蘇里格氣田開發技術新進展及展望

摘 要

蘇里格氣田開發技術新進展及展望(本文作者：何光懷 李進步 王繼平 張吉中同石油長慶油田蘇里格氣田研究中心)摘要：鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是我國最大的氣田，同時又是典型的&ldqu
蘇里格氣田開發技術新進展及展望
(本文作者：何光懷 李進步 王繼平 張吉中同石油長慶油田蘇里格氣田研究中心)
摘要：鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是我國最大的氣田，同時又是典型的“低滲透、低壓力、低豐度”氣藏，儲層非均質性強、有效砂體規模小，氣井單井產量低，壓力下降快，開發面臨重重困難。通過4a的評價工作，在開辟重大開發試驗區的基礎上，開展10項開發試驗，形成了12項開發配套技術，解決了蘇里格氣田有效開發的技術難題；近兩年來，以提高單井產量、提高氣田采收率、提升氣田開發水平為目的，在深化儲層地質認識的基礎上，豐富完善了蘇里格氣田天然氣富集區篩選技術、提高采收率等技術，創新形成了叢式井、水平井開發配套技術；氣田開發方式由原來的單一直井開發轉變為叢式井、水平井并重開發，水平井單井產量超過直井的3倍，氣田采收率提高了15%，同時實現了土地資源的集約化利用，為蘇里格氣田低成本有效開發提供了全新的、重要的技術保障，氣田開發水平和開發效益明顯提升。
關鍵詞：蘇里格氣田；開發；河流相；富集區；篩選；提高采收率；提高單井產量；叢式井 水平井
    中國石油長慶油田公司針對蘇里格氣田儲層非均質性強、有效砂體規模小、儲量豐度低、單井產量低等一系列問題，通過多年的探索、實踐，走出了一條具有蘇里格氣田特色的技術集成創新、開發體制創新和管理創新的新思路、新模式，使氣田步入了工業化規模開發的新階段，開創了“三低”氣田效益開發的先例[1]。
1 蘇里格氣田地質特征
1.1 氣田為大面積巖性氣藏、儲量豐度低
    鄂爾多斯盆地晚古生代盆地沉積了一套海陸交互及陸相碎屑巖為特點的沉積組合，石炭二疊系下部煤巖與暗色泥巖屬優質烴源巖，發育于氣源巖之上的河流-三角洲相砂巖構成了上古生界的主要儲集巖體。尤其是蘇里格地區上古生界位于有利生烴中心，發育大面積展布的河流一三角洲沉積砂體，區域封蓋保存條件良好，有利于大型巖性氣藏的形成與富集。氣田勘探面積約4.0×104km2，2001年至今的10a時間，氣田累計探明(含基本探明)天然氣儲量在2×1012m3以上，探明儲量近萬億立方米，成為我國最大的天然氣田。根據目前的勘探開發情況分析，氣田上古生界多層系含氣，但豐度多為(0.8～1.5)×108m3/km2，儲量豐度與同類型氣田比較明顯偏低[2](圖1)，屬于典型的低豐度-特低豐度氣田，開發難度較大。
 
1.2 儲層低孔、低滲、非均質性強
    蘇里格氣田主力層二疊系盒8段、山1段儲層形成于沖積背景下的河流沉積體系，河道內部結構復雜，隔夾層發育，非均質很強。對氣田范圍內93口取心井氣層段巖心分析進行統計，結果表明：孔隙度主要范圍在5%～12%之間，平均值為8.69%；滲透率主要范同為0.1～2mD，平均為0.733mD。各區塊之間存在一定差異，中區總體上好于西區和東區(表1)。
 
1.3 氣井產量低、穩產能力差
    氣井試氣成果表明，蘇里格氣田除少數井無阻流量大于10×104m3/d外，超過90%的氣井無阻流量小于10×104m3/d，且其中約一半的氣井無阻流量小于4×104m3/d，屬于低產氣藏。同時，氣井生產動態表明氣井產量低，且穩產能力較差[3]。
1.4 各區帶之間存在明顯差異、開發難度大
    蘇里格氣田范圍廣，不同區帶之間成藏控制因素存在一定的差異，使得不同區帶儲層特征存在明顯的不同。根據目前勘探、開發認識，蘇里格氣田中區主要為石英砂巖儲層，烴源巖發育，天然氣較為富集，為最有利的開發區帶；東區烴源巖發育，但儲層主要為巖屑砂巖，受成巖作用影響儲層普遍致密，但多層系含氣；西區儲層發育特征與中區類似，但烴源巖發育差，局部富水。
    以上特征，決定了蘇里格氣田是一個資源潛力巨大，但經濟、有效開發難度大的邊際氣田，與世界上其他氣田相比，其開發難度更大，要求技術水平更高。
2 蘇里格氣田開發新技術
2.1 立足二維地震，試驗三維地震，富集區篩選技術進一步完善
    富集區篩選技術是蘇里格氣田規模開發取得成功的關鍵技術之一。傳統的優化布井技術立足于預測砂體，而蘇里格氣田砂體和儲層并不統一，井位部署遇到了困難。富集區篩選技術將地震、地質緊密相結合，將有效儲層預測作為核心，極大地提高了井位部署的成功率。早期的富集區篩選技術，主要依賴于高精度二維地震資料，但隨著開發的深入，二維地震受地震測網密度的限制，已無法滿足加密井，尤其是叢式井、水平井部署的要求。為此，立足二維地震，開展了三維地震試驗，在原有富集區篩選技術基礎上，進一步完善了該項技術。
    首先，地質與二維地震相結合，綜合運用多種方法預測有利區。地震上采用時差分析、波形特征分析、疊后反演、彈性參數反演等方法進行河道帶識別。地質上進行沉積微相分析，開展單井相分析，劃分單井優勢微相，建立區塊沉積模式，精細刻畫沉積微相展布。將地震河道帶預測成果與骨架井沉積微相研究相結合，綜合確定河道帶的分布。
    其次，重點區實施三維地震、強化儲層預測。在二維地震選區基礎上，優選潛力區開展三維地震。充分利用三維資料信息量大、地質內涵豐富的優勢，以主河道帶預測為基礎，以有效儲層預測為核心，以疊前技術為主，以疊后技術為輔；進行主河道帶預測、儲層及含氣性預測，并利用三維可視化手段對儲層及有效儲層進行精細刻畫；最后通過綜合評價優選高產富集分布區(圖2)。
 
    2009年在蘇14區塊100km2乏維地震試驗區以5種不同井網部署叢式井30口，同時部署水平井2口。叢式井完鉆29口，Ⅰ+Ⅱ類井比例為82.8%，其中，Ⅰ類井比例明顯提高，達51.7%；完鉆水平井2口，有效儲層鉆遇率為75.0%，開發效果良好。2009年在蘇里格東區進一步加大三維地震攻關力度，部署工作量260km2。
    第三，依據區帶特征，開展針對性研究，進一步落實富集區：①蘇里格中區——將高精度二維地震和有限的三維地震資料相結合，預測砂巖厚度及含氣性；描述河道砂體展布范圍，刻畫有效儲層分布特征，進行相對富集區篩選；②蘇里格東區——在分析開發井的基礎上，靜態與動態結合，對盒8段、山1段和下古生界進行再認識，上、下古生界綜合考慮，落實富集區；③蘇里格氣田西區——深化地層水分布規律研究，綜合應用地質、測井、測試、地層水分析及生產動態等資料，多學科交叉滲透，在統一的技術思路下對蘇里格氣田西區氣水關系進行一體化研究，通過“避水找氣”，落實富集區。
2.2 精細解剖儲層、優化井網，提高采收率技術取得重要進展
2.2.1開展加密試驗，落實有效砂體規模及空間展布
    為優化井網，提高氣田采收率，先后開辟了蘇14、蘇6、蘇10等3個密井網開發區，部署加密井50余口。綜合應用地質、測井及生產動態等資料，以儲層沉積學和測井地質學的理論為指導，對實施加密井進行砂體解剖；結合井組干擾試井成果，進一步驗證砂體規模與連通性；應用儲層建模軟件，結合地震儲層橫向預測結果，通過相控建模對儲層砂體井間分布和儲層物性的變化規律進行預測，建立高精度的儲層三維地質模型。在統一的技術思路下，初步落實了蘇里格氣田有效砂體的發育規模及疊置規律。
2.2.1.1 有效單砂體的規模
    蘇里格氣田加密區儲層解剖結果表明(圖3)，辮狀河內部結構復雜，主要由心灘、廢棄河道及河床滯留微相組成，其中有效砂體主要為心灘微相。單個心灘的厚度從1～8m不等，主要在2～6m；寬度從300～1000m不等，主要在400～800m；長度從400～1600m不等，主要在900～1200m。
2.2.1.2 有效砂體疊置規律
    密井網解剖表明，蘇里格氣田盒8段儲層有效單砂體空間分部類型有4種(圖4)：①孤立型——與單個心灘的規模相當，厚度主要2～6m，寬度400～800m，長度900～1200m；②切割疊置型——辮狀河復合河道內可形成2～3個心灘切割疊置，復合砂體厚度5～10m，寬度500～1200m，長度800～1500m；③堆積疊置型——辮狀河復合河道內多個有效砂體堆積疊置，但切割作用弱，砂體間有物性隔層，復合砂體規模與切割疊置型基本一致；④橫向局部連通型——河床滯留粗砂巖連接多個心灘，可形成分布范圍更大的復合有效砂體。
 2.2.2優化井網，采收率大幅度提高
    在有效儲層規模及空間展布規律研究的基礎上，利用動儲量評價、經濟極限法、數值模擬法等對氣田井網井距進行了優化。優化成果表明：平均儲量豐度1.2×108m3/km2，合理單井控制面積0.48km2(井距為800m×600m)，該井網較前期開發井網(1200m×600m)更合理，可以提高蘇里格氣田最終采收率約15%。2009年統一了對蘇里格氣田井網系統的認識，目前在氣田全面推廣800m×600m平行四邊形開發井網。氣田井網的改變使采收率由20%大幅度提高至35%。
2.3 轉變開發方式，叢式井開發技術取得突破
    井網的優化促進了蘇里格氣田開發方式的轉變，2007—2008年開展叢式井開發試驗，通過2年的試驗，完善了“富集區整體部署，評價區隨鉆部署”的叢式井部署流程，形成了叢式井開發配套技術。
    1) 蘇里格氣田儲層非均質性強，為叢式井的實施帶來較大的挑戰，為確保叢式井開發效果，在儲層精細地質解剖與儲層分布規律準確把握基礎上，建立了3口井、5口井及7口井等3種形式的叢式井部署標準，提高了叢式井的實施步伐。
    2) 堅持富集區整體部署，評價區隨鉆部署的叢式井部署思路，地質、地震緊密結合(圖5)，確保叢式井比例不斷提高，Ⅰ+Ⅱ類井比例保持穩定。
    3) 開展了平臺井數優化、井身剖面優化、軌跡控制及PDC鉆頭個性化設計等試驗，縮短了鉆井周期，形成了蘇里格氣田叢式井鉆井配套技術。
    2009年開始大力推廣叢式井開發，在優化井場布局、節約用地面積、減少采氣管線、優化生產管理、降低綜合成本、科技綠色環保等方面起到了舉足輕重的作用。全年完鉆叢式井占總井數的56.1%，平均鉆井周期縮短至20d左右，Ⅰ+Ⅱ類井比例高達87.5%，叢式井開發取得了良好效果。
2.4 積極試驗，水平井開發技術成效顯著
    蘇里格氣田水平井開發經過初期探索、試驗突破和規模試驗3個階段，尤其近2a的試驗攻關，水平井開發取得了重大進展，初步形成了水平井開發的相關配套技術，為氣田實現水平井規模開發奠定了基礎。
    1) 拓寬水平井部署思路，確保水平井部署力度與效果。水平井部署立足富集區篩選、儲層精細描述及區塊產能評價成果，堅持富集區整體部署、潛力區隨鉆部署和老區加密部署3個層次相結合(圖6)。同時，細化井型組合方式，實現了骨架井、定向井與水平井的有機結合，保證了水平井部署的力度與效果。
    2) 精細儲層描述，優化水平井設計。水平井設計以“深化儲層內部結構分析、細化不同期次儲層描述”為核心，通過地質與地震緊密結合，在單期主河道精細刻畫、精細小層對比、目的層段構造精細研究的基礎上，優化水平段長度、軌跡，形成了蘇里格氣田“5圖1表”(砂體厚度圖、氣層厚度圖、氣層頂面圖、底面構造圖、氣藏剖面圖、靶點預測表)的水平井軌跡優化技術。
    3) 在已形成“兩階段、三結合、四對比”的導向技術基礎上，細化導向思路與流程。入靶導向堅持標志層多級控制，關鍵點提前預判，變化點及時調整；水平段導向形成了以單砂體、沉積微相及微幅度構造分析相結合的導向技術(圖7)。
    4) 通過優化井身結構、斜井段PDC試驗，水平井提速效果明顯，2008～2009年通過水平井鉆井現場攻關試驗，采取井身結構優化、斜井段PDC鉆頭試驗及取消導眼等工藝措施，鉆井周期明顯縮短，共完鉆水平井10口，平均水平段長806.5m，平均鉆井周期77.6d，最短43d。
    5) 自主研發了不動管柱水力噴射分段壓裂改造工藝，試驗了裸眼封隔器分段壓裂技術，實現了由壓裂單段到一次改造4段的飛躍，改造效果不斷提高，其中蘇平36-6-23、桃7-9-5AH井分段壓裂后無阻流量超過百萬立方米。
    2010年完鉆水平井67口，水平段長度與有效儲層鉆遇率進一步提高，平均水平段930m，其中18口水平段超過1000m；平均砂巖長度764m，砂巖鉆遇率82.3%；平均有效儲層554m，有效儲層鉆遇率59.7%。完試水平井26口，平均無阻流量59×104m3/d，其中7口井無阻流量均超過100×104m3/d，水平井提高單井產量優勢明顯。
3 下一步技術發展方向
3.1 加大水平井試驗力度，提高單井產量
    蘇里格氣田水平井開發效果明顯，目前已投產水平井29口，平均單井產氣量7.9×104m3/d。采用RTA軟件對10口投產時間較長水平井進行歷史擬合，預測水平井合理配產5×104m3/d，穩產時間3a，最終累計采氣量8894×104m3。雖然水平井提產效果顯著，但要實現水平井規模開發還需重點解決以下困難：①規模部署與儲層預測之間存在矛盾，蘇里格氣田盒8段儲層規模較小，水平井實施效果依賴于儲層展布的認識程度，現有二維地震為主的儲層預測方法，必須結合大量的骨架井方可滿足水平井部署要求，很大程度上，減少了水平井的部署區域，急需開展與水平井規模開發相匹配的三維儲層預測技術；②水平井井型單一、儲量動用程度低，目前水平井井型僅可以動用單一儲層儲量，儲量動用程度較低，下一步仍需開展階梯、分支等多種類型的水平井攻關試驗，進一步完善水平井井型與儲層展布的匹配性試驗，提高儲量動用程度；③探索降低水平井建井成本的新途徑，完善水平井壓裂改造工藝技術，為水平井規模應用奠定基礎。
3.2 探索進一步提高采收率的新途徑
    按照目前開發井網，蘇里格氣田采收率為35%，與國外氣田相比，采收率提高的空間仍舊很大，同時現實意義也很大。下一步圍繞提高氣田采收率要重點做好以下工作：①儲層描述向高精度發展，進一步研究氣藏砂體展布和含氣富集帶，尤其是細化有效砂體大小、形狀及展布方向，探索叢式井、水平井聯合開發的合理井網形式、井網密度；②充分利用動、靜態資料，并考慮經濟因素，研究井網加密技術，優化加密時機、加密方式，建立低滲氣田井網系統優化方法；③研究氣井產水對采收率的影響機理和程度，優選合理的排水采氣工藝技術；④逐步形成低滲氣田提高采收率理論體系及技術對策，進一步提高低滲氣田的采收率。
3.3 開展復雜儲層區有效開發技術攻關
3.3.1開展致密氣藏攻關試驗
    針對蘇里格氣田致密氣開發中的技術瓶頸進行攻關，形成適合該氣田致密氣藏經濟有效的開發技術，加速致密氣資源的轉換和動用，為實現氣田穩產提供技術保障。重點開展直井連續多層壓裂、水平井多段壓裂、低傷害壓裂液體系等技術研究與試驗，解決致密氣藏改造的關鍵問題，形成具有自主知識產權的壓裂工藝、壓裂工具及壓裂液體系，充分提高致密氣藏的資源動用程度，為致密氣藏的有效開發提供技術保障。
3.3.2配套完善排水采氣技術
    蘇里格氣田大調查結果表明，積液井是非計劃關井中影響產能發揮的主要因素，影響程度達到4.1%。因此，開展排水采氣工作顯得尤為主要，目前蘇里格氣田主要以泡沫排水采氣為主，下一步要針對氣井生產動態特點和環境條件，優選適合的排水采氣工藝，重點產水氣井生產試采試驗、泡沫排水采氣工藝技術優化試驗和特殊工藝排水采氣適應性試驗，進一步配套完善排水采氣技術。
4 結束語
    蘇里格氣田通過機制創新、管理創新、技術創新實現了規模開發，在短短的5a時間內發展成為中國陸上連接東西、貫通南北、發揮樞紐作用和調節作用的戰略氣區。根據規劃蘇里格氣田2014年將實現年產200×108m3的目標，終將成為中國最大的天然氣田。蘇里格氣田的成功開發，必將促進中國同類低滲透氣田的規模開發，從而促使占中國石油目前探明儲量中65%的低滲透、特低滲透儲量得以高效開發[4]。
參考文獻
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[3] 冉新權，李安琪.蘇里格氣田開發論[M].北京：石油工業出版社，2008：15-17.
[4] 王亞莉，孔金平.天然氣開發投資現狀分析及政策建議[J].天然氣工業，2009，29(9)：110-112.
 
(本文作者：何光懷 李進步 王繼平 張吉中同石油長慶油田蘇里格氣田研究中心)