苏6、苏36-11区块水平井开发地质目标优选

苏6、苏36-11区块水平井开发地质目标优选

牛雯 王丽琼 董金礼

中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第四采气厂  陕西 西安 710000

摘要：基于区块已完钻水平井资料，从完钻水平井精细地质解剖和动静态参数综合分析的角度出发，结合直井密井网区储层构型解剖成果，确立水平井开发有利目标区定量识别标准，从而为气田水平井部署、提高单井产量和采收率提供技术支撑。

关键词：水平井；地质；开发

1研究区开发概况

位置及面积：苏里格气田中区，1044km2；地质储量：1826.7×108m3，储量丰度1.75×108m3/km2；投产井数：1479口（水平井316口）；稳产规模：2013年至2018年为18×108m3/a，2018年后20×108m3/a，是我厂核心稳产区块。

1.1水平井钻遇情况

历年完钻水平井平均水平段长度1057m、砂岩钻遇率86.9%，有效储层钻遇率59.3%、试气无阻流量53.7万方/天，钻遇Ⅰ+Ⅱ类井比例为87%。

近四年，随着气田开发进入中后期，储层甜点日益减少，研究区水平井长度、砂体钻遇率和有效储层钻遇率均稳中略降。

1.2水平井生产情况

研究区316口水平井（含侧钻水平井、大斜度井）投产油/套压20.0/20.9MPa，初期配产3.9万方/天，目前油/套压1.8/9.1MPa，目前井均产能1.8万方/天，井均累产气2514万方，历年累计产气76.4亿方，占总产量的29.7%。

水平井前三年井均日产气2.79万方，井均累产2769万方，预测井均EUR6843万方，基本达到方案指标。

1.3存在问题

1）随着开发深入，优质储层减少，水平井井位部署难度增大，水平井技术作为有效提高单井产量的关键技术，仍需进一步完善优化；

2）气田有效储层规模小，连通性差，纵向多层且分散，但部分井区仍然存在砂岩和气层集中分布段，气田储层强非均质性的特点要求水平井部署时要优选地质目标；

3）前人对水平井开发地质目标优选研究不够系统、水平井部署时通过解剖直井资料确定参数。

2水平井钻遇有利储层分析

2.1水平井钻遇储层有效砂体叠置样式

分析全区316口水平井随钻地质剖面，按有效砂体叠置模式分为三大类、六小类。统计6类水平井模型静动态参数，并进行分析归类，目前已完钻的水平井模型以垂向切割叠置型和夹层堆积叠置型为主，占总井数的60%。

据生产动态特征，将6种模型划分为高产、风险、低产三类。其中，垂向切割叠置型和夹层堆积叠置型为高产模型，侧向切割叠置型和隔层堆积叠置型为风险模型，单层孤立型和横向串联型为低产模型。

2.2水平井开发辫状河体系相带划分

2.2.1层次划分

根据空间演化的区域性差异，应用储层构型层次分析方法，将辫状河体系按砂岩百分含量及储层叠置样式的不同划分为体系叠置带、体系过渡带和体系间洼地3个区带。

2.2.2不同体系相带模型特点

体系叠置带—砂岩含量大于70％，为河流持续性发育部位，河道砂体纵横向不断切割叠置导致储层空间分布较为集中，心滩发育比例高，有效砂体规模大，累计气层厚度一般大于10ｍ。

体系过渡带—砂岩含量30％～70％，河流间歇性发育导致河道砂岩与洪泛泥岩交互出现，纵向叠置，气层间隔夹层发育。

体系间洼地—砂岩含量小于30％，洪水期有河流发育，水动力弱，空间呈“泥包砂”状态，有效砂体呈孤立分散状分布于泥岩中。

2.2.3研究区辫状河体系相带划分

体系叠置带+体系过渡带面积占比84.2%，是水平井开发优选的重点区域。

2.3水平井开发有效砂体所处相带优选

高产模型垂向切割叠置型和夹层堆积叠置型及风险模型侧向切割叠置型主要分布在辫状河体系叠置带内，优选辫状河体系叠置带作为水平井开发优势相带类型。

风险模型隔层堆积叠置型、低产模型单层孤立型、横向串联型主要分布于辫状河体系过渡带，少部分分布在体系间洼地，所以过渡带进行优选，体系间洼地不适宜水平井开发，建议直定井开发。

研究区叠置带主要发育的地层层位为盒8下砂组，作为水平井开发的主要目标层位。

3水平井开发地质目标优选

3.1水平井部署总体原则

1）构造平缓，水平段延伸方向及长度满足目前井网井距；

2）地震显示含气性好、井控程度高，储量家底明确的区域。

3）平面上要求砂体、有效砂体厚度大，展布相对稳定，物性较好，垂向上要求主要气层段连续分布，主力层剖面储量集中度高，气层段内隔、夹层厚度小；

4）邻近直井开发效果较好，无阻流量相对较高，试采产量高，生产相对稳定。

高产井主要分布于横向展布稳定的厚层块状砂体上。

3.2水平井开发相关地质参数

3.2.1经济评价确定极限产量及储层厚度

基于水平井综合成本经济评价确定相关地质参数，建立井位优选标准。

动态法计算公式：

Ci-现金流入（年产气量Qg价格P）；

t–第t年；CO-现金流出；i-内部收益率。

相关参数：水平井总成本2228万元，上市气价P=1.20元/m3，按内部收益率IRR=8%，单位操作成本0.12元/m

3，单位经营成本0.18元/m3，综合考虑气井弃置费用、城市维护建设税、教育费附加、资源税等。

计算方法：假定不同的气井年产量，按照区块综合年递减率30.0%进行试算，直至计算期内各年净现值累计等于零，对应的累积产量即为侧钻井要求的经济最低剩余可采储量。

计算结果：水平井经济极限产量为4173×104m3。

依据苏里格气田的水平井平均采收率（50%）计算，水平井选井时所需的最低剩余地质储量为0.83×108m3。水平井含气面积为0.96km2，计算得到水平井选井时剩余储量的丰度下限为0.86×108m3/km2。

依据容积法计算储量的公式：

计算水平井选井时所需最低储层厚度：

代入苏6、苏36-11区块平均孔隙度φ=7.8%和平均气饱Sg=53.5%，得出所需最低储层厚度约为6m。

3.2.2水平段长度

储层厚度相近条件下，水平段尽可能穿越多砂体、尽可能控制多储量为首要目标，水平段长度在经济效益和工艺条件允许的情况下尽可能长。

苏东南长水平段水平井靖50-*井水平段长4118m,砂岩储层长4088m,有效储层钻遇率79.7%，无阻流量262.1万方/天，试采预测单井EUR2.1亿方。优点：钻遇有效砂体长，充分沟通孤立砂体，增大气井泄流范围，单井采气量高。缺点：钻试难度大、风险大，水平段流动阻力高。

3.3水平井轨迹设计

依据不同砂体叠置模式，水平段轨迹设计模式分为平直型、大斜度、阶梯型。适用于垂向切割叠置型、夹层堆积叠置型，连续性好，水平段为平直型轨迹。适用于侧向切割叠置型，局部发育泥质夹层，水平段为大斜度轨迹。适用于隔层堆积叠置型，发育稳定泥岩隔层，水平段为阶梯型轨迹。水平井开发效果：平直型＞大斜度＞阶梯型。

3.4水平井优选标准建立

先“选区”，再“选井”，两步走。分辫状河体系叠置带、辫状河体系过渡带两部分建立了水平井地质目标优选标准。叠置带储层规模大，稳定性强，适宜水平井部署。过渡带储层厚度薄、连续性和连通性差，应在富集区优选的基础上，依据标准，甜点式开发。辫状河体系间不考虑水平井部署。

3.5水平井开发部署模式

针对不同地质特点，总结建立了“混合井组开发、水平井单层整体开发、水平井立体开发、大丛式直定向井组开发”4种开发井型组合模式，前三种为水平井开发部署模式。

3.6实例分析

以储量集中度较高的苏36-*-*井区为例，根据地质条件，优先识别出叠置带区域。叠置带和过渡带内，在储层精细构型解剖及邻井分析的基础上，考虑到已完钻井井网密度，以“盒8下亚段平均有效厚度累计大于8m，泥岩隔层厚度小于3m”为标准，甜点式部署水平井28口（其中混合井组部署15口，水平井单层整体部署14口）。

部分水平井完钻，初步显示实施效果较好。