致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.11.021

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

王华^,¹^,², 崔越华¹^,², 刘雪玲¹^,², 强阵阵³, 王世成⁴

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安 710018

2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018

3.中国石油长庆油田公司第二采油厂，甘肃庆城 745199

4.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司研究院长庆分院，陕西西安 710018

Multi-layer horizontal wells development for tight sandstone gas reservoir： Case study of tight gas reservoir model zone in Ordos Basin

WANG Hua^,¹^,², CUI Yue-hua¹^,², LIU Xue-ling¹^,², QIANG Zhen-zhen³, WANG Shi-cheng⁴

1.Exploration and Development Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China

2.National Engineering Laboratory of Low⁃Permeability Oil & Gas Exploration and Development，Xi'an 710018，China

3.The second Oil Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingcheng 745199，China

4.CNPC Changqing Branch of BGP Inc. ，Xi'an 710018，China

收稿日期: 2020-10-14 修回日期: 2020-11-22 网络出版日期: 2021-02-02

基金资助:

国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”. 2016ZX05050

Received: 2020-10-14 Revised: 2020-11-22 Online: 2021-02-02

作者简介 About authors

王华（1969-），男，宁夏永宁人，高级工程师，主要从事天然气开发地质及水平井开发等研究.E-mail:wh3_cq@petrochina.com.cn. , E-mail：wh3_cq@petrochina.com.cn

摘要

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛，但储层非均质性强，单井产量低，有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度，探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式，以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究，提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先，针对致密储层特征，通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价；其次，优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区，整体部署盒8段、山1段2套水平井井网，进行多层系立体水平井开发；第三，应用地质—地震综合水平井地质导向技术，有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系，完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上，试气平均无阻流量达到87.3×10⁴m³/d，实现了致密气藏的高效开发。

关键词： 鄂尔多斯盆地 ; 致密气 ; 多层系 ; 水平井 ; 地质建模 ; 三维地震 ; 气层钻遇率

Abstract

There are more tight gas sandstone reservoirs in China. However， tight gas reservoirs are characterized by strong heterogeneous， low well productivity and it’s difficult to develop efficiently. Tight gas reservoir model zone in Ordos Basin with He 8 and Shan 1 multi-layer is studied as an example for enhancing well productivity， improving reserves producing degree and exploring efficient development model. Multi-layer horizontal wells development technologies are proposed. Firstly， feature of every layer is characterized finely and sweet point evaluation is done by 3D geologic and seismic model； Secondly， He 8 and Shan 1 layers are nominated and laid out in model zone for horizontal well development by formation optimized. Thirdly， length of gas-bearing sand to horizontal section ratio increased efficiently via geo-seismic steering. Length of gas-bearing sand to horizontal section ratio is 10% higher compared to adjacent field. The average AOF of horizontal wells is 0.873 million cube meters per day based on these technologies. Efficient development of tight gas reservoir is achieved.

Keywords： Ordos Basin ; Tight gas reservoir ; Multi-layer ; Horizontal well ; Geological modeling ; 3D seismic ; Gas-bearing sand drilling rate

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本文引用格式

王华, 崔越华, 刘雪玲, 强阵阵, 王世成. 致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例. 天然气地球科学[J], 2021, 32(4): 472-480 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.11.021

WANG Hua, CUI Yue-hua, LIU Xue-ling, QIANG Zhen-zhen, WANG Shi-cheng. Multi-layer horizontal wells development for tight sandstone gas reservoir： Case study of tight gas reservoir model zone in Ordos Basin. Natural Gas Geoscience[J], 2021, 32(4): 472-480 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.11.021

0 引言

鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量达12.61×10¹²m³，是中国石油长庆油田公司二次加快发展中天然气上产和稳产的重要资源基础。苏里格气田是鄂尔多斯盆地典型的致密砂岩气藏，也是具有世界级开发难题的低渗、低压、低丰度的“三低”致密气藏^［1］。苏里格气田的水平井开发技术攻关始于2001年，先后经历了开发评价、规模上产、阶段稳产3个阶段^［2-3］。通过近20年的持续攻关，逐渐形成了以致密砂岩气藏储层精细描述技术为基础的开发有利区“甜点”预测、差异化水平井部署、精细化地质导向等系列水平井开发配套技术，有效提升了苏里格气田的开发效果。勘探开发实践证明，水平井开发是页岩气藏和致密砂岩气藏提高单井产量及采收率的重要手段^［4］。

苏里格气田目前全面进入持续稳产阶段，面临着气井递减率大、低产井日益增多、主力优质储层开发殆尽等问题，稳产形势严峻。针对这些开发技术难点，长庆油田公司2019年在鄂尔多斯盆地苏里格气田苏东南区开辟致密气示范区，旨在进一步提高致密气单井产量，拓宽致密砂岩气有效开发技术下限。经过技术攻关，基于致密气示范区呈多层系含气特征，探索提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先，通过三维地质建模和地震资料开展砂体精细刻画，优选主力开发层系；其次，筛选水平井部署有利区，部署多层系水平井；第三，利用地质地震一体化水平井地质导向技术提高水平井钻遇率。通过该模式可以对致密砂岩气藏实现多层系立体水平井开发，拓展开发新层系，有力保障了该类气田的持续高效稳产。本文将逐一对三维地质建模和地震资料相结合的砂体精细刻画技术、多层系立体水平井优化部署技术和地质地震一体化水平井地质导向技术进行介绍。

1 气藏地质特征

致密气示范区位于苏里格气田苏东南区东部，区块面积超过580 km²，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部（图1）。主要发育二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段2套主力含气层系^［5］。据前人研究成果，该区盒8段沉积期属于辫状河三角洲沉积^［6］，主要发育分流河道、分流间湾及泛滥平原等微相，局部发育心滩、河口坝微相。砂体普遍呈现多期叠置、横向上复合连片的特征，河道分叉、交汇频繁，砂体厚度为8~27 m，有效砂体厚度为5~15 m。山1段沉积期以曲流河沉积砂体为主，河道与间湾沼泽相间分布，砂体呈南北向分布，砂体厚度为5~20 m，有效砂体厚度为3~8 m^［7-8］。

图1

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图1 致密气示范区构造位置

Fig.1 The structural location of the tight gas demonstration area

盒8段和山1段气藏砂体普遍具有多期叠置的典型特征，纵向上不同期次单砂体之间接触方式主要为多边式、多层式和孤立式3种类型，经过不同期次河道沉积砂体的垂向与侧向的切割叠置和频繁迁移，致密气示范区盒8段和山1段气层内部主要形成了孤立型、切割叠置型、横向局部连通型和堆积叠置型复合砂体，储层砂体构型的多样性和复杂性给水平井开发带来了很大困难^［9-12］。

2 三维地质建模和地震资料相结合的砂体精细刻画技术

由于致密气示范区河流相砂体变化快、空间展布复杂，建模过程中应尽可能将地质、地震资料作为约束条件加入三维地质模型，以充分提高井间砂体预测的精度，进而增强三维地质模型的可靠性。以地震储层预测为基础，应用储层构型分级理论，精细解剖砂体，建立更加完善的地质知识库，在此基础上建立三维地质模型，对砂体进行定量化表征。

充分利用致密气示范区三维地震资料开展了三维地震目标处理与解释，有效提高了储层预测精度。针对盒8段、山1段储层预测，首先准确标定储层的位置，在岩石物理分析的基础上，应用正演模型分析确定储层或气层的地震响应特征，根据储层或气层发育的地震响应特征定性预测砂体发育区，进一步采用叠前深度偏移处理，使地震反射波精准归位，提高小幅度构造成像的准确性。同时，不断加入新完钻井资料，采用多轮迭代的高精度叠前统计反演，在钻井地质分层和解释层位的联合约束下，确保建立高精度的速度场，实现了三维地震时间域准确向深度域转换，最终建立主要目的层段更为可靠的深度域三维地质—地震模型，精细刻画了盒8段、山1段各小层微幅度构造、储层空间形态及砂体规模^［13］（图2）。

图2

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图2 叠前反演剖面显示砂体空间展布特征

Fig.2 Spatial distribution characteristics of sand body revealed by pre-stack inversion section in depth domain

在示范区三维地震储层预测的基础上，结合野外露头观测、密井网砂体解剖对沉积相、砂体规模和叠置关系等方面的地质研究成果，进一步分析已完钻水平井水平段砂泥岩组构特征，细化描述泥质充填河道、废弃河道、落淤层等发育规模，以完善河流相沉积地质知识库。采用地质知识库多级约束，井间利用三维地震资料储层预测的成果，按照“确定与随机结合、分级相控、地震数据体约束”的技术思路，建立致密气示范区高精度三维地质模型，精细刻画砂体空间展布，指导水平井开发有利区优选及井位部署（图3）。

图3

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图3 致密气示范区G1井组三维地质模型

Fig.3 3D geological model of G1 well group in tight gas demonstration area

3 多层系立体水平井优化部署技术

针对致密气示范区多层系气藏发育特征，首先基于多学科理论方法开展了高精度地层精细对比，应用地质统计学方法对研究区气层实际钻遇情况进行多参数分析，对纵向上不同小层的气层厚度、钻遇率等进行多角度对比，明确了水平井开发主力层系。依据气藏静态、动态及经济效益等研究分析，提出了致密气示范区水平井开发有利目标层优选地质条件，综合开展了层系优选。在层系优选的基础上，系统考虑地质、动态、经济指标等多因素论证水平井合理开发井网，确定了合理化的水平段方位及长度，确保充分提高多层系气藏储量动用程度。同时，开发过程中注重地质与地面紧密结合，全面推行大井组部署方式，坚持纵向多层系立体开发、优化实施顺序的思路，采用一次井网规模化整体部署，降低开发成本、节约土地资源，保证了多层系致密气藏开发效果。

3.1　层系优选

研究表明，致密气示范区上古生界纵向多层系含气特征明显，盒8段、山1段气藏是致密气示范区的开发主力层系，其中，盒8段储层钻遇率为90.6%，平均气层厚度为7.8 m，山1段储层钻遇率为82.5%，平均气层厚度为4.5 m。以沉积学、层序地层学等理论方法为指导，实现了盒8段、山1段地层高精度等时划分与对比，将盒8段、山1段气藏自下而上细分为7个小层，其中，盒8_下²小层和山₁¹小层属于研究区的优势储层，盒8_下²小层有效储层钻遇率达到68.5%，山₁¹小层有效储层钻遇率为54.3%（图4）。同时，开展了不同气藏储层静态参数、生产动态及效益指标等相关性研究，提出了以储层物性、储量丰度、储量集中度为核心参数的水平井开发有利目标层优选地质条件，优选盒8_下²小层和山₁¹小层为致密气示范区水平井开发的主要目标层位。

图4

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图4 致密气示范区各小层有效储层钻遇情况

Fig.4 Ratio and thickness of gas-bearing sand to each layers in tight gas demonstration area

3.2　水平井部署与设计

致密气示范区以提高盒8段、山1段叠合区储量动用程度和开发效果为目标，通过叠合区合理井网论证、有利开发目标优选等研究，探索形成了叠合区立体高效开发部署与设计模式。致密气示范区W53-51井区纵向上发育盒8_下段和山1段2套主力层系，2套气层中间泥岩隔夹层平均厚度大于10 m，且目前压裂技术无法有效突破^［14］。因此，需要在叠合区分层部署2套水平井网来实现示范区致密气藏的有效开发（图5）。

图5

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图5 致密气示范区多层系水平井部署示意

Fig.5 Deployment diagram of multi-layer horizontal wells in tight gas demonstration area

基于动静态联合研究，优选了不同小层水平井部署有利区。通过建立单层试气产量与有效储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度的关系表明，有效储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、储能系数与试气产量具有正相关关系，是影响气井产量的主控因素^［15］。在此基础上结合储层微观孔隙结构特征研究及气藏动态生产特征分析，进行储层综合评价，分别建立盒8_下段和山1段有利区优选标准（表1），预测盒8_下段和山1段有利区的分布。在落实盒8_下段和山1段含气有利区带基础上，同时分析盒8_下段和山1段有利区空间叠置耦合关系，进行2套层系叠合有利区的优选，并在叠合有利区部署双层水平井（图6）。

表1 致密气示范区盒8_下段、山1段气藏有利区优选标准

Table 1 Optimization criteria for favorable areas of lower He8 and Shan1 members gas reservoirs in tight gas demonstration area

参数

气藏

砂层厚度/m

气层厚度/m

孔隙度/%

渗透率

/（10^-3 μm²）

含气饱和度/%

地层系数

/（10^-3 μm²）

储能系数/m

有利沉

积微相

盒8_下段

>15

>10

>0.8

>65

>0.25

心滩、分流河道

山1段

>10

>0.5

>67

>0.25

河道

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图6

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图6 示范区W53-51井区盒8_下段、山1段水平井部署

Fig.6 Horizontal well deployment of lower He8 and Shan1 members in W53-51 well area in demonstration area

为有效提高致密气示范区储量动用程度，针对研究区储层地质特征，通过砂体解剖与干扰试验、经济极限井网密度法、数值模拟方法等确定了研究区的合理井网设计参数，确定的合理井排距600 m×800 m、水平段长度1 200~1 500 m、方位0°或180°^［16］。

为保证水平井开发效果，根据砂体规模及叠置特征，综合考虑地质、工程、经济等因素，形成了水平井大丛式井组部署、差异化设计技术，实现部署设计与地质条件达到最优匹配，同时也大大节约了井场土地的征用。单个井组平均辖井9口（其中水平井6口），大丛式立体水平井组的部署可有效节约土地30%，单井钻井周期缩短20%~40%，单井综合成本控制在2 000万元左右。

综合应用地震、地质、钻井等多专业研究成果，在优选的致密气示范区盒8_下段和山1段叠合有利区进行大丛式立体水平井组整体部署和差异化设计，2019年致密气示范区盒8段、山1段气藏共部署21个水平井组（157口水平井）（图7）。

图7

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图7 示范区多层系水平井整体部署

Fig.7 Overall deployment of multi-layer horizontal wells in tight gas demonstration area

4 地质地震一体化水平井地质导向技术

常规的致密气藏水平井地质导向基本为单一化的二维地质剖面模型导向，水平井地质导向过程相对简单，主要是利用水平井的井口和末端控制井进行多点岩性、厚度、随钻伽马等综合对比，及时预测沿水平段方向的储层变化，进而指导水平井准确入靶和水平段随钻调整。由于常规方法只考虑了单一剖面上的储层特征，同时部分水平井距离控制井比较远或无有效控制井，导致该地质导向方法具有一定程度的局限性和较大的不确定性。气藏地质条件分析表明，致密气示范区相比苏里格气田其他区块，储层非均质性更强，砂体横向变化更快，单砂体规模更小，对水平井地质导向提出了更高的要求。因此，必须强化多学科联合研究，综合应用沉积地质、三维地质建模、三维地震预测等研究认识，系统开展地质—地震三维一体化建模，精细预测储层空间展布，在水平井钻井实施过程中制定最优化导向预案，实时跟踪随钻录测动态，更及时、更精准地开展水平井地质导向，精细控制水平段实钻轨迹，切实有效提高水平井储层钻遇率。

4.1　地质建模导向技术

开发实践表明，三维地质建模可以刻画沿水平段方向储层砂体和构造的三维空间展布特征，并综合预判待钻储层岩性边界和物性边界^［17］，及时指导水平井进行随钻调整。但由于三维地质建模是基于沉积经验认识下的数学算法，其储层预测结果与地下目标地质体仍存在一定的误差。三维地质建模虽然更接近于井点附近的储层发育情况，但在井间储层垂向变化情况，水平段地质导向预判和指导性方面还存在一定的局限性和不足^［17-18］。因此，这就需要引入三维地质—地震综合导向技术，通过井点地质建模、井间地震储层预测建模，综合开展地质—地震一体化建模，强化井间储层展布特征预测，进一步提高储层预测精度，从而提高水平井导向的精准度和水平井气层钻遇率。

4.2　地质—地震综合导向技术

地质—地震预测导向技术是在传统地质建模导向基础上引入三维地震井间储层预测，综合指导水平井实时调整。该技术的优势在于井间介质预测是三维地震连续反射数据，也是地下地层信息的真实反映^［19］。现场三维地震预测导向主要是利用控制井测井资料，结合三维地震资料先对靶点位置进行预测，指导优化水平段轨迹设计。在水平井入靶跟踪过程中利用随钻测井、录井资料，依据三维地震资料实时对靶点提前或滞后作出提前预警，并及时调整靶点，确保一次性成功入靶。同时在水平段实施过程中，实时加载随钻测井、录井资料，不断更新三维地震沿水平段方向的储层岩性及构造变化预测结果，及时调整水平段轨迹。当钻遇泥岩及小幅度构造发生变化时，三维地震导向及时根据实钻资料进行模型校正，及时给出最优化的轨迹调整方案，使钻头尽快回归储层，最大限度地提高储层钻遇率。

靖72-55H1水平井所在靖72-57井组储层预测结果表明，该区域盒8_下段和山1段砂体厚度大，块状厚层砂体发育、含气性好，最适合实施水平井开发。该区域整体部署水平井6口，靖72-55H1水平井设计目的层为盒8_下²小层，在入靶过程中，根据上覆石千峰组底界砂岩、盒8段顶部泥岩等标志层岩电特征，考虑地层厚度变化、构造继承性，按照实钻井底与目的层垂向深度距离确定多个重要调整节点，实时根据随钻录井资料，进行岩性对比，不断调整井斜角度和校正深度，在距离盒8_下²目的层砂体顶部垂深3 m处调整井斜到83°左右，在井深3 328 m随钻伽马由100~130 API突变为70 API左右，气测全烃由0.1%~0.2%升高到10%~30%，钻时由13 min/m降低到5.1 min/m，岩屑描述为灰白色含气细砂岩，综合判断已经进入盒8_下²目的层，于是快速增加井斜到89.5°，该井在盒8_下²小层砂岩段顺利入靶。随后水平段保持井斜90°追踪含气砂岩，在连续钻遇20 m含气砂岩后，自然伽马变为130 API，气测全烃为0.1%~0.5%，钻时10 min/m左右，判断钻遇到了灰色泥岩。按照入靶时的小层精细对比结果，入靶点砂岩厚度为2.3 m，认为钻头目前位于目的层砂体的顶部，于是按井斜89.5°下探含气砂体，垂深下降1 m后（井深3 522 m）又钻遇含气砂岩，自然伽马为60 API，气测全烃为10%~20%，钻时为3~5 min/m，岩性为灰白色含气细砂岩，保持井斜90°连续钻遇236 m含气砂岩后，在井深3 758 m处，自然伽马升至90~110 API，气测全烃小于0.1%，钻时为25~40 min/m，综合岩屑描述认为又钻遇深灰色泥岩。将实钻轨迹及随钻伽马等数据加载到三维地震模型中进行动态修正，分析表明，从3 758 m后沿水平段方向为连续发育的厚层泥岩，预测盒8_下²目的层砂体已经尖灭，同时位于水平段方向上部（垂深约7 m）盒8_下¹小层发育较好含气砂岩。于是按照三维地震预测结果，该井以91°~92°井斜快速増斜追踪上部储层。结果在垂深上升6.3 m后自然伽马降至40~60 API，气测全烃升高为20%，钻时降为2.5 min/m，表明该井又钻遇盒8_下¹小层灰白色含气细砂岩（图8）。靖72-55H1井完钻水平段长1 161 m，有效含气砂岩长764 m，气层钻遇率为65.8%，试气无阻流量为118×10⁴m³/d。该井的成功实施证实了三维地质—地震综合建模对复合砂体的空间位置预测和水平井导向具有一定的可靠性。

图8

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图8 靖72-55H1井地质—地震导向模式

Fig.8 Geological and seismic steering model of Well Jing72-55H1

2019年，通过在致密气示范区全面推广应用地质—地震综合导向技术，当年共完钻水平井78口（其中盒8段气藏水平井57口，山1段气藏水平井21口），平均水平段长1 430 m，平均砂岩钻遇率为86.2%，平均气层钻遇率为70.2%，水平井气层钻遇率较苏里格气田相邻区块历年水平提高了10%以上。完试44口多层系水平井平均无阻流量87.3×10⁴ m³/d，高效建成了10×10⁸ m³致密气开发示范区。

5 结论与认识

（1）以地震储层预测为基础，结合沉积相、砂体规模和叠置关系等方面的地质研究成果，完善了河流相沉积地质知识库，依据三维地震储层预测成果，按照“确定与随机结合、分级相控、地震数据体约束”的技术思路，综合建立了示范区高精度三维地质模型，精细刻画砂体空间展布。

（2）通过开展气藏储层静态参数、生产动态及效益指标等相关性研究和各小层气层厚度、钻遇率等对比分析，明确了水平井开发主力层系和有利目标层优选地质条件，综合优选盒8_下²小层和山₁¹小层为示范区水平井开发的主要目标层位。

（3）建立盒8_下段和山1段开发有利区的优选标准，优选了各小层及多层叠合有利区，在叠合有利区进行了多层系水平井部署；同时开展了干扰试验、数值模拟等多因素分析，论证了水平井合理开发井网，形成了水平井大丛式井组部署、差异化设计技术，在致密气示范区整体部署了多层系立体水平井。

（4）在传统地质导向技术的基础上，引入三维地质—地震综合导向技术，加强井间三维地震储层预测，实现地震靶向预测、地质精细调控，优化水平井随钻调整及轨迹控制，有效提高了水平井气层钻遇率。完钻水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上，完试水平井平均无阻流量达到87.3×10⁴m³/d，实现了致密气示范区的高效开发。

参考文献

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被引期刊影响因子

[1]

费世祥，陈兴官，靳锁宝，等. 鄂尔多斯盆地苏里格气田有效砂体展布规律与开发方式研究——以苏东南区为例［J］. 天然气勘探与开发，2018，41（4）：55-68.