蘇里格低滲透氣田開發(fā)技術最新進展

摘 要

摘要：蘇里格氣田發(fā)現(xiàn)于2000年，2010年天然氣產(chǎn)量達到105×108m3，生產(chǎn)能力達到135×1012m3/a，是我國目前儲量和產(chǎn)量最大的整裝氣田。該氣田儲層物性差，非均質(zhì)性強，氣井壓
摘要：蘇里格氣田發(fā)現(xiàn)于2000年，2010年天然氣產(chǎn)量達到105×108m3，生產(chǎn)能力達到135×1012m3/a，是我國目前儲量和產(chǎn)量最大的整裝氣田。該氣田儲層物性差，非均質(zhì)性強，氣井壓力下降快、單井采出量小，常規(guī)技術難以實現(xiàn)高效開發(fā)。面對該氣田的開發(fā)難題，以生產(chǎn)試驗區(qū)為載體進行了針對低滲透氣田高效開發(fā)技術的攻關，形成了12項開發(fā)配套技術。最近兩年在精細氣藏地質(zhì)描述技術、叢式井和水平井開發(fā)技術、儲層改造等關鍵技術上又取得了新的突破，應用效果良好，初步探索出了適合蘇里格低滲透氣田高效開發(fā)的方法，為今后蘇里格氣田年產(chǎn)230×1012m3/a開發(fā)目標和持續(xù)發(fā)展提供了技術保障。
關鍵詞：蘇里格氣田；低滲透氣藏；高效開發(fā)；氣藏描述；叢式井；儲集層；改造；最新進展
1 地質(zhì)概況
蘇里格氣田行政區(qū)屬內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市和陜西省榆林市所轄。北起內(nèi)蒙古鄂托克旗，南至陜西省吳旗縣，東臨陜西省榆林市，西抵內(nèi)蒙古鄂托克前旗。勘探面積為4×104km2，天然氣總資源量為3.8×1012m3。
   蘇里格氣田構造形態(tài)為由北東向南西方向傾斜的單斜，晚古生代總體表現(xiàn)為海退式沉積，陸上沖積平原與三角洲沉積逐漸發(fā)育；到二疊世石盒子期河流沉積范圍擴大，河流沖積體系沿北部盆地邊緣廣為發(fā)育，自下而上陸相沉積不斷增強，大陸環(huán)境由北向南逐步推進。該氣田含氣層位主要為二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段。氣層埋深介于3200～3600m，儲層孔隙度介于5%～12%，滲透率介于0.06～2.O0mD，壓力系數(shù)為0.87，儲量豐度介于1×104～2×104m3/km2，是典型的低滲透率、低壓力、低豐度的“三低”氣田。蘇里格氣田2001年首次提交探明儲量，2003年底累計探明儲量5336×108m3，2007—2010年連續(xù)4年新增基本探明儲量超過5 000×108m3。截至2010年底，累計探明、基本探明天然氣儲量2.85×1012m3。
2 開發(fā)關鍵技術的最新進展
    由于蘇里格氣田的低孔隙度、低滲透率、低壓力以及氣藏的強非均質(zhì)性，導致有效砂體連續(xù)性和連通性差，單井控制儲量低，單井產(chǎn)能低，壓力下降快，是最為復雜的氣田之一，常規(guī)技術難以實現(xiàn)高效開發(fā)，目前沒有成功的開發(fā)經(jīng)驗可以借鑒。面對該氣田的開發(fā)難題，對開發(fā)配套技術進行了持續(xù)攻關和創(chuàng)新，以生產(chǎn)試驗區(qū)為載體進行關鍵技術的開發(fā)，從而使氣田開發(fā)水平持續(xù)提升，開發(fā)建設指標得到明顯改善。
2.1 精細氣藏地質(zhì)描述技術
    精細氣藏地質(zhì)描述就是對氣藏各種特征進行三維空間的定量描述和預測，進而對氣藏進行綜合研究和評價，是對氣藏進行定性、定量描述和評價的一項綜合研究的方法和技術，包括高分辨層序地層格架劃分技術、儲層成因類型精細刻畫技術、儲層構型單元、相控儲層建模技術、有效砂體精細刻畫技術，最終綜合這些技術的成果，確定有利目標。
    精細氣藏地質(zhì)描述技術在蘇里格氣田的應用，闡明了低滲透氣藏的地層格架，明確了蘇里格氣田儲層成因的類型和展布、砂體的幾何形態(tài)和規(guī)模、儲層參數(shù)的分布和非均質(zhì)性，能夠保證計算儲量和進行氣藏綜合評價。采用相控建模的技術建立三維地質(zhì)模型，為氣藏數(shù)值模擬、合理選擇開發(fā)方案、實現(xiàn)蘇里格氣田高效開發(fā)提供充分可靠的地質(zhì)依據(jù)。
2.1.1高分辨層序地層格架劃分技術
    高分辨層序地層格架，可有效地提高區(qū)域地層對比精度，從而為盆地分析、油氣地質(zhì)演化歷史解釋，以及有效儲集砂體的展布規(guī)律和有利區(qū)塊預測等精細地質(zhì)研究提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。
    在對蘇里格地區(qū)地表露頭和鉆井巖心、測井、地震資料綜合分析的基礎上，利用Cross倡導的高分辨率層序地層學的理論體系和研究方法，根據(jù)基準面升降旋回特點及等時對比原則、沉積物體積劃分與堆積方式、沉積體系配置以及層序界面特征等因素，將蘇里格氣田上古生界的山1段、盒8段組共劃分為3個長期旋回、7個中期旋回和14個短期旋回(表1)，其中的長、中期旋回層序分別與巖石地層劃分方案中的巖性段和亞段單元有很好的對應關系[1]。

2.1.2儲層成因類型精細刻畫技術
    蘇里格地區(qū)二疊系儲層的發(fā)育程度、類型及其展布受沉積體系控制明顯，沉積相研究表明[2]，山1段和盒8段沉積早期時，物源相當豐富，則形成盒8下亞段辮狀河沉積，晚時隨著北部內(nèi)蒙古陸抬升相對減弱，沉積物補給量減小，河流進積作用相應減弱，河流類型由
盒8下亞段辮狀河轉變?yōu)楹?上亞段曲流河沉積。依據(jù)沉積微相的詳細研究和劃分，將蘇里格地區(qū)盒8段和山1段儲層劃分為曲流河砂體和辮狀河砂體兩大類以及河道滯留、點壩、天然堤、決口扇、廢棄河道、辮狀水道、心灘、溢岸共8種儲層成因類型(圖1)，精細刻畫了不同成因類型的儲層在平面上的組合關系(圖2)。

    蘇里格地區(qū)儲層成因類型的精細刻畫，完善了蘇里格地區(qū)的儲層研究，為儲層構型研究和地質(zhì)建模奠定了基礎。
2.1.3儲層構型單元
    儲層構型能反映不同成因、不同級次的儲層儲集單元與滲流屏障的空間配置及分布的差異性(圖3)，對于油氣藏評價與開發(fā)具有重要意義。
 
    在河流相構型單元中，河道砂體構型單元、溢岸構型單元相當于傳統(tǒng)沉積微相概念中的微相組合國模，點壩、天然提、決口扇等則相當于單一微相，而點壩內(nèi)部的側積體、側積面等則相當于單一微相的內(nèi)部單元。構型研究比傳統(tǒng)的沉積微相研究更為精細，目前我國油氣田生產(chǎn)部門對儲層研究多限于單一微相級別，對單一微相內(nèi)部的結構單元研究很少，然而，這些微相內(nèi)部的構型單元對油氣層內(nèi)部剩余油氣分布及開發(fā)效果具有十分重要的控制作用。在蘇里格氣田高效開發(fā)過程中，開展高效開發(fā)先導試驗區(qū)的儲層構型研究，使蘇里格氣田的儲層研究更加精細化和定量化。
2.1.4相控儲層建模技術
   對儲層參數(shù)建模而言，傳統(tǒng)的建模途徑主要為“一步建模”，即直接根據(jù)各井儲層參數(shù)進行井間插值或模擬，建立儲層參數(shù)三維分布模型。但這種方法對蘇里格氣田河流相強非均質(zhì)性儲層來說，將嚴重影響建模精度。相控建模即首先建立沉積相、儲層構型模型，然后根據(jù)不同沉積相的儲層參數(shù)分布規(guī)律，分相進行井間插值或隨機模擬，建立儲層參數(shù)分布模型。這種多步隨機模擬方法不僅與研究的地質(zhì)現(xiàn)象吻合，而且避免大多數(shù)連續(xù)變量模型對平穩(wěn)性的嚴格要求[3]。
   蘇里格氣田為河流相沉積，相控儲層建模很好地解決了該氣田儲層橫向相變快和強非均質(zhì)性的特點，在高效開發(fā)過程中，相控儲層建模取得了較好的效果(圖4)，為氣田開發(fā)提供了可靠的地質(zhì)模型。
2.1.5有效砂體精細刻畫技術
   蘇里格氣田是一個低孔隙度、低滲透、低豐度、大面積分布的巖性氣藏，砂體大面積分布。在河流相砂體廣泛發(fā)育的背景下有效砂體的連續(xù)性和連通性很差，有效砂體具有很強的非均質(zhì)性，造成單井控制儲量低，在動態(tài)上表現(xiàn)為壓力下降快，恢復緩慢，穩(wěn)產(chǎn)能力差。要想提高單井產(chǎn)量，要么尋找高效富集井位，要么只能利用水平井或大型壓裂溝通多個孤立的有效砂體。這些措施的前提是必須搞清砂體與有效砂體的分布規(guī)律。因此，開展以地震反演技術為核心的儲層橫向預測，進行蘇里格地區(qū)有效砂體研究，并取得了豐碩的成果，為水平井開發(fā)部署提供了地質(zhì)依據(jù)。
    在建立蘇里格高效開發(fā)區(qū)高分辨率等時地層格架的基礎上，明確儲層成因類型，劃分儲層構型單元，應用相控儲層建模的成果，進行有效砂體精細刻畫，充分利用上述技術的成果，最終確定有利目標。通過氣藏精細描述關鍵技術的開發(fā)和應用，對有效儲層的成因類型、規(guī)模大小、連通性、非均質(zhì)性等氣藏基本地質(zhì)條件進行了準確地刻畫，是實現(xiàn)蘇里格低滲透氣田高效開發(fā)的基礎。
2.2 叢式井、水平井開發(fā)技術
    自2008年以來，蘇里格氣田叢式井、水平井技術助推開發(fā)方式不斷轉變，采用“富集區(qū)整體部署，評價區(qū)隨鉆部署”的思路，實現(xiàn)叢式井井位優(yōu)化部署。2009年迅速推廣，叢式井比例不斷提高，2010年達到65.3%，叢式井Ⅰ+Ⅱ類井比例穩(wěn)定在80%以上，效果顯著[4]。
    叢式井鉆井技術開展了平臺井數(shù)優(yōu)化、井身剖面優(yōu)化、優(yōu)選PDC鉆頭、優(yōu)化鉆具組合等4個方面的工作，機械鉆速提高65%，鉆井周期縮短40%，形成了蘇里格氣田叢式井鉆井配套技術。
    在水平井井位優(yōu)選時，充分利用地震預測與地質(zhì)研究成果，突出“深化儲層內(nèi)部結構分析、細化不同期次單砂體描述”，優(yōu)化水平井靶點設計。
    在蘇53-4水平井整體開發(fā)區(qū)，取得重要進展。2010年確定蘇53-4井區(qū)作為水平井規(guī)模開發(fā)先導試驗區(qū)。部署水平井20口(圖5)，建成產(chǎn)能4×108m3。開鉆20口，完鉆19口，壓裂投產(chǎn)18口。完鉆水平井19口，平均水平段長867.6m，平均砂巖段長747.1m，砂巖鉆遇率達86.6%，平均有效儲層長493.9m，有效儲層鉆遇率為57.4%。水平井整體開發(fā)先導試驗取得階段性成果。
 

    蘇里格氣田2010年共完鉆水平井87口，平均水平段長929.1m，平均砂巖段長766.1m，砂巖鉆遇率為82.5%，平均有效儲層長549.3m，有效儲層鉆遇率為60.2%，試氣求產(chǎn)52口井，平均無阻流量為62.4×104m3/a。目前投產(chǎn)井平均日產(chǎn)氣量為6.6×104m3，水平井實施效果較好。
2.3 儲層改造技術
    自2000年以來，蘇里格氣田持續(xù)進行改造技術的試驗攻關，不斷取得階段性突破，形成了以不動管柱機械分層壓裂工藝為主體的增產(chǎn)工藝體系，實現(xiàn)了直井4層連續(xù)分壓。2001—2005年進行適度規(guī)模、機械分壓、低濃度胍膠壓裂。2006—2008年開展多薄層壓裂、低傷害壓裂液壓裂。2008年至今施行直井多段分壓、陰離子表面活性劑壓裂液、羧甲基壓裂液壓裂。
    蘇里格氣田自主研發(fā)的水力噴射分段壓裂工具，實現(xiàn)了由壓裂改造1段到10段的突破。裸眼封隔器分段壓裂改造工具國產(chǎn)化試驗取得突破，可實現(xiàn)10段改造，使每口水平井壓裂費用降低100萬元左右。裸眼封隔器分段壓裂改造技術在蘇里格氣田進行了31口井現(xiàn)場試驗，其中3段改造3口井，平均無阻流量為10.1×104m3/d，產(chǎn)量為2.5×104m3/d。4～5段改造28口，產(chǎn)量為9.2×104m3/d。與直井相比，增產(chǎn)3～10倍(圖6)。

    為進一步提高直井、叢式井改造層數(shù)，探索提高單井產(chǎn)量的新途徑，蘇里格氣田重點引進了兩項多層連續(xù)分壓新工藝：TAP套管滑套完井分層壓裂技術和CobraMax連續(xù)油管分層壓裂技術。前者已在桃2-9-2井試驗，壓裂3段，加砂88.5m3，壓裂后日產(chǎn)氣2.23×104m3，試驗效果良好。
3 結束語
    蘇里格氣田開發(fā)立足于低滲透、低壓、低豐度的地質(zhì)條件，持續(xù)創(chuàng)新，深化管理，突出規(guī)模開發(fā)、技術開發(fā)、效益開發(fā)。精細氣藏地質(zhì)描述、叢式井和水平井開發(fā)技術、儲層改造等關鍵技術取得重大突破，開發(fā)方式實現(xiàn)了從直井開發(fā)到“水平井、叢式井開發(fā)并重”的轉變，氣田開發(fā)水平持續(xù)提升。2010年產(chǎn)天然氣產(chǎn)量達到105×108m3，生產(chǎn)能力達到135×108m3，成為我國儲量和產(chǎn)量最大的整裝氣田。目前，正以實現(xiàn)蘇里格氣田年產(chǎn)230×108m3為發(fā)展目標，繼續(xù)加大技術攻關，努力實現(xiàn)蘇里格低滲透氣田的高效開發(fā)。
參考文獻
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(本文作者：冉新權 中國石油長慶油田公司)