水平井技术在涩北气田的应用

摘 要

摘要：针对柴达木盆地涩北气田水平井投产后反映出产量递减快、出水对生产影响较大的问题，从水平井产能、水平井实施效果、水平井先导性试验、气层筛选、水平井部署的有利位置、
摘要：针对柴达木盆地涩北气田水平井投产后反映出产量递减快、出水对生产影响较大的问题，从水平井产能、水平井实施效果、水平井先导性试验、气层筛选、水平井部署的有利位置、水平段长度等多个关键技术出发，深入分析了涩北气田疏松砂岩气藏水平井产能的主要影响因素。运用气藏数值模拟技术，基于典型层组的地质模型，模拟预测并对比分析了涩北气田水平井布井的有利位置及合理水平段长度。提出了对水平井部署和优化设计的建议：①对于射孔单元内个别气层面积远大于其他气层的井可单独用水平井开发，可减少直井总数量和低部位低产直井数量；②对于地层疏松、水体能量较强、气水关系复杂的涩北气田，在布井方案中水平井水平段长度的选择应谨慎；③对于非均质较强的目的层，应严格设计水平井目标靶区，并做好钻井跟踪，保证水平井段能钻达优质储层。
关键词：水平井；大斜度井；无阻流量；产能；适应性；涩北气田；布井；优化设计建议
1 涩北气田水平井现状
中国石油青海油田公司经过10多年的不断探索和实践，已形成了柴达木盆地涩北气田第四系生物气藏开发的特色技术，2005～2007年涩北二号气田4口水平井及台南气田2口水平井的成功完钻，填补了国内第四系气田水平井钻探的空白，丰富了青海油田天然气的开采方法，为科学高效开发气田积累了经验、储备了更多的钻采工艺技术。通过水平井现场施工的不断实践总结，形成了具有气田特色的水平井井眼轨迹控制和地质导向新理念，采用地质导向系统，根据地质及LWD测量的地质参数，分析地层情况，及时调整井眼轨迹，达到顺利进入目的层并沿气层的最佳位置钻进，保证了气田的有效开发。
涩北气田储层岩性以泥质粉砂岩为主，见少量细砂，储集空间以原生孔隙为主，气田储层为第四系地层，尚处于弱压实成岩阶段，气层埋藏浅，层多且薄，地层较为疏松。钻井过程中易发生井漏、井塌、井眼缩径和钻头泥包等工程事故。针对涩北二号气田的2-11小层和台南气田的3-9小层所完钻的6口水平井，涩北二号气田单井初期产气量为10×104m3/d左右，台南气田2口水平井单井初期产气量为40×104m3/d以上，最高日产量是邻井同层产量的15倍，取得了较好的开发效果。水平井投产后反映出产量递减快，出水对生产影响较大。
2 涩北气田水平井技术
对于多层气藏，为了了解水平井的适应性，在涩北二号气田进行了先导性试验。为评价水平井在台南气田的适应性，首先分析了涩北二号气田已经实施的水平井的产能[1～3]，然后依据动态资料分析水平井的开发效果，最后依据台南气田的地质条件，类比分析了台南气田水平井的适应性。
2.1 涩北气田水平井产能评价
为了进行提高单井产量试验，在涩北二号气田2-11小层部署了4口水平井、台南气田3-9小层部署了2口水平井。涩北二号2-11小层含气面积为33.8km2，天然气地质储量为46.78×108m3。气藏平均有效厚度为6.2m，测井解释平均渗透率为7.4×10-3μm2。台南3-9小层含气面积为20.8km2，天然气地质储量为65.61×108m3。气藏平均有效厚度为8.2m，测井解释平均渗透率为25.6×10-3μm2。
涩北二号涩H1井和涩H2井在投产前进行了产能试井，产能评价主要以这两口井为主。涩H1井用拟压力方法计算的无阻流量为20.78×104m3/d；涩H2井无阻流量为16.04×104m3/d；涩21井是位于气藏高部位的一口直井，1991年2-11小层试气结果表明，该层试气时无阻流量为16.31×104m3/d，与涩H1和涩H2两口水平井的产能相当。
台南气田两口水平井在投产前均进行了产能试井，采用拟压力方法计算的无阻流量台H5-1井为280.5×104m3/d、台H5-2井为208×104m3/d，与其同层的台南4井无阻流量为48.04×104m3/d，台南5井无阻流量为79.20×104m3/d；台南6井无阻流量为40.08×104m3/d，两口水平井的无阻流量明显大于直井。利用涩H1、涩H2井的地层参数，可以得到只打开2-11小层直井的无阻流量分别为10.6×104m3/d和9.65×104m3/d。水平井与直井的产能比为1.66～1.96。同理，可以得到台H5-1、台H5-2直井打开3-9小层的无阻流量分别为80.3×104m3/d、72.75×104m3/d。
以上计算结果表明，涩北二号气田2-11小层用水平井开发，产能较低，而台南气田3-9小层水平井产能较高。水平井测试产能低，主要原因之一是层内非均质性严重，涩H2井试井解释垂向渗透率为水平渗透率的0.005，气体垂直渗透率偏低；原因之二是由于气藏含气饱和度较低，具有一定的可动水存在，造成地层内气水两相渗流，致使气相相对渗透率低；原因之三是受气井携液能力的影响，造成实际参与产量贡献的水平段小于实际水平段长度。
2.2 水平井实施效果分析
在2-11小层共部署4口冰平井，其中涩H1井和涩H2井，于2005年年底投产，水平段长度为400m左右；另外两口井涩H3井和涩H4井，于2006年底投产，水平段长度为600m左右。4口水平井单井产气量为5.4×104～10.6×104m3/d，除涩H2井产气量下降较快外，其他3口井生产比较稳定。4口井产水量均呈逐渐上升趋势，产水量平均为0.34～6.11m3/d，最大产水量为15.5m3/d。
台南气田3-9小层的2口水平井台H5-1于2007年8月投产，台H5-2于2007年12月投产，台H5-1水平段长为1009m，台H5-2水平段长为625m，截至2008年2月台H5-1井产气34.33×104m3/d、产水0.84m3/d；台H5-2井产气量为34.55×104m3/d、产水量为0.63m3/d。由于台南气田3-9小层的2口水平井生产时间短，没有出现大量出水、出砂等主要问题，借鉴涩北二号4口水平井的开发经验，应进一步加强对其的动态监测工作，为台南其他层系水平井的开发实施打下了坚实的基础。
2.3 水平井先导性试验的启示
根据目前涩北气田6口水平井的产能以及开发效果分析，得到了以下几点启示：①涩北二号4口水平井普遍见水，产量提高幅度不大，产量和压力下降较快，而台南气田水平井产能高；②台南和涩北二号水平井效果的差异在于目的层的选择；③台南水平井选择层位的主要标准是含气饱和度高、夹层不发育，具有一定储量规模的储层。钻井时应保持同一方位角和井斜角钻进，防止积液。对于非均质较强的目的层，应严格设计水平井目标靶区，并做好钻井跟踪，使水平段钻达优质储层。
3 涩北气田水平井适应性分析及部署评价
3.1 气层筛选
涩北气田水平井部署的主要依据是从气层埋深、主力气层分布、连续性及气层厚度等方面对适合进行水平井钻探的气层进行筛选。涩北气田构造完整，储层为滨浅湖滩坝沉积砂体，平面分布较为连续。孔隙度为20%～46%，平均为31.0%；渗透率为2×10-3～8436×10-3μm2，平均为50×10-3μm2。
选层依据：泥质含量较低(VSH＜30%)；含气饱和度较高(Sg＞50%)；具有一定的厚度(H＞2m)；隔层较厚(Hg＞5m)；目的层面积(A)大于10km2；具有一定的储量规模(G＞15×108m3)；上下没有明显的水层。
从目前已实施的6口水平井来看，水平井初期产量较高，但出水也较快，对于下一步出水的防治工作较为困难，所以在选层方面要充分考虑到这一点。
3.2 水平井的部署、设计
3.2.1水平井的部署
水平井的布井主要从油气藏类型、油气层埋深、主力油气层分布及连续性、油气层厚度等方面来选择适合进行水平井的钻探[4～5]。重点是在对油气层平面连续性和厚度等因素进行评价的基础上进行水平井的布井：①气层埋深满足了施工要求，气层深度大于1000m；②储层平面分布稳定，物性和含气性较好，单层厚度较大；③有一定的含气面积和储量规模，保证稳产时间和无水生产期；④水平井的主要意义在于提高单井产量，若边部位高产，不利于防水。因此，水平井不宜部署在构造边部位。
3.2.2水平井设计优化
水平井的水平段位置、方位及长度是影响水平井产量的因素，在进行水平井地质设计时要进行如下的优化。
3.2.2.1 水平井位置
理论上，水平井位于储层纵向的中部，由于具有最大的泄流面积。因此，产能也最大，位于高部位，受边底水影响较小，但由于储层压力梯度的原因，使产能受到抑制；而位于低部位，尽管储层压力梯度能够充分发挥，但易受到边底水的入侵影响。对于涩北气田，在所建地质模型的基础上利用气藏数值模拟技术论证水平井在纵向上的合理位置。位于低部位时，水平井的远端生产层段已经位于气水边界以外了。因此，开井即见水，关闭该层段，出水逐渐降低，到了中后期，边水继续入侵，突进到新的生产层段，造成气井出水急剧上升。模拟计算结果表明：位于储层纵向的上、中、下部对水平井的产能均无明显的影响，分析其原因，是由于层薄，纵向上垂深差距很小，加上地层压力梯度小，故上、中、下部气藏压力差距很小，产能对井位的高低不敏感。水平井位置对日出水量和累计出水量的影响很大，是因为气水密度差很大，重力分异明显。出水动态将影响井筒压力梯度，间接影响井口产量，出水越多，产量越低，气藏的废弃压力越高，气藏的开发效益也就越差。
3.2.2.2 水平段长度
水平井产能与水平段长度并非简单的线性正比关系。随着水平段长度的增加，地层压力损耗增大，产能提高幅度越来越慢，同时也增大了钻井费用及钻井风险，另外受地层污染，气层连续性、储层非均质性等因素影响，水平段长度也不可能无限增加。因此，有必要进行水平段长度的优化研究。水平段长度优化要综合考虑气层厚度、储层物性、气水界面变化、油气藏地质动态变化、天然能量大小等，确定水平段合理长度。水平井生产段的长度直接决定了气井的自然产能。涩北气田水平段长度还要影响边水的推进，造成气井见水的差异。对涩北一号气田Ⅲ层组2单元的地质模型进行数值模拟表明，在相同条件下水平井的产量随着水平段的增加而增加，但增加趋势逐渐变缓。因此，在涩北气田实施水平井开采，要考虑远离边水，500～600m水平段为最佳长度。利用台南气田第三开发层系2-14小层的实际资料建立单井模拟模型，主要的储层参数厚度为8.8m，孔隙度为27%；渗透率为12.8×10-3μm2；储量为51.39×108m3；含气面积为19.8km2；部署2口水平井。
3.2.3水平段长度对产量的影响
不同压差下水平井的产量随着水平段长度的增加而增加，但其增加的趋势在逐步变缓。当水平段长度由50m增加到225m时，其产量增加倍数最大。当水平段长度增加到600～800m时，即产量增加至直井的3倍左右。水平段长度超过此值以后，其产量增量已经变得较小，增产倍数小于5%。由此分析认为台南水平段长为225～600m最佳。
3.2.4水平段长度与累计产气量的关系
随着水平段长度的增加，单井的稳产期及稳产期内的累积采气量均有一定程度的增加，但增加幅度并不是特别明显。随着水平段长度的增加，产量的增加值也逐步降低，从累积采气量曲线的形态来看，在水平段长度超过600m以后，其曲线形态基本趋于平缓，这也表明水平段长度最好不超过600m。
3.2.5水平段长度与稳产时间的关系
随着水平段长度的增加，由于控制储量增加，稳产期逐渐增加。以水平段长为600m时，以产量为20×104m3/d生产可稳产14a；在水平段长度超过600m以后，其曲线形态基本趋于平缓，这也表明水平段长度最好不超过600m。
4 结论与建议
1) 涩北气田为一层薄、层多气藏，水平井只能控制1个小层。因此，水平井难以构成主力井网。
2) 对于射孔单元内个别气层面积远大于其他气层的井可单独用水平井开发，可减少直井总数量和低部位低产直井数量。
3) 水平井的固井难度大，动态监测较困难，后期维护成本高，出水后调整余地小。因此，对于地层疏松、水体能量较强、气水关系复杂的涩北气田，在布井方案中水平井的选择应谨慎。对于非均质较强的目的层，应严格设计水平井目标靶区，并做好钻井跟踪，保证水平井段能钻达优质储层。
4) 涩北气田上游调峰难以回避，一定数量的水平井可达到调峰的目的，以保护直井正常生产，达到高效开发气田的目的。
5) 水平井钻采尚处于探索阶段，其水平段长度优化、产量预测、开发动态模拟等技术都不成熟。因此，在实践中应加强跟踪分析，再适时调整部署思路。建议在现场完钻第一批水平井后，及时投产，获取动态数据。
参考文献
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(本文作者：毛凤华1 刘征权2 张建东1 范建芳1 王天祥1 杨桂珍1 孙虎法1 1.中国石油青海油田公司勘探开发研究院；2.中国石油青海油田公司采油气工艺处)