呂志凱，唐海發(fā)，劉群明，李小鋒，王澤龍

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018)

0 引 言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田具有儲層致密、非均質(zhì)性強(qiáng)、低壓、低產(chǎn)等特征，是目前我國發(fā)現(xiàn)并投入開發(fā)的儲量和產(chǎn)能規(guī)模最大的天然氣田，也是我國致密砂巖氣田的典型代表[1]。2016年，蘇里格致密砂巖氣產(chǎn)量已達(dá)230×108m3，占同期我國天然氣總產(chǎn)量的近1/5，對緩解我國天然氣供需緊張局面做出了重要貢獻(xiàn)。經(jīng)過近15年的探索和實踐，蘇里格氣田從直井發(fā)展到叢式井、水平井等多種井型，形成了直井分層壓裂和水平井多段壓裂工藝技術(shù)，在油氣資源品位日趨劣質(zhì)化的現(xiàn)狀下，有力地支撐了蘇里格氣田的規(guī)模上產(chǎn)。目前氣田已進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段[2]，提高氣藏采收率、最大限度地延長氣田穩(wěn)產(chǎn)時間成為現(xiàn)階段氣田開發(fā)的重點(diǎn)和難點(diǎn)。

國內(nèi)外實踐表明，直井分層壓裂和水平井多段壓裂是開發(fā)致密氣的兩個有效手段。北美地區(qū)致密氣儲集層累計厚度大、儲量豐度高，直井密井網(wǎng)開發(fā)可獲得較高采收率[3]。蘇里格氣田儲集層薄、豐度低，僅靠井網(wǎng)加密，一定程度后難以保證單井經(jīng)濟(jì)極限采出量，需要探索不同井型、混合井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)。目前蘇里格已投產(chǎn)水平井1 000余口，其產(chǎn)量占?xì)馓锟偖a(chǎn)量30%以上，水平井開發(fā)成效顯著。但氣田繼續(xù)深入開發(fā)面臨儲量品質(zhì)越來越差的客觀事實，自2011年以來新投產(chǎn)水平井平均無阻流量和初期產(chǎn)量逐年下降，低產(chǎn)、低效、產(chǎn)水井?dāng)?shù)增多，水平井部署風(fēng)險越來越大[4]。同時，水平井開發(fā)究竟提高了氣藏采收率，還是采氣速度，目前尚無定論。因此，總結(jié)蘇里格氣田儲層結(jié)構(gòu)特征，分析水平井提高氣藏采收率機(jī)理，建立水平井適應(yīng)的砂體分布模式，提出水平井優(yōu)化部署建議，對蘇里格氣田水平井開發(fā)部署、采收率提高和長期穩(wěn)產(chǎn)具有重要指導(dǎo)意義。

1 蘇里格辮狀河體系沉積特征

1.1 氣田地質(zhì)概況

蘇里格氣田主體位于鄂爾多斯市烏審旗境內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，勘探面積約5×104km2，埋藏深度主要為3 000～3 600 m，主要產(chǎn)層為二疊系盒8段-山1段。主力儲層盒8屬于寬緩背景下的辮狀河沉積，單期河道寬0.2～1.0 km。沉積盆地北部物源供給充足，砂體延伸遠(yuǎn)，橫向展布寬，砂體展布面積超過4×104km2，這些特征構(gòu)成了大型巖性氣藏的形成基礎(chǔ)[1]。目前鉆井揭示，數(shù)萬平方千米氣藏范圍內(nèi)具有整體含氣的特征，氣藏主體不含水，沒有明顯的氣藏邊界，具有“連續(xù)型油氣聚集”的氣藏分布特征[5-6]。但氣層厚度較薄，砂巖厚度30～50 m，主力氣層厚度約10 m；地質(zhì)儲量豐度為0.5×108～2.0×108m3/km2，局部發(fā)育“甜點(diǎn)”。

井網(wǎng)加密區(qū)儲層精細(xì)研究表明，氣田主力含氣砂體主要為辮狀河心灘微相沉積砂體，單個砂體規(guī)模較小，厚度為2～5 m，寬度為200～400 m，長度600～800 m；同一小層內(nèi)，心灘鉆遇率為10%～40%，心灘砂體約占總面積的10%～40%。雖然主力含氣砂體呈多層狀分散分布，但將多層主力含氣砂體投影疊置后，可覆蓋近100%的氣田面積，所以蘇里格氣田具有整體含氣的特征[7]。

1.2 辮狀河體系沉積特征

圖1 蘇里格氣田山1砂體厚度圖Fig.1 Sand thickness map of upper and lower sub-members of He 8 member and Shan 1 member in the sulige gas field

圖2 蘇里格氣田由北向南砂體結(jié)構(gòu)特征Fig.2 Sand-body distribution in the Sulige gas field from north to south

垂向上，辮狀河體系疊置帶的發(fā)育程度由北向南逐漸變差(圖2)。西區(qū)與中區(qū)的發(fā)育程度整體上高于東區(qū)，表現(xiàn)在疊置砂體厚度大、水動力強(qiáng)度大、砂體相對均勻等[9]。不同開發(fā)區(qū)塊的砂體結(jié)構(gòu)特征具有明顯的差異，蘇10、蘇11以厚層塊狀疊置砂體發(fā)育為主。蘇里格氣田不同期次的辮狀河砂體疊加形成多套砂體，控制著有效儲層縱向上的多層分布格局。

2 砂體分布模式及地質(zhì)特征

對于大型致密砂巖氣藏，在水平井井位部署之前，首先從地質(zhì)背景、體系類型和沉積相帶識別入手進(jìn)行層段復(fù)合砂體描述；其次在沉積微相、砂體疊置類型和主河道識別的基礎(chǔ)上刻畫小層復(fù)合砂體；最后進(jìn)行單砂體劃分、單砂體規(guī)模表征來定性描述單砂體規(guī)模，為井位部署提供科學(xué)依據(jù)[2]。但針對蘇里格全區(qū)不同儲層結(jié)構(gòu)如何集群化應(yīng)用水平井開發(fā)，需要進(jìn)一步深入研究。

2.1 剖面儲量集中度的內(nèi)涵

蘇里格氣田目的層為大型辮狀河沉積，多期次辮狀河河道的頻繁遷移與切割疊置作用，使得含氣砂體多以小規(guī)模孤立狀分布在垂向多個層段中[10]。如前所述，辮狀河疊置帶、過渡帶、體系間有效砂體的集中程度具有明顯差別，砂層組垂向上含氣砂體的集中程度，決定著水平井開發(fā)實施效果。含氣砂體分布越集中，則儲集層儲量集中程度越高，水平井開發(fā)時儲量動用程度與采出程度越高。相反，含氣砂體垂向上分布較分散，則儲集層儲量分布在多個小層內(nèi)，水平井開發(fā)縱向儲量動用不充分，影響最終采出程度。為了研究不同儲層結(jié)構(gòu)下的水平井開發(fā)效果，基于密井網(wǎng)區(qū)地質(zhì)解剖，引入剖面儲量集中度的概念[11]，即最大砂層組連通體有效厚度與剖面儲層總厚度的比值，它是有效砂體分布集中程度的定量化描述，反映了區(qū)域水動力條件的強(qiáng)弱，同時也反映了多期疊置泛連通體的發(fā)育規(guī)模，為進(jìn)行不同儲層結(jié)構(gòu)下的井型優(yōu)化提供了基礎(chǔ)。

2.2 砂體分布模式及特征

根據(jù)有效儲層垂向剖面的集中程度，參考前人研究成果[12]，建立了覆蓋全區(qū)的4種砂體分布模式，按形成時水動力條件由強(qiáng)到弱分別為：厚層塊狀型、垂向疊置泛連通型、分散局部連通型、分散孤立型(表1)。厚層塊狀型、垂向疊置泛連通型主要發(fā)育在疊置帶內(nèi)，儲量集中度大于65%，持續(xù)強(qiáng)水動力條件在單層或多層系砂體沉積時出現(xiàn)，形成粗粒巖相，主力層系有效砂巖主要集中在一個或多個砂層組內(nèi)，有效砂巖呈堆積疊置和切割疊置出現(xiàn)，累計厚度為5～8 m，甚至更多，中間無或少有物性夾層，有效砂巖橫向可對比性較好。分散局部連通型多數(shù)發(fā)育在疊置帶內(nèi)，少數(shù)發(fā)育在過渡帶內(nèi)，儲量集中度為40%～65%，水動力條件時強(qiáng)時弱，有效砂巖縱向多層分布，砂巖橫向局部連通，有效砂巖多為孤立狀，單層厚度為3～5 m，中間多存在泥質(zhì)夾層，厚度一般大于3 m。分散孤立型主要發(fā)育在過渡帶內(nèi)，儲量集中度小于40%，水動力條件中等至偏弱，砂泥巖間互出現(xiàn)，縱向不發(fā)育主力層系，砂巖縱向孤立狀多層分布，單層厚度一般小于3 m，中間多存在泥質(zhì)夾層，厚度一般大于3 m。

表1蘇里格氣田儲層砂體分布模式

Table1Reservoirssand-bodydistributionmodelsoftheSuligegasfield

3 不同儲層結(jié)構(gòu)下水平井采出程度

對于連通性好的氣藏，假設(shè)一口氣井可以控制整個氣藏，那么井型的差別僅僅決定了采氣速度，對最終采收率影響不大。蘇里格氣田有效單砂體呈孤立狀、多層分散分布，采用直井多層合采能充分動用縱向上多個有效單砂體；但是對于復(fù)合砂體，由于砂體內(nèi)部存在著阻礙連通的“阻流帶”[12-14]，限制了直井的控制范圍，而采用水平井開發(fā)通過分段壓裂技術(shù)可以有效克服阻流帶的影響，從而提高層內(nèi)儲量動用程度。另一方面，蘇里格氣田儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，在目前技術(shù)條件下，水平井大多鉆遇1套有效砂體(單砂體或復(fù)合砂體)[7]，使多層系含氣儲層儲量縱向上動用不充分，層間采出程度存在進(jìn)一步提高的潛力。

3.1 水平井層內(nèi)采出程度分析

圖3 直井與水平井鉆遇心灘內(nèi)“阻流帶”射孔示意圖Fig.3 Vertical and horizontal wells drilling “blocking zone” perforation in channel bar

蘇里格氣田儲集層厚度較薄，且有效砂體規(guī)模小，當(dāng)直井開發(fā)采收率水平較低時，通過井網(wǎng)加密可以一定程度提高采收率，但難以確保單井經(jīng)濟(jì)極限累計產(chǎn)量。根據(jù)密井網(wǎng)解剖的結(jié)果，復(fù)合有效砂體規(guī)模尺度大，厚度為5～10 m，寬500～1 000 m，長800～1 500 m，地質(zhì)儲量一般大于5 000萬方。氣藏工程論證結(jié)果表明[15]，直井的實際泄流面積一般小于0.48 km2，泄流半徑為200～400 m，這反映出復(fù)合有效砂體內(nèi)部是不連通的，存在阻流帶，限制了直井的控制范圍。在直井開發(fā)方式下，壓裂縫東西向展布，難以克服南北兩側(cè)阻流帶的影響，而使儲量的動用程度不充分；水平井則可以鉆穿東西向展布、南北向排列的阻流帶，提高儲量的動用程度(圖3)。經(jīng)數(shù)值模擬計算，水平井的動態(tài)儲量可以達(dá)到直井動態(tài)儲量的2～3倍，甚至更高，水平井有效控制層段的采收率可達(dá)80%以上[16]。另外，水平井壓裂可溝通垂向上未鉆遇的有效砂體，提高單井控制儲量和采收率。

3.2 水平井層間采出程度分析

圖4 H2井實鉆軌跡剖面圖Fig.4 Drill-hole trajectory of well H2

水平井與分段壓裂技術(shù)的組合應(yīng)用，可以一定程度上提高鉆遇有效砂體及鄰近井筒有效砂體的動用程度，但在垂向剖面上仍會有剩余部分被較厚泥巖隔開的氣層，導(dǎo)致垂向儲量動用不充分，氣藏采收率存在進(jìn)一步提高的潛力。數(shù)值模擬研究表明，剖面儲量集中度高(>65%)的井組，由于主力層比較突出，采用水平井開發(fā)，水平井控制層段采出程度可達(dá)65%以上，層間采出程度在40%以上；剖面儲量集中度在40%～65%的井組，含氣層比較分散，水平井開發(fā)采出程度低于35%；剖面儲量集中度低(<40%)的井組，層間采出程度小于20%，此時采用直井密井網(wǎng)開發(fā)，縱向上多層合采，可獲得較高的采出程度(表2)。

表2 不同砂體分布模式下水平井采出程度數(shù)值模擬評價結(jié)果表

3.3 實鉆水平井開發(fā)效果評價

通過對蘇里格氣田200余口實鉆水平井及其井組的精細(xì)地質(zhì)解剖，統(tǒng)計靜動態(tài)參數(shù)，并依據(jù)水平井分類評價標(biāo)準(zhǔn)[17]，分模型對鉆遇水平井進(jìn)行歸類，結(jié)果顯示，目前已完鉆的水平井鉆遇砂組分布模式以厚層塊狀型、垂向疊置泛連通型為主，占總井?dāng)?shù)的66%；氣層橫向分布穩(wěn)定，水平段氣層鉆遇率高，通常大于70%，臨井揭示有效厚度一般大于8 m，水平井類型基本為Ⅰ類和Ⅱ類水平井，平均日產(chǎn)氣量為5.9×104m3/d，平均單井控制儲量為9 294×104m3，開發(fā)效果良好。相比之下，有27%的水平井鉆遇分散局部連通型砂體，儲層連續(xù)性較差，有效砂體厚度較薄且多孤立，不確定性的儲層厚度和相對較低的氣層鉆遇率導(dǎo)致開發(fā)指標(biāo)差，偶有少部分水平井鉆遇甜點(diǎn)區(qū)，成為Ⅰ類、Ⅱ類井，多數(shù)氣井處于邊際甚至沒有經(jīng)濟(jì)效益。少數(shù)水平井鉆遇分散孤立型儲層，由于鉆遇有效砂體規(guī)模小，全部為Ⅲ類井，沒有經(jīng)濟(jì)效益(表3)。因此，綜合數(shù)值模擬和實鉆結(jié)果，對于厚層塊狀型、垂向疊置泛連通型儲層，剖面儲量集中度高，采用水平井整體開發(fā)可大幅提高采收率；而對于分散局部連通型儲層，剖面儲量分布分散，不建議采用水平井整體開發(fā)，可考慮局部儲量豐度大的區(qū)域甜點(diǎn)式加密水平井開發(fā)；對于分散孤立型儲層，剖面儲量高度分散，不建議實施水平井開發(fā)。

表3 不同砂體分布模式下實鉆水平井靜動態(tài)參數(shù)分析

圖5 蘇X區(qū)塊水平井整體開發(fā)區(qū)連井剖面圖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術(shù)對策

井型井網(wǎng)是致密強(qiáng)非均質(zhì)砂巖氣田采收率的主要影響因素之一[18-19]，目前蘇里格氣田投入開發(fā)的井型主要有3種：直井、直井叢式井組、水平井。鑒于蘇里格氣田含氣砂體小而分散、多層分布的地質(zhì)特征，主要在主力氣層發(fā)育好的區(qū)塊應(yīng)用水平井，其他區(qū)塊主要采用直井或直井叢式井組開發(fā)。基于提高單井控制儲量與氣藏采出程度的考慮，蘇里格氣田水平井開發(fā)部署方式主要有兩種：一是在產(chǎn)能建設(shè)投入較晚、井網(wǎng)密度較低的區(qū)域，優(yōu)選剖面儲量集中度較高的富集區(qū)(厚層塊狀型、垂向疊置泛連通型)，采用水平井整體部署；二是剖面儲量集中度低(分散局部連通型)但局部儲量豐度大的區(qū)域或直井井網(wǎng)相對較為完善的已建產(chǎn)區(qū)，采用甜點(diǎn)式優(yōu)選水平井井位進(jìn)行加密部署。

4.1 水平井整體開發(fā)提高采收率

4.2 加密水平井提高采收率

圖6 600 m×800 m井網(wǎng)下“甜點(diǎn)式”水平井加密Fig.6 Horizontal well “Dessert” infilling under 600 m×800 m well pattern

井組儲量豐度/(108 m3/km2)原始剩余井號加密水平井開發(fā)層位水平段長度/m累積產(chǎn)量/104 m3最終采出程度/%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 實鉆井組直井與水平井儲量動用程度對比參數(shù)表

蘇里格氣田水平井水平段長度一般設(shè)計為1 000 m，為了提高有效儲層鉆遇率，水平段方位為近南北向，或順著有效砂體的展布方向，相當(dāng)于部署在直井600 m×800 m井網(wǎng)的長軸對角線上。針對不同井組，通過精細(xì)地質(zhì)解剖，選擇局部剩余儲量較高的區(qū)域加密部署水平井(圖6)。數(shù)值模擬表明，通過“甜點(diǎn)式”水平井加密，3個井組的最終采出程度分別提高了14.1%、17.6%和19.9%(表4)。

選擇4個實鉆加密水平井井組，對比分析靜、動態(tài)參數(shù)，水平井采出程度區(qū)間為45%～50%，相比直井采出程度25%～35%(600 m×800 m井網(wǎng))，提高幅度在15%左右(表5)。

5 結(jié) 論

(1)大型致密砂巖氣藏辮狀河沉積體系，含氣砂體多層狀分散分布，剖面儲量集中度的提出有效地解決了覆蓋蘇里格全區(qū)的砂體分布模式的定量描述問題，為水平井提高采收率研究奠定了基礎(chǔ)。

(2)蘇里格辮狀河體系復(fù)合有效砂體由于“阻流帶”的存在，直井動用不完善，水平井能克服“阻流帶”的影響，提高層內(nèi)儲量動用程度；但對于剖面儲量集中度低的分散局部連通型、分散孤立型儲層，采用水平井開發(fā)，會導(dǎo)致縱向含氣層系儲量動用不充分，影響層間采出程度。

(3)深入不同儲層結(jié)構(gòu)下水平井采出程度研究，提出提高采收率技術(shù)對策：儲量集中度大于65%，采用水平井整體開發(fā)可顯著提高儲量動用程度和采收率；儲量集中度40%～65%，在現(xiàn)有開發(fā)井網(wǎng)下局部剩余儲量較高的區(qū)域，進(jìn)行儲層精細(xì)描述，采用“甜點(diǎn)式”水平井加密方式提高采收率；儲量集中度小于40%，不建議實施水平井開發(fā)。

(4)為進(jìn)一步提高蘇里格氣田采收率，應(yīng)繼續(xù)開展儲層分布模式精細(xì)化研究，在井網(wǎng)加密提高采收率開發(fā)試驗的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)直井、叢式井、水平井優(yōu)化配置論證；同時，繼續(xù)攻關(guān)老井側(cè)鉆、重復(fù)改造、增壓開采、排水采氣等低產(chǎn)低效井挖潛工藝技術(shù)。