西南油氣田：水平井打出高水平

    經歷多年的磨礪，川西碎屑巖領域“致密與難采”這道難關，已被水平井這項“殺手锏“技術跨越。目前，水平井開發及配套技術基本成型并全面推廣應用，西南油氣田水平井日產氣量已突破700萬方，實現了致密氣藏難采儲量的規模高效開發。

 

    新認識開啟水平井開發試驗

 

    致密氣藏低孔低滲（孔隙度一般10%，地下滲透率小于0.1毫達西），喉道為微、納米級、高束縛水飽和度導致微觀格架和儲滲關系較常規氣藏更加復雜，儲量動用難度大；氣藏復雜的滲流特征決定氣藏產能特征和動態規律認識存在技術瓶頸；氣水分布關系復雜使得氣井部署和治水難度高。

 

    通過大量的實驗研究表明，致密砂巖氣藏存在應力敏感、啟動壓力梯度和水鎖現象等特殊滲流現象，對氣井泄氣半徑影響明顯；對于難動用儲量，直井開發制約氣井產能、有效控制儲量規模和穩產時間，不利于儲量的有效動用，對致密氣藏開發部署、井網井型設計、開采規律認識以及開發指標預測有較大影響。

 

    油氣田從2007年在四川德陽新場氣田沙溪廟組氣藏開始水平井開發試驗，到2010年在氣藏難采儲量層全面獲得突破，試驗實施投產10口水平井，單井平均無阻流量10萬方/天，是臨近直井的2～4倍，水平井投產油套壓和產量表現出良好的穩定性，試驗水平井最高累產氣已達1億方。

 

    一井一策保障高產高效

 

    在新場沙溪廟組氣藏開發成功基礎上，西南油氣田針對遂寧組、蓬萊鎮組以及須家河組也開展了試驗，并針對性研究形成不同類型氣藏水平井地質優化設計方法，同時同一氣藏根據儲層類型不同進一步優化水平井實施參數，實現了一井一策。

 

    首先建立了不同類型氣藏水平井篩選評價的經濟技術界限標準，其次對透鏡狀、層狀、互層狀不同類型儲層結構砂體的水平段方位、垂向位置、水平段長度和井網井距進行了優化設計；第三建立了基于致密氣藏滲流機理的低滲致密氣藏壓裂水平井產能預測模型，并對不同類型氣藏水平井合理生產制度進行了優化；第四形成了基于川西河流相儲層非均質性特征的壓裂裂縫布局優化方法，最大限度動用儲量，有效指導低滲透氣藏水平井的優化部署和分段壓裂改造優化設計，保障了氣井安全高產高效。

 

    全面應用實現規模開發

 

    2012年以來，西南油氣田全面推廣應用水平井開發技術，促進了川西老區難動用儲量和新區成都凹陷什邡-廣金氣田蓬萊鎮組、東斜坡沙溪廟組氣藏窄河道多層分散型致密砂巖氣藏儲量的有效動用和規模建產；單井產能增長倍數2～7倍，水平井分段數突破20段以上。

 

    “十二五”期間，西南油氣田共實施投產水平井250多口，新增動用難采儲量300億方，新建產能12億方/年，水平井調整加密新增產能6億方/年；合計新增可采儲量120億方，水平井年產氣量突破10億方，累計采氣超過40億方，有力助推了油氣田2015年扭虧創效目標實現。

 

    同時，水平井技術在元壩氣田的應用達到一個新的高峰。在元壩超深層薄層生物礁高含硫氣藏，創造了兩項世界紀錄，元壩101-1H井創含硫超深水平井井深最深世界紀錄（7971米），元壩121H井創含硫超深水平井垂深最深世界紀錄（6991米），形成8項高含硫復雜油氣藏超深水平井鉆完井關鍵技術，以及超深水平井鉆完井及儲層改造技術。在元壩氣田，水平井產能是直井的2倍以上，助推34億方/年凈化氣產能建設全面完成，為建成國內首個7000余米超深高含硫生物礁大氣田提供了堅強技術保障。

 

    展望未來，水平井技術仍將是西南油氣田建設百億氣田的攻堅利器。川西中淺層和元壩海相是百億氣田建設的基礎，頁巖氣和川西超深層海相領域是實現百億氣田目標的關鍵所在，隨著勘探開發的縱深推進和展開，將面臨更加復雜的開發對象，水平井“井工廠”開發模式是頁巖氣高效開發的關鍵技術，而川西海相儲層薄，采用水平井技術可有效增大單井控制范圍，提升單井產量和穩產基礎。