蘭天慶，李甜甜，王 亮，潘占昆，岳 斌，李 旭，劉鵬程

（1.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古鄂爾多斯 017300；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021）

當(dāng)前鄂爾多斯盆地已成為國內(nèi)低滲致密氣藏天然氣開發(fā)的典范，經(jīng)過多年的現(xiàn)場實踐和技術(shù)攻關(guān)，該地區(qū)已基本達(dá)成規(guī)模建產(chǎn)、穩(wěn)定產(chǎn)氣的目標(biāo)[1，2]。蘇里格氣田屬于致密砂巖氣藏，具有低孔、低滲、低豐度及儲量基數(shù)大等特點，是我國最重要的氣田區(qū)塊之一[3-5]。研究區(qū)位于蘇里格氣田的西部，經(jīng)2014 年產(chǎn)能規(guī)模建成以來，已經(jīng)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)7 年。該區(qū)塊主力儲層有效儲層多層發(fā)育、且儲層物性好，含氣性高，適合多層系水平井開發(fā)[6，7]。隨著開發(fā)的深入和先進(jìn)鉆采工藝的引進(jìn)，實現(xiàn)水平井規(guī)模開發(fā)為該區(qū)塊氣田中后期開發(fā)的主力方向[8，9]。

蘇54 區(qū)塊可利用和開發(fā)的剩余儲量潛力十分巨大，由于研究區(qū)塊儲集層砂巖厚度變化大，且儲層物性橫向非均質(zhì)性強，加大了水平井的生產(chǎn)開發(fā)的生產(chǎn)難度。使得該區(qū)塊面臨單井壓力下降快，日產(chǎn)氣量遞減率高，產(chǎn)液井比例高，后期穩(wěn)產(chǎn)工作難度較大等一系列的開發(fā)難題[10]，亟需開展相應(yīng)的增產(chǎn)措施，提高水平井采收率，提升其開發(fā)潛力。本文以蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)為研究目標(biāo)，綜合區(qū)塊構(gòu)造特征和生產(chǎn)動態(tài)特征，對研究區(qū)水平井動儲量及采出程度進(jìn)行了評價，制定了一套適合該區(qū)塊氣藏地質(zhì)特征的增產(chǎn)措施方案，對實現(xiàn)水平井提采增產(chǎn)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)塊地質(zhì)特征

蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)位于其區(qū)塊中東部，區(qū)塊面積104 km2，沉積背景以辮狀河、曲流河沉積為主，儲層巖性主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖，總體含氣性表現(xiàn)為東西方向上東部聚氣、西部聚水，南北方向上中部聚氣、南北富水。

1.1 非均質(zhì)性較強

蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)主力開采層位為盒8、山1 段，區(qū)塊橫向上由于沉積微相的變化，非均質(zhì)性在東西向連續(xù)性較差。不同儲層單元的垂向滲透率變異系數(shù)和突進(jìn)系數(shù)相差較大，層間非均質(zhì)程度強。其主力層系儲集空間以次生孔隙為主，具有主力孔道細(xì)小、顆粒分選性差及驅(qū)動壓差大等特點，孔隙度普遍小于12.0%，滲透率普遍低于1.0×10-3μm2，儲層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強。

1.2 可動用儲量大

該水平井研究區(qū)沉積相剖面特征在南北方向上表現(xiàn)為心灘（邊灘）、河道呈孤立狀、連片或切割分布，連續(xù)性較差。而東西方向表現(xiàn)為心灘（邊灘）、河道呈條帶狀連片分布，連續(xù)性較好。根據(jù)井網(wǎng)控制法評價得出，蘇54 區(qū)塊目前已動用儲量163.9×108m3（占比14.6%），剩余地質(zhì)儲量958.5×108m3。其水平井開發(fā)區(qū)集中分布于中部和東部地區(qū)，其他區(qū)域例如環(huán)境敏感區(qū)、地方規(guī)劃區(qū)，還未實現(xiàn)有效開發(fā)和利用。據(jù)不完全統(tǒng)計，蘇54 區(qū)塊剩余可動用儲量面積484.5 km2，剩余儲量530×108m3，可部署井?dāng)?shù)538 口，可建產(chǎn)能17.6×108m3，留給水平井技術(shù)施展的空間還有很大。

1.3 有效儲層多層發(fā)育

研究區(qū)砂體縱向多期疊置，多層系含氣且平面展布變化快，主力層系中盒8下2砂巖相對發(fā)育，鉆遇率高達(dá)100%，平均砂厚為12.7 m；其次為山13，鉆遇率為97.1%，平均砂厚為9.9 m；其余各小層平均砂厚5～6 m。盒8下2和山13砂體發(fā)育，砂體以孤立式、垂向多期切疊式為主。南北向砂體整體連續(xù)性較好，盒8下2砂體展布仍優(yōu)于其余各小層，多期切疊式砂體為主要砂體。

2 生產(chǎn)動態(tài)特征

2.1 單井日均產(chǎn)氣量下降快

蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)是典型的低滲致密氣藏，自建產(chǎn)以來，總計投產(chǎn)氣井38 口，水平井初期配產(chǎn)為5.3×104m3，其中76%的水平井前三年日均產(chǎn)量＞1.5×104m3，且試氣無阻流量＞20×104m3/d，整體開發(fā)效果較好。投產(chǎn)后，由于地層能量不能得到補充或生產(chǎn)制度不合理等因素的影響，其井均產(chǎn)能逐步呈遞減趨勢。致密氣水平井的生產(chǎn)動態(tài)評價結(jié)果顯示，該研究區(qū)水平井的井均產(chǎn)能比投產(chǎn)初期下降了77%，井均套壓比投產(chǎn)初期套壓下降了75%。

2.2 產(chǎn)液井比例高

蘇54 區(qū)塊產(chǎn)氣層多位于構(gòu)造高部位，縱向上存在上氣下水、氣水同層、下氣上水三種存在模式，且氣水無統(tǒng)一邊界。全區(qū)大部分井均含水。目前該區(qū)塊水平井普遍進(jìn)入生產(chǎn)中后期，氣井?dāng)y液能力日趨惡化，積液主要原因為氣井實際日產(chǎn)量低于臨界攜液流量，其次為氣井本身產(chǎn)液量過大，氣井無法依靠自身能量將積液全部排盡[11]。水平井井筒積液的過程主要分為：氣井生產(chǎn)初期，套壓緩慢降低，相對穩(wěn)產(chǎn)；隨著氣藏壓力下降，層內(nèi)可動水進(jìn)入，套壓、產(chǎn)量開始波動，產(chǎn)量迅速下降，氣井無法依靠自身能量自主排液，氣井積液風(fēng)險增大；進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段，井筒積液嚴(yán)重，氣井基本不產(chǎn)氣。

3 動儲量及采出程度評價

將試氣無阻流量和前三年日均產(chǎn)量作為水平井生產(chǎn)動態(tài)分類標(biāo)準(zhǔn)，將水平井劃分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3 類（見表1）。

表1 水平井生產(chǎn)動態(tài)分類指標(biāo)Tab.1 Production performance classification indexes of horizontal wells

3.1 水平井控制儲量計算

考慮水平段長度、儲層鉆遇率指標(biāo)，將水平井控制面積簡化為矩形和圓形的疊加（見圖1），從而得到水平井控制面積，結(jié)合孔隙度、滲透率等參數(shù)，采用容積法進(jìn)行水平井控制儲量復(fù)算。

圖1 水平井控制面積示意圖Fig.1 Schematic diagram of horizontal well control area

水平井的含氣面積（A）為等效泄流面積；有效厚度、孔隙度及含氣飽和度按砂體縱向上的分布進(jìn)行加權(quán)平均，根據(jù)式（1）完成每個水平井單元的儲量復(fù)算：

式中：G-水平井地質(zhì)儲量，108m3；A-含氣面積，km2；h-平均有效厚度，m；Φ-平均有效孔隙度，小數(shù)；Sgi-地層有效含氣飽和度，小數(shù)；T-平均地層溫度，K；TSC-地面標(biāo)準(zhǔn)溫度，K；Pi-平均原始地層壓力，MPa；PSC-地面標(biāo)準(zhǔn)壓力，MPa；Zi-原始?xì)怏w偏差系數(shù)。最后對各個水平井的地質(zhì)儲量進(jìn)行加和得出該研究區(qū)水平井總控制儲量。

3.2 動儲量評價

動儲量指儲層中參與流動的儲量，評價儲層地質(zhì)儲量的可動用性是確定氣田采出程度的前提[12，13]。本文以產(chǎn)量不穩(wěn)定法為主、輔以壓降法進(jìn)行計算（見圖2）。

圖2 壓降法、產(chǎn)量不穩(wěn)定法動儲量計算Fig.2 Pressure drop method and unstable production method dynamic reserve calculation

由于蘇54 區(qū)塊的歷年測壓點少，所以壓降法可采用的點位不多，導(dǎo)致前者略低于后者的計算結(jié)果。

對該研究區(qū)38 口水平井進(jìn)行了動儲量計算，得出該地區(qū)水平井總動儲量為34.8×108m3，井均動儲量為0.92×108m3。不同類型水平井動儲量及目前動儲量采出程度（見表2）。

3.3 采出程度評價

在動儲量評價基礎(chǔ)上，以地層壓力3.5 MPa、產(chǎn)量0.1×108m3/d 為廢棄條件預(yù)測蘇54 區(qū)塊水平氣井的預(yù)測最終累產(chǎn)氣量（EUR）。得出生產(chǎn)動態(tài)Ⅰ類井井均EUR1.02×108m3，目前EUR 采出程度68.31%；Ⅱ類井井均EUR0.45×108m3，目前EUR 采出程度68.61%；Ⅲ類井井均EUR0.42×108m3，目前EUR 采出程度51.86%。

用水平氣井EUR 減去目前累產(chǎn)氣量得到剩余可采氣量，不同類型水平井剩余可采氣量及井均預(yù)測最終采收率（見表3）。

表3 分類水平井剩余可采氣量統(tǒng)計表Tab.3 Statistics of remaining recoverable gas volume of classified horizontal wells

4 增產(chǎn)措施對策

針對蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)增產(chǎn)措施的設(shè)計應(yīng)分為兩種思路，其一是針對已動用開發(fā)的區(qū)域，采取一定的工藝舉措增大老井的采出程度；其二是對于未動用的區(qū)域，利用地質(zhì)工程一體化技術(shù)進(jìn)行富集區(qū)優(yōu)選、井網(wǎng)規(guī)劃等前期勘探普查鉆井工作，為后期規(guī)模開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

4.1 已動用區(qū)域

4.1.1 查層補孔、井網(wǎng)加密、老井側(cè)鉆 從地質(zhì)及開發(fā)的角度，未動用儲量可分為井網(wǎng)未控制型、直井遺留型、水平井遺留型三類[14]。對于直井遺留型儲量，查層補孔可結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)資料，查找未開發(fā)層位，并進(jìn)行有效鉆井和射孔，大幅度提高該類型儲量的采出程度[15]。井網(wǎng)加密僅適用于井網(wǎng)未控制型儲量的增產(chǎn)挖潛[16]，而老井側(cè)鉆改造措施不僅適用于井網(wǎng)未控制型，對于水平井遺留未動用儲量提采效果顯著[17]。由于其井控程度高，且導(dǎo)眼井信息可靠，可在老井上部井眼及老井場基礎(chǔ)上，實施工藝側(cè)鉆，大幅度降低開發(fā)成本，縮短施工周期，提高綜合經(jīng)濟效益的同時有利于環(huán)境保護（見圖3）。

圖3 老井側(cè)鉆原理示意圖Fig.3 Schematic diagram of the sidetracking principle of an old well

4.1.2 排水采氣 針對蘇54 區(qū)塊水平井產(chǎn)水助排方面問題，根據(jù)多年來的現(xiàn)場實踐經(jīng)驗，形成了以速度管柱、柱塞氣舉為主，泡排注劑為輔的排水采氣措施；同時根據(jù)水平氣井的生產(chǎn)動態(tài)，優(yōu)化生產(chǎn)制度也是該工藝舉措的延伸。選取典型水平井蘇54-31-112H3 為例，自安裝速度管柱以后，該氣井的油套壓差平均減少了1.2 MPa，單井產(chǎn)氣量平均增加0.19×104m3/d。通過對該典型井安裝速度管柱前后生產(chǎn)動態(tài)對比圖可以看出（見圖4），安裝速度管柱后，井底流壓明顯增大，結(jié)合IPR 曲線，得出生產(chǎn)管柱中的流體流速明顯提升，氣井?dāng)y液生產(chǎn)能力顯著增強。

4.2 未動用區(qū)域

4.2.1 富集區(qū)優(yōu)選 目前對于蘇54 區(qū)塊中部西部，包括環(huán)境敏感區(qū)、地方規(guī)劃區(qū)等特殊區(qū)域內(nèi)的地質(zhì)構(gòu)造及儲層類型尚不明確。該區(qū)塊落實小幅度圈閉28 個、面積47 km2，最大圈閉面積4.5 km2，最小圈閉面積0.5 km2，其實現(xiàn)對構(gòu)造高點的評價，找到氣藏富集場所為下一階段的重點工作。開展氣井不同液氣比生產(chǎn)條件下對產(chǎn)能影響研究，利用氣水分布關(guān)系主要控制因素研究成果，結(jié)合二維地震再評價結(jié)果，精細(xì)評價構(gòu)造特征，精細(xì)刻畫有效砂體分布，落實天然氣富集區(qū)，為區(qū)塊高效建產(chǎn)提供依據(jù)。

4.2.2 井網(wǎng)井型優(yōu)化 強化儲層構(gòu)型解剖，優(yōu)化部署井網(wǎng)井型也是開發(fā)未動用區(qū)域儲量的關(guān)鍵技術(shù)[18]。當(dāng)前蘇54 區(qū)塊水平井開發(fā)區(qū)的南部、西部地區(qū)井網(wǎng)部署較稀，很難有效動用全區(qū)的可用儲量。井網(wǎng)優(yōu)化的關(guān)鍵思路分為選擇井網(wǎng)加密時機、確定井網(wǎng)加密程度、分析井網(wǎng)加密效果等幾個步驟。按照儲量一次動用思路，開展多層系混合井型大井組部署，可有效落實水平井目標(biāo)層，一次性完善該區(qū)域井網(wǎng)，優(yōu)化儲量動用程度。

4.2.3 儲層改造技術(shù)優(yōu)化 研究區(qū)地層致密低滲，滲流距離短，儲層改造是提升單井采收率的有力途徑。綜合考慮研究區(qū)塊砂體規(guī)模小、非均質(zhì)性強、儲層地層壓力系數(shù)偏低及復(fù)雜裂縫形成難度較大等地質(zhì)特征，將地質(zhì)與工程技術(shù)相結(jié)合，對蘇54 區(qū)塊的氣藏分布進(jìn)行劃分（見圖5），精確識別天然氣地質(zhì)甜點是實現(xiàn)后期天然氣規(guī)模開發(fā)的基礎(chǔ)[19]。未來控制裂縫縱向延伸，通過段間分簇加密布縫、適度增大改造強度和提高施工排量；直井多層、水平井多段壓裂、大幅增加液量的滑溜水壓裂設(shè)計提高單層產(chǎn)量等工藝是該研究區(qū)儲層改造技術(shù)的主要攻關(guān)方向。

圖5 蘇54 區(qū)塊氣藏分布劃分示意圖Fig.5 Schematic diagram of the distribution of gas reservoirs in block Su 54

5 結(jié)論

（1）利用容積法和產(chǎn)量不穩(wěn)定算法計算水平井地質(zhì)儲量及動儲量，綜合預(yù)測累氣產(chǎn)量，核算得出研究區(qū)水平井剩余可采氣量為9.70×108m3，井均最終采收率不足50%，證實該區(qū)域還具備一定的開發(fā)潛力。

（2）對研究區(qū)已動用儲量，以改善老井工藝挖潛措施為導(dǎo)向，從已發(fā)現(xiàn)仍具有挖潛能力的水平氣井入手，主要采用查層補孔、井網(wǎng)加密、老井側(cè)鉆、排水采氣等工藝措施，進(jìn)一步釋放其產(chǎn)能。

（3）對研究區(qū)未動用儲量，則結(jié)合臨近區(qū)塊的動態(tài)生產(chǎn)指數(shù)，結(jié)合二維地震等相關(guān)技術(shù)落實優(yōu)質(zhì)天然氣富集區(qū)，強化儲層構(gòu)型解剖，優(yōu)化部署井網(wǎng)井型，兼顧地質(zhì)工程等多方面技術(shù)，優(yōu)化儲層改造技術(shù)，最大化開發(fā)新井產(chǎn)能。