水平井技術(shù)在澀北氣田的應(yīng)用

摘 要

摘要：針對柴達(dá)木盆地澀北氣田水平井投產(chǎn)后反映出產(chǎn)量遞減快、出水對生產(chǎn)影響較大的問題，從水平井產(chǎn)能、水平井實施效果、水平井先導(dǎo)性試驗、氣層篩選、水平井部署的有利位置、
摘要：針對柴達(dá)木盆地澀北氣田水平井投產(chǎn)后反映出產(chǎn)量遞減快、出水對生產(chǎn)影響較大的問題，從水平井產(chǎn)能、水平井實施效果、水平井先導(dǎo)性試驗、氣層篩選、水平井部署的有利位置、水平段長度等多個關(guān)鍵技術(shù)出發(fā)，深入分析了澀北氣田疏松砂巖氣藏水平井產(chǎn)能的主要影響因素。運用氣藏數(shù)值模擬技術(shù)，基于典型層組的地質(zhì)模型，模擬預(yù)測并對比分析了澀北氣田水平井布井的有利位置及合理水平段長度。提出了對水平井部署和優(yōu)化設(shè)計的建議：①對于射孔單元內(nèi)個別氣層面積遠(yuǎn)大于其他氣層的井可單獨用水平井開發(fā)，可減少直井總數(shù)量和低部位低產(chǎn)直井?dāng)?shù)量；②對于地層疏松、水體能量較強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜的澀北氣田，在布井方案中水平井水平段長度的選擇應(yīng)謹(jǐn)慎；③對于非均質(zhì)較強(qiáng)的目的層，應(yīng)嚴(yán)格設(shè)計水平井目標(biāo)靶區(qū)，并做好鉆井跟蹤，保證水平井段能鉆達(dá)優(yōu)質(zhì)儲層。
關(guān)鍵詞：水平井；大斜度井；無阻流量；產(chǎn)能；適應(yīng)性；澀北氣田；布井；優(yōu)化設(shè)計建議
1 澀北氣田水平井現(xiàn)狀
中國石油青海油田公司經(jīng)過10多年的不斷探索和實踐，已形成了柴達(dá)木盆地澀北氣田第四系生物氣藏開發(fā)的特色技術(shù)，2005～2007年澀北二號氣田4口水平井及臺南氣田2口水平井的成功完鉆，填補(bǔ)了國內(nèi)第四系氣田水平井鉆探的空白，豐富了青海油田天然氣的開采方法，為科學(xué)高效開發(fā)氣田積累了經(jīng)驗、儲備了更多的鉆采工藝技術(shù)。通過水平井現(xiàn)場施工的不斷實踐總結(jié)，形成了具有氣田特色的水平井井眼軌跡控制和地質(zhì)導(dǎo)向新理念，采用地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)，根據(jù)地質(zhì)及LWD測量的地質(zhì)參數(shù)，分析地層情況，及時調(diào)整井眼軌跡，達(dá)到順利進(jìn)入目的層并沿氣層的最佳位置鉆進(jìn)，保證了氣田的有效開發(fā)。
澀北氣田儲層巖性以泥質(zhì)粉砂巖為主，見少量細(xì)砂，儲集空間以原生孔隙為主，氣田儲層為第四系地層，尚處于弱壓實成巖階段，氣層埋藏淺，層多且薄，地層較為疏松。鉆井過程中易發(fā)生井漏、井塌、井眼縮徑和鉆頭泥包等工程事故。針對澀北二號氣田的2-11小層和臺南氣田的3-9小層所完鉆的6口水平井，澀北二號氣田單井初期產(chǎn)氣量為10×104m3/d左右，臺南氣田2口水平井單井初期產(chǎn)氣量為40×104m3/d以上，最高日產(chǎn)量是鄰井同層產(chǎn)量的15倍，取得了較好的開發(fā)效果。水平井投產(chǎn)后反映出產(chǎn)量遞減快，出水對生產(chǎn)影響較大。
2 澀北氣田水平井技術(shù)
對于多層氣藏，為了了解水平井的適應(yīng)性，在澀北二號氣田進(jìn)行了先導(dǎo)性試驗。為評價水平井在臺南氣田的適應(yīng)性，首先分析了澀北二號氣田已經(jīng)實施的水平井的產(chǎn)能[1～3]，然后依據(jù)動態(tài)資料分析水平井的開發(fā)效果，最后依據(jù)臺南氣田的地質(zhì)條件，類比分析了臺南氣田水平井的適應(yīng)性。
2.1 澀北氣田水平井產(chǎn)能評價
為了進(jìn)行提高單井產(chǎn)量試驗，在澀北二號氣田2-11小層部署了4口水平井、臺南氣田3-9小層部署了2口水平井。澀北二號2-11小層含氣面積為33.8km2，天然氣地質(zhì)儲量為46.78×108m3。氣藏平均有效厚度為6.2m，測井解釋平均滲透率為7.4×10-3μm2。臺南3-9小層含氣面積為20.8km2，天然氣地質(zhì)儲量為65.61×108m3。氣藏平均有效厚度為8.2m，測井解釋平均滲透率為25.6×10-3μm2。
澀北二號澀H1井和澀H2井在投產(chǎn)前進(jìn)行了產(chǎn)能試井，產(chǎn)能評價主要以這兩口井為主。澀H1井用擬壓力方法計算的無阻流量為20.78×104m3/d；澀H2井無阻流量為16.04×104m3/d；澀21井是位于氣藏高部位的一口直井，1991年2-11小層試氣結(jié)果表明，該層試氣時無阻流量為16.31×104m3/d，與澀H1和澀H2兩口水平井的產(chǎn)能相當(dāng)。
臺南氣田兩口水平井在投產(chǎn)前均進(jìn)行了產(chǎn)能試井，采用擬壓力方法計算的無阻流量臺H5-1井為280.5×104m3/d、臺H5-2井為208×104m3/d，與其同層的臺南4井無阻流量為48.04×104m3/d，臺南5井無阻流量為79.20×104m3/d；臺南6井無阻流量為40.08×104m3/d，兩口水平井的無阻流量明顯大于直井。利用澀H1、澀H2井的地層參數(shù)，可以得到只打開2-11小層直井的無阻流量分別為10.6×104m3/d和9.65×104m3/d。水平井與直井的產(chǎn)能比為1.66～1.96。同理，可以得到臺H5-1、臺H5-2直井打開3-9小層的無阻流量分別為80.3×104m3/d、72.75×104m3/d。
以上計算結(jié)果表明，澀北二號氣田2-11小層用水平井開發(fā)，產(chǎn)能較低，而臺南氣田3-9小層水平井產(chǎn)能較高。水平井測試產(chǎn)能低，主要原因之一是層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重，澀H2井試井解釋垂向滲透率為水平滲透率的0.005，氣體垂直滲透率偏低；原因之二是由于氣藏含氣飽和度較低，具有一定的可動水存在，造成地層內(nèi)氣水兩相滲流，致使氣相相對滲透率低；原因之三是受氣井?dāng)y液能力的影響，造成實際參與產(chǎn)量貢獻(xiàn)的水平段小于實際水平段長度。
2.2 水平井實施效果分析
在2-11小層共部署4口冰平井，其中澀H1井和澀H2井，于2005年年底投產(chǎn)，水平段長度為400m左右；另外兩口井澀H3井和澀H4井，于2006年底投產(chǎn)，水平段長度為600m左右。4口水平井單井產(chǎn)氣量為5.4×104～10.6×104m3/d，除澀H2井產(chǎn)氣量下降較快外，其他3口井生產(chǎn)比較穩(wěn)定。4口井產(chǎn)水量均呈逐漸上升趨勢，產(chǎn)水量平均為0.34～6.11m3/d，最大產(chǎn)水量為15.5m3/d。
臺南氣田3-9小層的2口水平井臺H5-1于2007年8月投產(chǎn)，臺H5-2于2007年12月投產(chǎn)，臺H5-1水平段長為1009m，臺H5-2水平段長為625m，截至2008年2月臺H5-1井產(chǎn)氣34.33×104m3/d、產(chǎn)水0.84m3/d；臺H5-2井產(chǎn)氣量為34.55×104m3/d、產(chǎn)水量為0.63m3/d。由于臺南氣田3-9小層的2口水平井生產(chǎn)時間短，沒有出現(xiàn)大量出水、出砂等主要問題，借鑒澀北二號4口水平井的開發(fā)經(jīng)驗，應(yīng)進(jìn)一步加強(qiáng)對其的動態(tài)監(jiān)測工作，為臺南其他層系水平井的開發(fā)實施打下了堅實的基礎(chǔ)。
2.3 水平井先導(dǎo)性試驗的啟示
根據(jù)目前澀北氣田6口水平井的產(chǎn)能以及開發(fā)效果分析，得到了以下幾點啟示：①澀北二號4口水平井普遍見水，產(chǎn)量提高幅度不大，產(chǎn)量和壓力下降較快，而臺南氣田水平井產(chǎn)能高；②臺南和澀北二號水平井效果的差異在于目的層的選擇；③臺南水平井選擇層位的主要標(biāo)準(zhǔn)是含氣飽和度高、夾層不發(fā)育，具有一定儲量規(guī)模的儲層。鉆井時應(yīng)保持同一方位角和井斜角鉆進(jìn)，防止積液。對于非均質(zhì)較強(qiáng)的目的層，應(yīng)嚴(yán)格設(shè)計水平井目標(biāo)靶區(qū)，并做好鉆井跟蹤，使水平段鉆達(dá)優(yōu)質(zhì)儲層。
3 澀北氣田水平井適應(yīng)性分析及部署評價
3.1 氣層篩選
澀北氣田水平井部署的主要依據(jù)是從氣層埋深、主力氣層分布、連續(xù)性及氣層厚度等方面對適合進(jìn)行水平井鉆探的氣層進(jìn)行篩選。澀北氣田構(gòu)造完整，儲層為濱淺湖灘壩沉積砂體，平面分布較為連續(xù)?？紫抖葹?0%～46%，平均為31.0%；滲透率為2×10-3～8436×10-3μm2，平均為50×10-3μm2。
選層依據(jù)：泥質(zhì)含量較低(VSH＜30%)；含氣飽和度較高(Sg＞50%)；具有一定的厚度(H＞2m)；隔層較厚(Hg＞5m)；目的層面積(A)大于10km2；具有一定的儲量規(guī)模(G＞15×108m3)；上下沒有明顯的水層。
從目前已實施的6口水平井來看，水平井初期產(chǎn)量較高，但出水也較快，對于下一步出水的防治工作較為困難，所以在選層方面要充分考慮到這一點。
3.2 水平井的部署、設(shè)計
3.2.1水平井的部署
水平井的布井主要從油氣藏類型、油氣層埋深、主力油氣層分布及連續(xù)性、油氣層厚度等方面來選擇適合進(jìn)行水平井的鉆探[4～5]。重點是在對油氣層平面連續(xù)性和厚度等因素進(jìn)行評價的基礎(chǔ)上進(jìn)行水平井的布井：①氣層埋深滿足了施工要求，氣層深度大于1000m；②儲層平面分布穩(wěn)定，物性和含氣性較好，單層厚度較大；③有一定的含氣面積和儲量規(guī)模，保證穩(wěn)產(chǎn)時間和無水生產(chǎn)期；④水平井的主要意義在于提高單井產(chǎn)量，若邊部位高產(chǎn)，不利于防水。因此，水平井不宜部署在構(gòu)造邊部位。
3.2.2水平井設(shè)計優(yōu)化
水平井的水平段位置、方位及長度是影響水平井產(chǎn)量的因素，在進(jìn)行水平井地質(zhì)設(shè)計時要進(jìn)行如下的優(yōu)化。
3.2.2.1 水平井位置
理論上，水平井位于儲層縱向的中部，由于具有最大的泄流面積。因此，產(chǎn)能也最大，位于高部位，受邊底水影響較小，但由于儲層壓力梯度的原因，使產(chǎn)能受到抑制；而位于低部位，盡管儲層壓力梯度能夠充分發(fā)揮，但易受到邊底水的入侵影響。對于澀北氣田，在所建地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上利用氣藏數(shù)值模擬技術(shù)論證水平井在縱向上的合理位置。位于低部位時，水平井的遠(yuǎn)端生產(chǎn)層段已經(jīng)位于氣水邊界以外了。因此，開井即見水，關(guān)閉該層段，出水逐漸降低，到了中后期，邊水繼續(xù)入侵，突進(jìn)到新的生產(chǎn)層段，造成氣井出水急劇上升。模擬計算結(jié)果表明：位于儲層縱向的上、中、下部對水平井的產(chǎn)能均無明顯的影響，分析其原因，是由于層薄，縱向上垂深差距很小，加上地層壓力梯度小，故上、中、下部氣藏壓力差距很小，產(chǎn)能對井位的高低不敏感。水平井位置對日出水量和累計出水量的影響很大，是因為氣水密度差很大，重力分異明顯。出水動態(tài)將影響井筒壓力梯度，間接影響井口產(chǎn)量，出水越多，產(chǎn)量越低，氣藏的廢棄壓力越高，氣藏的開發(fā)效益也就越差。
3.2.2.2 水平段長度
水平井產(chǎn)能與水平段長度并非簡單的線性正比關(guān)系。隨著水平段長度的增加，地層壓力損耗增大，產(chǎn)能提高幅度越來越慢，同時也增大了鉆井費用及鉆井風(fēng)險，另外受地層污染，氣層連續(xù)性、儲層非均質(zhì)性等因素影響，水平段長度也不可能無限增加。因此，有必要進(jìn)行水平段長度的優(yōu)化研究。水平段長度優(yōu)化要綜合考慮氣層厚度、儲層物性、氣水界面變化、油氣藏地質(zhì)動態(tài)變化、天然能量大小等，確定水平段合理長度。水平井生產(chǎn)段的長度直接決定了氣井的自然產(chǎn)能。澀北氣田水平段長度還要影響邊水的推進(jìn)，造成氣井見水的差異。對澀北一號氣田Ⅲ層組2單元的地質(zhì)模型進(jìn)行數(shù)值模擬表明，在相同條件下水平井的產(chǎn)量隨著水平段的增加而增加，但增加趨勢逐漸變緩。因此，在澀北氣田實施水平井開采，要考慮遠(yuǎn)離邊水，500～600m水平段為最佳長度。利用臺南氣田第三開發(fā)層系2-14小層的實際資料建立單井模擬模型，主要的儲層參數(shù)厚度為8.8m，孔隙度為27%；滲透率為12.8×10-3μm2；儲量為51.39×108m3；含氣面積為19.8km2；部署2口水平井。
3.2.3水平段長度對產(chǎn)量的影響
不同壓差下水平井的產(chǎn)量隨著水平段長度的增加而增加，但其增加的趨勢在逐步變緩。當(dāng)水平段長度由50m增加到225m時，其產(chǎn)量增加倍數(shù)最大。當(dāng)水平段長度增加到600～800m時，即產(chǎn)量增加至直井的3倍左右。水平段長度超過此值以后，其產(chǎn)量增量已經(jīng)變得較小，增產(chǎn)倍數(shù)小于5%。由此分析認(rèn)為臺南水平段長為225～600m最佳。
3.2.4水平段長度與累計產(chǎn)氣量的關(guān)系
隨著水平段長度的增加，單井的穩(wěn)產(chǎn)期及穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi)的累積采氣量均有一定程度的增加，但增加幅度并不是特別明顯。隨著水平段長度的增加，產(chǎn)量的增加值也逐步降低，從累積采氣量曲線的形態(tài)來看，在水平段長度超過600m以后，其曲線形態(tài)基本趨于平緩，這也表明水平段長度最好不超過600m。
3.2.5水平段長度與穩(wěn)產(chǎn)時間的關(guān)系
隨著水平段長度的增加，由于控制儲量增加，穩(wěn)產(chǎn)期逐漸增加。以水平段長為600m時，以產(chǎn)量為20×104m3/d生產(chǎn)可穩(wěn)產(chǎn)14a；在水平段長度超過600m以后，其曲線形態(tài)基本趨于平緩，這也表明水平段長度最好不超過600m。
4 結(jié)論與建議
1) 澀北氣田為一層薄、層多氣藏，水平井只能控制1個小層。因此，水平井難以構(gòu)成主力井網(wǎng)。
2) 對于射孔單元內(nèi)個別氣層面積遠(yuǎn)大于其他氣層的井可單獨用水平井開發(fā)，可減少直井總數(shù)量和低部位低產(chǎn)直井?dāng)?shù)量。
3) 水平井的固井難度大，動態(tài)監(jiān)測較困難，后期維護(hù)成本高，出水后調(diào)整余地小。因此，對于地層疏松、水體能量較強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜的澀北氣田，在布井方案中水平井的選擇應(yīng)謹(jǐn)慎。對于非均質(zhì)較強(qiáng)的目的層，應(yīng)嚴(yán)格設(shè)計水平井目標(biāo)靶區(qū)，并做好鉆井跟蹤，保證水平井段能鉆達(dá)優(yōu)質(zhì)儲層。
4) 澀北氣田上游調(diào)峰難以回避，一定數(shù)量的水平井可達(dá)到調(diào)峰的目的，以保護(hù)直井正常生產(chǎn)，達(dá)到高效開發(fā)氣田的目的。
5) 水平井鉆采尚處于探索階段，其水平段長度優(yōu)化、產(chǎn)量預(yù)測、開發(fā)動態(tài)模擬等技術(shù)都不成熟。因此，在實踐中應(yīng)加強(qiáng)跟蹤分析，再適時調(diào)整部署思路。建議在現(xiàn)場完鉆第一批水平井后，及時投產(chǎn)，獲取動態(tài)數(shù)據(jù)。
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(本文作者：毛鳳華1 劉征權(quán)2 張建東1 范建芳1 王天祥1 楊桂珍1 孫虎法1 1.中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院；2.中國石油青海油田公司采油氣工藝處)