致密砂巖氣田井型井網(wǎng)技術(shù)研究與應用

致密砂巖氣田井型井網(wǎng)技術(shù)研究與應用

0美國致密氣壓裂改造技術(shù)長鏈公司sulig氣田是目前中國最大的天然氣田。這也是中國致密砂巖氣田的典型代表。由于儲集層的超低滲透性,致密砂巖氣單井產(chǎn)量低,此外,儲集層的強非均質(zhì)性和超低滲透性使得井筒周圍壓降范圍有限,造成單井控制儲量低。要實現(xiàn)致密氣儲量的規(guī)模有效動用,必須采用壓裂改造技術(shù)和特殊工藝井提高單井產(chǎn)量和單井控制儲量,依靠井網(wǎng)優(yōu)化提高儲量的動用程度和采收率。美國致密氣已有數(shù)十年的開發(fā)歷史,主要形成了兩套技術(shù)系列:一是基于儲集層厚度大、多層系發(fā)育的特征,采取直井密井網(wǎng)+多層壓裂的開發(fā)方式,最大井網(wǎng)密度可達10口/km2,單井壓裂段數(shù)達20段以上;二是近年來隨著水平井分段壓裂技術(shù)的發(fā)展,在致密氣開發(fā)中不斷擴大水平井的應用規(guī)模。蘇里格氣田開發(fā)經(jīng)過近10年的探索和實踐,針對大面積、低豐度、強非均質(zhì)性的地質(zhì)特點,結(jié)合直井分層壓裂和水平井多段壓裂工藝技術(shù),在井型方面從直井發(fā)展到叢式井和水平井,在井網(wǎng)方面由直井井網(wǎng)多次加密發(fā)展到叢式井組的面積井網(wǎng)、局部有利區(qū)塊水平井井網(wǎng),開發(fā)效果不斷提升,形成了具有蘇里格特色的井型井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)系列,提升了中國致密氣開發(fā)技術(shù)水平。1蘇里格氣田的基本地質(zhì)特征以及對井的開發(fā)和建設(shè)的影響1.1儲集層特征選取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4×104km2,主要產(chǎn)層為二疊系盒8段—山1段,埋藏深度主要為3000~3600m。蘇里格氣田基本地質(zhì)特征可概括為4個方面。(1)為典型的致密砂巖氣。按照國際通用的評價標準,將一個氣藏定義為致密砂巖氣需要滿足兩個基本條件:地層條件下砂巖平均滲透率小于0.1×10-3μm2(不包括裂縫滲透率);氣井沒有自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)標準,需要通過增產(chǎn)措施或特殊工藝井獲得商業(yè)氣流?？梢?致密氣概念強調(diào)的是其開發(fā)的技術(shù)條件和經(jīng)濟條件。蘇里格氣田產(chǎn)層孔隙度主要分布在3%~12%,常壓空氣滲透率主要分布在0.01×10-3~1.00×10-3μm2,50%以上樣品的常壓空氣滲透率小于0.1×10-3μm2;通過覆壓滲透率測試評價地層條件下儲集層基質(zhì)的滲透率,發(fā)現(xiàn)85%以上樣品覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2。不同孔隙結(jié)構(gòu)的致密砂巖,其地層條件下滲透率0.1×10-3μm2大致對應于常壓空氣滲透率0.5×10-3~1.0×10-3μm2。蘇里格氣田無論是直井還是水平井均需要壓裂改造后才能達到工業(yè)產(chǎn)量。所以蘇里格氣田應歸為致密砂巖氣范疇。(2)大面積含氣,儲量豐度低,平面上富集不均。在沉積地質(zhì)歷史時期,蘇里格地區(qū)發(fā)育多個大型水系,形成了廣泛的辮狀河砂巖沉積,覆蓋了數(shù)萬平方千米范圍。砂巖沉積后,最大埋深達到4000m以上,在強烈的成巖作用下形成了致密砂巖,后期構(gòu)造回返抬升后在平緩的構(gòu)造斜坡區(qū)廣泛分布。根據(jù)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。但氣層厚度較薄,砂巖厚度30~50m,主力氣層厚度約10m;地質(zhì)儲量豐度一般為0.5×108~2.0×108m3/km2,豐度大于1.0×108m3/km2的相對富集區(qū)主要受辮狀河體系疊置帶的控制。(3)儲集體非均質(zhì)性強,具有“二元”結(jié)構(gòu)特征。蘇里格氣田在大面積連片分布的宏觀背景上,氣藏內(nèi)部具有較強的儲集層非均質(zhì)性,儲集體具有“二元”結(jié)構(gòu)特征。根據(jù)砂巖的物性特征,將儲集層劃分為主力含氣砂體和基質(zhì)儲集層兩部分(見圖1)。主力含氣砂體為粗砂巖相,孔隙度5%~12%、常壓空氣滲透率0.1×10-3~1.0×10-3μm2、含氣飽和度55%~65%,是探明地質(zhì)儲量的計算對象和產(chǎn)能的主要貢獻者?；|(zhì)儲集層為中—細砂巖相,孔隙度3%~5%、常壓空氣滲透率小于0.1×10-3μm2、含氣飽和度30%~40%,基質(zhì)儲集層沒有計算在探明儲量范圍內(nèi)。主力含氣砂體為辮狀河心灘相沉積,基質(zhì)儲集層為辮狀河河道充填相沉積,受沉積相分布控制,主力含氣砂體孤立狀分布在連續(xù)分布的基質(zhì)儲集層中。根據(jù)鉆井資料統(tǒng)計,主力含氣砂體規(guī)模小,單個砂體厚度大多為2~5m,橫向分布主要在幾百米范圍內(nèi),一般單井可鉆遇2~3個主力含氣砂體,主力含氣砂體的鉆遇厚度和鉆遇率約為總砂體的1/3左右。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。(4)單井控制儲量和單井產(chǎn)量低。受儲集層致密和強非均質(zhì)性的影響,蘇里格氣田單井控制儲量和單井產(chǎn)量低。根據(jù)產(chǎn)量遞減法、產(chǎn)量累計法、不穩(wěn)定產(chǎn)量分析法計算的蘇里格氣田直井單井控制儲量主要分布在1000×104~3500×104m3。直井無阻流量主要分布在3×104~30×104m3/d,按照單井穩(wěn)產(chǎn)3年的技術(shù)要求,平均單井配產(chǎn)1×104m3/d,氣井生產(chǎn)中后期以每天幾千立方米的產(chǎn)量可保持長期生產(chǎn)。1.2確定井位井型和井網(wǎng)密度儲集層非均質(zhì)性是開發(fā)布井考慮的首要因素。富集區(qū)優(yōu)選、根據(jù)砂體疊置結(jié)構(gòu)優(yōu)化井型是提高單井控制儲量和單井產(chǎn)量的主要技術(shù)途徑;根據(jù)砂體的規(guī)模、幾何形態(tài)和分布頻率優(yōu)化井網(wǎng)井距是提高儲量動用程度和采出程度的關(guān)鍵技術(shù)手段。雖然蘇里格氣田整體含氣,但儲量豐度低,且平面上富集不均。要實現(xiàn)有效開發(fā),首先要提高單井控制儲量。通過井位優(yōu)選和井眼軌跡設(shè)計,盡可能提高含氣砂體的鉆遇率,并與改造工藝相結(jié)合,使單井控制儲量和單井產(chǎn)量達到經(jīng)濟界限以上。目前評價結(jié)果認為,蘇里格氣田直井鉆遇氣層厚度在6m以上才能達到經(jīng)濟產(chǎn)量的要求,所以要優(yōu)選氣層厚度在6m以上的相對富集區(qū)。在相對富集區(qū)內(nèi),要根據(jù)砂體疊置結(jié)構(gòu)進行井型優(yōu)化,對于單個氣層薄且多層分布的區(qū)塊應采用直井或直井叢式井組,對于氣層分布層段集中且橫向分布穩(wěn)定、隔夾層不發(fā)育的區(qū)塊應采用水平井或多分支水平井,以進一步提高單井控制儲量和經(jīng)濟效益。對于氣層厚度在6m以下的低豐度區(qū),在氣層分布較為穩(wěn)定的位置可考慮利用水平井提高單井控制儲量。在優(yōu)選井位井型基礎(chǔ)上,為提高儲量動用程度,還應優(yōu)化井距井網(wǎng)。蘇里格氣田儲集層具有上述“二元”結(jié)構(gòu)特征,主力含氣砂體小而分散,需要加密井網(wǎng)以提高開發(fā)井對儲量的動用程度。由于蘇里格氣田含氣砂體多層疊置后可覆蓋整個氣田范圍,特別是在相對富集區(qū)內(nèi),基本不存在落空井,所以含氣砂體的分布頻率對井距優(yōu)化影響不大,主要依據(jù)含氣砂體的發(fā)育規(guī)模優(yōu)化井距。井距過大會有部分含氣砂體不能動用,井距過小會造成2口井鉆遇同一含氣砂體而降低單井累計產(chǎn)量和經(jīng)濟效益,所以需要論證經(jīng)濟極限井距。同時壓裂規(guī)模也要考慮含氣砂體的大小,使人工裂縫長度與砂體規(guī)模相匹配即可,不一定追求過大的壓裂規(guī)模。而對于井網(wǎng)的幾何形態(tài),主要依據(jù)砂體的幾何形態(tài)和長寬比確定是采用正方形、矩形還是菱形井網(wǎng),盡量提高井網(wǎng)對含氣砂體的控制程度。蘇里格氣田開發(fā)初期,由于水平井壓裂技術(shù)尚未取得突破,主要開展了直井和直井叢式井組優(yōu)化部署的研究和應用,與直井分層壓裂技術(shù)結(jié)合,實現(xiàn)了氣田的規(guī)模有效開發(fā)。隨著水平井壓裂技術(shù)的發(fā)展和應用,水平井技術(shù)快速發(fā)展,應用規(guī)模不斷擴大,為進一步提高開發(fā)水平和經(jīng)濟效益發(fā)揮了重要作用。2蘇里格氣田井網(wǎng)技術(shù)的開發(fā)2.1儲集層確定精度進行開發(fā)井的優(yōu)化部署,首先要提高氣藏描述精度。如上所述,蘇里格氣田主力含氣砂體小而分散,埋藏深度大,利用地球物理信息進行準確識別和定量預測的難度大。需要采取滾動描述的思路,綜合應用地質(zhì)與地球物理手段,隨著鉆井資料的增多,從區(qū)域到局部、從區(qū)塊到井間、從定性到定量,不斷提高儲集層描述精度。針對蘇里格氣田儲集層地質(zhì)特征,形成了大型復合砂體分級構(gòu)型描述技術(shù),由大到小逐級預測富集區(qū)、有利砂體疊置帶和井間儲集層的分布,為開發(fā)評價井、骨架井和加密井的部署提供地質(zhì)模型。2.1.1傳統(tǒng)州限級型劃分方案對于大型復雜油氣田,需要在不同尺度上認識沉積特征與儲集層分布模式及砂體的規(guī)模尺度,以滿足開發(fā)概念設(shè)計、富集區(qū)優(yōu)選、井網(wǎng)設(shè)計和井位確定的需要。根據(jù)沉積體的生長發(fā)育過程,由小到大可劃分為不同的成因單元,以河流相為例,可劃分為紋層(組)、層(系)、單砂體、單河道、河道復合體、河流體系、盆地充填復合體等,其規(guī)模尺度由毫米級發(fā)展到數(shù)千米級。在實際應用過程中可根據(jù)具體地區(qū)的地質(zhì)特征和研究需要進行相應調(diào)整,建立適應該地區(qū)的構(gòu)型劃分方案。為解剖蘇里格氣田大型辮狀河復合砂體的內(nèi)部結(jié)構(gòu),由大到小將其劃分為4級構(gòu)型:辮狀河體系、主河道疊置帶、單河道、心灘(見表1、圖2)。辮狀河體系以段為研究單元,在蘇里格氣田可劃分為盒8上、盒8下和山1共3段地層單元。辮狀河體系的厚度一般在幾十米以上、寬度可達十幾千米、長度可達上百千米,呈寬條帶狀分布,形成了宏觀上“砂包泥”的地層結(jié)構(gòu)。根據(jù)砂體疊置樣式可將辮狀河體系劃分為主河道疊置帶和辮狀河體系邊緣帶兩部分。疊置帶砂地比大于70%,是含氣砂體的相對富集區(qū),剖面上具下切式透鏡復合體特征,平面上呈條帶狀分布,厚度一般為十幾米—幾十米、寬度可達數(shù)千米、長度可達幾十千米。邊緣帶砂地比30%~70%,在疊置帶兩側(cè)呈片狀分布。在疊置帶和邊緣帶內(nèi),以小層為研究單元,可進一步劃分出單河道和心灘砂體,即三、四級構(gòu)型。心灘砂體是形成主力含氣砂體的基本單元,呈不規(guī)則橢圓狀,厚度為米級、寬度為百米級,長度為百米—千米級。辮狀河體系控制了含氣范圍,主河道疊置帶控制了相對高效井的分布,心灘砂體的規(guī)模尺度是井網(wǎng)設(shè)計的地質(zhì)約束條件。2.1.2氣田二級型鋼分布預測將復合砂體分級構(gòu)型描述與開發(fā)井位部署有機結(jié)合,采用評價井、骨架井、加密井的滾動布井方式可有效提高鉆井成功率。以蘇里格氣田中區(qū)為例進行分析(見圖3)。主要利用探井、早期評價井和地震反演資料,結(jié)合宏觀沉積背景,研究區(qū)域上一級構(gòu)型即辮狀河體系的展布和砂巖分布特征。以蘇里格氣田中區(qū)盒8下為例,可將其劃分為3個辮狀河體系(見圖3a),呈南北向展布,砂巖厚度在15m以上的區(qū)域可作為相對富集區(qū),以此為依據(jù)部署區(qū)塊評價井,落實區(qū)塊含氣特征。在一級構(gòu)型分布研究基礎(chǔ)上,可將氣田分解為多個區(qū)塊開展二級構(gòu)型分布預測(見圖3b)。主河道疊置帶分布在辮狀河體系地勢相對較低的“河谷”系統(tǒng)中,河道繼承性發(fā)育,一定的地形高差和較強水動力條件有利于粗巖相大型心灘發(fā)育,主力含氣砂體較為富集,沉積剖面具有厚層塊狀砂體疊置的特征,泥巖隔夾層不發(fā)育。主河道疊置帶兩側(cè)地勢相對較高部位發(fā)育辮狀河體系邊緣帶,以洪水期河流為主,心灘規(guī)模一般較小,沉積剖面為砂泥巖互層結(jié)構(gòu)。在已鉆評價井砂體疊加樣式約束基礎(chǔ)上,研究沉積相分布特征,利用目的層時差分析、地震波形分析、AVO含氣特征分析等方法可以預測辮狀河體系中主河道疊置帶的分布,進而部署骨架井。在二級構(gòu)型研究基礎(chǔ)上,可進一步細化到小層,開展三、四級構(gòu)型,即單河道和單砂體的分布預測。在評價井和骨架井約束下,通過井間對比,利用沉積學和地質(zhì)統(tǒng)計學規(guī)律,結(jié)合地球物理信息,進行井間儲集層預測,并編制小層沉積微相圖,指導加密井的部署(見圖3c)。根據(jù)加密井試驗區(qū)和露頭資料解剖,蘇里格氣田心灘砂體多為孤立狀分布,厚度主要為2~5m、寬度主要為200~400m、長度主要為600~800m,單個小層中心灘的鉆遇率為10%~40%。加密井位的確定優(yōu)先考慮3方面因素:骨架井井間對比處于主河道疊置帶砂體連續(xù)分布區(qū),地震疊前信息含氣性檢測有利,與骨架井的井距大于心灘砂體的寬度和長度。2.2蘇里格氣田水平井區(qū)目前蘇里格氣田主要采用3種井型: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,水平井的應用有一定局限性,主要在主力氣層發(fā)育好的區(qū)塊應用水平井,其他區(qū)塊主要采用直井或直井叢式井組開發(fā)。2.2.1直井和直井群2.2.1.心灘使用儲集層心灘段砂體規(guī)模尺度、壓降泄氣范圍和干擾試井是確定井距和井控面積的主要依據(jù)。根據(jù)上述三、四級構(gòu)型研究成果:蘇里格氣田主力含氣砂體(心灘)多為孤立狀分布,寬度主要為200~400m,長度主要為600~800m;在一個小層內(nèi),心灘砂體約占總面積的10%~40%,將氣田9個小層的心灘砂體投影疊置到一個層,心灘砂體可占總面積的95%以上。換言之,心灘砂體不均勻地分散分布在垂向上的9個小層中,單個小層中心灘孤立分布,而從9個小層的累計效果看,心灘則幾乎覆蓋了整個氣藏面積。所以要實現(xiàn)井網(wǎng)對心灘的最大程度控制,又不至于2口井鉆遇同一心灘,井距的大小應與砂體規(guī)?；鞠喈?。考慮到儲集層壓裂改造后,人工裂縫沿最大主應力方向近東西向展布,而心灘砂體走向主要呈南北向,所以心灘寬度方向上可得到較充分動用,而長度方向上會受心灘內(nèi)部泥質(zhì)披覆層的影響而動用不充分,因而井距應適當大于心灘寬度,而排距應適當小于心灘長度,該認識也得到了氣井泄氣范圍評價的驗證。根據(jù)試井原理,采用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)典型曲線擬合方法,蘇里格氣田直井的泄氣范圍擬合為橢圓形,人工裂縫半長40~130m,泄氣橢圓長短軸比為1.3~1.5,確定單井有效控制面積為0.2~0.4km2,平均0.3km2。通過干擾試井驗證,部分400m距離的井間存在干擾現(xiàn)象,所以合理井距應大于400m。綜合考慮,可采用井距400~600m、排拒600~800m的井網(wǎng),或3口/km2的井網(wǎng)密度。2.2.1.井網(wǎng)形態(tài)井網(wǎng)在確定了合理的井距、排距后,應根據(jù)氣井有效控制面積的幾何形態(tài)確定井網(wǎng)節(jié)點的組合方式即井網(wǎng)幾何形態(tài)。從心灘砂體的幾何形態(tài)來考慮,河道主要呈南北向展布,則心灘呈不規(guī)則橢圓形近南北向展布,應采用菱形井網(wǎng)提高對心灘的控制程度。井網(wǎng)幾何形態(tài)的確定還應考慮人工裂縫的展布方向。Shell公司在Pinedale致密氣田的井網(wǎng)設(shè)計中,沿裂縫走向拉大井距、垂直裂縫走向縮小井距,形成菱形井網(wǎng)。蘇里格氣田主產(chǎn)層最大主應力方向為近東西向,主裂縫沿東西向延伸,與砂體走向不一致,所以井網(wǎng)設(shè)計主要考慮砂體的方向性。蘇里格氣田基礎(chǔ)開發(fā)井網(wǎng)可確定為菱形井網(wǎng),東西向井距500m左右、南北向排距700m左右。具體實施過程中,可根據(jù)氣層發(fā)育的實際情況,在基礎(chǔ)井網(wǎng)基礎(chǔ)上適當調(diào)整,形成不規(guī)則的近菱形井網(wǎng)。2.2.1.井網(wǎng)方案設(shè)計根據(jù)蘇里格氣田的實踐經(jīng)驗,致密氣田井網(wǎng)優(yōu)化的技術(shù)流程可歸納為5個步驟:(1)根據(jù)砂體的規(guī)模尺度、幾何形態(tài)和展布方位,進行井網(wǎng)的初步設(shè)計;(2)開展試井評價,考慮裂縫半長、方位,擬合井控動態(tài)儲量和泄壓范圍,修正井網(wǎng)的地質(zhì)設(shè)計;(3)開展干擾試井開發(fā)試驗,進行井距驗證;(4)設(shè)計多種井網(wǎng)組合,通過數(shù)值模擬預測不同井網(wǎng)的開發(fā)指標;(5)結(jié)合經(jīng)濟評價,論證經(jīng)濟極限井網(wǎng),確立當前經(jīng)濟技術(shù)條件下的井網(wǎng)。2.2.1.開發(fā)井網(wǎng),降低儲集層非均質(zhì)性蘇里格氣田地面生態(tài)環(huán)境薄弱,從環(huán)保和經(jīng)濟角度考慮,為降低井場占地面積,宜采用直井叢式井組方式部署。目前一般1個井場部署5~7口井,在目的層段形成直井井眼或一定角度的斜井井眼,井底形成開發(fā)井網(wǎng)。為降低儲集層非均質(zhì)性帶來的風險,采用面積井網(wǎng)的概念,根據(jù)井組的轄井數(shù)和井控面積確定井組控制面積。根據(jù)預測的各井位儲集層有利程度,確定井組內(nèi)各井的鉆井先后順序,并利用先期井進一步優(yōu)化后期井位,形成不規(guī)則井網(wǎng)。Total公司在蘇里格南區(qū)的叢式井組滾動布井方式可供借鑒(見圖4):最小井距按700m左右考慮,一個叢式井組控制面積約9km2的正方形區(qū)域、鉆井9~18口,首批鉆井距約1000m的3口井,根據(jù)實施效果鉆第2批6口井,然后利用新獲取的資料在9口井間最多可鉆9口加密井,最終按對角線形成700m左右的井距。2.2.2水平井段水質(zhì)特征帶來的挑戰(zhàn)在蘇里格氣田應用水平井主要基于兩方面的考慮。一是直井單井控制儲量和單井產(chǎn)量低,氣井生產(chǎn)初期遞減快,要建成規(guī)模產(chǎn)能并保持長期穩(wěn)產(chǎn),需要大量的產(chǎn)能建設(shè)井和產(chǎn)能接替井,為減少開發(fā)井數(shù)和管理工作量,提高開發(fā)效益,需要發(fā)展水平井技術(shù)來提高單井控制儲量和單井產(chǎn)量。二是直井密井網(wǎng)開發(fā)方式下采收率水平較低,而且由于蘇里格氣田儲集層厚度較薄,井網(wǎng)密度過大雖然可提高采收率,但難以確保單井經(jīng)濟極限累計產(chǎn)量,所以不能照搬國外的多次加密方式,需要探索水平井提高采收率的可行性。目前,國內(nèi)水平井開發(fā)技術(shù)在儲集層橫向穩(wěn)定的低滲砂巖氣藏中的應用獲得了很好的效果,并積累了一定的經(jīng)驗,如與Shell公司合作開發(fā)的榆林氣田長北區(qū)塊采用雙分支水平井,水平井段設(shè)計長度為2km,已投產(chǎn)的14口雙分支水平井平均單井產(chǎn)量達到63×104m3/d,達到直井產(chǎn)量的3倍以上。但蘇里格氣田儲集層的強非均質(zhì)性特征對水平井的應用提出了更大挑戰(zhàn),水平井地質(zhì)設(shè)計中需要考慮以下幾個因素:通過地質(zhì)目標優(yōu)選和軌跡設(shè)計提高氣層鉆遇率;確定最佳的水平段方位、長度、壓裂段數(shù)和水平井井網(wǎng);將水平井地質(zhì)設(shè)計與改造工藝有機結(jié)合,提高氣藏采收率。2.2.2.蘇里格氣田水平井結(jié)構(gòu)特點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,單層的氣層鉆遇率低于40%。但在整體分散的格局下,局部區(qū)域存在多期砂體連續(xù)加積形成的厚度較大、連續(xù)性較好的砂巖段,即主力層段較為明顯,有利于水平井的實施。通過儲集層結(jié)構(gòu)特征研究認為,蘇里格氣田水平井地質(zhì)目標需滿足以下條件:(1)處于主河道疊置帶,砂巖集中段厚度大于15m,橫向分布較穩(wěn)定、鄰井可對比性強;(2)主力層段氣層厚度大于6m,儲量占垂向剖面的比例大于60%;(3)地球物理預測儲集層分布穩(wěn)定,含氣性檢測有良好顯示;(4)鄰井產(chǎn)量較高,水氣比小于0.5m3/1×104m3,在已開發(fā)區(qū)加密部署時,應選取地層壓力較高的部位;(5)構(gòu)造較為平緩。根據(jù)較密集井網(wǎng)區(qū)的地質(zhì)解剖,總結(jié)了5種適于部署水平井的氣層分布模型:厚層塊狀型、物性夾層垂向疊置型、泥質(zhì)夾層垂向疊置型、橫向切割疊置型、橫向串糖葫蘆型(見圖5、表2),其中厚層塊狀型、橫向切割疊置型、橫向串糖葫蘆型氣層與井眼直接接觸,物性夾層垂向疊置型、泥質(zhì)夾層垂向疊置型可以通過人工裂縫溝通井眼上下的氣層。根據(jù)實鉆情況統(tǒng)計,厚層塊狀型、物性夾層垂向疊置型、泥質(zhì)夾層垂向疊置型是3種主要的目標類型。2.2.2.技術(shù)和成本控制(1)水平段方位。水平井水平段的方位主要取決于砂體走向和地層的最大主應力方向,前者可以保證水平段較高的氣層鉆遇率,后者保證了水平井的壓裂改造效果。蘇里格氣田地質(zhì)研究證實,有效砂體基本呈南北向展布,東西向變化快、范圍小。因此,從氣層鉆遇率考慮,水平段方向應以南北向為主。同時,盒8段最大主應力方向為NE98o—NE108o(近東西向),人工裂縫方向平行于最大主應力方向;水平段方位與裂縫垂直時改造效果最佳。綜上,蘇里格氣田砂體走向與最大地應力方向配置較好,水平段方位應選擇南北方向為主。(2)水平段長度。水平井產(chǎn)能隨水平段長度的增加呈非線性增大,水平段長度達到一定值后產(chǎn)能的增幅會逐步減小。而且隨著水平段長度的增加,對鉆井技術(shù)、鉆井設(shè)備以及鉆井成本的要求會越來越高。所以水平段長度的優(yōu)化應從儲集層分布情況、鉆井技術(shù)、成本、效益等方面綜合考慮,選取最優(yōu)值。目前蘇里格氣田水平井還處于應用初期,在技術(shù)提升和成本控制方面還有較大空間,對于水平段長度、壓裂段數(shù)、產(chǎn)能之間的相關(guān)性認識還不足,這方面的研究還有待進一步深化。另外,不同于儲集層橫向穩(wěn)定的氣田,蘇里格氣田的強非均質(zhì)性對水平段長度的優(yōu)化有較大影響。為有利于壓裂改造施工,水平段應保持在目的層段內(nèi)穩(wěn)定鉆進。根據(jù)蘇里格氣田儲集層分布的地質(zhì)統(tǒng)計規(guī)律,單個小層內(nèi)有效砂體的鉆遇率僅為10%~40%,反映有效砂體為孤立分散狀且分布頻率較低。因而,水平段鉆遇一套有效砂體后,需要繼續(xù)鉆進較長距離才可能鉆遇第2套有效砂體,而且由于砂體厚度薄,目前很難準確預測第2套有效砂體的分布位置;即使鉆遇第2套有效砂體,也會因為鉆遇了較長距離的非儲集層或低效儲集層段,而降低了經(jīng)濟效益。所以在目前技術(shù)條件下,蘇里格氣田水平井設(shè)計以鉆遇1套有效砂體(單砂體或復合砂體)為主。根據(jù)統(tǒng)計規(guī)律,適于部署水平井的5類地質(zhì)目標的有效砂體長度主要在670~1600m,因此水平段長度可初步確定為800~1500m。根據(jù)目前鉆機能力,主要采用1000~1200m的水平段,并開始探索更長水平段的開發(fā)試驗。(3)壓裂間距。致密氣藏水平井采用分段壓裂方式完井投產(chǎn),壓裂規(guī)模和壓裂間距是影響水平井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素,本文只討論壓裂間距的影響。理論上,應以每條裂縫控制的泄壓范圍不產(chǎn)生重疊為原則確定最小間距。但實際上這個最小間距很難確定,而且由于儲集層的變化,即使在同一口井中,這個最小間距也是變化的。目前通用做法是綜合考慮技術(shù)、成本、效益等方面的因素,通過建立水平段長度、壓裂段數(shù)、產(chǎn)能、鉆井成本、壓裂成本之間的多參數(shù)關(guān)系模型,將水平段長度和壓裂間距的優(yōu)化作統(tǒng)一考慮。目前蘇里格氣田水平井的壓裂間距主要借鑒國外的經(jīng)驗數(shù)值,按100~150m進行設(shè)計。下一步應積極開展微地震壓裂監(jiān)測,在技術(shù)趨于成熟、成本控制更加有效的基礎(chǔ)上進一步開展壓裂間距優(yōu)化研究,還要結(jié)合蘇里格氣田的地質(zhì)條件開展非等間距壓裂的研究和現(xiàn)場試驗。(4)水平井井網(wǎng)。目前蘇里格氣田水平井主要有兩種部署方式,一是選取局部有利位置分散部署,需要考慮與已鉆直井的相互配置;二是選取有利區(qū)塊整體集中部署,需要考慮水平井網(wǎng)的設(shè)計。水平井網(wǎng)設(shè)計時,首先應確定水平井的控制面積,按水平段平均長度1000m考慮,兩個端點再向外側(cè)各延伸200m左右的控制距離,則控制面積的長度在1400m左右;控制面積的寬度按照有效砂體的寬度考慮為500~600m。實際上,根據(jù)致密儲集層的壓降傳導順序,從近井端到遠井端,壓力的波及范圍近似梯形(見圖6),所以在水平井網(wǎng)部署時,可考慮頭尾對置的排列方式。2.2.2.提高儲量的動態(tài)控制能力如前所述,目前蘇里格氣田水平井以鉆遇1套有效砂體為主。那么與直井相比,水平井是提高了單井控制儲量還是只提高了采氣速度?水平井實鉆剖面分析發(fā)現(xiàn),在有效砂體內(nèi)存在阻流帶(見圖7)。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,經(jīng)數(shù)值模擬計算,水平井有效控制層段的采收率可達80%以上。水平井的動態(tài)儲量可以達到直井動態(tài)儲量的2~3倍甚至更高,也可說明上述觀點。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。水平井與分段壓裂技術(shù)的組合應用,雖然可以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剩余部分被較厚泥巖隔開的氣層,這部分氣層的儲量又難以滿足部署雙分支水平井的經(jīng)濟要求,可以考慮組合應用水平井與定向井以提高儲量整體動用程度。2.3不同井的產(chǎn)量評估在進行井型井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計的同時,需要形成相配套的氣井產(chǎn)能評價方法,動靜態(tài)資料相互驗證,增強研究的系統(tǒng)性和完整性。2.3.1不同樹種能比較對于大面積分布的強非均質(zhì)性氣田,要實現(xiàn)對儲量的規(guī)模動用,所需鉆井數(shù)量多;而且該類氣田與常規(guī)的整裝氣田不同,不但區(qū)塊間產(chǎn)能差異較大,相同區(qū)塊內(nèi)相鄰井間產(chǎn)能差異也較大。宜采用氣井分類評價的思路,建立不同類型氣井地質(zhì)模型與動態(tài)特征的相關(guān)關(guān)系:一方面可以通過對地質(zhì)目標的評價進行產(chǎn)能的初步判斷和氣井分類配產(chǎn),另一方面可根據(jù)不同類型井的鉆遇比例評價區(qū)塊開發(fā)效果,評價方法更具靈活性。一般可分為3類井:好井經(jīng)濟效益明顯,中等井為邊際效益,差井經(jīng)濟效益差、需要好井來彌補。蘇里格氣田直井和水平井均可采用分類評價方法進行產(chǎn)能評價,利用便于現(xiàn)場取值的靜態(tài)和動態(tài)參數(shù)建立分類評價標準(見表3),指導氣井的分類配產(chǎn)和開發(fā)評價。2.3.2氣井控制儲量和產(chǎn)量氣井的動態(tài)特征是儲集層地質(zhì)條件、流體滲流條件及井身結(jié)構(gòu)參數(shù)的綜合反映。蘇里格氣田由于其儲集層的超低滲透性、儲滲單元分布的強非均質(zhì)性和開采工藝技術(shù)的特殊性,客觀評價氣井產(chǎn)能應主要考慮無阻流量、單井控制儲量或單井預測最終累計產(chǎn)氣量(EstimatedUltimateRate,EUR)、不同階段遞減率、不同階段單位壓降采氣量、直井分層產(chǎn)能貢獻率、水平井單裂縫段產(chǎn)能等參數(shù)。無阻流量是井底流壓為零時的氣井產(chǎn)量,與氣井設(shè)備因素無關(guān),反映氣井的潛能,是評價氣井生產(chǎn)能力的常規(guī)重要參數(shù),可以利用該氣田經(jīng)驗一點法公式或產(chǎn)能試井求得。單井控制儲量是評價致密氣井動態(tài)的重要參數(shù),是制定經(jīng)濟技術(shù)政策的主要依據(jù),利用壓力和產(chǎn)量的變化規(guī)律預測氣井控制范圍內(nèi)的動態(tài)儲量,評價方法主要有產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、產(chǎn)量累計法、修正產(chǎn)量遞減法、數(shù)值模擬法等,考慮廢棄條件的單井控制儲量即為EUR,EUR是國外致密氣評價的必要參數(shù)。不同階段遞減率和不同階段單位壓降采氣量是兩個過程量,反映生產(chǎn)過程中氣井產(chǎn)量和壓力的動態(tài)變化情況,可以通過典型圖版擬合進行分析和預測。直井分層產(chǎn)能貢獻率和水平井單裂縫段產(chǎn)能是致密氣直井多層和水平井多段壓裂改造后不同層、段動態(tài)特征評價的重要參數(shù),原因是致密氣田非均質(zhì)性強,氣井壓裂層數(shù)或段數(shù)的不同、各層或各段壓裂后產(chǎn)量和壓力的不同均會導致氣井動態(tài)特征具有較大差異,因此需要分層或分段測試進行動態(tài)評價。3井-井網(wǎng)技術(shù)的應用效果、問題和發(fā)展趨勢3.1第2階段20必須達2.2m隨著氣田地質(zhì)認識程度的不斷深化和開發(fā)工藝技術(shù)的進步,蘇里格氣田井型井網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展具有階段性特征。2006—2009年,主要采用直井和直井叢式井組。通過井位優(yōu)選,富集區(qū)內(nèi)直井Ⅰ+Ⅱ類比例達到了75%~80%的較高水平,在保證單井穩(wěn)產(chǎn)3年的條件下,平均單井配產(chǎn)1×104m3/d,穩(wěn)產(chǎn)期后單井產(chǎn)量年遞減率由20%逐步降低到10%以下,預計單井累計產(chǎn)量可達到2200×104m3以上。在優(yōu)選的建產(chǎn)區(qū)塊內(nèi),井網(wǎng)由評價期的600m×1200m菱形井網(wǎng)優(yōu)化為2~3口/km2的面積井網(wǎng),地質(zhì)儲量采