学文网[摘要]苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表，水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。本文分析了苏里格气田地质特征，阐述了苏里格气田开发新技术，并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。
[关键词]苏里格 水平井开发 技术
1苏里格气田地质特征
1.1典型的致密砂岩气
苏里格气田产层孔隙度主要分布在3%—12%，常压空气渗透率主要分布在0.01×103—1.00×103μm2，50%以上样品的常压空气渗透率小于0.1×103μm2；通过覆压渗透率测试评价地层条件下储集层基质的渗透率，发现85%以上样品覆压渗透率小于0.1×103μm2。不同孔隙结构的致密砂岩，其地层条件下渗透率0.1×103μm2大致对应于常压空气渗透率0.5×103—1.0×103μm2，所以苏里格气田应归为致密砂岩气范畴。
1.2大面积岩性气藏、储量丰度低
苏里格地区上古生界位于有利生烃中心，发育大面积展布的河流一三角洲沉积砂体，区域封盖保存条件良好，有利于大型岩性气藏的形成与富集。根据目前的勘探开况分析，气田上古生界多层系含气，但丰度多为（0.8—1.5）×108m3/km2，储量丰度与同类型气田比较明显偏低属于典型的低丰度一特低丰度气田，开发难度较大。
1.3单井控制储量和产量低
受储集层致密和强非均质性的影响，苏里格气田单井控制储量和单井产量低。根据计算苏里格气田直井单井控制储量主要分布在1000×1041—3500×104m3，直井无阻流量主要分布在3×104—30×104m3/d。
1.4各区带之间存在明显差异
苏里格气田范围广，不同区带之间成藏控制因素存在一定的差异，使得不同区带储层特征存在明显的不同。根据目前勘探、开发认识，苏里格气田中区天然气较为富集，为最有利的开发区带；东区受成岩作用影响储层普遍致密，但多层系含气；西区烃源岩发育差，局部富水。
2苏里格气田开发新技术
2.1精细研究储层、优化井网
2.1.1开展加密试验，落实有效砂体规模及空间展布
为优化井网，提高气田采收率，开辟了苏14、苏6、苏10等3个密井网开发区，部署加密井50余口。综合应用地质、测井及生产动态等资料，以储层沉积学和测井地质学的理论为指导，对实施加密井进行砂体解剖；结合井组干扰试井成果，进一步验证砂体规模与连通性。
2.1.2优化井网，提高采收率
在有效储层规模及空间展布规律研究的基础上，利用动储量评价、经济极限法、数值模拟法等对气田井网井距进行了优化。优化成果表明：平均储量丰度1.2×108m3/km2，合理单井控制面积0.48km2（井距为800m×600m），可以提高苏里格气田最终采收率约15%。
2.1.3转变开发方式
目前苏里格气田主要采用3种井型：直井、直井丛式井组、水平井。鉴于苏里格气田含气砂体小而分散、多层分布的地质特征，水平井的应用有一定局限性，主要在主力气层发育好的区块应用水平井，其他区块主要采用直井或直井丛式井组开发。
直井和直井丛式井组井网优化技术流程根据苏里格气田的实践经验，致密气田井网优化的技术流程可归纳为5个步骤：根据砂体的规模尺度、几何形态和展布方位，进行井网的初步设计；开展试井评价，考虑裂缝半长、方位，拟合井控动态储量和泄压范围，修正井网的地质设计；开展干扰试井开发试验，进行井距验证；设计多种井网组合，通过数值模拟预测不同井网的开发指标；结合经济评价，论证经济极限井网，确立当前经济技术条件下的井网。
2.2水平井开发新技术
2.2.1水平井选井技术
苏里格气田因河道频繁迁移，形成了大量长形砂体，其复合砂体可呈带状，有效砂体大都为豆荚状。因此，水平井选井首先要进行沉积相、砂体展布、气层分布规律研究，优选有利目标区，除要求邻井目标，层具有较好条件外，还要求水平段方向与局部河道砂体走向基本一致。对于开发程度较低的区域，邻井资料较少，选井只能参考水平井骨架井，而要搞清局部河道走向，骨架井部署方式非常关键。
2.2.2水平井入靶技术
（1）水平井目标层判断
入靶是水平井施工中难度最大、技术要求最高的重要环节，在目前水平井不实施斜导眼井的情况下难度更大。因此入靶前必须详细对比邻井资料，利用多种方法综合判断、反复验证并准确定位目标层。
（2）水平井入靶深度
入靶深度过浅除无法清楚了解目标砂体下部情况，考虑到水平段施工多使用增斜钻具，基本不存在从气层底部穿出的可能，建议尝试在气层底部入靶，一方面可以起到斜导眼井作用，另一方面可以更清楚认识砂体上部岩性特征和含气情况。
（3）水平井入靶前井斜角论证
施工经验证实，井底位置在预计目标层顶部时井斜应控制在84°左右，即便以该井斜钻遇目标层，当增斜至90°入靶，入靶深度也仅4m左右；当井斜超过84°后，垂深下降随井斜增大而减慢，因此，入靶前探砂顶井斜角84°最佳。
2.2.3水平段地质导向技术
（1）随钻伽马分析技术
随钻伽马是判断水平段地层岩性特征的重要依据。通过现场岩性与随钻伽马相关性分析，发现随钻伽马值在100API以下时，钻遇岩性多为砂岩，伽马值越低则岩性越纯，随着伽马值的升高，岩性逐渐变细；伽马值在100—150API之间，岩性一般为泥质砂岩，随着伽马值的升高岩性逐渐变为砂质泥岩，而当伽马值大于150API时，岩性一般为泥岩，并随伽马值的升高泥岩越纯。
（2）井眼轨迹调整技术
水平段施工及时调整井眼轨迹可有效避免在钻遇岩性变化时来不及调整而钻出砂层，尽管钻遇砂岩物性较好，只要粒度发生变化，应及时做出适当调整。如果在设计允许的正负偏差（±1m）范围内调整，可不用更改设计或下达书面指令。
（3）砂体形态对比技术
水平井施工前，为了详细了解水平段方向砂体厚度变化趋势，要提前进行邻井目标层附近岩性组合对比。除对比砂体厚度外，更重要的是对比邻井砂体形态特征，砂体形态特征的相似性是同一河道砂体的重要标志，通过砂体形态特征对比可以正确判断局部河道走向。如果水平段前后两口邻井砂体形态特征相似，表明水平段方向与河道走向基本一致，反之，则水平段穿越河道间。
3苏里格气田进一步的技术发展方向
3.1开展致密气藏攻关试验
针对苏里格气田致密气开发中的技术瓶颈进行攻关，形成适合该气田致密气藏经济有效的开发技术，加速致密气资源的转换和动用，为实现气田稳产提供技术保障。重点开展直井连续多层压裂、水平井多段压裂、低伤害压裂液体系等技术研究与试验，为致密气藏的有效开发提供技术保障。
3.2配套完善排水采气技术
积液井是非计划关井中影响产能发挥的主要因素。因此，开展排水采气工作显得尤为主要，目前苏里格气田主要以泡沫排水采气为主，下一步要针对气井生产动态特点和环境条件，优选适合的排水采气工艺，进一步配套完善排水采气技术。
4结束语
苏里格气田通过管理创新和技术创新实现了规模开发，根据规划苏里格气田2014年将实现年产200×108m3的目标，最终将成为中国最大的天然气田。苏里格气田的成功开发，必将促进中国同类低渗透气田的规模开发，从而促使占中国石油目前探明储量中65%的低渗透、特低渗透储量得以高效开发。
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