李 建，张金武.

(中国石油集团长城钻探工程有限公司 辽宁盘锦 124010)

苏里格气田区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，为东北向西南方向倾斜的单斜构造，是典型的“低压、低渗、低丰度”气藏[1]。储层为冲积背景下的辫状河沉积体系，主力产气层段为二叠系石盒子组盒8段及山西组山1段，砂体规模小、横向变化快、非均质性强，具有单井控制储量低、产量递减快的特点[2]。苏10、苏11、苏53区块位于苏里格气田的中北部，共投产气井1 000口以上，其中日产低于0.5×104m3/d的直丛井超500口。为加强老井挖潜，提高单井累产气量，区块率先在低产、停产井中开展调层措施，实现气井增产增效。

1 调层的地质基础

调层技术是在深化地质研究的基础上，针对老井挖潜所采取的进攻型措施[3]；当气井生产至低产、停产状态时，将原生产层位封堵，并重新筛选纵向上未动用的有效储层进行射孔、压裂，二次开发，以充分动用剩余储量，实现气井增产[4]。苏里格气田砂体为多期河道叠加沉积，纵向上发育多期储层，为调层措施的开展提供了地质条件[5]。调层实施的潜力层位可分为主力气层和非主力气层。

1.1 主力气层

气田的主力气层段为盒8段及山1段，导致其未动用的原因主要有三个方面：气田开发初期由于分段压裂工艺不成熟、部分相隔较远主力气层无法实现分压合采[6]；对某一层位进行地质认识或产能评价，采取单压单采的方式，而将剩余层段遗留；具有含水特征，为不影响其他层位生产暂未动用，后期通过测井二次解释或气水综合识别重新认识达到可开发标准的含气层段。

1.2 非主力气层

气井钻遇的盒1段至盒7段、山2段、太原组、本溪组等非主力气层物性及含气性总体比主力气层差，普遍动用程度较低[7]。随着认识加深，部分非主力气层达到可开发标准，为气井调层提供了基础。

2 调层工程工艺

老井调层措施采取的作业工艺有封下采上或封上采下两种。封下采上封堵原层位方式一般有注灰、填砂加桥塞、填砂加封隔器(图1)；封上采下封堵原层位方式一般采用封隔器或注灰后钻灰塞[8](图2)。由于调层井的原层位多已泄压或者高产水，所以原生产层位与目的层在井筒以及地层之间是否有效封隔，是影响调层效果的重要因素[9]。

图1 封下采上井身结构图Fig.1 Well structure diagram of Sealing the lower layer and developing upper layer

图2 封上采下井身结构图Fig.2 Well structure diagram of Sealing the upper layer and developing lower layer

3 调层选井思路

老井调层措施集中在低产停产井中，一般选取日产小于0.3×104m3/d，压力小于5 MPa的井开展，实施前首先根据测井解释成果在老井中筛选出具有一定厚度的未动用储层，再综合录、测井资料进一步对未动用储层的物性、含气性进行评价，做控制储量计算及产能预测，优先实施预测结果好的井[10]。调层井筛选新目的层与老层之间固井质量优良，并且具有一定厚度的泥岩隔层，须针对储层及泥岩发育情况做连井剖面分析，避免泥岩隔层太薄新老层在压裂时沟通，新层泄压或受老层产水影响，造成调层效果不好；同时防止已动用和未动用储层在远井地带叠置自然连通，未动用储层已泄压的情况[11]。

4 调层实施情况及生产效果分析

4.1 调层实施情况

三个区块自2010年起开展调层施工，目前实施41口，调层有效33口，措施有效率80.5%。单井平均动用气层厚度5.9 m、含气层厚度2.5 m，其中调

至主力气层33口、非主力气层8口，新调层位盒8+山1段合采增产效果最好，其次为盒4及盒8段单采。措施前单井平均套压4.61 MPa，日产0.18×104m3/d；措施后单井平均套压15.98 MPa，日产0.90×104m3/d；目前单井平均套压4.95 MPa，日产0.43×104m3/d，单井平均增产346×104m3/d，增产效果明显。

4.2 生产效果分析

气井调层后生产效果相比新井稍差，原始压力及初期日产相比新井低。根据调层井的生产效果可将其分为三类，主要以Ⅱ类及Ⅲ类井为主，占比达84.8%(表1)。

表1 历年调层井实施情况统计表Table 1 Statistical table of implementation of layer-adjustment wells over the years

Ⅰ类调层井5口，措施后连续生产3年以上，初期套压20 MPa，日产1.8×104m3/d，平均压降速率0.02 MPa/d；生产三年后套压8 MPa左右，日产0.6×104～0.8×104m3/d(图3)，平均增产1 609×104m3，产量递减法预测最终增产气2 242×104m3。

Ⅱ类调层井10口，措施后连续生产1年以上，初期套压13 MPa，日产1.1×104m3/d，平均压降速率0.03 MPa/d；后期套压稳定在6 MPa左右，日产0.2×104～0.4×104m3/d(图4)，平均增产572×104m3，预测最终增产气844×104m3。

图3 Ⅰ类调层井生产曲线图Fig.3 Production curve of class I layer-adjustment wells

图4 Ⅱ类调层井生产曲线图Fig.4 Production curve of class II layer-adjustment wells

Ⅲ类调层井18口，措施后多间开生产，初期套压12 MPa，日产0.65×104m3/d；三年后套压4～5 MPa，日产0.1×104～0.2×104m3/d(图5)，平均增产245×104m3，预测最终增产气365×104m3。

图5 Ⅲ类调层井生产曲线图Fig.5 Production curve of class III layer-adjustment wells

5 影响因素分析

5.1 气层厚度及含气性

图6 调层井动用储层厚度统计图Fig.6 Statistical chart of reservoir thickness used inlayer-adjustment wells

统计Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类调层井动用储层厚度发现：Ⅰ类调层井平均动用气层厚度8.75 m、Ⅱ类为5.93 m、Ⅲ类为4.66 m呈逐渐降低趋势(图6)，做气层厚度与增产气量交会图，两者基本符合正相关性(图7)，说明调层新动用气层厚度是影响生产效果的主要因素。录井全烃气测值能定性反应储层的含气性，但地层生烃能力一定时，当砂体厚度超过一定临界值，天然气充注不饱满，气测值常表现更低[12]。统计Ⅰ类调层井全烃气测值为17%、Ⅱ类为31%、Ⅲ类为25%，不满足规律递减关系，且气测值与增产气量的相关性亦无明显规律，说明气测值高低不是影响调层效果的决定因素，但发现气测值小于10%的储层，措施有效率低(图8)。因此为降低风险，调层选井优先实施可调气层厚度达到Ⅲ类井平均气层厚度4.5 m以上，全烃气测值>10%的气井，且为避免高产水储层电阻率须高于20 Ω·m；部分措施无效井表现为新调层位较薄，压裂后不返，因此新调气层厚度小于3 m时谨慎实施。

图7 调层井动用气层厚度与增产气量交会图Fig.7 Cross plot of thickness of gas reservoir and increase of gas production in layer-adjustment wells

图8 储层气测值与累产交会图Fig.8 Cross plot of gas logging value and cumulative production

5.2 储层纵横向分布

调层选井过程需对未动用储层的横向展布纵向分布做连井剖面分析，避免调层至孤立砂体、控制储量低而导致生产效果不好[13]；苏11-xx-01于2015年由盒8加山1段生产调至山2段新层生产，新层有效气层厚度4.6 m，但连井剖面显示为孤立砂体，储层到邻井时已尖灭，调层后初期套压13 MPa、日产0.6×104m3/d，目前套压5 MPa，日产0.2×104m3/d、措施后一直间开生产、增产效果较差。

5.3 泥岩隔层厚度及压裂控制

通过对压裂缝高的研究，在排量一定的情况下，缝高与地应力差及压裂目的层厚度成反向关系[14]。苏里格地区地应力差剖面解释为8～12 MPa，压裂单层厚度在2～10 m，要实现分层压裂所需隔层厚度的模拟值多在5～10 m(图9)，因此要确保新老层不受压裂沟通影响，泥岩隔层所需厚度可根据模拟值预估，或尽量大于10 m。另外可根据泥岩隔层发育条件优化压裂设计控制逢高[15]，对于隔层遮挡条件差的井，压裂施工排量控制在1.8～2.5 m3/min，以降低新老层压窜的风险；对于隔层条件好、厚度大的井施工排量控制在3.5 m3/min左右；同时调层井由于地层压力相对低，压裂施工过程采取全程注氮，以促进压后返排[8]。

图9 分层压裂隔层厚度模拟图Fig.9 Simulation diagram of interval thickness of separate layers fracturing

5.4 邻井生产情况及井距要求

新调层位需与邻井对应层做对比，结合邻井生产情况，对比生产特征，落实储层产能，避免低产或出水层，同时须与邻井做空间距离位置分析，确保压裂点井距在500 m以上，防止与邻井压裂窜层。

6 调层井经济评价及应用前景

历年调层单井平均费用约156万元，目前调层井平均增产气346×104m3，单井平均利润82万元；用产量递减法预测最终增产气为499×104m3，预计最终单井利润187万元，经济效益明显。苏里格气田主力气层虽动用程度高，但发育产气层段多，未动用有效气层亦分布广，且调层效果相对好。非主力气层盒3、盒7、山2段相对发育，平均有效气层厚度大于5 m，钻遇井数比列高，普遍动用程度低，为调层提供了广阔的应用前景。

7 结论

(1)苏里格气田纵向上河道叠加沉积，发育多期储层，为调层措施开展提供了适宜地质条件。

(2)41口调层井平均增产气346×104m3，根据生产效果可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，分别预计增产2242×104m3、 844×104m3、 365×104m3，经济效益明显。

(3)调层井生产效果主要受动用气层厚度，含气性，储层纵横向发育情况，新老层间泥岩隔层条件，压裂施工等多因素决定；建议优选可调气层厚度大于4.5 m，气测值高于10%，电阻率大于20 Ω·m，隔层厚度大于10 m的低产、停产井实施。

(4)气田未动用主力气层分布较广，非主力气层盒3、盒7、山2段相对发育且动用程度低，调层技术具有广阔的应用前景。