致密砂岩气藏水平井参数优化
付锁堂1,2, 费世祥2,3, 叶珍4, 何磊2,3, 崔越华2,3
1.中国石油长庆油田公司
2.低渗透油气田勘探开发国家工程试验室
3.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
4.中国石油长庆油田公司第四采气厂
通信作者:费世祥,1984年生,高级工程师;主要从事天然气地质勘探、水平井开发等方面的研究工作。地址:(710018)陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。电话:(029)86594773。E-mail: fshix_cq@petrochina.com.cn

作者简介:付锁堂,1962年生,教授级高级工程师,博士;现任中国石油长庆油田公司总经理;主要从事石油天然气地质综合研究及油气勘探开发管理工作。地址:(710018)陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。ORCID: 0000-0002-1286-3570。E-mail: fstqh_cq@petrochina.com.cn

摘要

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:①部署应以心滩和河道中部微相为主;②优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;③水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;④轨迹类型以平直型为主;⑤改造方式以裸眼封隔器为主。

关键词: 鄂尔多斯盆地; 致密砂岩; 水平井; 动态指标; 影响因素; 钻遇储层长度; 储层厚度; 轨迹类型; 改造方式; 参数优化
Optimization of key parameters for horizontal well development of tight sandstone gas reservoirs
Fu Suotang1,2, Fei Shixiang2,3, Ye Zhen4, He Lei2,3, Cui Yuehua2,3
1. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China
2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China
3. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China
4. No.4 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710000, China
Abstract

In the Sulige Gas Field of the Ordos Basin, tight sandstone gas reservoirs are generally characterized by fast variation laterally and multi layers vertically, which brings challenges to horizontal well development. In this paper, some producing horizontal wells were finely evaluated in terms of their dynamic indicators such as well-controlled reserves, production decline rate and productivity. On this basis, the factors influencing the indexes of horizontal well development of tight sandstone gas reservoirs in a block of the Sulige Gas Field were analyzed from the aspects of deposition position, reservoir thickness, reservoir drilling length, hole section position, trajectory type and stimulation mode. Furthermore, the contribution of each parameter to horizontal well gas productivity was analyzed quantitatively by using the grey correlation method. The findings are as follows. First, the productivity of horizontal wells is affected most by the reservoir drilling length, followed by reservoir position, sedimentary microfacies, reservoir thickness, trajectory type and stimulation mode. Second, horizontal wells shall be designed according to the principles of deployment in the microfacies of point bar and middle channel, high-quality sand body with thickness over 8 m and in relatively stable lateral distribution, long horizontal section if possible economically, straight trajectory, and stimulation with open hole packer. These results have been successfully applied in the Sulige Gas Field. Especially, four deployment patterns are established, i.e., overall horizontal well development, stereoscopic horizontal well development, large-size cluster hybrid well development, and large-size cluster vertical & directional well development. The effective reservoir drilling ratio of drilled horizontal wells is more than 60%, the tested absolute open flow (AOF) of natural gas is higher than 40×104 m3/d, and single-well production of horizontal wells is 4 times that of vertical wells.

Keyword: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Horizontal well; Reservoir drilling length; Reservoir thickness; Trajectory type; Stimulation mode; Parameter optimization

水平井是提高致密砂岩气藏单井产量的有效手段[1, 2, 3], 鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征, 水平井有效规模开发难度较大。北美地区开发致密砂岩气藏的技术最为成熟, 认为水平井在致密砂岩气藏不具有普遍适用性, 只有在特定地质条件下才能达到一定效果, 其中层状储层中应用效果较好[3]。国内目前投入开发的致密砂岩气藏多数以河流相典型透镜体砂岩为主, 与直井相比, 水平井选井地质条件更为苛刻, 对含气层段、砂体规模的地质认识更加精细[4]。水平井设计参数优化, 特别是强非均质性气藏水平井的轨迹类型、水平段长度一直是困扰国内外学者的研究难题。笔者以该盆地苏里格气田某区块为例, 从气田地质解剖入手, 基于已投产水平井单井控制动态储量、产能等动态指标精细评价, 从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等与动态指标的关系, 分析影响水平井开发指标的主控因素, 并应用灰色关联法量化分析各参数对水平井产气能力的贡献值。通过上述研究优化水平井设计参数, 有效提升了水平井开发效果。

1 水平井动态指标评价

苏里格气田某区块自2011年开始采用水平井进行开发, 取得了较为丰富的生产动态资料, 具备气井指标精细评价的基础。

1.1 气井单井控制天然气动态储量评价

由于苏里格气田采用井下节流生产模式, 大部分气井不测地层压力, 测试资料缺乏[5, 6], 准确评价动态储量难度大。为此, 笔者以物质平衡理论为基础, 对气田早期100余口未进行井下节流生产、具有丰富压力资料的气井, 采用压降法进行动态储量评价, 绘制不同井口套压与动态储量采出程度(累计产气量/动态储量)的关系曲线(图1)。根据回归公式(1), 推导得到公式(2), 建立了利用井口套压和累计产气量预测动态储量的矿场统计方法。

$\frac{G_{p}}{G_{动}}=f=6.084 6p_{套}^{-1.4954}$ (1)

$G_{动}=G_{p}/6.0846p_{套}^{-1.4954}$ (2)

图1 苏里格气田某区块套压与动态储量采出程度关系交会图

式中Gp表示气井生产到某一时刻时的累计产气量, 104m3; G表示气井最终控制动态储量, 104m3; f表示气井生产到某一时刻时的采出程度; p表示气井生产到某一时刻时的井口套压, MPa。

该方法不受生产时间、地层压力测试资料和生产状况的影响, 可实现利用常规生产数据评价气井动态储量。评价苏里格气田某区块200余口水平井动态储量介于0.12× 108~2.51× 108 m3, 平均为0.86× 108 m3(图2)。

图2 苏里格气田某区块气井单井控制天然气动态储量评价结果柱状图

1.2 前3年的产量水平

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏, 气井井下节流, 难以稳定生产, 产能及井底压力测试资料有限, 无法利用常规的经验法、采气指示曲线法和节点分析法进行气井产量评价。针对上述难点, 利用套压、日产气量等常规生产数据及动态储量评价结果, 建立了苏里格气田某区块气井产量— 套压— 动态储量关系模型, 从而评价气井前3年的产量水平。按照苏里格水平井稳产3年的开发模式, 某区水平井井均动态储量为0.86× 108 m3, 3年末套压为5.3 MPa, 预测水平井前3年产量区间为0.67× 104~9.64× 104 m3/d, 平均为4.0× 104 m3/d(图3)。

图3 苏里格气田某区块套压— 动态储量— 产气量关系图版

通过上述方法, 对苏里格气田某区块水平井动态储量、气井产能等动态指标进行了精细评价, 为动静结合分析水平井产能影响因素奠定了基础。

2 水平井产能影响因素分析

由于受到致密砂岩气藏储集体地质结构复杂、钻完井工艺及压裂改造方式等影响, 如何明确影响致密砂岩气藏水平井单井产能的主控因素变得十分困难, 也是目前国内外专家学者研究的热点、难点问题之一。在致密砂岩气藏水平井生产过程中, 影响水平井产能的因素比较多, 沉积微相、钻遇储层厚度及长度、水平段轨迹类型等静态实施效果以及储层改造方式等, 都会对水平井产能有不同程度的影响。无阻流量和单井控制动态储量等动态参数可以客观反映水平井的生产能力, 本文将沉积微相、钻遇储层长度、轨迹类型、改造方式等影响因素和无阻流量、单井控制动态储量等动态参数相结合, 分析影响水平井产能的主要因素。考虑不同因素之间可能会产生相互干扰, 因此, 在单一因素分析过程中选取其他因素相同或近似的水平井进行分析, 确保了不同因素分析结果的准确性。最后, 综合采用灰色关联法对不同影响因素进行系统分析, 量化评价各因素对水平井产气能力的影响程度。

2.1 沉积微相

苏里格气田某区块下二叠统下石盒子组8段为典型的辫状河三角洲平原沉积[7], 储层砂体类型主要为心滩和河道充填沉积, 河道边界特征不明显, 沉积砂体具有纵横向变化快、非均质性强等特征。基于岩心观察、测井响应特征分析, 将盒8段储层砂体结构划分为4类:箱形、钟形、齿化钟形及指形, 不同砂体结构分别对应不同的沉积微相和水动力条件(表1)。研究区盒8段砂体一般由一种或多种砂体结构类型相互叠置而成, 底部多为突变接触方式, 顶部突变或渐变接触方式均有[8]

表1 苏里格气田某区块盒8段不同沉积微相砂体结构类型表

将苏里格气田某区块钻遇心滩、河道中心、河道边部等不同沉积位置的198口水平井系统分类, 选取水平段钻遇储层长度相当的水平井, 结合无阻流量、前3年平均日产量、单井动态储量进行分析。心滩微相位置的箱型砂体水平井动态储量一般为0.52× 108~2.03× 108 m3(平均为1.34× 108 m3), 无阻流量为21.6× 104~ 165.7× 104 m3/d(平均为68.7× 104 m3/d), 前3年平均产量为2.4× 104~ 9.0× 104 m3/d(平均为5.6× 104 m3/d); 河道微相钟形砂体水平井动态储量一般为0.15× 108~ 2.51× 108 m3(平均为0.93× 108 m3), 无阻流量为1.4× 104~ 204.2× 104 m3/d(平均为44.4× 104 m3/d), 前3年平均产量为0.7× 104~ 9.6× 104 m3/d(平均为4.10× 104 m3/d); 河道边部指状砂体水平井动态储量一般为0.08× 108~1.61× 108 m3(平均为0.68× 108 m3), 无阻流量为3.2× 104~105.7× 104 m3/d(平均为29.3× 104 m3/d), 前3年平均产量为0.5× 104~ 8.7× 104 m3/d(平均为2.80× 104 m3/d)。分析结果表明, 在心滩微相位置的箱型砂体水平井平均动态储量、平均无阻流量及前3年平均日产量最高, 河道微相钟形砂体次之, 河道边部指状砂体最差(图4)。因此, 在开发过程中要尽量避免在河道边部实施水平井, 强化沉积微相及砂体精细描述, 落实砂体空间展布特征, 寻找主砂带部署水平井。

图4 苏里格气田某区块不同沉积微相水平井开发指标统计柱状图

2.2 储层厚度

在沉积微相、水平段长度等参数相当条件下, 针对苏里格气田某区块160多口水平井前3年平均日产量、动态储量与气层和砂岩厚度开展了相关性分析。在相应水平段长度下, 如果以单井动态储量0.5× 108 m3、前3年平均产气量3.0× 104 m3/d为下限, 研究区实际有效水平段长度为700~1 000 m情况下, 对应水平井开发砂体厚度下限为8 m(图5)。因此, 在水平井部署过程中, 苏里格气田某区块应以砂体厚度8 m为下限优选水平井开发有利区。

图5 苏里格气田某区块储层厚度与动态储量、前3年产量相关性分析图

2.3 钻遇储层长度

钻遇储层长度是水平井参数优化的重点和难点。苏里格气田某区块盒8下亚段主力含气层系优势明显, 有效砂体发育模式以心滩横向切割连通型、具泥质隔层的心滩叠置型和具物性夹层的心滩叠置型为主, 水平段以穿越尽可能多砂体、控制尽可能多储量为首要目标, 受复合叠置砂体的规模控制[9]。在储层厚度相近条件下, 综合考虑研究区水平井地质及生产特征, 结合储层长度与动态储量、无阻流量开展相关性分析。分析表明, 钻遇储层长度与动态储量、无阻流量总体呈正相关, 水平段钻遇有效储层越长, 整体产能越高(图6)。因此, 在气田水平井实施过程中, 应系统考虑经济成本等因素, 不断强化地质认识及水平井跟踪导向, 确保获得理想的水平段长度。

图6 苏里格气田某区块有效储层长度与无阻流量、动态储量相关性分析图

2.4 储层位置

储层钻遇率和有效储层钻遇率是表征水平井静态实施效果的关键参数, 钻遇率越高, 水平段实施效果越好。但水平井现场随钻导向过程中, 水平段储层钻遇率和有效储层钻遇率一般很少达到100%, 极少全井段连续钻遇同一套含气砂体, 通常会钻遇不等间隔的非储层段。储层位置指水平段上有效储层出现的相对位置, 根据水平井实钻轨迹剖面上有效储层所分布的相对位置及规模, 分为全段式、三段式、两段式、单段式等4种主要类型(图7)。

图7 苏里格气田某区块不同储层位置水平井轨迹图

选取沉积微相、储层厚度、水平段长度等条件相当的水平井, 结合动态储量、试气无阻流量、前3年平均日产气量等动态参数进行对比分析, 全段式水平井平均动态储量为1.5× 108 m3, 平均无阻流量为99× 104 m3/d, 前3年平均产量为6.5× 104 m3/d; 三段式水平井平均动态储量为1.1× 108 m3, 平均无阻流量为52× 104 m3/d, 前3年平均产量为4.8× 104 m3/d; 两段式水平井平均动态储量为0.8× 108 m3, 平均无阻流量为35× 104 m3/d, 前3年平均产量为3.5× 104 m3/d; 单段式水平井平均动态储量为0.7× 108 m3, 平均无阻流量为30× 104 m3/d, 前3年平均产量为3.2× 104 m3/d, 水平井开发效果从好到差依次为:全段式> 三段式> 两段式> 单段式(图8)。全段式水平井开发指标最优, 单段式水平井开发效果最差, 尤其对于有效储层钻遇率较低的单段式水平井, 其总体效果相当于常规的直/定向井。因此, 在水平段导向过程中应以全段式、三段式水平井为钻井目标, 密切结合录井岩屑、随钻伽马、钻时、气测等资料, 建立精确地质模型, 不断完善地质认识, 做到实时分析、准确调整, 保证水平段实施效果。

图8 苏里格气田某区块不同储层位置水平井开发指标统计柱状图

2.5 轨迹类型

依据自然伽马曲线形态特征, 结合露头砂体叠置模式研究成果, 将储集砂体分为块状厚层、多层叠置、分段薄层和薄互层等4种类型。基于目标砂体类型及特征, 建立了平直型、大斜度、阶梯型等3种水平段轨迹设计模式。即:块状厚层砂体, 横向砂体连续性好, 水平段轨迹设计为平直型; 多层叠置砂体, 局部发育泥质夹层, 水平段轨迹设计为大斜度; 分段层状砂体, 发育稳定泥岩隔层, 水平段轨迹设计为阶梯型[10](图9)。

图9 苏里格气田某区块水平井轨迹模式图

苏里格气田某区块通过差异化轨迹设计显著提高了有效储层钻遇率和储量动用程度。目前, 致密砂岩气藏平直型、阶梯型、大斜度水平井比例约为60%、10%、30%。为明确不同轨迹类型水平井的开发效果, 同时指导后期水平井地质设计优化和现场随钻导向, 采用多因素分析方法对不同轨迹类型水平井相应开发效果参数进行综合对比分析。研究表明, 不同轨迹类型水平井开发效果从好到差依次为:平直型> 大斜度> 阶梯型。当水平段长度超过600 m时, 平直型水平井的优势更加突出; 当有效储层长度小于400 m时, 水平井开发效果与直井相似, 阶梯型水平井效果相对较好。通过分析不同轨迹类型水平井动态储量、无阻流量的关系, 明确了3种轨迹类型水平井的开发效果, 在后期水平井地质设计过程中, 应强化砂体精细刻画, 揭示砂体内部结构特征, 厘定砂体发育规模, 根据地质条件优化轨迹设计(图10)。

图10 苏里格气田某区块不同轨迹类型水平井开发效果参数对比分析图

2.6 改造方式

水平井可以最大限度增加储层有效泄流面积, 但是对于非均质性强的致密岩性气藏, 多数水平井初产很难获得高产工业气流, 只有进行适当的储层改造才可以获得经济效益产能[11]。致密砂岩气藏水平井储层改造工艺目前主要有水力喷射分段压裂、裸眼封隔器分段压裂、体积压裂等3种。目前, 苏里格气田某区块水力喷射分段压裂井数占85.5%, 平均改造7段, 天然气无阻流量为37.3× 104 m3/d; 裸眼封隔器分段压裂井数占6.6%, 平均改造7段, 无阻流量为61.8× 104 m3/d; 体积压裂井数占7.9%, 平均改造12段, 无阻流量为51.4× 104 m3/d。

储层钻遇效果相同条件下, 统筹考虑水平井经济成本等因素, 采用传统统计学方法, 结合储层静态、生产动态等参数分析了不同改造方式对水平井产能的影响。水平井压裂改造段数较多时(8~11段), 裸眼封隔器、体积压裂水平井平均无阻流量超过45× 104 m3/d、前3个月初期产量超过5.6× 104 m3/d、前3年平均产量4.2× 104 m3/d, 是水力喷射改造水平井各项动态指标的1.2~2.0倍, 明显优于水力喷射; 而压裂改造段数较少时(6~7段), 裸眼封隔器改造效果最好(图11)。分析表明, 致密砂岩气藏水平井改造效果由好到差为裸眼封隔器、体积压裂、水力喷射。在致密砂岩气藏水平井压裂试气求产过程中, 应充分论证不同改造方式的适用性和可行性, 优化试气方案设计, 确保好的试气及生产效果。对于能够满足不同改造方式适用条件的水平井, 裸眼封隔器为最优改造方式。

图11 苏里格气田某区块不同压裂工艺水平井开发效果参数相关性分析图

2.7 灰色关联法分析

影响水平井产气能力的因素较多, 包括沉积位置、储层厚度、水平段储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等因素, 但各因素对气井产气能力的影响程度难以确定。针对该问题, 采用灰色关联法对各种参数进行综合分析, 评价出各因素对水平井产气能力影响的程度[12, 13, 14]

灰色关联分析方法步骤如下:

$X_{i}=[x_{i}(1), x_{i}(2), ……, x_{i}(n)] i=0, 1, 2……, m$ (3)

式中Xi表示自变量序列, i=1, 2, …, m; m表示选取参数的数量; n表示样本数量。

对于0< ξ < 1, 令

式中ξ 表示分辨系数, 无因次; k表示样本数值; x0(k)表示样本的无量纲化, 无因次; xi(k)表示样本的无量纲化, 无因次; γ 表示关联度, 无因次。

钻遇储层长度、储层厚度可以量化, 但储层位置、沉积微相、轨迹类型、改造方式无法定量。根据上述参数与动态指标的关系, 采用动态储量比例定量描述不同储层位置、沉积微相、轨迹类型, 采用前3年平均产量比例定量描述不同改造方式, 从而评价各参数对气井产气能力的影响程度 (表2)。

表2 苏里格气田某区块水平井产气能力影响因素定量化结果表

采用灰色关联法对186口水平井进行评价, 按照井数平均分为3类。其中:Ⅰ 类井62口, 综合因子0.48; Ⅱ 类井62口, 综合因子0.3; Ⅲ 类井62口, 综合因子0.18 (图12、表3)。

图12 苏里格气田某区块水平井综合因子评价结果柱状图

表3 苏里格气田某区块分类气井综合因子评价结果表

评价结果表明, 钻遇储层长度对水平井产能的影响最大, 其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型、改造方式。

3 应用情况

通过水平井产能影响因素分析, 明确了苏里格气田某区块适合水平井开发的地质条件和设计参数, 为水平井高效开发和顺利实施提供了指导。结合区块井控程度, 合理规划开发井网, 开展河道砂体规模和储层展布规律研究, 落实盒8段气藏储集砂体空间展布特征。依据砂体空间展布及构型分析等认识, 将研究区划分为4个不同的地质区带。针对不同区带地质特点, 优化井型组合, 建立了“ 水平井整体开发、水平井立体开发、大丛式混合井组开发、大丛式直定向井组开发” 4种部署模式(图13), 提高了部署的针对性和适用性。

图13 苏里格气田某区块开发模式图

在苏里格气田某区块水平井开发过程中, 不断优化水平井部署模式和地质设计参数, 加强水平井地质导向, 优选试气改造方案, 高效建成30× 108 m3/a产能规模, 水平井实施效果突出。目前, 完钻水平井储层钻遇率平均超过75%, 有效储层钻遇率超过60%, 试气平均无阻流量超过40× 104 m3/d, 水平井产能比例超过70%, 水平井单井产量达到直井4倍。

4 结论

1)针对苏里格型气井生产特征, 建立气井单井控制动态储量和前3年平均日产量评价新方法。评价苏里格气田某区块气井单井控制动态储量为0.12× 108~2.51× 108m3, 平均为0.86× 108 m3; 前3年水平井的合理产量区间为0.67× 104~9.64× 104 m3/d, 平均为4.0× 104 m3/d。

2)从沉积微相、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等与动态指标关系, 分析水平井产能影响因素, 并应用灰色关联法分析各参数对水平井产气能力贡献值。结果表明:钻遇储层长度对水平井产能影响最大, 其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型、改造方式。

3)明确了致密砂岩气藏水平井部署有利地质条件和设计参数:目标层为心滩和河道中部微相沉积, 叠合砂体厚度大于8 m, 横向展布相对稳定; 考虑经济效益化条件下尽可能实施较长平直型水平井, 保证钻遇储层长度最大化; 改造方式以裸眼封隔器为主。

4)根据砂体空间展布及构型分析等认识, 划分不同开发区带, 优化井型组合, 建立了“ 水平井整体开发、水平井立体开发、大丛式混合井组开发、大丛式直定向井组开发” 4种部署模式, 开发效果良好。

The authors have declared that no competing interests exist.

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