，初步估算地質(zhì)儲量約150h108m3，為實現(xiàn)氣藏的高效開發(fā)提供了物質(zhì)保障。

圖1 蘇里格氣田東區(qū)下古生界成藏模式圖

3.2 開發(fā)技術(shù)

3.2.1 水平井開發(fā)技術(shù)

蘇里格氣田主力層盒8段儲層屬河流相沉積體系，儲層物性橫向變化快，實施水平井主要存在以下難點[3-6,8-9,21]：①河道沉積結(jié)構(gòu)復(fù)雜，心灘規(guī)模小，具有厚度薄、長度短、寬度窄的特點[4-6]，泥質(zhì)含量低，河道充填與心灘“交錯”沉積，水平井部署與實施難度大。②受古地形影響，河流相儲層的砂體規(guī)模及展布方向多變，不同河段、不同區(qū)域的砂體存在較大差異；同一河流、不同時期的河段及心灘規(guī)模也存在較大差異，準(zhǔn)確預(yù)測受河道控制的砂體展布難度大。③縱向上分布多層含氣層，含氣層之間有較厚的泥巖層相隔，平面上含氣層的分布相對分散。有效儲層零散分布，水平井的動用程度有限。④儲層縱向上多層分布，有效砂體厚度集中在2～4 m，占盒8段有效砂體總數(shù)的50%；厚度大于4 m的有效砂體，僅占有效砂體總數(shù)的33%，適合水平井開發(fā)的層位比例小。⑤儲層非均質(zhì)性強、有效砂體展布變化大、隔夾層發(fā)育等因素增加了水平井導(dǎo)向的難度。⑥局部構(gòu)造起伏較大，存在著地震難以識別的小斷距斷層，水平井實施的風(fēng)險增加。

針對上述問題，從以下3個方面開展科技攻關(guān)，完善致密砂巖的水平井開發(fā)技術(shù)。

1）結(jié)合地震、地質(zhì)、氣藏工程及經(jīng)濟(jì)評價等專業(yè)的研究，明確了蘇里格氣田水平井部署的地質(zhì)條件：目的層砂體疊置方式為大型孤立式、側(cè)向切割式或堆積疊置式[9]；有效厚度大于4 m且鄰井縱向上儲層集中發(fā)育；鄰井試氣無阻流量高且無明顯產(chǎn)水；構(gòu)造趨勢平緩。

2）以儲層空間精細(xì)描述為核心，深化儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)分析和細(xì)化不同期次單砂體描述，縱向上優(yōu)選目標(biāo)層位，提出“六圖一表”的設(shè)計方法[8,22]。如圖2所示，對連續(xù)的大型孤立式或側(cè)向切割式砂體采用平直型水平井，對縱橫向連續(xù)性較好的縱向多層采用大斜度水平井，對中間有較小泥巖隔夾層、平面上發(fā)育穩(wěn)定的兩套氣層采用階梯水平井，這3種“差異化”軌跡設(shè)計模式[23-24]，使水平井的設(shè)計更為合理。

圖2 蘇里格氣田水平井“差異化”軌跡設(shè)計模式圖

3）創(chuàng)新了適應(yīng)于蘇里格氣田水平井導(dǎo)向的“兩階段、三結(jié)合、四分析、五調(diào)整”的導(dǎo)向技術(shù)[21,23,25-27]，確保水平井的有效實施。即在水平井入靶階段，堅持“標(biāo)志層多級控制，關(guān)鍵點提前預(yù)判，變化點及時調(diào)整”的方法；在水平段導(dǎo)向調(diào)整階段，以單砂體、沉積微相、儲層構(gòu)型分析及微幅度構(gòu)造4個預(yù)測為核心[27]，建立了鉆遇儲集體由心灘微相變?yōu)楹拥莱涮钗⑾?、鉆遇內(nèi)部夾層、目的層頂部穿出、目的層底部穿出、側(cè)向鉆出河道、鉆遇斷層等6種鉆遇模式的判別依據(jù)及調(diào)整措施。該系列方法使得砂體鉆遇率與水平井實施效果顯著提高。

3.2.2 大井組開發(fā)技術(shù)

大井組開發(fā)即采用定向鉆進(jìn)技術(shù)，在一個井場上實施多口井。以前水平井實施以井口、入靶點、井底3點在同一個豎直面上的二維水平井為主。隨著井身軌跡控制技術(shù)的不斷發(fā)展，水平井的井口位置與入靶點、井底兩點可不在同一個豎直面上，三維水平井的鉆井得以實現(xiàn)。同時，經(jīng)過近3年的技術(shù)攻關(guān)，以“預(yù)分防碰＋三維繞障”為核心的大井組鉆井技術(shù)趨于成熟[26-28]，形成了2種大井組部署模式：直井＋定向井、直井＋定向井＋水平井。直井＋定向井的部署模式適應(yīng)于縱向上發(fā)育多套含氣層的區(qū)域，實現(xiàn)一井多層，提高儲量動用程度；直井＋定向井＋水平井的部署模式則適應(yīng)于單一層系發(fā)育的區(qū)域，以直井或定向井作為控制井，為水平井的實施提供必要的參考（圖3）。

大井組開發(fā)技術(shù)具有以下優(yōu)點：①能夠有效減少井場、鉆前道路土地占用；②縮短鉆機(jī)機(jī)組、試氣機(jī)組搬家時間，加快氣井投產(chǎn)；③縮短輸氣支管長度，實現(xiàn)井組整體、快速投產(chǎn)；④一場多井，便于井場井口設(shè)備維護(hù)，降低后期氣井的管理難度；⑤便于鉆、試工作液重復(fù)利用，減少環(huán)境污染。

3.2.3 上、下古生界氣藏立體開發(fā)技術(shù)

蘇里格氣田中、東區(qū)受沉積環(huán)境等因素影響，上、下古生界氣藏均有有利儲層發(fā)育，以上古生界河流相高石英含量的致密砂巖儲層與下古生界白云巖儲層疊合發(fā)育為主要特征[19]。為最大限度地實現(xiàn)儲量動用，提高單井產(chǎn)量，在下古生界氣藏儲層整體評價的基礎(chǔ)上，采用上、下古生界氣藏立體開發(fā)的思路，以下古生界氣藏彌補上古生界氣藏單井產(chǎn)量低的不足。

利用鑄體薄片、氣水相滲、掃描電鏡、恒速壓汞及核磁共振等實驗結(jié)果，描述上古生界氣藏致密砂巖儲層的孔喉結(jié)構(gòu)和滲流特征。結(jié)合物性、電性、含氣性等參數(shù)，采用經(jīng)濟(jì)評價技術(shù)綜合論證適合水平井開發(fā)的致密砂巖有效儲層厚度下限。在致密砂巖有效儲層控制因素研究的基礎(chǔ)上，精細(xì)刻畫砂體及有效砂體平面展布，結(jié)合試氣資料，篩選產(chǎn)能建設(shè)有利區(qū)。在上、下古生界氣藏產(chǎn)能建設(shè)有利區(qū)的疊合區(qū)域開展立體開發(fā)下的井位優(yōu)化部署（圖4）。

經(jīng)過近幾年的產(chǎn)能建設(shè)實踐，形成了“直井/定向井（上古生界氣藏）＋直井/定向井（下古生界氣藏）”“水平井（上古生界氣藏）＋直井/定向井（下古生界氣藏）”“直井/定向井（下古生界氣藏）＋水平井（下古生界氣藏）”3種布井模式，實現(xiàn)了上古生界河流相致密砂巖儲層、下古生界海相碳酸鹽巖儲層立體化開發(fā)。

4 應(yīng)用效果

2016年蘇里格氣田全面推行本項技術(shù)研究成果，保障了蘇里格氣田產(chǎn)能建設(shè)任務(wù)的順利完成，并實現(xiàn)了氣田的高效開發(fā)。

圖3 蘇里格氣田大井組部署模式示意圖

圖4 上、下古生界氣藏立體布井模式示意圖

1）在上古生界氣藏盒8段，完鉆水平井39口井，平均水平段長度1 115 m，平均砂巖鉆遇率由2015年的80%提高到84.3%，平均有效儲層鉆遇率達(dá)60%以上，平均試氣無阻流量45h104m3/d，較2015年提高18.4%，對投產(chǎn)第1年的年產(chǎn)氣量進(jìn)行統(tǒng)計，2016年投產(chǎn)水平井的平均年產(chǎn)氣量比2015年投產(chǎn)水平井的平均年產(chǎn)氣量增加約49.5h104m3。

2）在上古生界氣藏，開發(fā)面臨著儲層地質(zhì)條件越來越差的情況，完鉆直井/定向井98口，Ⅰ＋Ⅱ類井所占比例達(dá)85.0%，較2015年提高2%；在下古生界氣藏，完鉆且鉆遇有效儲層直井/定向井179 口，平均有效儲層鉆遇率76.6%，較2015年提高10.1%，平均試氣無阻流量30h104m3/d，較2015年提高30.1%，對投產(chǎn)第1年的年產(chǎn)氣量進(jìn)行統(tǒng)計，2016年投產(chǎn)直井/定向井的平均年產(chǎn)氣量較2015年投產(chǎn)直井/定向井的平均年產(chǎn)氣量增加約33.0h104m3。

3）2016年蘇里格氣田完鉆大井組99個，單個井場的平均轄井?dāng)?shù)由3口提高到6口，最大轄井?dāng)?shù)達(dá)13口；單井平均占地面積由7 700 m2減少至3855 m2，縮減49.9%；單井平均建井周期由36 d縮短至26 d，縮短10 d；大井組單井平均綜合造價降低約30h104元。

經(jīng)過近幾年的科技創(chuàng)新，蘇里格氣田降本增效開發(fā)技術(shù)取得了突破，在國際低油價的嚴(yán)峻形勢下，保障了氣田產(chǎn)能建設(shè)的順利進(jìn)行，為實現(xiàn)氣田長期穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。同時對毛烏素沙漠的生態(tài)環(huán)境保護(hù)起到了積極的作用，實現(xiàn)了降本、增效、環(huán)保三贏。

5 結(jié)論

1）針對上古生界氣藏儲層致密，有效儲層規(guī)模小、分布零散的特點，地質(zhì)、地震資料相結(jié)合，實現(xiàn)了上古生界氣藏河流相儲層定量表征，精細(xì)刻畫有效儲層空間展布特征，篩選出產(chǎn)建有利區(qū)，有效解決了上古生界氣藏井位優(yōu)選難的問題。

2）針對下古生界氣藏開發(fā)程度較低、有效儲層分布預(yù)測難度大的難題，分區(qū)帶開展儲層整體評價，建立了“側(cè)向運聚＋垂向運聚”二元運聚成藏模式，并明確了馬五1+2—馬五4、馬五5—馬五10亞段有效儲層發(fā)育主控因素，解決了下古生界氣藏富集區(qū)篩選的難題，為下古生界氣藏的規(guī)模開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

3）針對蘇里格氣田地表生態(tài)系統(tǒng)脆弱、土地征借困難的難題，通過井身軌跡控制、預(yù)分防碰、三維繞障技術(shù)的不斷進(jìn)步，使大井組開發(fā)技術(shù)在蘇里格氣田得到了規(guī)模應(yīng)用，有效減少了單井平均占地面積，縮短了建井周期，便于氣井生產(chǎn)管理，同時減少了環(huán)境污染。

4）水平井開發(fā)技術(shù)有效提高了水平井在上古生界氣藏的實施效果，上、下古生界氣藏立體開發(fā)技術(shù)實現(xiàn)了上古生界河流相致密砂巖儲層、下古生界海相碳酸鹽巖儲層的立體化開發(fā)，最大限度提高了儲量動用程度，提高了單井產(chǎn)量。

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