摘 要：致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型，水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂，气层薄而分散，具有很强的非均质性，水平井产能差异极大。因此，采用气井分类评价的思路，建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系，按产能和经济效益将气井分为好、中、差3类。根据目前该气田水平井的部署情况，分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标，用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上，针对致密气藏产能评价的难点，提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路；从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度，初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式，并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发，主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下；水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。
关键词：鄂尔多斯盆地 苏里格气田 致密砂岩气藏 水平井 开发指标 分类评价 单裂缝 生产能力 储量动用程度
Classification and evaluation of horizontal well performance in Sulige tight gas reservoirs，Ordos Basin
Abstract：Tight sandst。ne gas reservoirs provide another important type of natural gas resources in China，and the horizontal well is a maior technical means to improve the single well production of this type of gas reservoirs．Sulige tight gas reservoirs are characterized bv complex internal structures of sand bodies，and thin and dispersed gas layers with strong heterogeneity，thus the productivity of horizontal wells varies greatly there．Therefore，the idea of classified evaluation was adopted for the gas wells in this field．The relationships between geologic models and production performance characteristics were then established in accordance with different gas wells：based on the productivity and economic benefit，the gas wells there are classified into 3 types：excellent，moderate and poor．According to the current deployment of horizontal wells in this field，the classified evaluation was conducted for the develop ment indexes under 2 modes，i．e．，the infilling deployment and integrated block deployment for optimizing positions of horizontal wells，providing guidance for developing and evaluating horizontal wells of tight gas reservoirs．On this basis’a new productivity evaluation idea was proposed for horizontal wells with single fracture to solve the difficulties in the productivity evaluation for tlght gas reservoirs．From the perspective of increasing the producing degree of reservcs in tight sandstone gas reservoirs，the issues were discussed preliminarily including the internal structures of sand bodies in horizontal wells and the distribution modes of the residual reserves in the later development stage．As a result，appropriate development proposals were presented：for the non-producing re serves in non main pay zones，the well grid with mixed well types should be adopted；but for the non-controlled reserves in major pay zones，on the premise that the economic and technical conditions are allowable，the well spacing and fractured space should be both controlled at the lower limits of reasonable ranges．
Key words：Ordos Basin，Sulige Gas Field，tight sandstone gas reservoir，horizontal well，development parameter，classified evaluation，single fracture，productivity，producing degree of reserves
鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏孔渗条件较差(孔隙度小于l0％，地层条件下基质有效渗透率小于0.1mD)，气井自然产能较低[1-5]。由于储层改造技术的限制[6]，苏里格气田2009年之前主要采用直井开发[7]。为提高单井产量和开发效益，2009年开始采用压裂水平井开发[8-9]，取得了良好的开发效果。近两年，水平井应用规模和开发水平快速提高，在苏里格气田上产和稳产过程中发挥着重要作用。但遗憾的是，由于苏里格气田特殊的合作开发模式以及紧迫的上产压力，还没有形成一套统一、完整的水平井分类标准和开发指标来指导苏里格气田的高效开发。笔者在对苏里格气田水平井动、静态参数分析的基础上，建立了水平井综合分类标准；进而用两种不同的井位部署方式，分别分类评价了水平井的开发指标，并对致密气藏水平井下一步的开发和评价提出了自己的思考和建议。
1 水平井开发技术进展
苏里格气田是典型的大面积低丰度致密砂岩气藏，砂体内部结构复杂，储层具有很强的非均质性[10]，给水平井的应用、评价带来了较大的困难[11-12]。2002年至今，苏里格气田水平井从开发探索、现场技术攻关与试验到目前的规模开发，共实施水平井200多口，开发效果逐步提高。其主要原因是在水平井开发技术方面取得了长足的进步：布井技术从富集区优选井点单一水平井部署到区块整体和双分支水平井部署；钻井周期从9个月缩短到2个月左右，有效储层钻遇率从20％提高到60％以上；增产改造技术形成了不动管柱水力喷射多段压。：椰裸眼封隔器多段压裂两套技术系列[13]，并自主研制了成套的压裂工具，并具备一次分压l0段以上的技术能力。
2 水平井指标分类评价
2．1 分类的意义及分类标准
对于大面积分布的强非均质性致密气田，要实现对储量的规模动用，所需钻井数量多，而且与常规的整装气田不同，不但区块间产能差异较大，而且相同区块内由于储层的强非均质性相邻的井间产能差异也较大。在开发早期由于井数较少难以确定准确的平均单井产能，而且单井平均产能也不能反映区块内相互之间的差异性。宜采用气井分类评价的思路，建立不同类型气井地质模型与动态特征的相关关系，一方面可以通过地质目标的评价进行产能的初步判断和气井分类配产，另一方面可根据不同类型井的钻遇比例来评价区块的开发效果，以使评价方法更具灵活性。一般可分为3类井，好井经济效益明显，中等井为边际效益，差井经济效益差、需要好井来弥补。
根据苏里格致密砂岩气藏现有的200多口水平井资料统计，水平井的试气无阻流量主要在40×l04／m3／d以上，试气产量主要在6×104m3／d以上。但部分井的修正等时试井数据分析Ⅲ1表明：由于测试时间较短，低渗砂岩气藏气井的压力传导范围有限。因此，水平井试气计算的无阻流量普遍偏高较多，与试井计算的无阻流量相比，相对误差在15％～60％。由于通过测井等静态资料，无法获取水平井钻遇有效储层的垂向厚度参数，加上试气无阻流量的误差较大。因此，致密气藏水平井的分类应综合多方面的因素。在对苏里格气田l90 口水平井地质分析和产能评价的基础上(图1)，初步提出了苏里格致密砂岩气藏水平井的分类评价标准(表1)。
2．2 主要评价参数和评价方法
水平井指标主要通过无阻流量、单井控制动态储量或最终累积产量、气井配产与稳产时间等参数来表征。无阻流量是井底流压为大气压时的气井产量，与气井设备因素无关，反映气井的潜能，是评价气井生产能力的一个重要参数；单井控制储量是评价气井特别是致密气井动态能力的另一个最重要的参数，就是通过压力和产量的变化规律预测气井控制范围内的动态储量，致密气井动态控制储量常用的评价方法有产量不稳定分析法(Blasingame、AG Rate VS Time、NPI、Transient等4种典型无因次标准化产量曲线图版和考虑压力变化的解析模型)、产量累积法、修正产量递减法、数值模拟法[15]等，考虑废弃条件的单井控制动态储量即为最终累积产量；气井配产与稳产时间的对应关系也能表征气井的生产能力，配产量可采用经验法、数值模拟法及无阻流量的大小来确定。
2．3 优选井位加密部署方式下水平井指标分类评价
苏里格致密砂岩气藏地质条件复杂，有效砂体规模小且分布分散[16]，纵横向变化快，部分区块产水，气水关系复杂，这些都严重制约着水平井的产量和开发效果。因此，目前一般采用先优选富集区，再优选井位和轨迹的思路进行水平井开发部署。在此基础上，进行加砂压裂增产改造，获取相对高产的工业气井。
根据苏里格气田生产时间超过1年的73口水平井的生产数据，采用上述水平井分类标准，I、Ⅱ、Ⅲ类井数分别占26.1％、34.2％和39.7％。采用产量不稳定分析法、产量递减法和单井数值模拟法，论证了苏里格气田3类水平井单井控制动态储量分别为1.47×108m3、0.82×108m3、0.47×108m3，加权平均0.85×l08m3，预测最终累积产量分别为l.4×108m3、0.75×108m3、0.42×108m3，加权平均累积产量0.79×108m3。采用气藏丁-程和数值模拟相结合的方法，论证了苏里格气田水平井稳产3年条件下3类井的合理配产分别为8.3×104m3／d、4.4×104m3／d、2.1×104m3／d，平均配产4.5×104m3／d。
目前，根据优选井位部署方式已实施投产水平井200多口，整体开发指标已达到了相邻直井的3～4倍，实现了提高单井产量和开发效益的目标。
2．4 区块整体部署方式下指标分类预测
苏里格致密砂岩气藏属河流相沉积体系，部分区块心滩比较发育，随着富集区预测技术和水平井开发技术的进步，可预测富集区进行水平井整体部署。目前，苏里格还没有成熟的水平井整体开发区。因此，根据数值模拟方法进行水平井整体部署情况下的指标分类预测。
具体来讲，在预测的富集区内，选择骨架井控制程度较高的区域，建立精细地质模型，运用直井参数和生产数据，进行历史拟合，然后将动态数据校正后的地质模型中的直井全部删除，按合理的水平井网、水平段长度、压裂段数或压裂间距，全部进行水平井部署，从而模拟预测水平井的生产特征、最终累积产量及配产。
选取苏里格苏l4密井网区建立精细地质模型，模型面积为l2.5km2，地质储量18×108m3，地质储量丰度为1.45×108m3／km2，该模型的储量丰度与苏里格气田的平均储量丰度非常接近，具有一定的代表性。
按南北向井距l600m、东西向排距600m均匀布井l2口，平均水平段长度ll61 m，压裂6段。经模拟计算，按上述水平井分类标准，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井最终累积产量分别为l.14×l08m3、0.74×108m3、0.4l×108m3，平均累积产量0.7×l08m3。稳产3年，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井分别配产7.5×l08m3／d、4.3×108m3／d、2.1×108m3／d，平均配产4.1×104m3／d。
两种部署方式的优缺点对比：①优选井位部署方式一水平井气层钻遇率和单井指标比较高，但钻井前的评价工作量大，同样的含气面积内，部署井数较少；②区块整体部署方式——在富集区评价的基础上，可以按规则井网直接部署，集气、地面和后期管理比较方便，但由于致密气藏储层非均质性强，气层钻遇率和开发指标可能偏低，具有一定的风险。
3 关于水平井开发的几点思考
3．1 分段压裂水平井产能评价新思路
水平井分段压裂技术是提高低渗、致密气藏单井产量和经济效益的关键技术手段。低渗、致密砂岩气藏水平井的产能受有效水平段长度、有效压裂段数的影响很大[17-19]。实际上，不同时间、不同工具实施的水平井的有效水平段长度和有效压裂段数都不尽相同，部分井差别很大。如果以井为单位进行产能评价，势必会增加评价的难度或降低井间的可对比性。
对于天然裂缝不发育的低渗、致密砂岩气藏的气井，在储层条件不变的情况下，有效压裂段数不同，其产量也不同。在合理的压裂间距下，气层长度越长，气井的有效压裂段数越多，气井的产量也越高。因此，国际上多采用单压裂段产能叠加法进行水平井产能评价，西加盈地的Montney组致密气藏也采用该分析方法来评价气井产能和预测气藏储量(图2)。
苏里格气田有效水平段长度与无阻流量存在一定的正相关关系，压裂段数与无阻流量关系不明显，主要原因为不是所有的人工裂缝都是有效的。
3．2 储层结构特征与储量动用程度
国内致密砂岩气藏的沉积环境和储层发育特征，决定了不同期次沉积的储层内部及储层之间存在隔夹层或阻流带，同一期次沉积的储层内部也可能存在落瘀层或物性阻隔层。从静态资料上，可以看到阻流带的存在。从不同井型的生产动态，也反映出储层砂体内部阻流带的存在。
苏里格气田直井开发方式下采收率较低，除了井网控制程度的影响外，阻流带造成钻遇砂体动用不完善也是主要原因之一，而水平井可以克服“阻流带”的影响，再通过多段压裂，可有效提高钻遇储层的动用程度(图3)。
3．3 水平井开发后剩余未动用储量将高度分散，对进一步提高储量动用程度提出了挑战
苏里格致密砂岩气藏有效储层非均质性强，垂向上多层分布，且部分区块隔夹层发育，主力层分布不明显，采用一套水平井多段压裂改造进行开发，开发后的未动用储量将高度分散，主要有两种存在方式：非主力层、主力层内。
3．3．1非主力层未动用储量
苏里格气田通过选区选层，水平井剖面储量动用程度可达到60%，剖面上40%的剩余储量多分布在1个以上的小层，剩余单层的储量小于等于20％(图4)，可见进一步动用使得经济技术挑战大，建议采用混合井型井网进行开发。
3．3．2开发主力层段内的未控制储量
对于致密气藏多段压裂水平井，由于水平井井距和压裂段数的不合理或储层强非均质性的影响，水平井生产层段内压裂段间和水平井间的储量仍有部分未有效控制和动用。因此，开发低渗、致密砂岩气藏，在经济技术允许的条件下，建议水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限考虑。
4 结论
1)在试气无阻流量明显偏大、测井无法获取有效储层厚度的情况下，笔者提出了用水平井钻遇气层长度及相邻直井参数与动态参数相结合的水平井分类标准，为准确评价苏里格气田水平井的开发效果提供了标准和依据。
2)根据目前苏里格气田水平井的部署情况，分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标，指导了国内致密气藏水平井的开发评价。
3)根据苏里格致密气藏水平井开发评价中遇到的问题和经验积累，结合国内外致密气藏水平井开发技术调研成果，对致密气藏水平井开发评价提出了几点思考和建议。
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本文作者：位云生 贾爱林 何东博 刘月萍 冀光 崔帮英 任丽霞
作者单位：中国石油勘探开发研究院
中国石油华北油田公司第二采油厂
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