徐全昌

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）

苏里格气田苏53区块为低压、低渗、低孔岩性气藏，2010年在该区块优选苏53－4井区为先导试验区，采用水平井整体开发。试验区面积121.30 m2，地质储量为224.72×108m3，已实施水平井48口，年产能力达到10×108m3，取得显著的开发效果。截止2012年7月底，试验区水平井日产气370×104m3，累产14.8×108m3。

1 水平井生产特征分析

已投产水平井48口，初期平均单井日产12×104m3，套压18.50 MPa；目前平均单井日产7.82×104m3，套压9.62 MPa，平均单井累积产气4060.53×104m3。

1.1 水平井生产特点

（1）水平井单井无阻流量高。根据一点法产能计算公式，对试验区2011年以前投产井进行无阻流量计算，水平井平均无阻流量为43.82×104m3／d。直井平均无阻流量为6.28×104m3／d，水平井的无阻流量为直井的7倍左右。

（2）水平井平均单井日产量高。统计试验区已投产水平井，初期单井日产气大于8×104m3有37口，占投产井比例的94.8%。单井平均日产气大于6×104m3有27口，占投产井比例的69.2%。对比区内直井实际生产情况分析，水平井产能是直井产能的3～5倍以上。

（3）水平井单位压降产量高。水平井单位压降产量（196.72～605.46）×104m3／MPa，平均328.54×104m3／MPa，为直井的4～5倍。

1.2 水平井生产规律

1.2.1 产量变化规律

水平井产量变化与直井基本一致：产量初期递减快，后期递减慢。目前2010年投产井平均单井日产气大于4.0×104m3。2011年投产水平单井日产好于2010年投产井。

1.2.2 压力变化规律

水平井压力变化特征与直井具有相似性，即初期压降快，生产半年到1年后，逐渐变缓，水平井同样具有低压稳产期长的特点。目前2010年投产井平均井口压力5.0MPa左右。

1.2.3 水平井单井动储量计算

（1）2010年投产水平井。生产时间大于1年，根据实际生产及动态监测数据，采用压降法、流动物质平衡法进行水平井单井动储量计算，为1.17×108m3。

（2）2011年投产水平井。低渗透气井生产特征明显不同于常规气井，表现为单位套压压降采气量、井控动态储量、泄流范围随生产时间动态变化的特点，在进行井控动态储量分析时需要考虑时间因素。对于2011年投产水平井，由于生产时间短，受生产资料及其他数据的限制，计算气井控制储量精确度较差，本次利用FAST和TOPAZE软件采用“气井生产动态曲线特征图版拟合法”，通过双对数拟合法、Fetkovich法、Blasingame法、A－G法进行了单井动储量预测，结果为1.25×108m3。

2 水平井合理生产指标评价［1－3］

2.1 水平井配产合理性评价

气井的配产即确定气井的合理产量。保持合理产量不仅可以使气井在较低的投入下获得较长时间的稳产，而且可以使气藏能在合理的采气速度下获得较高的采收率，从而获得较好的经济效益。

本次我们采用经验法、采气指示曲线法、压降速率法、矿场统计法等多种方法综合分析认为，苏53区块水平井平均单井合理产量为6.0×104m3，稳产时间可以达到3年。

2.2 水平井生产指标预测

方案设计水平井生产指标配产6×104m3／d，稳产3年，稳产期单井累计产气6300×104m3。

采用指数递减法，对2010年投产水平井进行了合理生产指标预测，预测水平井3年内平均单井日产气6.24×104m3，平均单井累产气6599.54×104m3。

2.3 稳产潜力分析

（1）井区储层条件逐步落实，有利区面积满足部署井数要求。2010年开始，从地质认识相对清楚的中部入手，部署水平井，逐步外推，通过直导眼评价方式，逐步落实了井区东部、西部和南部有效储层分布及储量，证实适合水平井部署的有利区面积在全区分布。试验区开发之初确定井间接替方式，建成10×108m3／a生产能力，稳产10年，需要钻水平井122口。按目前试验区采用的开发井网及水平井实施参数计算，适合水平井开发的有利区面积内可部署水平井井数超过122口的设计指标，满足稳产10年的建井数要求。

（2）水平井产能落实，适合产能接替的有利区分布范围广 。继2010年在试验区中部水平井开发获得高产后，2011年发现了东西南3个高产区域，2012年在北部新投产的苏53－74－44H和苏53－74－62H井，进一步落实试验区适合产能接替的有利区域分布，确保井区稳产10年以上。

从试验区2010年投产水平井生产指标预测结果看，水平井3年内平均日产气6.24×104m3，平均单井累产气6599.54×104m3，单井最终累产气可达1.06×108m3；2011年、2012年生产效果好于2010年，试验区整体生产指标好于设计指标。按目前生产指标，试验区内122口水平井可稳产10年以上。

3 井网井距合理性评价

（1）井网方式能较好适应本区河道砂体的分布特点。本区实际生产采用的水平段方位南北向排距大于东西向井距的近似菱形面积井网，适合本区砂体分布特征，砂体钻遇率高。根据2个已完钻的井网较完善的74排6口井和78排7口井统计，砂岩钻遇率分别为91.52%和92.37%，有效储层钻遇率69.52%和62.43%。试验证实，试验区的水平井井网方式能较好适应本区河道砂体的分布特点。

（2）井距600 m满足了横向上的储量动用。本区基础井网东西向井距为600 m，平面上适合砂体分布特点。投产井压裂裂缝监测结果显示：压裂产生的人工裂缝长度一般200～400 m，裂缝条数一般为5～6条／1000 m，满足了水平井平面上储量控制程度要求。

4 水平井参数合理性评价

（1）水平段长度800～1000 m，满足水平井产量要求。从本区水平段长度与单井平均日产相关曲线（图1）来看，水平段长度在800～1000 m时，水平段长度和单井平均日产呈现一定的正相关性，大于1000 m后随着水平段的增加，产量增加幅度会越来越小。

图1 试验区水平井水平段长度与日产气量关系

（2）水平段方位适合下步压裂改造。根据前期苏里格气田研究成果，其最大主应力方位在80°左右，因此，在水平井部署过程中，设计水平段方位采用南北向167°或347°。从压裂裂缝监测裂缝展布方向为西北－东南向或近东西向，基本上与水平段轨迹呈正交形式，说明目前本区水平段方位采用南北向适合下步压裂改造。

（3）水平段位于集中发育的砂岩组中部，可保证纵向上储量充分动用。本区小层气层厚度统计结果显示，气层主要分布盒8段4～6小层，其中盒8段5、6小层气层厚度和储量最为富集，最大28.2 m，一般20 m左右。统计已完钻水平井水平段位置大部分位于有效气层厚度相对较大的盒8段5、6小层。其中完钻层位为盒8段5小层有20口井，占总数的51.3%，完钻层位为盒8段6小层有19口井，占总数的48.7%。

水平段实钻轨迹大部分在集中发育的砂岩组中部。本区投产水平井均为压裂后投产，压裂方式采用水平井裸眼分多段压裂，人工裂缝高度一般为25～30 m，有效沟通了上下储层。实践证明，水平段在砂岩组中部生产效果好。

5 结论

（1）试验区储层发育特点适合水平井开发，主力储层为河流相沉积，单层厚度较薄，侧向连通情况较差，但有效储层在纵向上分布较为集中，水平井开发可以提高单井控制储量。试验区水平井预测单井动用储量及目前单井实际产能是直井的3～5倍，38口水平井建产能10×108m3，实现了少井高产、少井高效开发。

（2）试验区采用的方案设计指标合理，具有可借鉴性。试验区井网采用南北向排距大于东西向井距的近似菱形面积井网，井距为600 m，井排间井点交叉分布，以集中发育的砂岩组（盒8段4～6小层）为目的层，水平段位于气层中部位置，水平段方位167°或347°，水平段长度800～1000 m。此井网井距能较好适应本区河道砂体的分布特点，提高了砂体钻遇率，开发效果较好，可在区块其他区域开发中沿用。

（3）试验区已建成10×108m3产能，并具有稳产10年的能力。经过两年的水平井整体开发试验，地质研究、开发部署、快速钻井、工艺技术、动态评价、气井管理等方面的水平井整体开发技术已经成熟。开发效果分析表明，各项生产指标均好于方案设计指标。随着地质认识的不断加深，开采技术的逐步提高，试验区开发效果越来越好，完全可以保持10.0×108m3产能稳产10年以上。

［1］郝玉鸿，许敏.徐小蓉.正确计算低渗透气藏的动态储量［J］.石油勘探与开发，2002，（3）：85－88.

［2］邓绍强，黄全华，肖莉，等.低渗透气藏储量早期预测［J］.西南石油学院学报，2005，（4）：56－58

［3］王玉文.中坝气田须二气藏排水采气开发效果分析及开发前景展望［J］.天然气工业，1995，（2）：65－68.