摘 要

摘　要：致密砂巖氣藏是我國天然氣資源的重要類型，水平井是提高該類氣藏單井產量的主要技術手段。鄂爾多斯盆地蘇里格氣田致密氣藏砂體的內部結構復雜，氣層薄而分散，具有很強的非

摘　要：致密砂巖氣藏是我國天然氣資源的重要類型，水平井是提高該類氣藏單井產量的主要技術手段。鄂爾多斯盆地蘇里格氣田致密氣藏砂體的內部結構復雜，氣層薄而分散，具有很強的非均質性，水平井產能差異極大。因此，采用氣井分類評價的思路，建立不同類型氣井地質模型與產能動態特征關系，按產能和經濟效益將氣井分為好、中、差3類。根據目前該氣田水平井的部署情況，分類評價水平井優選井位加密部署和區塊整體部署兩種方式下水平井的開發指標，用以指導致密氣藏水平井的開發評價。在此基礎上，針對致密氣藏產能評價的難點，提出了基于單裂縫的水平井產能評價新思路；從致密砂巖氣藏提高儲量動用程度的角度，初步討論了水平井砂體內部構型、開發后期剩余儲量的分布方式，并給出了相應的開發建議：非主力層未動用儲量采用混合井型井網進行開發，主力層段內的未控制儲量要在經濟技術允許的條件下；水平井井距和壓裂間距應按照合理范圍的下限來考慮。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地  蘇里格氣田  致密砂巖氣藏  水平井  開發指標  分類評價  單裂縫  生產能力  儲量動用程度

Classification and evaluation of horizontal well performance in Sulige tight gas reservoirs，Ordos Basin

Abstract：Tight sandst。ne gas reservoirs provide another important type of natural gas resources in China，and the horizontal well is a maior technical means to improve the single well production of this type of gas reservoirs．Sulige tight gas reservoirs are characterized bv complex internal structures of sand bodies，and thin and dispersed gas layers with strong heterogeneity，thus the productivity of horizontal wells varies greatly there．Therefore，the idea of classified evaluation was adopted for the gas wells in this field．The relationships between geologic models and production performance characteristics were then established in accordance with different gas wells：based on the productivity and economic benefit，the gas wells there are classified into 3 types：excellent，moderate and poor．According to the current deployment of horizontal wells in this field，the classified evaluation was conducted for the develop ment indexes under 2 modes，i．e．，the infilling deployment and integrated block deployment for optimizing positions of horizontal wells，providing guidance for developing and evaluating horizontal wells of tight gas reservoirs．On this basis’a new productivity evaluation idea was proposed for horizontal wells with single fracture to solve the difficulties in the productivity evaluation for tlght gas reservoirs．From the perspective of increasing the producing degree of reservcs in tight sandstone gas reservoirs，the issues were discussed preliminarily including the internal structures of sand bodies in horizontal wells and the distribution modes of the residual reserves in the later development stage．As a result，appropriate development proposals were presented：for the non-producing re serves in non main pay zones，the well grid with mixed well types should be adopted；but for the non-controlled reserves in major pay zones，on the premise that the economic and technical conditions are allowable，the well spacing and fractured space should be both controlled at the lower limits of reasonable ranges．

Key words：Ordos Basin，Sulige Gas Field，tight sandstone gas reservoir，horizontal well，development parameter，classified evaluation，single fracture，productivity，producing degree of reserves

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田致密砂巖氣藏孔滲條件較差(孔隙度小于l0％，地層條件下基質有效滲透率小于0.1mD)，氣井自然產能較低^[1-5]。由于儲層改造技術的限制^[6]，蘇里格氣田2009年之前主要采用直井開發^[7]。為提高單井產量和開發效益，2009年開始采用壓裂水平井開發^[8-9]，取得了良好的開發效果。近兩年，水平井應用規模和開發水平快速提高，在蘇里格氣田上產和穩產過程中發揮著重要作用。但遺憾的是，由于蘇里格氣田特殊的合作開發模式以及緊迫的上產壓力，還沒有形成一套統一、完整的水平井分類標準和開發指標來指導蘇里格氣田的高效開發。筆者在對蘇里格氣田水平井動、靜態參數分析的基礎上，建立了水平井綜合分類標準；進而用兩種不同的井位部署方式，分別分類評價了水平井的開發指標，并對致密氣藏水平井下一步的開發和評價提出了自己的思考和建議。

1　水平井開發技術進展

蘇里格氣田是典型的大面積低豐度致密砂巖氣藏，砂體內部結構復雜，儲層具有很強的非均質性^[10]，給水平井的應用、評價帶來了較大的困難^[11-12]。2002年至今，蘇里格氣田水平井從開發探索、現場技術攻關與試驗到目前的規模開發，共實施水平井200多口，開發效果逐步提高。其主要原因是在水平井開發技術方面取得了長足的進步：布井技術從富集區優選井點單一水平井部署到區塊整體和雙分支水平井部署；鉆井周期從9個月縮短到2個月左右，有效儲層鉆遇率從20％提高到60％以上；增產改造技術形成了不動管柱水力噴射多段壓。：椰裸眼封隔器多段壓裂兩套技術系列^[13]，并自主研制了成套的壓裂工具，并具備一次分壓l0段以上的技術能力。

2　水平井指標分類評價

2．1　分類的意義及分類標準

對于大面積分布的強非均質性致密氣田，要實現對儲量的規模動用，所需鉆井數量多，而且與常規的整裝氣田不同，不但區塊間產能差異較大，而且相同區塊內由于儲層的強非均質性相鄰的井間產能差異也較大。在開發早期由于井數較少難以確定準確的平均單井產能，而且單井平均產能也不能反映區塊內相互之間的差異性。宜采用氣井分類評價的思路，建立不同類型氣井地質模型與動態特征的相關關系，一方面可以通過地質目標的評價進行產能的初步判斷和氣井分類配產，另一方面可根據不同類型井的鉆遇比例來評價區塊的開發效果，以使評價方法更具靈活性。一般可分為3類井，好井經濟效益明顯，中等井為邊際效益，差井經濟效益差、需要好井來彌補。

根據蘇里格致密砂巖氣藏現有的200多口水平井資料統計，水平井的試氣無阻流量主要在40×l0⁴／m³／d以上，試氣產量主要在6×10⁴m³／d以上。但部分井的修正等時試井數據分析Ⅲ1表明：由于測試時間較短，低滲砂巖氣藏氣井的壓力傳導范圍有限。因此，水平井試氣計算的無阻流量普遍偏高較多，與試井計算的無阻流量相比，相對誤差在15％～60％。由于通過測井等靜態資料，無法獲取水平井鉆遇有效儲層的垂向厚度參數，加上試氣無阻流量的誤差較大。因此，致密氣藏水平井的分類應綜合多方面的因素。在對蘇里格氣田l90 口水平井地質分析和產能評價的基礎上(圖1)，初步提出了蘇里格致密砂巖氣藏水平井的分類評價標準(表1)。

 

 

2．2　主要評價參數和評價方法

水平井指標主要通過無阻流量、單井控制動態儲量或最終累積產量、氣井配產與穩產時間等參數來表征。無阻流量是井底流壓為大氣壓時的氣井產量，與氣井設備因素無關，反映氣井的潛能，是評價氣井生產能力的一個重要參數；單井控制儲量是評價氣井特別是致密氣井動態能力的另一個最重要的參數，就是通過壓力和產量的變化規律預測氣井控制范圍內的動態儲量，致密氣井動態控制儲量常用的評價方法有產量不穩定分析法(Blasingame、AG Rate VS Time、NPI、Transient等4種典型無因次標準化產量曲線圖版和考慮壓力變化的解析模型)、產量累積法、修正產量遞減法、數值模擬法^[15]等，考慮廢棄條件的單井控制動態儲量即為最終累積產量；氣井配產與穩產時間的對應關系也能表征氣井的生產能力，配產量可采用經驗法、數值模擬法及無阻流量的大小來確定。

2．3　優選井位加密部署方式下水平井指標分類評價

蘇里格致密砂巖氣藏地質條件復雜，有效砂體規模小且分布分散^[16]，縱橫向變化快，部分區塊產水，氣水關系復雜，這些都嚴重制約著水平井的產量和開發效果。因此，目前一般采用先優選富集區，再優選井位和軌跡的思路進行水平井開發部署。在此基礎上，進行加砂壓裂增產改造，獲取相對高產的工業氣井。

根據蘇里格氣田生產時間超過1年的73口水平井的生產數據，采用上述水平井分類標準，I、Ⅱ、Ⅲ類井數分別占26.1％、34.2％和39.7％。采用產量不穩定分析法、產量遞減法和單井數值模擬法，論證了蘇里格氣田3類水平井單井控制動態儲量分別為1.47×10⁸m³、0.82×10⁸m³、0.47×10⁸m³，加權平均0.85×l0⁸m³，預測最終累積產量分別為l.4×10⁸m³、0.75×10⁸m³、0.42×10⁸m³，加權平均累積產量0.79×10⁸m³。采用氣藏丁-程和數值模擬相結合的方法，論證了蘇里格氣田水平井穩產3年條件下3類井的合理配產分別為8.3×10⁴m³／d、4.4×10⁴m³／d、2.1×10⁴m³／d，平均配產4.5×10⁴m³／d。

目前，根據優選井位部署方式已實施投產水平井200多口，整體開發指標已達到了相鄰直井的3～4倍，實現了提高單井產量和開發效益的目標。

2．4　區塊整體部署方式下指標分類預測

蘇里格致密砂巖氣藏屬河流相沉積體系，部分區塊心灘比較發育，隨著富集區預測技術和水平井開發技術的進步，可預測富集區進行水平井整體部署。目前，蘇里格還沒有成熟的水平井整體開發區。因此，根據數值模擬方法進行水平井整體部署情況下的指標分類預測。

具體來講，在預測的富集區內，選擇骨架井控制程度較高的區域，建立精細地質模型，運用直井參數和生產數據，進行歷史擬合，然后將動態數據校正后的地質模型中的直井全部刪除，按合理的水平井網、水平段長度、壓裂段數或壓裂間距，全部進行水平井部署，從而模擬預測水平井的生產特征、最終累積產量及配產。

選取蘇里格蘇l4密井網區建立精細地質模型，模型面積為l2.5km²，地質儲量18×10⁸m³，地質儲量豐度為1.45×10⁸m³／km²，該模型的儲量豐度與蘇里格氣田的平均儲量豐度非常接近，具有一定的代表性。

按南北向井距l600m、東西向排距600m均勻布井l2口，平均水平段長度ll61 m，壓裂6段。經模擬計算，按上述水平井分類標準，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井最終累積產量分別為l.14×l0⁸m³、0.74×10⁸m³、0.4l×10⁸m³，平均累積產量0.7×l0⁸m³。穩產3年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類井分別配產7.5×l0⁸m³／d、4.3×10⁸m³／d、2.1×10⁸m³／d，平均配產4.1×10⁴m³／d。

兩種部署方式的優缺點對比：①優選井位部署方式一水平井氣層鉆遇率和單井指標比較高，但鉆井前的評價工作量大，同樣的含氣面積內，部署井數較少；②區塊整體部署方式——在富集區評價的基礎上，可以按規則井網直接部署，集氣、地面和后期管理比較方便，但由于致密氣藏儲層非均質性強，氣層鉆遇率和開發指標可能偏低，具有一定的風險。

3　關于水平井開發的幾點思考

3．1　分段壓裂水平井產能評價新思路

水平井分段壓裂技術是提高低滲、致密氣藏單井產量和經濟效益的關鍵技術手段。低滲、致密砂巖氣藏水平井的產能受有效水平段長度、有效壓裂段數的影響很大^[17-19]。實際上，不同時間、不同工具實施的水平井的有效水平段長度和有效壓裂段數都不盡相同，部分井差別很大。如果以井為單位進行產能評價，勢必會增加評價的難度或降低井間的可對比性。

對于天然裂縫不發育的低滲、致密砂巖氣藏的氣井，在儲層條件不變的情況下，有效壓裂段數不同，其產量也不同。在合理的壓裂間距下，氣層長度越長，氣井的有效壓裂段數越多，氣井的產量也越高。因此，國際上多采用單壓裂段產能疊加法進行水平井產能評價，西加盈地的Montney組致密氣藏也采用該分析方法來評價氣井產能和預測氣藏儲量(圖2)。

 

蘇里格氣田有效水平段長度與無阻流量存在一定的正相關關系，壓裂段數與無阻流量關系不明顯，主要原因為不是所有的人工裂縫都是有效的。

3．2　儲層結構特征與儲量動用程度

國內致密砂巖氣藏的沉積環境和儲層發育特征，決定了不同期次沉積的儲層內部及儲層之間存在隔夾層或阻流帶，同一期次沉積的儲層內部也可能存在落瘀層或物性阻隔層。從靜態資料上，可以看到阻流帶的存在。從不同井型的生產動態，也反映出儲層砂體內部阻流帶的存在。

蘇里格氣田直井開發方式下采收率較低，除了井網控制程度的影響外，阻流帶造成鉆遇砂體動用不完善也是主要原因之一，而水平井可以克服“阻流帶”的影響，再通過多段壓裂，可有效提高鉆遇儲層的動用程度(圖3)。

 

3．3　水平井開發后剩余未動用儲量將高度分散，對進一步提高儲量動用程度提出了挑戰

蘇里格致密砂巖氣藏有效儲層非均質性強，垂向上多層分布，且部分區塊隔夾層發育，主力層分布不明顯，采用一套水平井多段壓裂改造進行開發，開發后的未動用儲量將高度分散，主要有兩種存在方式：非主力層、主力層內。

3．3．1非主力層未動用儲量

蘇里格氣田通過選區選層，水平井剖面儲量動用程度可達到60%，剖面上40%的剩余儲量多分布在1個以上的小層，剩余單層的儲量小于等于20％(圖4)，可見進一步動用使得經濟技術挑戰大，建議采用混合井型井網進行開發。

 

3．3．2開發主力層段內的未控制儲量

對于致密氣藏多段壓裂水平井，由于水平井井距和壓裂段數的不合理或儲層強非均質性的影響，水平井生產層段內壓裂段間和水平井間的儲量仍有部分未有效控制和動用。因此，開發低滲、致密砂巖氣藏，在經濟技術允許的條件下，建議水平井井距和壓裂間距應按照合理范圍的下限考慮。

4　結論

1)在試氣無阻流量明顯偏大、測井無法獲取有效儲層厚度的情況下，筆者提出了用水平井鉆遇氣層長度及相鄰直井參數與動態參數相結合的水平井分類標準，為準確評價蘇里格氣田水平井的開發效果提供了標準和依據。

2)根據目前蘇里格氣田水平井的部署情況，分類評價水平井優選井位加密部署和區塊整體部署兩種方式下水平井的開發指標，指導了國內致密氣藏水平井的開發評價。

3)根據蘇里格致密氣藏水平井開發評價中遇到的問題和經驗積累，結合國內外致密氣藏水平井開發技術調研成果，對致密氣藏水平井開發評價提出了幾點思考和建議。

 

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本文作者：位云生  賈愛林  何東博  劉月萍  冀光  崔幫英  任麗霞

作者單位：中國石油勘探開發研究院

  中國石油華北油田公司第二采油廠