摘 要

疏松砂巖氣藏水平井開發(fā)難點及對策 ——以柴達木盆地臺南氣田為例摘　要：柴達木盆地臺南氣田儲層埋藏淺(833～1740m)，成巖性差，巖性疏松，泥質(zhì)含量高，非均質(zhì)

疏松砂巖氣藏水平井開發(fā)難點及對策

              ——以柴達木盆地臺南氣田為例

摘　要：柴達木盆地臺南氣田儲層埋藏淺(833～1740m)，成巖性差，巖性疏松，泥質(zhì)含量高，非均質(zhì)性強，單氣層厚度為l～3m且層數(shù)多，氣水分布復雜，使得水平井開發(fā)存在造斜困難、井眼坍塌、軌跡失控等風險。為此，就已完鉆的40余口水平井從設(shè)計、施工、開發(fā)效果等方面分析、總結(jié)了水平井在該氣田的推廣應(yīng)用情況，并對水平井鉆井狀況、目的層特征、井眼軌跡與鉆遇率等進行了評價；結(jié)合水平井的生產(chǎn)現(xiàn)狀進行了產(chǎn)量、壓力、出水和出砂等動態(tài)分析，開展了產(chǎn)能與產(chǎn)量評價，以及出水、壓降原因剖析和單產(chǎn)遞減特征的描述等工作；對不同儲層類型、不同水平段長度和不同井型的水平井，以及水平井與直井的產(chǎn)量、投資等進行了綜合對比。最后提出的開發(fā)對策是：搞清地質(zhì)條件，提高地質(zhì)認識，把握好井眼軌跡，合理配產(chǎn)，現(xiàn)場生產(chǎn)管理到位，做好防砂控水，建好配套技術(shù)監(jiān)控體系。

關(guān)鍵詞：柴達木盆地  臺南氣田  疏松砂巖  水平井  設(shè)計  實施  效果  配套技術(shù)

Technical difficulties and proposed countermeasures in drilling horizontal wells in loose sandstone gas reservoirs:

A case sudy from the Tainan Gas Field,Qaidam Basin

Abstract：Gas reservoirs in the Tainan Gas Field，Qaidam Basin，are featured by shallow burial depth(833-1740m)，low diagenetic ability，loose lithology，high shale content，strong heterogeneity，and multiple gas pays with the thickness(1-3m)of a sing1e layer，as well as a complex distribution of gas and water．All those above will lead to great difficulties in horizontal well drilling such as trouble in the angle building，risk of borehole collapse，and the well trajectorys being out of control．In view of this，based on the case histories from more than 40 completed wells，this paper analyzes and summarizes the application of horizontal well drilling in this gas field in terms of design，operation，production performance，and so on．Also，this paper evaluates the horizontal drilling performance，characteristics of pay zones，well trajectory，drilling catching ratio，etc．According to the production status of those horizontal wells，a dynamic analysis of production，pressure，water and sand invasion was made to have an evaluation studv of the production capacity and output of wells，explore the reason for water production and pressure drop，and describe the single wells yield decline features．In addition，a comprehensive comparative analysis was performed in the asPects of various reservoir types，different types of horizontal wells with diversity of lateral sections，and difference in production and investment cost between vertical and horizontal wells．In the end，the development countermeasures are presented：having better geological understandings，keeping a good grasp of well trajectory，allocating the production in a rational way，managing the on site production effectively，having a good control of the sand and water production，and establishing a comprehensive supervision system for the supporting techniques．

Key words：Qaidam Basin，Tainan Gas Field，loose sandstone，horizontal well，design，implementation，perfornlance，supporting techniques

臺南氣田位于柴達木盆地中東部三湖地區(qū)，為澀北三大氣田之一，儲層為第四系湖相沉積。氣藏埋藏淺(833～1740.7m)，成巖性差，巖性疏松，泥質(zhì)含量高，為高孔中高滲儲層，層間和層內(nèi)非均質(zhì)性強，單氣層厚度為l～3m，含氣井段長，氣層層數(shù)多，氣水分布復雜。所以，實施水平井開發(fā)存在造斜困難、井眼坍塌、軌跡失控等風險。

1　水平井設(shè)計與實施

1．1　水平井優(yōu)化設(shè)計

臺南部署水平井的目的就是少井高產(chǎn)，節(jié)約投資，高效開發(fā)；儲備調(diào)峰產(chǎn)能，滿足峰值供氣；篩管完井，主動防砂，微差生產(chǎn)，減少砂害。總體技術(shù)思路是通過氣藏精細描述，在摸清氣層縱橫向分布睡氣水邊界的基礎(chǔ)上，在構(gòu)造主體部位布井，優(yōu)選物性好、厚度大的目的層，再進行井型和井眼軌跡設(shè)計和效果預測，追蹤現(xiàn)場實施，開展效果綜合評價分析。

具體而言，在選定的儲量豐度高的開發(fā)單元上，本著“占高點、沿長軸、選一類、避邊水”的布井原則，部署以水平井為主^[1]，直井為輔的井網(wǎng)整體開發(fā)或全部采用水平井開發(fā)的模式^[2]。

水平井選層重點選?、瘛ⅱ蝾悮鈱?，以確保水平井獲得高產(chǎn)，并且開展Ⅲ類層^[3]水平井開發(fā)試驗，為水平井開發(fā)適應(yīng)性評價求取資料。利用精細地質(zhì)模型模擬水平段鉆遇儲層情況，設(shè)計水平井做到準確卡層。

井眼軌跡設(shè)計多為兩個靶點，為提高儲量動用程度，同時還根據(jù)氣層縱向集中分布的井段，設(shè)計了多靶點的特殊井眼軌跡，即雙臺階水平井、雙下彎式水平井、下壓式水平井、微上翹式水平井^[4]。

水平段長度設(shè)計主要參照先導試驗的400～1200m水平段已鉆水平井的試氣效果，通過論證，確定水平段設(shè)計長度平均為600m^[5]。

1．2　水平井現(xiàn)場實施

1．2．1水平井實施情況

臺南氣田整體開發(fā)建產(chǎn)期間共完成水平井43口中，總進尺9.25×10⁴m，水平段長104～1019m，水平段鉆遇氣層平均長度623.5m，氣層平均鉆遇率92.12%，完井方式均采用篩管完井。為提高氣層動用個數(shù)，實施特殊井型水平井11口，其中水平段為雙臺階的4口、雙下彎式的1口、下壓式的5口井、微上翹式的1口，氣層平均鉆遇率為94.8%。

目的層以鉆遇Ⅰ類氣層的居多，占總井數(shù)的76.7%；鉆遇Ⅱ類氣層的8口，占總井數(shù)的18.8%；鉆遇Ⅲ類層的2口，占總井數(shù)的4.7%。

1．2．2  井眼軌跡控制

依據(jù)水平段井眼軌跡在儲層中的位置，分析實鉆軌跡與設(shè)計軌跡的吻合程度，計算臺南氣田43口水平井的鉆遇率、中靶率等參數(shù)，對井眼軌跡控質(zhì)量制進行綜合評價，評價結(jié)果分為好、較好、中等、較差及差5個等級。有76.7％的井軌跡控制質(zhì)量達到了“較好”級別以上。

2　水平井試井及生產(chǎn)動態(tài)特征

2．1　試井解釋

通過對臺南氣田取得壓力恢復試井資料的l6口水平井進行分析^[6]，認為臺南氣田總體表現(xiàn)為均質(zhì)氣藏特征，局部存在一定的非均質(zhì)性，儲層平面連通性較好。試井解釋滲透率介于3.5～460mD，平均為l47.2mD，總體屬于中滲儲層；平均視表皮系數(shù)為-3.18；小于1的井層占93.75％，總體上表明完井效果較好。

臺南氣田水平井進行了36井次穩(wěn)定試井分析，測試生產(chǎn)壓差為0.023～3.80MPa，日產(chǎn)氣量為l.16×10⁴～33.O0×10⁴m³，絕對無阻流量為56.1×l0⁴～289.1×10⁴m³／d，平均無阻流量為l60.3×10⁴m³／d，產(chǎn)能屬于中—高產(chǎn)能^[7]。

2．2　水平井生產(chǎn)動態(tài)

2．2．1產(chǎn)量分析

自2007年以來，已投產(chǎn)水平井39口，水平井年采氣量逐年增加，截至目前占臺南氣田總采氣量的48.5％。平均單井日產(chǎn)氣13×10⁴m³，以l0×10⁴～20×l0⁴m³為主，平均日產(chǎn)水l.38m³，單井日產(chǎn)氣量遞減率為7.8％，且有27％的井未遞減。Ⅰ、Ⅱ類層的水平井生產(chǎn)平穩(wěn)、壓降緩慢，產(chǎn)能遞減特征不明顯，Ⅲ類層水平井隨著含水的上升，后期產(chǎn)量遞減幅度大(圖1)。

 

對工作制度相同、生產(chǎn)連續(xù)穩(wěn)定的水平井進行不同氣砂體類型產(chǎn)量對比分析，I、Ⅱ類儲層的開發(fā)效果明顯好于Ⅲ類和Ⅱ+Ⅲ過渡類儲層；縱觀水平井生產(chǎn)史，除工類儲層的井之外，其他三種類型儲層的水平井日出水量均大于1m³，說明儲層類型級別越低，儲層物性越差，其泥質(zhì)含量越高、含水飽和度越大，出水也是造成水平井產(chǎn)量遞減加快的主要原因。

2．2．2壓力分析

臺南氣田Ⅰ、Ⅱ類層水平井壓力下降平穩(wěn)。Ⅲ類層水平井壓力下降趨勢明顯，具體表現(xiàn)為生產(chǎn)早期相對穩(wěn)定，隨著產(chǎn)水量增加，氣井壓力衰減嚴重。氣層因大量出水導致氣井井底積液，井口壓力下降明顯。進一步說明含水飽和度較高的Ⅲ類氣層，束縛水更容易變?yōu)榭蓜铀?，流入井筒后造成氣井井口壓力急劇下降。臺南氣田水平井單產(chǎn)高，累計采氣量多，部署水平井的10個目的層組平均地層壓力由2005年的l6.35MPa下降到2011年底的l3.43MPa，下降幅度為l7.9％；比全氣田壓力下降幅度高1.3個百分點。

2．2．3出水分析

臺南氣田水平井出水統(tǒng)計分析結(jié)果顯示^[8]，凝析水有23口，占水平井總數(shù)的53％，平均單井日出水0.51m³；層內(nèi)水有l6口，占37％，平均單井日出水6.21m³；4口新井目前沒出水?？傮w上單井日出水以小于3m³的井為主，占總井數(shù)的79.5％。

43口水平井中，有4口出水大于30m³／d(圖2)，有4口出水4～l2m³／d。這些井主要分布在3～8小層，該小層共有10口開發(fā)井，有9口井出水嚴重(3口水平井和6口直井)，2口井水淹停躺，氣井出水具有普遍性，且各井大量見水時間無規(guī)律。復查3～8小層測井解釋資料，結(jié)合產(chǎn)氣剖面資料，分析生產(chǎn)數(shù)據(jù)，該層層內(nèi)水和邊水活躍，有潛在的水淹風險。

 

2．2．4出砂分析

水平井的優(yōu)勢就是井筒泄氣的面積比直井大得多，通過擴大氣層供給半徑和面積提高氣井產(chǎn)量^[9]。對于澀北氣田水平井，由于泄氣面積大，生產(chǎn)壓差可以調(diào)整到地層壓力的5％以下(直井生產(chǎn)壓差通?？刂圃?span lang="EN-US">10％左右)，所以，水平井出砂相對于直井不嚴重，通過地面監(jiān)測，統(tǒng)計2011年因出砂損壞氣嘴的水平井15口，僅占水平井的35％。

3　水平井投產(chǎn)效果綜合評價

3．1　與直井產(chǎn)能對比

根據(jù)臺南氣田29口井的無阻流量測試數(shù)據(jù)和產(chǎn)層KH值，回歸產(chǎn)能相關(guān)關(guān)系，結(jié)合水平井鉆遇儲層的地層系數(shù)，預測對應(yīng)的同層位產(chǎn)層無阻流量，水平井的無阻流量為62.57×l0⁴～121.18×10⁴m³／d，平均82.22×l0⁴m³／d。直井無阻流量為7.51×10⁴～114.04×10⁴m³／d，平均為47.73×10⁴m³／d，水平井平均產(chǎn)能是直井的2.08倍。

3．2　產(chǎn)層類型不同的水平井

臺南氣田3種不同級別產(chǎn)層的水平井，投產(chǎn)初期日產(chǎn)能力相差不大，且產(chǎn)水量較低。對比分析一段時間之后的生產(chǎn)情況，存在Ⅰ類儲層開發(fā)效果好于Ⅱ類，Ⅱ類儲層又好于Ⅲ類和Ⅱ+Ⅲ過渡類儲層。水平井經(jīng)過一段時間的采氣生產(chǎn)，雖然產(chǎn)量變化不大，但是除Ⅰ類產(chǎn)層之外，其他低級別類型的產(chǎn)層水平井日出水量均大于1m³，說明儲層類型級別越低，儲層其泥質(zhì)含量越高、含水飽和度越大，當目的層壓力逐步降低時，束縛水變?yōu)榭蓜铀?，導致氣井出水量增?span lang="EN-US">(表1)。

 

3．3　水平段長度不同井

首先統(tǒng)計40口余水平井的產(chǎn)能試井資料，將產(chǎn)能測試解釋結(jié)果與水平段長度建立關(guān)系，無阻流量與鉆遇氣層長度之間存在正相關(guān)的規(guī)律性，但是線性關(guān)系方法回歸困難。為此，又選取同一開發(fā)層組內(nèi)鉆遇同一氣砂體，并且井型、工作制度都相同的水平井進行產(chǎn)能對比：IV-1層組的臺H4-l井比臺H4-8井水平段長度短l96.4m，而無阻流量卻高6.58×10⁴m³；V-l層組臺H5-2井比臺H5-4井水平段短175m，但無阻流量卻高24.3×10⁴m³；Vl-l層組臺H6-2井比臺H6-4井水平段長度短346.8m，而無阻流量卻高于后者13.63×10⁴m³。這些特例說明水平段長度的確定還有待深入探討與論證。

3．4　特殊井型的水平井

為提高儲量動用程度，設(shè)計ll口水平井為多靶點和特殊井眼軌跡(圖3)，這占水平井總數(shù)的25.6％。

 

通過實施，雙下彎式水平井開發(fā)效果最好，每米采氣指數(shù)最高為0.07×10⁴m³／(d·MPa·m)，是動用小層數(shù)最多的水平井；在氣砂體類型和工作制度相同的條件下，雙臺階式水平井的單井日產(chǎn)量和每米采氣指數(shù)分別高出下壓式水平井ll.9％、l9.8％，其開發(fā)效果有一定優(yōu)勢。

但是，選取臺南氣田典型2-17-1小層對比特殊井型與常規(guī)水平井的產(chǎn)能，雖然特殊井型水平井可以提高儲量的動用程度，而特殊井型水平井產(chǎn)能并沒有明顯的優(yōu)勢。

3．5　井眼軌跡質(zhì)量不同的水平井

井眼軌跡控制好的水平井產(chǎn)氣量較大，出水量較小。臺南氣田井眼軌跡控制好的有16口水平井，平均日產(chǎn)氣量相對較高為12.26×10⁴m³，是井眼軌跡控制差的l.32倍，而后者平均日出水是前者的4.02倍；臺H4-12井比臺H4-13井水平段短360m，而生產(chǎn)狀況優(yōu)于臺H4-13井，原因在于臺H4-12井的井眼軌跡控制好；臺H5-4井比臺H5-1井水平段短209 m，但兩井在7mm的工作制度下產(chǎn)量差別不大。因此，水平井鉆井的關(guān)鍵是井眼軌跡的控制，水平段設(shè)計不宜過長，以降低鉆井風險和投資費用。

3．6　開發(fā)效果綜合評價

采用“權(quán)重”法，以單位有效氣層長度的無阻流量、單位有效氣層厚度的日產(chǎn)氣量、遞減率和累積水氣比為評價參數(shù)，使其權(quán)重系數(shù)分別0.35、0.30、0.10和0.25來進行評價。79.4％的水平井投產(chǎn)開發(fā)效果在“較好”級別以上，縱向上主要分布在IV-l、IV-3、V-l和Vl-1層組；有4口井為開發(fā)效果一般，有4口井效果較差，水平井開發(fā)技術(shù)在臺南氣田得到了較為充分的發(fā)揮。

4　認識與對策

通過臺南氣田規(guī)模應(yīng)用水平井的實踐經(jīng)驗，針對多層疏松砂巖氣田邊水較活躍、地層松軟易出砂、氣層類型多樣等特殊的開發(fā)地質(zhì)條件，為實現(xiàn)此類氣田的水平井+直井開發(fā)，從而節(jié)約建產(chǎn)投資，儲備調(diào)峰產(chǎn)能和提高單產(chǎn)水平，推廣水平井建產(chǎn)時必須綜合考慮以下因素。

1)地質(zhì)條件是基礎(chǔ)。構(gòu)造平緩無斷層，儲層連續(xù)、穩(wěn)定性好，埋深厚度適宜，目的層平均厚度為6.0m，好的地質(zhì)條件，是奠定水平井推廣的基礎(chǔ)。

2)地質(zhì)認識是前提。水平井設(shè)計首先對目的層認識必須清楚，包括目的層含氣飽和度、孔隙度、滲透率、泥質(zhì)含量、有效厚度等參數(shù)，必須參考目的層已投產(chǎn)的直井生產(chǎn)動態(tài)特征，若無同層直井，盡可能先鉆一口直井試采，對目的層測井資料要反復精細解釋。其次還需對氣水邊界條件進行判定，認真分析目的層氣砂體邊界條件，發(fā)現(xiàn)邊水活躍或邊部滲透性好的砂體必須向高部位部署水平井，邊界認識不清不能部署水平井。

3)井眼軌跡是保證。井眼軌跡的把握是水平井實現(xiàn)高產(chǎn)的根本，通過統(tǒng)計，氣層鉆遇率高的水平井出水少產(chǎn)量高。所以，在準確設(shè)計的基礎(chǔ)上，現(xiàn)場實施過程中要加強隨鉆追蹤研究，工程地質(zhì)密切結(jié)合，監(jiān)測和預測結(jié)合，保證人靶，平穩(wěn)鉆進，掌控井眼軌跡。

4)合理配產(chǎn)是關(guān)鍵。實踐證明，無論是直井還是水平井，配產(chǎn)過高采速越大，形成壓降漏斗，層內(nèi)水、層間水和邊水都容易過早析出或突進，氣井一旦見水，產(chǎn)氣量迅速下降。

5)生產(chǎn)管理是根本。推行“一井一法”，加強氣井生產(chǎn)過程管理，平穩(wěn)開關(guān)井，制訂合理的配產(chǎn)工作制度，抓好日常生產(chǎn)計量，并注重氣田動態(tài)畋測的專項測試。

6)防控砂水是目的。首先是找準水源、識別了出水類型，以控為主、以治為輔，控治結(jié)合、分而治之；無水及新井以“防”為主；穩(wěn)定出水井以“排”為主；大量出水井以“堵”為主；防砂、控砂必須控制生產(chǎn)壓差，盡可能保證小于5％的產(chǎn)層地層壓力進行生產(chǎn)。避免突然改變工作制度，減少井底地層所受到的附加激動壓力傷害地層。

7)配套技術(shù)是支撐。水平井開發(fā)是一項系統(tǒng)下程，目的層選擇、井網(wǎng)部署、軌跡設(shè)計、井眼控制、鉆井完井、生產(chǎn)管理、措施工藝等環(huán)節(jié)都必須重視，建立配套技術(shù)監(jiān)控體系。

 

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本文作者：李江濤  李清  王小魯  嚴煥德  奎明清

作者單位：中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院

  中國石油青海油田公司天然氣開發(fā)公司