蘇里格低滲透氣田開發技術最新進展

摘 要

摘要：蘇里格氣田發現于2000年，2010年天然氣產量達到105×108m3，生產能力達到135×1012m3/a，是我國目前儲量和產量最大的整裝氣田。該氣田儲層物性差，非均質性強，氣井壓
摘要：蘇里格氣田發現于2000年，2010年天然氣產量達到105×108m3，生產能力達到135×1012m3/a，是我國目前儲量和產量最大的整裝氣田。該氣田儲層物性差，非均質性強，氣井壓力下降快、單井采出量小，常規技術難以實現高效開發。面對該氣田的開發難題，以生產試驗區為載體進行了針對低滲透氣田高效開發技術的攻關，形成了12項開發配套技術。最近兩年在精細氣藏地質描述技術、叢式井和水平井開發技術、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的方法，為今后蘇里格氣田年產230×1012m3/a開發目標和持續發展提供了技術保障。
關鍵詞：蘇里格氣田；低滲透氣藏；高效開發；氣藏描述；叢式井；儲集層；改造；最新進展
1 地質概況
蘇里格氣田行政區屬內蒙古自治區鄂爾多斯市和陜西省榆林市所轄。北起內蒙古鄂托克旗，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為由北東向南西方向傾斜的單斜，晚古生代總體表現為海退式沉積，陸上沖積平原與三角洲沉積逐漸發育；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育，自下而上陸相沉積不斷增強，大陸環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性，導致有效砂體連續性和連通性差，單井控制儲量低，單井產能低，壓力下降快，是最為復雜的氣田之一，常規技術難以實現高效開發，目前沒有成功的開發經驗可以借鑒。面對該氣田的開發難題，對開發配套技術進行了持續攻關和創新，以生產試驗區為載體進行關鍵技術的開發，從而使氣田開發水平持續提升，開發建設指標得到明顯改善。
2.1 精細氣藏地質描述技術
    精細氣藏地質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、砂體的幾何形態和規模、儲層參數的分布和非均質性，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模型，為氣藏數值模擬、合理選擇開發方案、實現蘇里格氣田高效開發提供充分可靠的地質依據。
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，可有效地提高區域地層對比精度，從而為盆地分析、油氣地質演化歷史解釋，以及有效儲集砂體的展布規律和有利區塊預測等精細地質研究提供可靠的地質依據。
    在對蘇里格地區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
    蘇里格地區二疊系儲層的發育程度、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下亞段辮狀河轉變為盒8上亞段曲流河沉積。依據沉積微相的詳細研究和劃分，將蘇里格地區盒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)。

    蘇里格地區儲層成因類型的精細刻畫，完善了蘇里格地區的儲層研究，為儲層構型研究和地質建模奠定了基礎。
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，而點壩內部的側積體、側積面等則相當于單一微相的內部單元。構型研究比傳統的沉積微相研究更為精細，目前我國油氣田生產部門對儲層研究多限于單一微相級別，對單一微相內部的結構單元研究很少，然而，這些微相內部的構型單元對油氣層內部剩余油氣分布及開發效果具有十分重要的控制作用。在蘇里格氣田高效開發過程中，開展高效開發先導試驗區的儲層構型研究，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
   對儲層參數建模而言，傳統的建模途徑主要為“一步建模”，即直接根據各井儲層參數進行井間插值或模擬，建立儲層參數三維分布模型。但這種方法對蘇里格氣田河流相強非均質性儲層來說，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，然后根據不同沉積相的儲層參數分布規律，分相進行井間插值或隨機模擬，建立儲層參數分布模型。這種多步隨機模擬方法不僅與研究的地質現象吻合，而且避免大多數連續變量模型對平穩性的嚴格要求[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性的特點，在高效開發過程中，相控儲層建模取得了較好的效果(圖4)，為氣田開發提供了可靠的地質模型。
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育的背景下有效砂體的連續性和連通性很差，有效砂體具有很強的非均質性，造成單井控制儲量低，在動態上表現為壓力下降快，恢復緩慢，穩產能力差。要想提高單井產量，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，進行蘇里格地區有效砂體研究，并取得了豐碩的成果，為水平井開發部署提供了地質依據。
    在建立蘇里格高效開發區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和應用，對有效儲層的成因類型、規模大小、連通性、非均質性等氣藏基本地質條件進行了準確地刻畫，是實現蘇里格低滲透氣田高效開發的基礎。
2.2 叢式井、水平井開發技術
    自2008年以來，蘇里格氣田叢式井、水平井技術助推開發方式不斷轉變，采用“富集區整體部署，評價區隨鉆部署”的思路，實現叢式井井位優化部署。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類井比例穩定在80%以上，效果顯著[4]。
    叢式井鉆井技術開展了平臺井數優化、井身剖面優化、優選PDC鉆頭、優化鉆具組合等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。
    在水平井井位優選時，充分利用地震預測與地質研究成果，突出“深化儲層內部結構分析、細化不同期次單砂體描述”，優化水平井靶點設計。
    在蘇53-4水平井整體開發區，取得重要進展。2010年確定蘇53-4井區作為水平井規模開發先導試驗區。部署水平井20口(圖5)，建成產能4×108m3。開鉆20口，完鉆19口，壓裂投產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52口井，平均無阻流量為62.4×104m3/a。目前投產井平均日產氣量為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工藝體系，實現了直井4層連續分壓。2001—2005年進行適度規模、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的水力噴射分段壓裂工具，實現了由壓裂改造1段到10段的突破。裸眼封隔器分段壓裂改造工具國產化試驗取得突破，可實現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口井現場試驗，其中3段改造3口井，平均無阻流量為10.1×104m3/d，產量為2.5×104m3/d。4～5段改造28口，產量為9.2×104m3/d。與直井相比，增產3～10倍(圖6)。

    為進一步提高直井、叢式井改造層數，探索提高單井產量的新途徑，蘇里格氣田重點引進了兩項多層連續分壓新工藝：TAP套管滑套完井分層壓裂技術和CobraMax連續油管分層壓裂技術。前者已在桃2-9-2井試驗，壓裂3段，加砂88.5m3，壓裂后日產氣2.23×104m3，試驗效果良好。
3 結束語
    蘇里格氣田開發立足于低滲透、低壓、低豐度的地質條件，持續創新，深化管理，突出規模開發、技術開發、效益開發。精細氣藏地質描述、叢式井和水平井開發技術、儲層改造等關鍵技術取得重大突破，開發方式實現了從直井開發到“水平井、叢式井開發并重”的轉變，氣田開發水平持續提升。2010年產天然氣產量達到105×108m3，生產能力達到135×108m3，成為我國儲量和產量最大的整裝氣田。目前，正以實現蘇里格氣田年產230×108m3為發展目標，繼續加大技術攻關，努力實現蘇里格低滲透氣田的高效開發。
參考文獻
[1] 侯中健，陳洪德，田景春，等.蘇里格氣田盒8段高分辨率層序結構特征[J].成都理工大學學報：自然科學版，2004，31(1)：46-52.
[2] 尹志軍，余興云，魯國永.蘇里格氣田蘇6井區塊盒8段8沉積相研究[J].天然氣工業，2006，26(3)：26-27.
[3] 薛培華.河流點壩相儲集層模式概論[M].北京：石油工業出版社，1991：55-63.
[4] 冉新權，何光懷.關鍵技術突破，集成技術創新，實現蘇里格氣田規模有效開發[J].天然氣工業，2007，27(12)：1-5.
 
(本文作者：冉新權 中國石油長慶油田公司)