低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议_以鄂尔多斯盆地为例_余淑明
作者简介：
余淑明，女，１９５９年生，高级工程师；主要从事油气田开发科研和管理工作。地址：（７１００１８）陕西省西安市未央区长庆苏里格大厦。电话：（０２９）８６９７８８６８。Ｅ－ｍａｉｌ：ｙｓｍ＿ｃｑ
＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议
———以鄂尔多斯盆地为例
余淑明１，２ 刘艳侠１ 武力超３ 贾增强
４
１．
中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 ２．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室３．
中国石油长庆油田公司气田开发处 ４．中国石油长庆油田公司苏里格南作业分公司 余淑明等．低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例．天然气工业，２０１３，３３（１）：５４－
６０． 摘 要 鄂尔多斯盆地蕴含上、
下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此，将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对２８２口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等５项特色水平井技术系列是有效、实用的，但仍面临着３项急需攻克的瓶颈难题，可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等５个方面共１７项技术措施入手进行攻关，以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。 关键词 鄂尔多斯盆地 低渗透气藏 水平井 砂岩 碳酸盐岩 开发 技术现状 攻关建议 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ
．ｉｓｓｎ．１０００－０９７６．２０１３．０１．００８Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ ａｎｄ ｐｒｏｐｏｓｅｄ ｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓ ｉｎ ｄｒｉｌｌｉｎｇ
ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｉｎｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：Ａ ｃａｓｅ ｓｔｕｄｙ
ｆｒｏｍ ｔｈｅ Ｏｒｄｏｓ ＢａｓｉｎＹｕ Ｓｈｕｍｉｎｇ１，
２，Ｌｉｕ Ｙａｎｘｉａ１，Ｗｕ Ｌｉｃｈａｏ３，Ｊｉａ Ｚｅｎｇｑｉａｎｇ
４
（１．Ｓｕｌｉｇｅ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｃｅｎｔｅｒ ｏｆ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；２．Ｓｔａｔｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ Ｏｉｌ ＆Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐ－ｍｅｎｔ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；３．Ｇａｓ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ ｏｆ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ，
ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；４．Ｓｏｕｔｈ Ｓｕｌｉｇｅ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏｍｐａｎｙ ｏｆ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ ＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳ ＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ ３３，ＩＳＳＵＥ １，ｐｐ．
５４－６０，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ １０００－０９７６；Ｉｎ Ｃｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ Ｏｒｄｏｓ Ｂａｓｉｎ ｃｏｎｔａｉｎｓ ｔｗｏ ｋｉｎｄｓ ｏｆ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｌｙｉｎｇ ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ ｉｎ ｔｈｅ Ｕｐｐｅｒ ａｎｄ Ｌｏｗｅｒ Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙ ａｒｅ ｂｏｔｈ ｆｅａｔｕｒｅｄ ｂｙ
ｃｏｍｐｌｅｘ ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ ａｎｄ ｇｒｅａｔ ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈ ｔｈｅｒｅ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｋｎｏｗ－ｈｏｗｔｏ ｓｕｐｐｏｒｔ ｔｈｅ ｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇｓ ｆｏｒ ｈｉｇｈｌｙ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅ ｗａｙ ｏｆ ｉｍｐｒｏ－ｖｉｎｇ ｓｉｎｇｌｅ ｗｅｌｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｒｅｍａｉｎｓ ｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎ ｖｉｅｗ ｏｆ ｔｈｉｓ，ａｎ ｏｖｅｒａｌｌ ｓｔｕｄｙ
ｗａｓ ｍａｄｅ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｔｒａ－ｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃ ｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｆｅａｔｕｒｅｓ ａｎｄ ｐｏｓｓｉｂｌｅ ｆｕｒｔｈｅｒ ＥＯＲ ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｏｆ ２８２ｗｅｌｌｓ ｌｏｃａｔｅｄ ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ ｏｎ ｔｈｅ ＳｕｌｉｇｅＧａｓ Ｆｉｅｌｄ ｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇ ｔｈｅ Ｕｐｐｅｒ Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｏｎ ｔｈｅ Ｊｉｎｇｂｉａｎ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ ｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇ ｔｈｅ Ｌｏｗｅｒ Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ ｇａｓ ｒｅｓｅｒ－ｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔ ｉｎｄｉｃａｔｅｓ ｔｈａｔ ｔｈｅ ５ａｃｑｕｉｒｅｄ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ ｆｏｒ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｏｎ ｔｈｅ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ
Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ ｓｕｃｈ ａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄ ｒｅｆｉｎｅｄ ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ ａｒｅ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙ ｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔ ｔｈｅｒｅ ａｒｅ ｓｔｉｌｌ ｔｈｒｅｅ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ ｒｅｍａｉｎｅｄ ｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅ ｔａｃｋｌｅｄ ｆｏｒ ｍｉｔｉｇａｔｉｎｇ ｔｈｅ ｒｉｓｋ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ａｎｄ ｉｍｐｒｏｖｉｎｇ ｓｉｎｇｌｅ ｗｅｌｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｂｙ ｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ ｉｎ ｔｈｅ ｆｏｌｌｏｗｉｎｇ ａｓｐｅｃｔｓ：ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ ａｎｄ ｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎ ｏｆ ｌｏｗ－ａｍｐｌｉｔｕｄｅ ｓｔｒｕｃ－ｔｕｒｅ，ｍｅａｓｕｒｅｓ ｏｆ ｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇ ｔｈｅ ｐａｔｔｅｒｎ ａｎｄ ｅｎｈａｎｃｉｎｇ ｔｈｅ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｒａｔｅ ｏｆ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ ｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇ
ｔｅｃｈ－ｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄ ｎｅｗ ｓｔｒａｔｅｇｉｅｓ ｏｆ ｃｕｔｔｉｎｇ ｄｏｗｎ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｃｏｓｔ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｏｒｄｏｓ Ｂａｓｉｎ，ｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ，ｓａｎｄ ｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇ ｔｅｃｈ－ｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓ ｏｎ ｔａｃｋｌｉｎｇ
ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ·
４５· 天 然 气 工 业 ２
０１３年１月
２
００７—２０１１年长庆气区在低渗透气藏中全力推广水平井开发技术，完钻水平井３００余口。及时分析水平井开发效果，梳理配套技术，总结经验教训，不断优化现有技术政策，
明确下步攻关目标十分必要，同时对同类低渗透致密气田的高效开发也具有重要的指导意义。
１ 气田概况
１．１ 气藏基本地质特征
鄂尔多斯盆地是位于华北克拉通西部的叠合盆
地，总面积３７×１０４
ｋｍ２。盆地中下组合发育以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的
下古生界气藏［
１－
５］。１．１．１ 上古生界气藏地质特征
鄂尔多斯盆地已探明的上古生界大型气藏属于岩
性气藏，包括苏里格、榆林、子洲、神木等气田，其中苏
里格气田探明＋基本探明地质储量达３．１７×１０８ ｍ３，
是我国陆上第一大气田。上古生界气藏具有５个明显特征：①烃源岩发育，成熟度高，广覆式生烃，就近运聚；②储集空间大，砂岩分布叠加连片；③生储盖配合条件好，发育自生自储、下生上储等多种组合类型气藏；④沉积和成岩作用共同造成有效储层连通性差；⑤在整体低渗透的背景下发育高渗富集区带。１．１．２ 下古生界气藏地质特征 鄂尔多斯盆地下古生界气藏主要发育在中奥陶世
沉积的海相碳酸盐岩中，
即马家沟组中。马家沟组纵向上可划分为上部（
马五１—马五４亚段）、中部（马五５—马五１０亚段）、下部（马四段）３套成藏组合。在上部发育我国已探明的最大下古生界气藏—
——靖边气田；
在中部取得勘探重大突破，多口气井无阻流量超过２００×１０４ ｍ３
／ｄ
。下古生界上部气藏具有６个明显特征：①在纵向上构成蒸发岩与碳酸盐岩间互的旋回性
沉积，即“三云三灰”；②构造运动致使古岩溶作用发育，造就大型古地貌气藏；③气藏富集区与奥陶系古沟槽展布密切相关；④沉积环境决定储集层薄而展布稳定；⑤在西倾大单斜的平缓构造背景上发育小幅度构造；⑥小幅度构造高点区域往往是气井高产的有利区。１．２ 水平井开发效果
已累计完钻的３
００余口水平井，主要集中于靖边气田和苏里格气田，
开发层系为下古生界马家沟组马五１３层和上古生界下石盒子组盒８段。针对上古生界
气藏地质特征，通过二维地震选区，三维地震提高含气砂体预测精度，
骨架井钻探落实，精细气藏描述解剖，实现整体研究，整体部署，整体开发，水平井有效储层钻遇率大幅提高（大于６０％），分段压裂技术突破１５段，单井产量平均达到直井的３～１０倍，最高达到１２倍，单支钻井队最高实现一年中开钻６口井完钻６口井，最短钻井周期２６．９６ｄ，最短建井周期３９．６７ｄ
，多口井无阻流量超过１００×１０４ ｍ３
／ｄ
。生产表明，已投产的水平井占日开井总数４．５％，产出约２３％的气量，开发效果显著（
表１）。表１ 鄂尔多斯盆地苏里格气田和靖边气田２００９—２０１１年水平井开发指标表
气藏
类型气田年度完钻井
数／口平均钻井
周期／ｄ水平段
长／ｍ有效储层
长度／ｍ有效储层
钻遇率求产
井数／口平均无阻流量／（１０４ ｍ３·ｄ
－１）比周围直井
增产倍数上古生界
苏里格
２００９２０１０２０１１１０８７１５７７７．４０７１．５０６３．００ ８０６．００ ９２６．００ ９９４．００４４０．００５４４．００６３１．００５４．６０％５８．７０％６３．５０％ ４４６７０２７．２２
５６．００４６．４０３～８
３～１２３～１１合计或平均
２５４ ６６．４８ ９６３．３１ ５９３．６８ ６１．６３％１２０ ４９．４５ ３～１０下古
靖边
２００９２０１０ ７ ８１５８．００１３２．００ ７７１．００１ １４０．２５４６４．７４７４９．２３６０．２８％６５．７１％ ７ ８３５．６２６６．１６４～７３～８ 针对下古生界气藏储层厚度薄、
毛细沟槽发育、小幅度构造复杂等不利于水平井开发的因素，按照“古地貌选井区，小幅度构造定靶点”的原则，多方法优化设计，配合深度酸化工艺，充分发挥气井自然产能，单井产量显著提高，达到邻近直井的３～８倍，多口井无阻
流量超过２００×１０４ ｍ３
／ｄ。运用个性化ＰＤＣ钻头，
最短钻井周期仅３４．８８ｄ，提速明显。投产后占日开井总数３％的水平井，产出约９％的气量，开发效果好。
２ 水平井开发特色技术
对苏里格、
靖边气田２８２口水平井的各类参数进行分析，归纳不同技术的特点及适应性，梳理出提高单井产量、降低开发成本成效显著且特色鲜明的５项技术。２．１ 储层预测及精细描述技术
２．１．１ 上古生界气藏储层预测及精细描述技术 该技术依据二维地震连片处理成果优选出富集
·
５５·第３３卷第１期 开 发 工 程
区；通过地震相干体分析和属性提取，叠加实钻资料绘制的沉积相图描绘出富集区内的主河道；气藏精细描述刻画出小层砂体、薄夹层及构型；运用ＡＶＯ分析，弹性参数反演，吸收衰减，ＳＶＤ优化等地震分析技术定量预测拟动用储层的含气性；地震预测构造趋势与实钻资料绘制构造图印证，分析钻探方向构造变化；定性描述和定量描述相结合，优化设计参数（图１
）
。图１ 上古生界气藏储层预测及精细描述技术图
２．１．２ 下古生界气藏储层预测及精细描述技术
以古地貌恢复及沟槽识别为核心，
在二维地震资料区通过地震正演建立预测模型，以钻、试井资料及生产数据为验证和约束条件，定性预测奥陶系顶部古地貌，
实现以地震属性分析为主导、动静结合的储层预测和描述技术；在三维地震资料区利用相干体分析技术和拓频技术，描述前石炭纪古地貌和微构造的空间形态。２．２ 水平井优化部署及设计技术
上古生界储层大面积展布但连通性差，通过“细分小层、等时控制、旋回对比、定量约束”，由“平面、区域、河道带、井点”分层次解决，重点是确定适合水平井部署的有利沉积模式，即大型孤立心滩体、具物性夹层的叠置心滩体、具泥质隔层的叠置心滩体、心滩侧向切割连通体、心滩横向孤立体。根据开发现状，整体部署、加密部署和评价部署。通过“六图一表”（即地震剖面图、砂体厚度图、气层厚度图、顶面构造图、气藏剖面图、轨迹设计图及靶点预测表）达到预测与实际入靶点之间误差不超过２ｍ。下古生界储层薄但展布稳定，部署的重点是避开沟槽，在精细地质建模的基础上，结合井位优选“八要素”（即储层横向展布、古地貌、小幅度构造、储层发育有利区、生产动态分析、地层压力及
压力系统评价、
水平井开发适应性评价，运用数值模拟技术）优化水平段方向和长度，非均匀部署；通过标志层追踪法、
石炭系厚度法、地层倾角预测法等３种计算方法，优化水平井靶点及轨迹设计。２．３ 水平井地质导向技术
上古生界气藏水平井形成两阶段（
入靶、水平段），三结合（测井、录井、工程），四分析（沉积相、单砂体、储层内部构架、
构造），五调整（层内上下调整、层间调整、钻出砂体顶底调整）为内涵的地质导向技术［
１］
。下古生界气藏水平井地质导向技术主要包括：根据随钻资料不断修正地质模型，制订钻进方案的随钻地质模型法；
根据小层边界岩性判断钻头空间位置，预测地层倾角变化的岩性边界控制法；综合运用钻时、岩性、随钻伽马等对比方法进行轨迹调整的综合信息分析法。２．４ 水平井快速钻井技术
针对大斜度井段井壁不稳定、
水平段轨迹控制难度大、穿越长泥岩段能力弱等难点，从井身结构优化、“三增”剖面设计、个性化ＰＤＣ钻头、钻井液体系优化等方面入手，形成水平井快速钻井技术。矿场试验表明：在斜井段使用６刀翼双排齿ＰＤＣ钻头，
可由一般５～６趟钻缩短至２～３趟钻；在水平段使用５刀翼双排齿ＰＤＣ钻头，１ ０００ｍ水平段可由４～５趟钻缩短至２趟钻；形成的力学平衡与化学抑制相结合的钻井液技术，解决了水平段钻遇长段泥岩坍塌问题，可安全穿越长泥岩段，已有穿越３００ｍ以上的成功范例。苏里格气田１ ０００ｍ水平段长的水平井最短钻井周期纪录仅２６．９６ｄ，快速钻井技术成效显著。２．５ 水平井多段改造技术
水平井多段特色改造技术主要包括不动管柱水力喷砂多段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术、低渗透碳酸岩储层深度酸化技术。长庆油田自主研发的水力喷砂多段压裂技术具有井眼轨迹适应性强、适用多种完井方式（裸眼、筛管、套管）的技术优势，在水平段 １
５２．４ｍｍ裸眼条件下，压裂段数可提高到１５段，该技术已应用５４口水平井３５１段，
最高无阻流量１２７．５×１０４ ｍ３
／ｄ
。自主研发的裸眼封隔器分段压裂技术与国外同类技术相比，耐压可达７０ＭＰａ
，封隔可靠性更高，分段改造针对性更强，已成功实现一次分压１３段。针对下古生界水平井水平段岩性及物性特点，
不断完善深度酸化技术。在水平段较均质和物性较好储层采用两套酸液、变速变排量、定点挤酸的连续油管布酸＋酸压技术；在水平段非均质性较强、物性差储层采用高速喷酸、多级滑套分段酸化的水力喷射分段酸化技术。在靖边气田水平井示范区，应用深度酸化技
·
６５· 天 然 气 工 业 ２
０１３年１月
术改造的６口井平均无阻流量为１１１．０×１０４ ｍ３
／ｄ
。３ 水平井开发面临的难题
３．１ 储层地质特性制约水平井提产效果３．１．１ 有效砂体单层展布范围小
苏里格气田水平井开发主力层为盒８段储层，
属辫状河沉积，河道迁移迅速，砂体在平面上和纵向上交替叠置。统计结果表明，砂岩钻遇率多在７０％以上，但有效砂体规模小，
连续性和连通性差，钻遇率多数小于５０％。苏１４井区、苏６井区及苏１０井区进行的加密井网试验表明：有效单砂体厚度一般为２～６ｍ，宽度４００～８００ｍ，长度９００～１ ２００ｍ，以孤立型、切割叠置型、堆积叠置型、横向局部连通型赋存于地层中，仅在局部叠置规模较大。通过对盒８段为目标层的２３３口水平井分析表明：平均有效储层钻遇率仅５９．９１％；单层有效砂体长度小，仅１０口井１００％钻遇有效砂体，其中７口井长度大于１ ０００ｍ，最长１ １７２ｍ；９６％井钻遇多套砂体，泥岩段长度大于５０ｍ的有１８６口。表明砂岩在空间分布不均，非均值性强。水平段长度、砂体长度、有效储层长度三者正相关，表明：水平段长度越长，沟通多个砂体的机率更高；在８００～１ ２００ｍ范围内储层钻遇率高（图２），钻穿多套砂体的有效储层钻遇率明显下降；根据对已生产井的动态分析，水平段长度与井控储量、无阻流量不呈线性增长关系；应用１６口生产
时间
图２ 水平段长度与有效储层钻遇率散点图
较长的水平井修正了Ｊｏｓｈｉ非均质气藏水平气井产能公式，进而进行计算后表明，随着水平段长度增加，无阻流量增加的幅度变缓，且在８００～１ ２００ｍ出现拐点（图３）；动静态资料证明有效砂体在单层范围内展布局限，水平段长度并非越长产量越高。３．１．２ 气水关系复杂
苏里格气田各区带之间存在明显差异［１］
，
地层水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制，构造对地
层水分布无明显控制作用，且富水区分布相对独立、不
图３ 水平段长与修正后Ｊｏｓｈｉ产能公式
计算的无阻流量关系图
连片、无统一气水界面［
５］
。苏里格气田西区砂岩岩性纯，分布相对集中，有效储层钻遇率高，但气水关系较复杂，
部分气井在试气过程或投产后出水，对气井产量有明显影响。以苏西ｄｇ－Ｉ－ｆ０Ｈ１为例，该井水平段长９８３ｍ，有效储层钻遇率５３．８％，井口产量９．６０２
７×１０
４ ｍ３
／ｄ，投产后产水３２．１０ｍ３／ｄ，产量迅速下降至２．０１×１０４ ｍ３
／ｄ
。３．１．３ 储层敏感性强，
压裂液易造成储层损害 苏里格气田储层孔喉细小、
压力系数低，具有强水锁、
中等偏强水敏、中等速敏和弱碱敏、中—强压敏的特征。水平井改造后，压裂液、破胶、残渣和残胶对储层和裂缝的损害严重。统计表明：同一区块，压裂液返排率越低，返排时间越长，气井产量越小。以苏里格气田东区为例，该区储层敏感性强，最易造成储层损害。２０１０年以前采用常规压裂液对储层伤害大，
单井产量低，平均无阻流量４×１０４ ｍ３
／ｄ左右；２０１１采用清洁压裂液体系（羧甲基压裂液体系、超低浓度胍胶压裂液体
系），平均无阻流量２６×１０４ ｍ３
／ｄ左右，
增产效果明显。３．２ 水平井井型单一不利于储量高效动用
上古生界气藏多层系含气，
以苏里格气田为例，垂向上发育盒８上、
盒８下亚段和山１段３套层系，单井多具有２～６个气层，目前水平井动用的仅为盒８段储层内部单层有效厚度大于５ｍ的单个气层，其他层组未动用（图４），水平井开发后，非主力层和主力层内仍剩余部分储量且分布高度分散，后续开发难度更大。新开发区块，受限于目前常规水平井井型和气藏非均质性，水平井整体部署后造成井间储量动用盲区。国外低渗透气田开发实践表明，
提高小层动用程度是提高单井产量的关键。苏里格气田直井产气剖面测试表明，次产层对产量有一定的贡献和补充作用，有利于气井长期稳产。目前受控于常规水平井井型，储层改造仅集中在单层，无法沟通次产层，造成有效供气体积
·
７５·第３３卷第１期 开 发 工 程
图４ 苏里格气田水平井动用层系统计图
小，气井难以长期高产、稳产。
３．３ 水平井钻井时效还需进一步提高
２０１１年苏里格气田平均钻井周期平均缩短到６６．４８ｄ，最短钻井周期２６．９ｄ，最长钻井周期１６６ｄ，但超过５８．７％的井超过７０ｄ，平均钻井周期总体表现出：中区＜西区＜东区。同一区带内部钻井时效也差异较大，主要原因是：针对不同的地质特征，钻完井工艺无针对性；水平段钻遇长段泥岩（２００～３００ｍ）时，易膨胀坍塌、黏卡，钻井过程中摩阻扭矩大，耗时长；含水储层井眼轨迹控制及完井技术仍未攻克。
４ 攻关建议
从单学科到多学科、从宏观到微观、定性到定量、静态到动态、室内到矿场，是今后研究的发展趋势，加大水平井技术攻关力度必然会大幅提升单井产能。４．１ 储层定量表征
４．１．１ 沉积模式基础上的储层内部夹层的定量表征 上古生界气藏，有效砂体单层展布范围小，水平井往往钻穿多个砂体，如何精准描述储层内部夹层特征，减少无效进尺，是一项关键技术。目前主要通过统计夹层出现的层系、厚度、出现几率等方法定性描述；通过储层构型分析，从砂体成因与接触关系的角度揭示夹层的空间分布。下一步，可在单井测井沉积相分析的基础上，对目标区内骨架井进行关联性分析，建立区域沉积模式，描述各种沉积体的成因和赋存方式，并在此基础上，将夹层划分为单砂体间夹层和单砂体内夹层［６］，在单砂体宽、长系数的限定下进行地质建模，定量表征夹层分布，进而优化水平井设计和现场导向。４．１．２ 气水关系定量表征
水平井出水对产量影响大，存在水淹风险。要避开水层、气水层，提高开发效果，首先要查明气水分布规律。从气井产水量入手，运用地球化学方法，分析地层水类型；运用同位素分析方法，分析地层水的赋存环境；依据地层水存在状态，结合储层物性特征，分类地层水的产状；从生烃强度、沉积背景、储层非均质性、构造特征等方面入手，分析影响气水分布的主控因素；借助新的测井手段，辅以岩心分析，在测井相上定性表示；多学科研究成果结合及骨架井验证，定量表述地层水在储层中的分布。
４．１．３ 地震沉积学技术应用
地震沉积学是一门边缘交叉学科，主要是根据地质规律（尤其是沉积环境及沉积相模式）利用三维地震信息和现代地球物理技术，研究地层岩石的宏观特征、沉积结构、沉积体系、沉积相平面展布以及沉积发育史［７］。在新区沉积微相和精细构造解释方面具有独特优势，结合测井沉积学，对于储层展布及非均质性研究方面，具有投入少，效果好的特点。
４．２ 小幅度构造识别及描述
研究及矿场实践表明，鄂尔多斯盆地上、下古生界气藏在西倾单斜背景上发育小幅度鼻状构造。小幅度构造对气藏没有明显的控制作用，但却是气井实施的有利方向。储层展布及小幅度构造共同影响水平井实施效果。目前地震的分辨率和预测精度较低，难以满足对小幅度构造精准预测要求，表现为在下古生界气藏无法准确描述沟槽展布，造成水平井失利，影响钻井成功率；在上古生界气藏无法识别构造变化，造成钻穿储层，井眼轨迹复杂，有效砂岩钻遇率低。地震技术是能够直接提供井间信息的唯一技术，从经济方面来讲，对小幅度构造预测优势较大。三维地震古地貌学，是地震地层学解释与地震地貌学分析相互融合的学科，在古沟槽及次级分支沟槽预测方面成效显著［８］，是未来发展发展方向之一；高密度地震技术、井筒地震技术、井控保幅处理技术、四维地震技术在多目标体评价及薄储层定量反演方面优势明显，未来可实现识别３ｍ断层、１ｍ储层的目标［９］。
４．３ 水平井开发井网优化及提高采收率
４．３．１ 已投入开发区水平井加密部署技术
受限于开发时地质认识深度及开发技术，已投入开发的区块中，仍有较多剩余储量未动用，以苏里格气田为例，原有的井网密度为６００ｍ×１ ２００ｍ，优化后井网密度为６００ｍ×８００ｍ，采收率提高至３５％，仍然偏低。主要原因是平面上控制程度不够，仅在４０％左右。水平井在开发层段的采收率可达８０％，利用已开发区块井控程度高的优势，克服地震资料对井间储层多解性的难题，将井型转为水平井，采用非均匀三角形井网加密部署水平井，可动用平行四边形井网未动用的剩余储量，提高平面上的控制程度。部署的难点在
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于如何克服不规则井网条件下水平井产能预测，确定合理水平段方向和长度，避免出现层间及平面干扰。４．３．２ 多层系叠合区丛式井＋水平井提高采收率技术 对于多层系叠合区，如整体采用水平井开发，井间、层内及次产层的未动用储量将高度分散，后期开发难度更大。目前改造技术已具备纵向上一次打开所有产层的能力。在多层系叠合区，进行主力层开发潜力评价，建立评价指标和体系，划分主力层单层发育集中的一类区，主力发育但有隔层的二类区，主力层欠发育的三类区。利用丛式井作为骨架井，水平井为主动用一、二类区，丛式井动用三类区，可合理提高单井产量和采收率。４．３．３ 同一区块上、下古生界两套水平井井网提高采收率技术
在上、下古生界气藏均发育的区块，采用直井与丛式井组成的混合井网可实现立体开发，但井密度大，控制面积小，采出程度低，经济收益差。目前正在靖边气田开展同一区块上、下古生界两套水平井井网提高采收率技术试验。该技术主要利用三维地震成果，结合地质建模和数值模拟，一次性优化上、下古生界两套水平井网，并充分利用已建井场，部署丛式水平井组，兼顾天然气组分及安全风险，采取层次开发的原则，整体优化，依次动用，预计可提高采收率１５％，并节省大量地面投资。共用同一井筒进行分支型水平井一套井网立体开发投入及安全风险高，仍需加大研究力度。４．３．４ 骨架井＋鱼骨型水平井区块解剖技术
对于新投入开发的上古生界气藏，按照提交储量面积，按照不规则五边形，在顶点及中心部署６口骨架井，划分小型开发区域，利用ＸＲＭＩ成像测井技术，对每口井进行成像测井，依据解释的河流方向，绘制主河道展布图，和利用地震泊松比属性刻画的砂体分布图验证，进而利用顶点及中心点骨架井井场部署鱼骨型多分支水平井，主分支动用位于河道主体的储量，分支动用河道边部储量，重点是主支与分支间的夹角及间距优化，分支不受控于储层边界。该技术可克服储层非均质性强的矛盾，井数少、单井产能高、效益优。４．３．５ 阶梯水平井动用多层组储量技术
上古生界气藏一套开发层系内存在不同层组，均具有开采价值。利用阶梯水平井连续在这两个或多个层组中穿行一定长度，节约重复钻井的投资。因受限于渗流规律不清、钻采及改造工艺复杂、综合成本高等因素，未取得最佳开发效果，仍需进一步攻关。
４．４ 水平井改造技术攻关方向
４．４．１ 低渗透砂岩气藏缝网压裂可行性研究
体积压裂是低渗透气藏提高单井产量的重要途径。通过岩石矿物学、脆性特性和大型全三维水力压裂物理模拟，深化裂缝启裂及扩展机理研究，探讨低渗透砂岩气藏缝网压裂的可行性，为体积改造优化设计与评价实施效果提供依据。微地震技术已能够实时监测复杂裂缝变化形态，可为开展复杂裂缝监测提供技术支撑。４．４．２ 多分支水平井多段压裂技术
双分支及多分支水平井分段立体压裂改造技术，可大幅提高水平井单井对多层储量的立体动用程度。多分支钻完井技术、分段工具、立体分段改造工艺、同步改造工艺技术材料技术等方面仍不成熟，仍需攻关。４．４．３ 水平井重复压裂技术
受限于改造时的各种因素，水平井压裂效果不理想，内部缝网不完善，支撑剂未进入裂缝，储层受污染等因素，裂缝导流能力降低或失效，不仅初期产量不高，稳产能力也差。水平井重复压裂在一些地区已取得成功［１０］，该技术对气田稳产增产和提高采收率潜力巨大，可在低渗透气藏进行实践。
４．４．４ 低成本高性能压裂新材料研发
主要是研制速溶低损害压裂液及添加剂，包括低摩阻低损害滑溜水、微乳液、超低浓度瓜尔胶压裂液、可回收重复利用压裂液和长效低伤害压裂液体系；开发新型支撑剂材料，包括超低密度支撑剂、树脂包裹砂、短纤维材料等；通过新材料应用，降低对储层的损害，提高单井产量。
４．５ 降低开发成本新策略
４．５．１ 小井眼水平井钻井技术
２０１１年在苏里格气田小井眼钻井技术取得突破，钻井速度较之前大幅度提高，试验的３口井直井或定向井，接近目前常规井眼钻井速度，平均钻井周期１６．４４ｄ，最短１１．３３ｄ。下一步将在水平井上进行试验，如果取得突破将为降低开发成本、优化开发方式提供新途径。
４．５．２ 合理配产降低压敏效应影响
苏里格气田２８口老井生产动态表明：气井生产具有典型的“两段式”特征，初期产量高，压力下降快，稳产时间短；后期在低压低产条件下，具有一定的稳产能力。水平井配产高，因压敏效应引起的附加压力损失越大；配产低有利于合理利用地层能量，有效降低由压敏效应形成的附加压力损失，扩大压降作用范围，使低渗区动用更充分。采取“低配常稳”的技术策略，加强生产管理，可提高最终采收率，降低气井废弃压力及产量，实现高效开发。
４．５．３ 低产阶段数字化管理技术
水平井生产后期，随着气井压力下降，产量逐步降
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第３３卷第１期 开 发 工 程
低，携液能力变差，需不断优化和调整气井生产制度，实现气井正常生产。但气田面积广，井、站多，地理位置分散，传统的人工上井的作业和管理方式，费用高，已不适应生产需要。需大力发展基于现代通讯技术的气田数据采集传输和远程监控技术，实现数字化管理，降低开发成本。
４．５．４ 争取优惠政策
天然气价格是影响收益率的最敏感因素之一。鄂尔多斯盆地上古生界气藏中大部分属于低渗透致密气藏，水平井开发部分关键技术仍未突破，投入成本高，但优势明显，可显著减少建设用地和钻进过程中对环境的污染，安全效益、环境效益、社会效益大，要学习煤层气、页岩气产业在争取政策扶持方面的经验，抓住国家对高效开发非常规气藏重视和支持的时机，得到国家重大专项资金资助，提高技术水平。相比煤层气和页岩气而言，低渗透气藏的优势明显，储量基础可靠，物性更好，采出率高。目前煤层气补贴政策是由中央和地方政府共同补贴，是现行天然气气价的３０％；页岩气１ｍ３政府补贴０．４元，地方补贴政策自行确定；如果低渗透气藏能争取到优惠政策将显著提高收益率，推动技术进步的动力更大，可显著降低开发成本。
５ 结论
１）长庆气区全力推广水平井开发，提高单井产量效果明显，形成和配套５项特色技术，即储层预测及精细描述技术、水平井优化部署及设计技术、水平井地质导向技术、水平井快速钻井技术、水平井多段改造技术，推动低渗透气藏高效开发。
２）有效砂体单层展布范围小；气水关系复杂；储层敏感性强，压裂液易造成储层损害；水平井井型单一；钻井时效不高等是制约水平井开发的难点。
３）从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等５个方面１７项具体方向入手进行攻关，将有效降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。
４）低渗透气藏、致密气藏、页岩气等非常规气藏将大规模应用水平井开发技术。只有多学科联合攻关，才能破解影响水平井开发效果的瓶颈。
参 考 文 献
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［７］ＺＥＮＧ Ｈｏｎｇｌｉｕ，ＨＥＮＴＺ Ｔｕｃｋｅｒ Ｆ．Ｈｉｇｈ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｓｅ－ｑｕｅｎｃｅ ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｙ ｆｒｏｍ ｓｅｉｓｍｉｃ ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙ：Ａｐｐｌｉｅｄｔｏ Ｍｉｏｃｅｎｅ，Ｖｅｒｍｉｌｉｏｎ Ｂｌｏｃｋ ５０，Ｔｉｇｅｒ Ｓｈｏａｌ ａｒｅａ，ｏｆｆｓｈｏｒｅＬｏｕｉｓｉａｎａ［Ｊ］．ＡＡＰＧ Ｂｕｌｌｅｔｉｎ，２００４，８８（２）：１５３－１７４．［８］张宏，董宁，郑浚茂，等．鄂尔多斯盆地东部奥陶系古沟槽三维地震识别方法［Ｊ］．石油学报，２０１０，３１（３）：４１５－４１９．
ＺＨＡＮＧ Ｈｏｎｇ，ＤＯＮＧ Ｎｉｎｇ，ＺＨＥＮＧ Ｊｕｎｍａｏ．３Ｄｓｅｉｓｍｉｃｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ｆｏｒ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｅｒｏｓｉｏｎ ｆｌｕｔｅｓ ｉｎ ｔｈｅｅａｓｔｅｒｎ Ｏｒｄｏｓ Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ａｃｔａ Ｐｅｔｒｏｌｅｉ Ｓｉｎｉｃａ，２０１０，３１（３）：４１５－４１９．
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ＹＡＮ Ｌｅｉ，ＬＩＵ Ｌｉｈｏｎｇ，ＬＩ Ｙｏｎｇｍｉｎｇ．Ｒｅｐｅａｔｅｄ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌｓ ｓｕｃｃｅｅｄ ｉｎ Ｂａｋｋｅｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｆｏｒｅｉｇｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，２０１０，２６（１２）：２１－２５．
（修改回稿日期 ２０１２－１１－０２ 编辑 韩晓渝）
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