优化调整技术在多套层系气田水平井中的应用<br/>——以H气田为例

优化调整技术在多套层系气田水平井中的应用
——以H气田为例

2017-04-21刘磊陈东王焰东佘姣凤李小瑞刘美容

长江大学学报(自科版) 2017年7期

关键词：气层段长度气藏

刘磊，陈东，王焰东佘姣凤，李小瑞，刘美容

(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000)

优化调整技术在多套层系气田水平井中的应用
——以H气田为例

刘磊，陈东，王焰东佘姣凤，李小瑞，刘美容

(中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000)

H气田发育多套含油气层系,主力储层为碳酸盐岩，该气田地震资料品质差，储层预测难度大，从而导致水平井储层钻遇率低。根据水平井水平段长度对产能的影响，考虑水平段摩阻和气井的非达西流动影响等因素，该气田优化设计水平段长度在600～1200m。在水平段长度、水平段走向等参数优化设计、调整的基础上，在水平井钻进过程中利用测井、综合录井资料进行随钻跟踪，形成“H气田式”随钻跟踪地质导向技术。实施后储层钻遇率高，气井产能较高，证明上述水平井实施优化调整技术在H气田水平井开发中效果较好。

多套层系；水平井；水平段长度；随钻跟踪地质导向技术；储层钻遇率

与直井相比，水平井开发油气藏可增加泄油面积，减少钻井数，在较低的生产压差下可以获得直井所无法达到的经济产量[1]。水平井实施优化调整技术是水平井开发技术的重要环节及组成部分，水平井实施优化调整技术的有效性是决定一口水平井是否成功的关键，对进一步提高经济效益起到决定性作用。H气田L4区块实行水平井开发实践过程形成的一套适合H气田的水平井优化调整技术，保障了H气田水平井规模高效开发。

1 气田地质概况

1.1 地层划分

H气田L4区块自上而下发育的地层有：新生界新近系、古近系，上古生界下二叠统、石炭系，下古生界奥陶系；缺失中生界三叠系、侏罗系、白垩系，古生界上二叠统、志留系、泥盆系。石炭系生屑灰岩段、东河砂岩段和奥陶系是主要目的层。

1.2 构造特征

H气田L4号构造顶部较缓，翼部较陡，北西-南东走向，以轴线近南北对称。总体上生屑灰岩顶面、东河砂岩顶面、奥陶系三层构造具有良好的继承性，形态及高点基本一致。生屑灰岩构造为长轴背斜，背斜轴向为北西-南东走向，南翼地层倾角约17～20°，北翼地层倾角约18～22°。东河砂岩顶面构造为长轴背斜，背斜轴向为北西-南东方向，南翼地层倾角约17～20°，北翼地层倾角约18～22°。奥陶系潜山顶面构造为长轴背斜，背斜轴向为北西-南东走向，南翼地层倾角约17～20°，北翼地层倾角约18～22°。

1.3 储层特征

生屑灰岩段气层组厚度在35～42m，横向上分布稳定，储层平均孔隙度4.65%，裂缝率0.15%，平均基质渗透率0.035mD，裂缝渗透率10.13～49.85mD；孔隙是生屑灰岩段主要的储集空间；裂缝为主要的渗滤通道，为碳酸盐岩裂缝～孔隙型双孔双渗储层。东河砂岩段气层组自东向西呈超覆沉积，整体厚度自西向东增厚，厚度在20.5～51m，砂层有效孔隙度2.24%～8.50%，平均含气饱和度为73.70%～79.5%，基质渗透率0.029～24.250mD；储层岩性致密，孔隙性较差；但钙质胶结物经溶蚀后形成一些次生孔洞，加之构造裂缝较发育，从而改善了岩石的渗透性，属于低孔低渗碎屑岩微裂缝～孔隙型储层。奥陶系主要岩性段为泥灰岩段和生物灰岩段，泥灰岩段较薄，多数为夹层；主要储层段分布在生物灰岩段，生物灰岩段地层厚度7.0～399.5m，平均孔隙度1.32%～3.64%，储层上部孔隙度相对要高些；部分层段由于溶蚀孔洞较发育，储层属于非均质溶孔、溶洞发育的低孔隙储层，发育高角度裂缝，为碳酸盐岩裂缝～孔隙型双孔双渗储层。

岩心观察统计结果表明，石炭系、奥陶系裂缝产状以垂直缝和斜交缝为主，平缝占少数。在充填程度上，平缝基本上都是全充填缝，垂直缝和斜交缝以半充填为主，部分裂缝交叉形成了网状缝。裂缝走向主要为北东-南西向，次为北西-南东向。受构造应力的影响，在构造高部位裂缝比较发育，低部位裂缝不发育。

由岩心观察和薄片、物性及测井综合资料显示，生屑灰岩段、东河砂岩段和奥陶系内部均存在一定数量的夹层。对H气田储层段各气层组裂缝发育厚度统计表明，大多数层段的裂缝发育厚度都接近层段的地层厚度，这表明裂缝基本切穿了大部分储层和夹层。而且裂缝发育机理研究表明，脆性层发育的大倾角裂缝(45°以上)切割塑性层(大部分为夹层)的厚度在4m左右，而目的层段夹层厚度大部分为0.6～5.0m，岩性基本均为脆性的灰岩、砂屑灰岩，泥岩夹层少而且薄，从机理上说夹层存在被裂缝穿过的可能性。因此，综合分析认为H气田各气层组重点夹层虽然全区分布，但是基本没有区域分隔性。

1.4 气藏特征

石炭系灰岩段气藏为受构造控制、低孔低渗、层状边水气藏[2～5]，水体体积约为气藏烃类体积的1.1倍，为弱边水气藏，水体小，驱动能量相对较弱，气藏驱动能量主要为弹性驱动。东河砂岩和奥陶系气藏为受构造控制、低孔中渗、块状底水气藏[2～5]，水体倍数约为3.6倍，虽然水体倍数小，但构造裂缝有可能沟通底水，水体相对比较活跃，气藏驱动为底水与弹性混合驱。

2 H气田水平井实施的难点

气藏是否适合水平井开发主要考虑储层埋藏深度、储层厚度、储层各向异性指数、渗透率和供气面积等方面[6]。H气田含多套油气层系，主力层位为石炭系巴楚组生屑灰岩段、东河砂岩段和下奥陶统碳酸盐岩，其中石炭系生屑灰岩段是一套厚度、岩性相对稳定的碳酸盐岩，为层状边水气藏；东河砂岩段为一套浅灰与灰色砾岩、砂砾岩和砂岩的碎屑岩地层，有少量泥岩；早奥陶世沉积相类型主要为碳酸盐台地相和浅海相，石炭系砂砾岩气层组和奥陶系气层组为块状底水气藏[2～5]。卡拉沙依组标准灰岩段和巴楚组的生屑灰岩段为石炭系对比标志层，奥陶系的主要标志层为鲕粒灰岩段，气藏埋藏浅(800～2500m)[5]，且标志层明显，易于水平井随钻跟踪调整。裂缝发育程度高，夹层不具区域分隔性，标志层明显，水体能量弱，气藏埋藏浅。这些是H气田水平井实施的有利条件，但是实施水平井开发还存在以下地质难点：

1)缺少三维地震资料支持。H气田以二维地震资料为主，山地地震资料品质差，致使断裂系统刻画难，构造落实程度低。

2)H气田井控控制程度低，同时在受加里东与早海西构造运动的影响下，东河砂岩与奥陶系沉积过程中受风化剥蚀影响程度不一样，钻井过程中，可能造成储层缺失、重复及储层相变等地质风险，导致地层层位及储层平面分布准确预测难，且缺乏水平钻井电测导向技术。

针对上述难点，经反复实践，逐步形成了H气田水平井优化调整技术，并在实际应用中得到了很好的效果。

3 水平井优化调整技术

3.1 水平井优化设计

水平井设计是水平井实施优化调整技术的关键环节，主要考虑地震资料、构造、地层层系、储层特征等因素，优化水平段在储层中的钻进轨迹，设计水平井井型、水平井部署位置及水平段层位、水平段走向、靶点深度选择，重点设计水平段长度。

3.1.1 水平井井型

从地质设计的角度出发，水平井的井型可分为两大类：无导眼水平井和导眼水平井[7]。H气田在局部构造落实程度高、储层预测较准的地层，为节约钻井成本，将这类地层的水平井设计为无导眼水平井；在局部构造落实程度低、储层复杂、地质不确定性程度高的地层，为提高气藏的认识程度，减少钻井风险，先钻导眼井，其主要作用是引导水平段有效进入目的层，将这类水平井设计为导眼水平井，以落实储层岩性、深度、物性及含油气性。

3.1.2 水平井部署位置及水平段层位

采用不均匀井网，生屑灰岩段气层组沿构造轴线布井，东河砂岩段和奥陶系气层组的水平井部署应以东河砂岩为主，沿构造高部位布井，延长无水采气期。水平段在主力层位生屑灰岩段、东河砂岩段及奥陶系均有部署，水平段位置结合储层特征尽量选择在储层顶部，有一定的避水高度，以均衡动用储量。

3.1.3 水平段走向

水平段走向主要根据气藏的主应力方向确定，综合考虑储层段横向分布、裂缝发育情况。根据构造应力场研究，H气田现今最大主应力方向为北东-南西向，水平段与现今最大主应力方向垂直可以使水平段穿越后期储层改造形成的张开缝，最有利于提高单井动用储量及产能。因此，设计水平段走向沿构造轴部为近东西向，与主应力方向几乎垂直，使水平段最大程度穿越储层裂缝，使泄气面积最大化。

3.1.4 靶点深度选择

依据水平井目的层地质特征，主要根据储层裂缝发育程度，考虑地层厚度与构造，结合绘制的地震剖面、构造图、气层剖面图以及计算的地层深度预测表来设计靶点深度。

3.1.5 水平段长度

针对特定储层确定合理的水平段长度是水平井设计及调整的基础[8，9]，是水平井优化设计的关键参数。根据水平段长度对产能的影响、机理研究和现场实际综合分析确定H气田水平井水平段长度。数值模拟机理研究表明，在同一采气速度下(单井初期产能一致)，水平段长度对开发期末采出程度影响较大，水平段长度大于600m，能有效控制初期生产压差(表1)。

表1 不同水平井长度开发效果模拟结果

图1 水平井水平段长度论证

根据实测产能测试资料进行数值试井研究：随水平井段长度增加，水平气井产能也增加，但由于受非达西流影响，水平段长度大于600m时产能增加实际幅度并不大(图1(a))。根据对产能米增量参数的论证，受非达西流影响下水平段长度在600～1200m之间产能米增量与产能之间的匹配关系较好(图1(b))。另外，考虑到水平段摩阻损失的影响，论证了水平段长度在1200m以内，摩阻对气井产气量影响较小(图1(c))。综合考虑非达西流动和气井水平段摩阻的影响，结合气藏类型进行水平段长度优化：石炭系生屑灰岩气层组为层状边水气藏，储层厚度大，部署1200m水平段水平井；石炭系砂砾岩气层组和奥陶系气层组为块状底水气藏[2～5]，虽然储层厚度大、距离底水较远，但由于高角度裂缝发育[10]，夹层不具分隔性，为避免底水过快锥进的风险，设计水平段长600m，部署在气藏顶部。综合以上因素，H气田水平井水平段长度优化调整为600～1200m。

3.2 H气田式水平井随钻跟踪地质导向

完成水平井的优化设计仅仅是个开端，钻井过程中的实时跟踪、调整是确保水平井成功的关键[11]。因此，做好钻井地质设计是关键，随钻跟踪地质导向是关键之后的保障。随钻跟踪地质导向技术以油藏地质研究为基础，以录井、随钻测量数据、井身轨迹控制等为手段，是一项综合配套技术[11～13]。H气田式水平井随钻跟踪地质导向分析技术是在H气田构造落实程度低，且缺乏水平井电测跟踪导向技术的条件下提出的一种水平井随钻跟踪技术，是一套符合H气田地质情况的“动态”及“可视化”随钻跟踪地质导向技术(图2、图3)。该技术分3步进行水平井的随钻跟踪地质导向：①预测、设计——根据H气田已完钻井资料并结合地震资料，进行井震联合标定，对构造趋势进行总体把握，及时完善气藏地质特征，并预测新钻井地层层序特征，从而指导并优化新钻井的钻井地质设计；②跟踪、调整——在随钻过程中，用各种录井信息资料卡准层位，尤其是标志层，对正钻井进行小层精细划分与对比，时刻注意正钻遇层位深度和储层的变化，不断重新认识构造特征，不断修正靶点；③校正、修改——完钻之后，利用该井成果数据，进行反馈和校正，完成构造重新成图，最终指导下一口新井的部署。

图2 随钻地质综合导向技术路线

图3 随钻轨迹调整示意图

4 实例

L5-AH井是H气田部署的第一口超长水平井，目的层为石炭系生屑灰岩气层组，设计为导眼水平井。设计参数为：靶点A、B点垂深1912m，水平段长度1200m，水平段方位287.85°，靶前位移250m，完钻井深2206.9m。在L5-AH井导眼段钻进过程中，根据综合录井数据与邻井L5-A井生屑灰岩段标志层对比(图4)，构造变陡，计算地层倾角为1.8～2.2°，地层下倾，再次调整地质设计，将钻头尽量控制在气层内部，使得井身轨迹与石炭系生屑灰岩气层组层状气藏近平行顺层钻进，后期采用88°稳斜钻进，经过实钻证实地层倾斜分布。根据上覆地层的钻遇情况、储层裂缝发育情况，为使水平段准确入靶，经过4次轨迹调整，地质设计参数最终被调整为：A、B点坐标、方位不变，A点垂深1912m，B点垂深1960m，A、B靶心允许上下摆动距离由原设计的1m调整到3m。按新设计参数实钻证明，该井水平段进尺1200m，实钻储层1191.6m，储层钻遇率99.3%。可见，实施水平井优化调整技术保证了钻井的成功率。该井酸压措施后无阻流量达320×104m3/d，约为直井L5-A井的4倍。

图4 L5-AH井在气藏剖面中的水平井轨迹图

L4-XH井是H气田部署在奥陶系构造鞍部的一口水平井，设计参数为：靶点A、B点垂深2201.38m，水平段长度600m，水平段方位125.72°，靶前位移300m，完钻井深2942.64m。该井先实施导眼段，实钻跟踪发现，与其他完钻井地层钻遇情况不同：钻完石炭系东河砂岩段气层组后钻遇了一套桑塔木组泥岩段。结合区域沉积背景和构造演化过程[3，4]，认为奥陶系因地壳运动的影响而抬升遭受风化剥蚀，并且不同构造部位受风化剥蚀影响程度不一样。L4-XH井导眼段钻遇桑塔木组泥岩段是因为奥陶系构造鞍部地层因地壳下降保存了这一套正常地层，虽未被剥蚀但储层厚度明显减薄。为使井身轨迹进入气层后既能具有较高的避水厚度，又能均衡动用上下部地层中的气层，保障水平井在后续开采过程中具有较长的稳产期，将该井目的层由原地质设计的奥陶系气层组调整为石炭系东河砂岩段气层组。因储层下部为泥岩，裂缝不发育，对底水具有一定的封堵性，为增加东河砂岩段气层组储量井控程度，将水平段长度由原设计的600m调整为1200m。L4-XH井水平段实钻长度1200m，钻遇储层1104m，储层钻遇率达到92%。酸压措施后无阻流量达193×104m3/d，是直井L4井的4倍。