老井侧钻水平井开发技术在苏里格气田的应用

2014-12-24李浮萍

石油化工应用 2014年9期

白慧，李浮萍，王龙

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

老井侧钻水平井技术是20 世纪90 年代发展起来的一项新技术。国外油气田从20 世纪50 年代开始相继开展了开窗侧钻水平井的研究，目的是提高老油气田的开发效益。20 世纪90 年代，随着各种配套工具和仪器的应用，该技术得到了飞速发展，且均取得了良好的经济效益。目前侧钻技术已完全成熟，不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个主井筒中侧钻出多分支井。“九五期间”，国内将套管开窗侧钻小井眼水平井列为重点科研攻关项目，胜利、大港、辽河、新疆等油田开始了该技术的实践研究[1]。目前已应用该技术成功实施了多口开窗侧钻水平井，均收到良好的开发效果。

国内外理论和实践证明，老井侧钻水平井可以实现油气田的经济有效开发。鉴于苏里格气田单井控制储量小、气井产能低、储量动用不充分等复杂现状，为寻求有效降低开发成本和挖掘剩余储气量的途径，提高开发综合经济效益，有必要开展苏里格气田老井侧钻水平井技术研究。

1 苏里格气田应用老井侧钻水平井的必要性

苏里格气田位于内蒙古自治区和陕西省境内，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，上古生界气藏呈东北向西南方向倾斜的单斜构造，总体上构造特征十分平缓，发育少量鼻状构造，是一个典型的“低压、低渗、低丰度”三低气藏。储层为冲积背景下的辫状河沉积体系，砂体规模小、储层致密、非均质性强、横向变化快、连续性差，具有单井控制储量低、产量递减快的特点。截止2013 年底，累计提交探明、基本探明储量3.9×1012m3，自2006 年连续投入开发七年以来，动用地质储量2 725.29×108m3，经济可采储量14 183.54×108m3。目前（截止2014 年1 月8 日），苏里格气田投产气井7 000 余口，累计产气量774.7×108m3，采出程度5.4 %。

2014 年，随着勘探开发的不断深入，苏里格气田已全面进入长期持续稳产期，尽管气田储量资源基础雄厚，稳产潜力大，但由于储层致密、非均质性强、单井控制储量低、储量动用不充分等多种原因，致使低产井数多、产量递减幅度大，且随着开发时间的推移，低产低效井还将逐渐增多，井点损失储量继续增加，开发效益将进一步降低。而长期的开发使剩余气分布零散，挖潜难度大，以水下分流主河道为主的致密砂岩储层内受储层结构和严重的非均质性的影响，依然存在一定程度未动用或含气饱和度较高的部位，依靠常规方法挖掘虽取得了一定的成效，但随着挖潜工作的逐步深入，常规挖潜增产效果不明显，已无法满足气田后期开发的需求。因此，从苏里格气田开发的实际来看，实现老井复活、二次开采，吸收剩余气，提高开发效益，成为气田稳产面临的严峻问题。

老井侧钻水平井技术的发展为高效开发苏里格气田致密砂岩气藏开辟了一条新的途径和方法。它可以利用低产低效井、接近关井极限、停产报废井实施老井侧钻水平井，充分挖掘剩余储气量，提高气井产量，提高采收率，对于开采井间地带的剩余气有独特的优势，比钻新直井具有更明显的经济效益。但是，剩余未动用储量的地质特征复杂，一是储层物性差；二是砂体变化大，地震预测精度低。因此，有必要利用低产低效或报废老井的动态监测资料，结合气藏精细地质研究，开展老区复杂带、井损区剩余气分布和储量恢复动用研究，筛选老井侧钻水平井有利区，选择合适的基础井，进行井网恢复完善，大幅度降低开发成本，提高开发效果，实现气田高产稳产。

2 老井侧钻水平井优势及难点

老井（小井眼）开窗侧钻水平井技术是在定向井、水平井、侧钻井、小井眼钻井技术上发展起来的一种综合钻井技术。该技术利用油气田开发中的低产低效井和套变井的部分井筒以及完好的地面设备，在油气层套管上部某处适当的位置进行开窗、侧钻、定向造斜作业所完成的小尺寸井眼的水平井[2]。该技术可以使套损井、停产井、报废井、低产井达到“死井复活”或显著增产，改善油气层开采效率，提高油气井产量和采收率，有效开发各类油气藏；充分利用老井上部井眼以及老井场和地面管网，可节约钻井投资和地面建设投资，大幅度降低开发成本，缩短施工周期，提高综合经济效益的同时有利于环境保护。

2.1 老井侧钻水平井挖潜优势

通过老井侧钻水平井开采剩余气和提高采收率，是一条降低成本和提高效益的有效技术途径，它结合了侧钻、小井眼和水平井的优势，其主要优点如下：

2.1.1 最大限度降低开发成本可充分利用老井的井场和地面管网，大大降低钻前工程和井场恢复费用；可充分利用老井上部井眼，节约垂直井段的钻井、固井以及套管费用，减少钻井费用，缩短钻井周期；可节省环保费用，一般小井眼比常规井眼井径缩小一半，泥浆和钻屑排放量可减少75 %[1]。此外，还解决了重建平台，土地征用、修路等系列费用问题。

2.1.2 风险小、见效快与水平井比较，可以对潜力比较大的报废井或井况不良不能正常工作的油气井进行侧钻，充分利用老井的钻井、测井资料，降低钻井风险，能最大限度地优化钻井参数，最大程度地挖掘生产潜力。在同等增储增产效果下，用较短的时间、较少的投入使一批死井复活，恢复生产，重新形成开发能力，提高油气田开发效果，侧钻水平井具有钻井投资少、风险小、见效快的优势。

2.1.3 提高单井产量和采收率，最终提高开发效益与直井和普通水平井比较，侧钻水平井经济开采储量下限低，对于剩余气储层垂相叠置性差且分布于单一储层内剩余可采储量挖潜有较强的适应性[3]，有利于充分动用剩余气量，有效减少死气区，提高采收率和资源利用率；与普通侧钻定向井和新钻直井相比，开窗侧钻水平井单井控制面积大、可采储量大，增加泄流面积，提高采气速度，提高单井产量，最终提高开发效益。

2.2 老井侧钻水平井开发技术的难点

老井侧钻水平井是油气田开发中后期挖潜增效，提高开发效果和经济效益最有效的手段之一，但是存在如下难点：

（1）筛选侧钻水平井有利区和目的层，重点是对井间地带的气藏精细描述和剩余气分布的研究，而剩余气富集区的确定对储层地质特征的精细描述提出了更高的要求[4]。

（2）侧钻水平井的基础井必须是报废或者低产低效的老井，由于侧钻水平井在老井套管内开窗进行，它对井况有一定的要求，而报废或低产低效的老井往往井况较差，使基础井的选择受到一定的限制。

（3）在侧钻水平井选基础井过程中，存在剩余气富集区与合适基础井间的矛盾，常常会出现剩余气富集区并不总有合适的报废井或者低产低效井作为基础井。

（4）钻遇地质层系多，裸眼段长，地质复杂，极易发生垮塌、漏、缩径等复杂事故，施工难度大。

（5）小井眼、小间隙固井难度较大。主要表现在套管居中困难，水泥环薄，顶替效率低、水泥塞长度难以得到有效控制[5]。

（6）裸眼井小，钻具、井下工具小、环空尺寸小，易出现钻具断、卡钻事故及钻具失稳屈曲现象。

3 老井侧钻水平井优化部署

老井侧钻水平井优化部署，关键是研究剩余气富集规律，准确定位剩余气的平面富集区域和纵向富集区域。

3.1 剩余气富集规律

通过静动结合分析法、物质平衡法和数值模拟法进行剩余气分布规律研究表明，剩余气的分布与沉积微相、微构造以及井网等因素密切相关[6]。苏里格气田气藏类型属致密砂岩岩性气藏，沉积类型为冲积平原相和三角洲平原相，分流主河道为有利的沉积相带，储层厚度大、物性好，且砂体连续性好，采出程度高，但在其侧缘，物性相对较差，往往成为剩余气富集区。而且，在有效厚度大而渗透率低的部位，由于储层的非均质性，也可形成剩余气富集区，此外，主河道砂带由于原始地质储量基数大，虽然已经具有较高的采出程度，仍可具有很大绝对剩余气储量[6,7]。

不同类型微构造对气水运动的控制作用不同，由于重力分异作用，正向微构造区剩余气饱和度较高，负向微构造区剩余饱和度较低。对于横向展布范围有限的窄薄砂体，微构造对剩余气分布影响不大[6]。

井网密度大，采出程度相对较高，剩余气富集部位较少，且不同的井网井距剩余程度不同，一般在井点附近较少，井间地带基本上是剩余气分布的有利区域。当井网不完善、不规则或一套井网开采多个气层段时，且气层横、纵向变化快，非均质性强，也可以形成多种形式的剩余气富集部位。总之，在气藏精细描述和剩余气分布研究的基础上，苏里格气田剩余气富集区筛选应坚持两点地质原则：

（1）平面上剩余气较富集，处于砂体连续性、物性较好、气层厚度大且分布稳定的有利沉积相带。

（2）纵向上动用程度低、剩余气较富集、气层厚度大、延伸稳定、物性较好、含气饱和度高的层段。

3.2 侧钻基础井筛选

侧钻基础井的筛选是建立在井间地带储层精细描述以及剩余气分布研究的基础上，在剩余气相对富集区选择合适的井，且全面考虑水平井对砂体的控制程度，达到开发剩余气目的，实现对储量资源的充分利用。筛选原则主要有以下几点：

（1）基础井应为各类地质、工程报废或接近关井极限的低产低效直井。

（2）直井日产气量低于0.5×104m3；投产时间长，剩余可采储量在0.25×108m3以上[3]；储量动用范围有限。

（3）井控程度高，富集区落实，目的层砂体横向展布相对稳定；有效储层厚度大于5 m，且物性较好。

（4）主要气层段纵向上连续分布，气层段内无隔（夹）层或其厚度小于2.0 m。

（5）具有质量可靠的“十”字地震测线或单测线，水平段方向经过或靠近测线。

（6）主要气层顶底构造变化相对平缓，小断层不发育，气水关系清楚。

（7）邻井试气效果较好，生产情况较好，产水不明显。

（8）必须邻近或位于剩余气富集区，侧钻水平段延伸方向及长度满足目前合理井网井距。

（9）井况良好，气层以上500 m 范围内固井质量良好，开窗段以上无射孔或严重套管损坏、变形井段，符合工程实施条件。

4 应用情况

截止2013 年底，苏里格气田共完钻侧钻水平井4口，除苏36-6-9CH 因外协问题关井而开采效果不理想，其他3 口井均获得了良好的开发效果。初期单井平均产气量为2.7×104m3/d，目前单井平均产气量为0.6×104m3/d，平均单井累计产气量为475.2×104m3，为邻井直井同期累计产气量的3～4 倍（见表1）。

表1 侧钻水平井生产情况统计表

苏里格气田（自营区）试验区共完钻侧钻水平井1口，S36-11 井区S36-6-9CH 井成功实施并重新投产，取得了较好的开发效果。S36-11 井区位于苏里格气田中东部，区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，呈平缓西倾单斜构造。主要产气层为上古生界石盒子组盒8 段和山西组山1 段，盒8上和山1 期沉积属曲流河沉积，盒8下段属辫状河沉积，天然气主要存在于主河道心滩微相粗砂岩中，大体呈南北向条带状分布，气层埋深2 900 m～3 200 m，平均有效厚度9.3 m，孔隙度9.1%，渗透率0.645×10-3μm2，气藏类型属岩性气藏。

该区块于2006 年正式投入开发，截止2013 年底，探明地质储量1 826.67×108m3，已动用地质储量1 696.4×108m3，可采储量284.64×108m3，累计产气量66.25×108m3，采出程度23.3 %，气藏已进入稳产阶段。目前，该区块有一批气井日产较低，没有达到预期的产量要求，照此继续生产，经济效益较差，若采用开窗侧钻水平井生产，其产量可增加2～3 倍，具有较好的经济效益。此外，由于种种原因已形成了一些闲置井，为降低损失，将这部分井利用起来，发挥生产作用，利用该技术是最佳的选择。

气藏精细描述和地质研究结果表明：S36-6-9CH井所在区域内盒8下储层砂体较发育，纵向上多期叠置，平面上发育窄条带状有效砂体，连续性好，分布稳定，且物性好，具有一定展布规模，砂厚约15 m～20 m，气层厚度约6 m～8 m，且集中分布在盒小层，呈厚层块状分布，岩性较纯。气层动用状况研究表明，盒层动用程度较差，剩余气较为富集（见图1）。因此，盒可作为水平井实施的主力目的层。

根据储层空间展布特征及剩余气分布特点，按照侧钻水平井优选原则，选S36-6-9 井开窗侧钻水平段，其地质目的是通过在S36-6-9 井和S36-4-9 井之间侧钻水平段，开采S36-6-9 井和S36-4-9 井两井之间盒储层的剩余气（见图1）。该井位于苏里格气田中区S36-11 区块的北部，处于S36-4-9～S36-6-9盒期河道主砂带上，砂体及有效砂体呈近南北向条带状展布，东西向具有一定宽度，有效砂体厚度4.0 m～13.0 m（见图2、图3）。通过储层地质预测及砂体内部结构解剖，S36-6-9CH 井所在区域盒砂层顶部构造沿水平段方向微幅降低，幅度约2.0 m/km（见图4）。由此可见，该井具备侧钻水平井的地质条件。

图1 盒8 下1 剩余气分布图

图2 盒8 下1 砂体分布图

图3 盒8 下1 有效砂体分布图

图4 盒8 下1 层顶部构造图

S36-6-9CH 井于2012 年11 月26 日完钻，完钻井深4 236 m，水平段长641 m，钻井周期37 d，砂岩钻遇率100 %，有效储层钻遇率50.1 %，采用裸眼完井方式，经裸眼封隔器五段压裂后，试气求得无阻流量34.1×104m3/d。该井于2013 年5 月29 日投产，日产气量4.3×104m3，生产稳定但由于外协问题目前关井。与原直井相比，侧钻后产气量是原直井的10 倍，与邻井同层系直井相比，产气量是邻井直井的3 倍，与区块水平相比，达区块单井日产气量的3 倍（见图5），取得了明显的开发效果，充分显示出了侧钻水平井经济有效开发致密砂岩气藏的优势。