水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

水平井技术在苏里格气田苏

53区块的应用

任　茵

(长城钻探工程有限公司地质研究院,辽宁盘锦　124010)

摘　要:为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5～10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。

关键词:低渗气藏;水平井整体部署;水平井;配套技术

中图分类号:T E243.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)15—0099—03 苏里格气田主要目的层段为二叠系石盒子组的盒8和山西组的山1段,为处于潮湿沼泽背景下距物源有一定距离的砂质辫状河沉积体系,砂体的发育规模和几何形态受河道的宽度控制。2005年苏里格气田进入规模开发阶段,加强了以提高单井产量为目标的水平井新技术研究。针对苏里格气田单井高成本、低产能的特征,开展了水平井提高单井产量配套技术研究与现场试验,历经了水平井技术进步的四个阶段:利用水平井提高单井自然产能试验阶段;应用压裂新工艺,提高水平井产量试验阶段;降本增效、提高单井经济效益试验阶段;利用水平井代替直井,整体部署试验阶段,形成了多项利用水平井开采苏里格低渗气藏的配套技术,为水平井技术在苏里格气田的规模化推广应用提供了科学依据。1　水平井优化设计

1.1

　水平井整体部署研究

图1　苏里格气田苏53-4井区井位部署图

水平井部署过程中,重点分析储层平面与纵向展布状况同时兼顾有关工艺技术。针对苏53区块优选构造平缓,地震上含气响应好,地质认识程度高,

砂体及有效储层平面分布稳定且纵向上发育集中,结合直井试采效果,筛选出含气富集区苏53-4井区作为水平井整体部署区域,整体部署水平井122口(图1)。

1.2　层位的优选

苏53区块盒8段有效气层集中发育在4、5、6小层,砂体纵向上相互叠置,横向上复合连片,达到10～28m,单井钻遇砂体厚度平均为17m,且内部夹层不发育且小于2m 。根据目前压裂工艺,纵向上可压开30m 高采。53区块在层位选择方面与以往水平井以单一层位为目的层不同,以一套砂岩组为目的层,将一个以上的在静态上互相分割的多个储集体连接起来,增加薄层、低渗透储层的供气面积,提高单井控制储量。

1.3　水平井参数优化设计

1.3.1　水平段方位

水平段方位对水平井开发效果影响较大,水平井井底压力均衡,气层才能得到均衡动用。水平井轨迹方向设计主要考虑砂体展布方向,参照区块主应力方向,设计水平段方位与主应力方向相匹配,同时考虑河流相沉积特点及砂体展布等因素,以控制最大的地质储量,设计水平井的方位与地层主应力垂直。此外水平井轨迹还应结合原方案中的井网井距。1.3.2　水平井长度

设计水平井段应重点考虑气层厚度、所控制的经济合理的地质储量及产能需求等因素。采用数值模拟方法对不同水平井段长度和累产气进行数值模拟得到的水平段长度与方案累积产气量之间的关系曲线如表1、图2所示。结果表明:气井产能随水平段

长度的增加而增大,但当水平段长度超过1000m 之

后,其增长速度明显放缓,再增大水平段长度对气井产能影响不大。同时长度设计还要结合区块砂体及气层发育特点,综合经济、目前现有二维地震资料、原方案井网井距及工程技术因素,确定水平段合理

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　2012年第15期 内蒙古石油化工

收稿日期55

作者简介任茵(5),助理工程师,年毕业于中国石油大学(华东),工作于长城钻探工程有限公司地质研究

院,现从事油气田开发工作。

:2012-0-2:198-2008

长度为1000m 。

表1

水平段长度与累积产气量关系表

水平段长度(m )累积产气量(×108m 3)1年2年3年4年5年6年7年8年最终3000.250.370.450.520.580.620.660.700.864000.290.420.510.580.630.680.720.750.925000.350.490.590.660.720.760.800.840.996000.380.540.640.710.770.820.860.89 1.047000.420.600.710.780.840.890.930.96 1.098000.440.660.770.850.910.950.99 1.02 1.149000.440.680.810.890.940.99 1.02 1.05 1.1710000.440.710.840.920.98 1.02 1.06 1.08 1.191100

0.44

0.73

0.86

0.94

1.00

1.04

1.07

1.10

1.

20

图2　水平段长度与累积产气量关系曲线图

1.3.3　水平井纵向位置

对水平气井而言,由于不存在重力泻油作用,且人工裂缝起到了很好的沟通储层垂向砂体的作用,使得水平段处在储层中不同垂向位置时对其累积产气量影响很小,总的来说水平段位于储层中部时累积产气量最高,压裂后能够提高上下储层的动用程度。

1.3.4　水平井平面距离

表2　不同井距条件下水平井单井累产气量与生产时间关系表

生产时间

(a )

累积产气量(×108m 3)

300m 400m 500m 600m 800m 10.190.210.240.280.2840.360.410.510.530.5480.460.530.680.700.70120.530.630.800.820.83160.580.690.900.910.9220

0.62

0.75

0.97

0.98

0.99

利用数值模拟方法,设计了五套井距模拟方案(表),从单井累积产气量与时间关系曲线(图3)的模拟结果可以看出,当井距小于5时,单井采气受井间干扰影响较严重,压力下降较快,产量降低,当井距大于5后,几乎没有受周边井影响,单井累积产气量增加幅度不大,表现出本区单井控制面

积存在最佳值。

图3　水平井单井累产气量与时间关系曲线

2　水平井配套工艺技术

2.1　水平井现场随钻地质导向技术

针对苏53区块储层变化大,在室内开展精细的地质研究,建立地质模型。在实施现场,依据岩屑、钻时、气测、随钻GR 等变化参数,结合邻井地质情况对入靶点位置,地层厚度与倾角构造幅度变化等组合进行分析判断,及时修正地质模型,进行水平段地质导向及轨迹调整,保证气层钻遇率,为气井投产后取得较好开发效果提供保障[3]。2.2　低压、低渗层安全快速钻井技术

2.2.1　井身结构及完井程序技术优化

经过近几年水平井钻井实践及2009年改造试验,井身结构优化为:273.1mm 表套+177.8mm 技套+114.3mm 套管不固井或者152.4mm 裸

眼完井。悬挂器悬挂于技术套管井斜角30°～40°的井深处。水平井井身结构优化有效的提高了钻井速率,在苏53区块钻井周期由原来的75天缩短到35天,降低了钻井成本,为下步在苏里格气田广泛推广水平井奠定了基础。

2.2.2　P DC 钻头优化

针对地层岩性、粒度和粒径个性化设计P DC 钻头。设计的P DC 钻头采用刮刀形式翼状结构,倾斜螺旋状布翼和布齿,在设计结构上充分考虑所能承受的冲击载荷并使其能适应不同硬度的非均质地层。通过进行斜井段P DC 钻头个性化设计以及试验,水平井提速效果及钻头使用寿命显著提高,效果显著[4]。

2.2.3　钻井液体系优化

苏里格地区地层复杂,通过采用合理的钻井液体系:二开采用低固相聚合物有机硅聚合醇防塌钻井液体系,三开采用低固相聚合物防塌完井液体系[5],并根据井下实际情况及时调整钻井液性能,有效地维护了井壁的稳定,解决水平井施工时间长、裸眼井段长、井壁不规则和石盒子组井段易掉块、易坍塌等问题[1]。

3　低压、低渗气藏压裂改造技术

结合苏里格气田苏53区块地质特点,采用裸眼封隔器分段压裂新工艺,将压裂封隔器和完井管柱一体下入,逐级投球控制各级滑套打开,实现了一次连续分压多段。该压裂方式能够使储层产能最大化,

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