刘海锋 陈凤喜 夏勇 薛云龙

（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018）

靖边气田水平井井位优选技术及其应用

刘海锋 陈凤喜 夏勇 薛云龙

（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018）

通过数值模拟、技术经济评价等方法，确定了靖边气田马五1＋2储层经济界限渗透率，建立了水平井适应性评价标准。根据碳酸盐岩储层天然气富集规律，综合储层横向预测、岩溶古地貌恢复、小幅度构造精细描述等技术方法，建立了水平井井位优选技术及其部署原则。

水平井井位优选适应性极限渗透率

0 引言

水平井是提高气井单井产量和气田采收率的重要技术之一。近年来，水平井开发技术在我国各大油气田得到广泛应用，但水平井开发投资高、风险性大[1]，并非所有油气田都能取得理想效果。靖边气田自2006年开始水平井开发试验，在水平井轨迹优化设计及现场导向技术方面开展了大量研究与实践，取得了一些技术成果，但由于对马五1+2储层侵蚀沟槽分布复杂、主力气层厚度薄、小幅度构造变化快、非均质性强的特点认识不足，水平井整体开发效果欠佳。2009年起，靖边气田加强了水平井井位部署论证，通过开展水平井适应性评价、储层横向预测、岩溶古地貌恢复、小幅度构造精细描述等地质研究，建立并深化了水平井井位优选技术及部署原则。综合应用技术成果，水平井开发效果明显提高。

1 马五1+2储层特征

1.1 水平井开发难点

马五1＋2储层水平井开发的难点有：①前石炭纪古地貌侵蚀沟槽发育，古沟槽沟宽为1～3.5km，沟长为15～55km，最大切割深度为20～40m，实施水平井存在主力储层缺失风险；②主力储层马五13气层厚度较薄[2]，54%以上的完钻井马五13气层厚度小于3m，水平井轨迹设计和地质导向难度大；③局部小幅度构造发育复杂，构造起伏大，最大处可达到40 m／km以上，水平井极易脱靶或出层；④储层非均质性强，孔隙度为0.2%～15.6%，平均为4%，渗透率为0.001～88.9mD，平均为0.72mD，水平井部署存在一定难度。

1.2 水平井开发优势

马五1＋2储层具有一定水平井开发优势：①储层分布稳定，能提供水平井较大的泄流面积和控制储量；②主力储层马五13小层优势明显，储量占到马家沟组各层储量的近50%，产气比例占95%以上，可以作为水平井开发的主要目的层位，其他层位可作为兼顾层位；③马五1＋2储层微裂缝发育，对气井增产十分有利；④气田整体构造相对平缓，平均坡降为16m／km，有利于水平井轨迹优化设计和现场实施。

2 水平井适应性评价

2.1 水平井经济极限渗透率

水平井经济极限渗透率是评价储层水平井适应性的重要指标，可通过对比不同渗透率与不同井控储量下的财务净现值确定[3-5]。

评价表明，渗透率对财务净现值的影响由井控储量控制，在相同井控储量条件下，财务净现值随着渗透率的增加而增加，但后期增加速率逐渐变缓。

靖边气田水平井水平段长度一般设计为1000～1200m，其井控储量大约为（3～5）×108m3，对应经济界限渗透率为0.1～0.5mD。原则上渗透率大于0.1mD的井区适合进行水平井开发。

2.2 水平井适应性评价标准

考虑马五1＋2储层水平井开发难点与开发优势，结合水平井经济极限渗透率论证，根据风化壳碳酸盐岩储层天然气富集规律，建立了水平井适应性评价标准。

定性标准有：①侵蚀沟槽相对落实；②岩溶古地貌为台地或斜坡；③局部构造高部位且构造相对平缓；④储层综合评价为有利区。

定量标准有：①马五1＋2地层残余厚度大于20 m，主力储层马五13保存齐全；②马五13气层厚度大于2m；③马五13气层渗透率大于0.1mD；④水平井单井可采储量大于3×108m3。依据该标准，可初步筛选出水平井优势开发区。

3 水平井开发效果

2010－2011年利用本方法在靖边气田筛选水平井优势开发区24块，部署并完钻水平井16口，平均无阻流量为87.19×104m3／d，达到邻近直井的7.3倍。其中，在靖平××—8水平井开发示范区完钻水平井6口，平均水平段长度为1314m，有效储层钻遇率为66.3%，试气无阻流量为98×104m3／d，达到周围直井的8倍以上。

同时，相对致密区水平井开发效果显著。潜台东侧陕××井区完钻直井4口，平均孔隙度为6.1%，平均渗透率为0.25mD，平均无阻流量为3.07× 104m3／d，为典型的低产低渗区块。2012年在该区部署靖平××—17井，试气无阻流量达到55.58× 104m3／d，试气产量达到邻井的10倍左右。

近两年来，水平井钻井数在气田产能建设比重越来越大，水平井产能已达到靖边气田新增产能的60%以上，水平井开发技术已经成为气田主体稳产配套技术之一。

4 结论

1）对于风化壳低渗薄层碳酸盐岩储层，水平井开发优势与风险并存，整体而言，该类储层适合水平井开发建产。

2）根据碳酸盐岩储层天然气富集规律，通常以水平井开发适应性评价标准为依据，综合储层横向预测、岩溶古地貌恢复、小幅度构造精细描述等技术方法，建立了水平井井位优选技术及“储层落实、构造平缓、压力充足、骨架井现行”部署原则，有效地指导了靖边气田水平井开发。

3）水平井在靖边气田相对致密区开发效果显著。

［1］刘斌，许艳，郭福军，等.水平井部署经济评价方法研究［J］.特种油气藏，2011，18（1）：64-66．

［2］杨洪志，陈友莲，陈伟，等.气藏水平井开发条件探讨［J］.天然气工业，2005，25（增刊A）：95-99．

［3］蔡鹏展.油田开发经济评价［M］.北京：石油工业出版社，1997：91-92．

［4］谢培功，杨丽.已开发稠油油藏水平井热采经济评价［J］.特种油气藏，1997，4（2）：19-23．

［5］刘华勇.特稠油水平井热采技术经济评价方法及应用［J］.江汉石油学院学报：社会科学版，2002，4（1）：26-28．

（编辑：李臻）

TE37

B

2095-1132（2012）04-0034-02

10.3969／j.issn.2095－1132.2012.04.009

2012－05－14

2012－07－10

中国石油天然气集团公司重大科技专项“长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究”（2010E-1306）部分成果。

刘海锋（1979－），工程师，从事天然气开发地质研究工作。E-mail：liuhaif_cq@petrochina.com.cn。