崔越華 張保國 費(fèi)世祥 王金成 劉雪玲 安志偉

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室）

致密砂巖儲(chǔ)層地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)研究及其應(yīng)用*
——以蘇里格氣田XX區(qū)為例

崔越華1，2張保國1，2費(fèi)世祥1，2王金成1，2劉雪玲1，2安志偉1，2

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室）

蘇里格氣田XX區(qū)上古生界含氣層系為物性較差的低孔低滲致密砂巖儲(chǔ)層，砂體空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。圍繞蘇里格氣田XX區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行砂體精細(xì)解剖,開展砂體空間結(jié)構(gòu)特征研究，論證了水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)在該區(qū)的具體應(yīng)用及其實(shí)施效果。針對(duì)垂向疊置的多套砂體內(nèi)部單砂體與隔夾層發(fā)育特征，強(qiáng)化了水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì),明確了針對(duì)該區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層的水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)。實(shí)踐表明，大斜度式與階梯式水平井垂向上可鉆遇兩套或多套氣層，有效提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度。圖8表2參8

蘇里格氣田致密砂巖儲(chǔ)層砂體精細(xì)解剖水平井地質(zhì)導(dǎo)向

0 引言

隨著鉆井水平的不斷提高和油氣田開發(fā)的逐步深入，水平井技術(shù)在油氣田勘探與開發(fā)中廣泛應(yīng)用。與傳統(tǒng)直井相比，水平井可大幅增加泄流面積、提高單井產(chǎn)量、提升經(jīng)濟(jì)效益。上世紀(jì)80年代，水平井技術(shù)開始在西方國家工業(yè)化應(yīng)用，可提高采收率8%～10%。水平井開發(fā)成本約為直井的1.2～1.8倍，產(chǎn)能為直井的2～5倍。因此，針對(duì)低滲透致密巖性油氣藏及剩余油氣挖潛等領(lǐng)域，水平井開發(fā)技術(shù)具有突出優(yōu)勢(shì)。目前，水平井技術(shù)在我國油氣田勘探開發(fā)中大規(guī)模應(yīng)用[1-2]，成功率已達(dá)到90%～95%。隨著隨鉆測(cè)井儀器的出現(xiàn)及地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的發(fā)展，水平井在薄層、薄互層等油氣儲(chǔ)層開發(fā)領(lǐng)域已成功應(yīng)用[3]，甚至應(yīng)用于低滲透薄層開發(fā)[4-5]。

提高儲(chǔ)層鉆遇率是實(shí)現(xiàn)致密砂巖氣藏大規(guī)模高效開發(fā)的必然選擇，有效開發(fā)多層疊置砂體、分段薄層和薄互層砂體已成為氣田增產(chǎn)及長期穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。與分段薄層砂體和薄互層砂體相比，塊狀厚層砂體水平井軌跡設(shè)計(jì)與地質(zhì)導(dǎo)向相對(duì)簡單，鉆井成功率較高，相對(duì)成熟。因此，針對(duì)多層疊置砂體、分段薄層和薄互層砂體開展水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)及地質(zhì)導(dǎo)向研究，提高水平井鉆井成功率已愈發(fā)重要。

1 概述

XX區(qū)位于蘇里格氣田東南部，呈由東北向西南方向傾斜的平緩單斜構(gòu)造。地層分布穩(wěn)定，自下而上發(fā)育石炭系本溪組、二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組。上古生界儲(chǔ)層以三角洲平原沉積為主，屬海陸過渡相－陸相碎屑巖沉積，物源為盆地北緣—西北緣的阿拉善—陰山古陸。XX區(qū)上古生界主力含氣層系為盒8段、山1段儲(chǔ)層，巖性主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，屬于辮狀河、曲流河沉積體系。砂體發(fā)育規(guī)模與沉積微相密切相關(guān)，心灘與河道砂體最為發(fā)育，心灘砂體局部厚度超過25m，河道砂體厚度為3~18 m，分流河道間砂體厚度較薄。儲(chǔ)集空間多為溶孔、晶間孔和局部裂縫，表現(xiàn)為小孔隙、小喉道、孔喉連通性差。儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣水關(guān)系復(fù)雜，存在低阻氣層，平均含氣飽和度為59.1%。儲(chǔ)層物性差，孔隙度為3.0%~16.5%，滲透率為0.05~ 1.16 mD，為典型的低孔低滲低豐度致密巖性儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層砂體精細(xì)解剖

XX區(qū)上古生界儲(chǔ)層橫向變化快，砂體規(guī)模垂向差異大。盒8上段發(fā)育多層疊置與分段薄層砂體，橫向連續(xù)性較差；盒8下段發(fā)育多期疊置型厚層砂體，橫向連續(xù)性好；山1段砂體多呈孤立透鏡狀分布，發(fā)育規(guī)模?。▓D1）。根據(jù)砂體空間發(fā)育特征，將研究區(qū)砂體分為塊狀厚層、多層疊置、分段薄層、薄互層四種類型（圖2），塊狀厚層砂體橫向連通性好，砂地比高；多層疊置砂體橫向連通性較好，砂地比較高；分段薄層砂體橫向連通性較差，砂地比較低；薄互層砂體橫向連通性差，砂地比低。塊狀厚層砂體、多層疊置砂體為水平井開發(fā)的首選目標(biāo)，所占比例不足50%，多數(shù)為低品質(zhì)的分段薄層砂體和薄互層砂體（表1）。

圖1 XX區(qū)儲(chǔ)層砂體剖面對(duì)比圖

圖2 XX區(qū)上古生界氣藏砂體類型

表1 XX區(qū)上古生界儲(chǔ)集砂體類型分類統(tǒng)計(jì)表

3 地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)研究及應(yīng)用

目前，水平井開發(fā)技術(shù)已在XX區(qū)規(guī)模應(yīng)用，仍需要進(jìn)一步提高Ⅰ類+Ⅱ類井比例和儲(chǔ)量動(dòng)用率，降低生產(chǎn)成本，獲得最大效益。因此，針對(duì)不同類型儲(chǔ)層進(jìn)行水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)，加強(qiáng)水平井地質(zhì)導(dǎo)向已迫在眉睫。

3.1 水平井軌跡設(shè)計(jì)優(yōu)化

水平井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)需要從氣藏工程角度對(duì)各靶點(diǎn)參數(shù)、水平段長度、水平段方位等進(jìn)行優(yōu)化，關(guān)鍵是做好靜態(tài)資料的動(dòng)態(tài)分析[6-7]。水平井設(shè)計(jì)通常以有效儲(chǔ)層為核心，采用地震剖面、砂體厚度、氣層厚度、頂面構(gòu)造圖、氣藏剖面圖、軌跡設(shè)計(jì)圖及靶點(diǎn)預(yù)測(cè)表相結(jié)合的技術(shù)思路。目前，對(duì)于XX區(qū)上古生界垂向疊置的多套砂體，根據(jù)其內(nèi)部單砂體與隔夾層發(fā)育特征一般采用大斜度或者階梯式水平井。氣層厚度較大，橫向連續(xù)性好，局部發(fā)育小規(guī)模泥質(zhì)隔夾層（厚度<1 m），軌跡設(shè)計(jì)為大斜度；穩(wěn)定發(fā)育兩套氣層，泥質(zhì)隔夾層厚度大于2 m，軌跡設(shè)計(jì)為階梯式（圖3）。

圖3 水平井軌跡設(shè)計(jì)模式圖

3.2 水平井地質(zhì)導(dǎo)向

國外水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)已相當(dāng)成熟，而國內(nèi)相對(duì)落后。經(jīng)過多年的水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)研究與實(shí)踐，國內(nèi)水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)日益成熟。綜合地質(zhì)錄井、隨鉆測(cè)井與測(cè)量等資料，利用現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)做好隨鉆分析可有效提高水平井鉆井成功率[8]。

（1）斜井段入靶導(dǎo)向

確保準(zhǔn)確入靶是水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的重點(diǎn)和難點(diǎn)，可為水平段鉆井實(shí)施提供良好的開端?，F(xiàn)場(chǎng)隨鉆分析人員在綜合分析斜井段鉆探資料的基礎(chǔ)上,結(jié)合區(qū)域地質(zhì)概況、鄰井和導(dǎo)眼井的鉆探結(jié)果，采取海拔預(yù)測(cè)法、地層厚度對(duì)比法、巖性組合對(duì)比法、特殊巖性對(duì)比法和鄰井含氣顯示情況對(duì)比法來判斷目標(biāo)層（圖4）。

圖4 斜井段入靶導(dǎo)向流程圖

入靶點(diǎn)通常選取距目的層頂深下面1 m處，而實(shí)際鉆井中一般定為鉆頭進(jìn)入氣層時(shí)的位置。入靶井斜角度主要依據(jù)參考井儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)、實(shí)鉆軌跡位置、終靶點(diǎn)位置而定。入靶井斜角過小，則水平段鉆進(jìn)時(shí)易從儲(chǔ)層下部穿出；井斜角過大，且入靶位置靠上，容易從儲(chǔ)層上部穿出。XX區(qū)切割疊置型厚層砂體入靶位置靠上或居中時(shí)，入靶井斜為88°～89°；儲(chǔ)層厚度薄，入靶點(diǎn)位置靠下或下部有泥巖隔夾層時(shí)，井斜角89°～90°，避免后續(xù)水平段鉆進(jìn)時(shí)由于井斜小而穿層或脫靶?？傊_保在狗腿度滿足鉆、完井施工要求的前提下,最終準(zhǔn)確中靶。

（2）水平段地質(zhì)導(dǎo)向

水平段實(shí)施是水平井鉆井過程的核心,直接關(guān)系到水平井能否達(dá)到設(shè)計(jì)目的及產(chǎn)能。水平段地質(zhì)導(dǎo)向多方法綜合運(yùn)用，具體問題具體分析。綜合利用現(xiàn)場(chǎng)錄井、工程等數(shù)據(jù)，及時(shí)預(yù)測(cè)目的層構(gòu)造起伏，鉆進(jìn)過程中加強(qiáng)隨鉆分析，主要根據(jù)隨鉆伽馬、氣測(cè)、鉆時(shí)等參數(shù)變化特征，及時(shí)調(diào)整軌跡，確保最大程度追蹤氣層，最終獲得理想的井眼軌跡和儲(chǔ)層鉆遇率。

水平段順利鉆進(jìn)時(shí)，一般按照軌跡設(shè)計(jì)參數(shù)穩(wěn)步實(shí)施；當(dāng)鉆遇泥巖巖段時(shí)，根據(jù)隨鉆伽馬和鉆遇泥巖規(guī)模，判斷是否上、下穿出儲(chǔ)層，或者儲(chǔ)層尖滅，同時(shí)進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整；當(dāng)鉆遇致密砂巖段時(shí)，可優(yōu)先采取短距離穩(wěn)斜鉆進(jìn)（約50 m），根據(jù)氣測(cè)及巖性變化考慮是否采用上、下微調(diào)鉆進(jìn)（圖5）。

圖5 水平段實(shí)施導(dǎo)向流程圖

4 應(yīng)用實(shí)例

Y-*H2井屬于蘇里格氣田南部Y-*井區(qū)，處于*-*井盒8下2主砂帶上，近南北向展布（圖6）。根據(jù)井區(qū)盒8下2底部構(gòu)造特征，結(jié)合鄰井對(duì)比分析，Y-*H2井地層下傾1.2°，坡降21.0 m/km。因此，設(shè)計(jì)水平段長度1000 m，水平段方位195°，靶前距450 m。

圖6 Y-*H2井設(shè)計(jì)井軌跡及其氣藏剖面圖

4.1 斜井段實(shí)施情況

Y-*H2井于2011年8月26日開鉆，石千峰(井深2560 m)組側(cè)鉆。鉆至井深3056.72 m（垂深2945.7 m），井斜為61.88°，巖性為盒7段下部棕褐色泥巖。根據(jù)鉆時(shí)、氣測(cè)、巖屑及伽馬綜合分析，確定以井斜82°鉆至垂深3010 m。

井深3246 m（垂深3007 m）巖屑變?yōu)闇\灰色細(xì)砂巖，井深3256 m（垂深3008.89 m)巖屑變?yōu)榛野咨瑲饧?xì)砂巖，氣測(cè)值從基值升至6.12%，最高14.22%。認(rèn)為已進(jìn)入目的層，確定靶點(diǎn)為3257 m，垂深3009.02 m，井斜81.45°，水平位移465.32 m，方位195.7°（圖7）。4.2水平段實(shí)施情況

2011年9月16日，水平段鉆進(jìn)。鉆至A點(diǎn)（井深3398 m，井斜89.96°），巖性為灰白色含氣細(xì)砂巖，氣測(cè)0.50%~14.64%，鉆時(shí)2~18 min/m。

鉆至B點(diǎn)（井深3504 m），巖屑由灰白色細(xì)砂巖變?yōu)闇\灰色泥質(zhì)砂巖，泥質(zhì)含量逐漸升高，認(rèn)為鉆頭處于隔夾層發(fā)育部位，確定以井斜88.5°鉆進(jìn)（圖9）。在連續(xù)鉆遇兩套砂泥巖互層后，鉆至C點(diǎn)（井深3573 m），巖屑變?yōu)榧?xì)砂巖，氣測(cè)值升高。

圖7 Y-*H2井斜井段綜合柱狀圖

鉆至D點(diǎn)（井深4235 m，井斜89.43°），水平段長度為978 m，巖性為灰白色含氣細(xì)砂巖，氣測(cè)0.52%~ 36.62%，鉆時(shí)3~17 min/m。計(jì)劃在該井1000 m水平段打完后加深200 m，同時(shí)保持井斜90°鉆進(jìn)。鉆至井深4478 m，井斜90.10°，垂深3020.35 m，巖性為淺灰色泥質(zhì)砂巖，氣測(cè)0.13%~0.80%，鉆時(shí)7~55 min/m，決定完鉆。

圖8 Y-*H2井實(shí)鉆軌跡跟蹤圖

5 完施效果評(píng)價(jià)

Y-*H2井目的層為盒8下2，完鉆井深4399 m，完鉆水平段長度1221 m，入靶設(shè)計(jì)深度3012.70 m，入靶實(shí)際深度3009.02 m，入靶誤差-3.68 m，儲(chǔ)層長度1126 m，儲(chǔ)層鉆遇率92.2%，泥巖長度95 m，有效儲(chǔ)層長度839 m，有效儲(chǔ)層鉆遇率68.7%，鉆遇砂體垂厚5.24 m。該井試氣無阻流量為62.27×104m3/d，投產(chǎn)初期產(chǎn)量為5.5×104m3/d，目前產(chǎn)量為4.1×104m3/d，累產(chǎn)氣量2108.43×104m3/d。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，XX區(qū)累計(jì)完鉆水平井109口，區(qū)塊產(chǎn)能30.07×108m3，其中水平井產(chǎn)能為21.22×108m3，所占比例超過70%。完試平直式軌跡水平井50口，大斜度水平井9口，梯式水平井8口。實(shí)施效果上，大斜度與平直式水平井整體上比階梯式好；試氣效果上，大斜度式水平井最好，其次是平直式，階梯式略差。相對(duì)平直式水平井，大斜度式與階梯式水平井垂向鉆遇砂體厚度較大，實(shí)現(xiàn)了多套疊置砂體有效開發(fā)（表2）。

表2 XX區(qū)不同類型水平井參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

6 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

（1）XX區(qū)上古生界儲(chǔ)層砂體可分為塊狀厚層、多層疊置、分段薄層、薄互層四種類型，塊狀厚層砂體、多層疊置砂體為水平井開發(fā)的有利目標(biāo)，所占比例不到50%，而相對(duì)較差的分段薄層砂體和薄互層砂體占多數(shù)。

（2）氣層厚度較大，橫向砂體連續(xù)性好，局部發(fā)育小規(guī)模泥質(zhì)隔夾層（厚度<1 m），軌跡設(shè)計(jì)為大斜度；穩(wěn)定發(fā)育兩套氣層，泥巖隔夾層厚度大于2 m，軌跡設(shè)計(jì)為階梯式。

（3）實(shí)施效果上，大斜度式與平直式水平井比階梯式好；試氣效果上，大斜度式水平井最好，其次是平直式，階梯式略差。其中，大斜度式和階梯式水平井實(shí)現(xiàn)了多套疊置砂體有效開發(fā)。

1羅英俊譯.水平井開采技術(shù)譯文集（上,中）[M].北京:北京石油工業(yè)出版社,1991.

2Giger.F.M.著,張書芹譯.用水平井開發(fā)低滲透油藏.低滲透油氣田開發(fā)譯文集(下冊(cè))[M].北京:石油工業(yè)出版社, 1992.

3萬仁溥主編.中國不同類型油藏水平井開采技術(shù)[M],北京:石油工業(yè)出版社，1997.

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（修改回稿日期2014-09-10編輯文敏）

中國石油天然氣股份公司科技重大專項(xiàng)（2011E-1306）“長慶油田油氣當(dāng)量上產(chǎn)5000萬噸關(guān)鍵技術(shù)研究”資助。

崔越華，男，1986年出生，碩士，助理工程師；2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）并獲碩士學(xué)位，主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址：（710018）陜西省西安市長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院。電話：（029）86594773，18292689366。E-mail:chyhuichy@126.com