我国气藏水平井技术应用综述_孙玉平

摘

要

随着我国天然气勘探开发的不断深入，复杂难开采的低品味储量比重不断上升，经济有效开发难度

逐步加大。水平井技术是降低单位产能建设投资、提高开发效益的最有效手段之一，为此统计并分析了水平井在我国5种主要类型气藏开发应用中的经验教训，指出：水平井是经济开发低渗透砂岩气藏的有效方法，地质条件适应性是成功开发的关键；火山岩气藏Ⅰ类储层中的水平井开发是成功的，Ⅱ、Ⅲ类储层表现出一定的不适应性；疏松砂岩气藏水平井开发效果呈现出Ⅰ类好于Ⅱ类、Ⅱ类好于Ⅲ类的特征；准确钻遇有效储集层是水平井开发碳酸盐岩气藏的关键；水平井开发凝析气藏效果较好。同时结合水平井技术的特点和实践经验，总结了该技术在气藏开发中的使用条件，并建议今后应持续开展水平井储层适应性、配套技术研发及经济效益分析工作。

关键词

水平井天然气藏适应性发展建议

综述

我国气藏水平井技术应用综述∗

孙玉平1

陆家亮1

巩玉政2

霍瑶1

杨广良3

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油塔里木油田公司开发事业部桑吉作业区，新疆

库尔勒841000；

3.中国石油大学胜利学院石油工程系，山东

东营257097）

收稿日期：2010－10－22修订日期：2011－01－24

∗基金项目：中国石油科技部2008B-1101《特殊天然气藏开发技术应用基础研究》。作者简介：孙玉平（1983－），硕士，从事天然气开发战略规划方案及基本方法研究。E-mail:sunyuping01@ 网络出版时间：2011-02-17网址：/kcms/detail/51.1736.TE.20110217.1420.003.html

中图分类号：TE243.2

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2011）01-0024-04

Vol.5，No.1

Feb.2011

doi ：10.3969／j.issn.2095－1132.2011.01.006

2011年第5卷·第1期

0引言

国外水平井技术于1928年提出[1]，20世纪40～

70年代，美国和前苏联等国钻了一批试验水平井，由于缺乏经验，应用效果并不好，并一度认为水平井没有经济效益[2]；20世纪70年代末80年代初，此项技术在全世界范围内得到广泛重视，并由此形成了一个研究和应用水平井技术的高潮[3-5]，水平井技术逐渐成为提高油气田单井产量及开发效益最有效的技术手段。截至2007年底，世界各种水平井总数超过4.5万口，分布在60多个国家和地区[6]。目前水平井已广泛应用于薄层、低渗透及稠油油藏和气藏等的开发中[7-9]，尤其是近年在页岩气藏开发中的成功应用为世界开发页岩气等非常规资源开辟了新的道路[10]。

我国是世界上第三个能钻水平井的国家，1965年在四川盆地钻成国内第一口水平井——磨3井[11]，此技术应用于塔里木、胜利等油田开发中取得了较好的效果[12-13]。受制于我国天然气气藏类型复杂及水平井技术不完善等因素，继第一口水平井之后的近40年

里，气藏水平井的开发应用几乎处于停滞状态，规模应用更是近几年才开始。因此，及时跟踪该项技术的应用动态，总结应用中的经验教训十分必要。

1水平井开发油气藏的优势

水平井，有文献定义为“井斜角大于或等于86°

并保持这种井斜角钻进一定井段后完钻的定向井”[14]，也有定义成“在钻到目的层位时，井段斜度超过85°，水平距离超过目的层厚度10倍的井”[15]，还有定义为“最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井”[16]。上述定义虽然略有不同，但都明确了水平井必须具备的两层含义：较大的倾斜角和较长的水平段。

水平井技术之所以能够在国内外得到广泛应用，主要得益于它较好的投入产出比。目前，国外水平井钻井成本已降至直井的1.2～2倍，而产量则是直井的4～8倍[17-19]。水平井技术作为一项有潜力的新技术，主要有以下优势[1,20-23]：①恢复老井产能。在停产老井中侧钻水平井较钻调整井或加密井更节约费用，能以较少的投入获得更高的采收率。

/Natural Gas Technology and Economy

天然气技术与经济

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②开发复杂类型油气藏。水平井在开发重油稠油油藏、以垂直裂缝为主的油气藏、薄油气藏、多层陡峭产层以及边底水活跃储层中具有技术上的优势。

③有利于勘探开发评价。在勘探阶段，水平井在目的层钻进距离更长，可以更好更多地收集目的层的资料，发现新油气藏；在开发评价阶段，有利于油气田开发井类型的优化，制定科学的开发方案。④有利于环境保护。一口水平井可以替代多口直井，从而可以减少用地和钻进过程中对环境的污染。

2国内气藏水平井应用状况及效果分析2005年以后，国内石油公司开展了新一轮水平井开发气藏的先导试验，且应用规模不断扩大。经过几年的探索及试验，气藏水平井开发技术得到比较全面的提高，并在低渗透砂岩、火山岩、疏松砂岩、碳酸盐岩和凝析气藏的开发中取得一定的效果。

2.1低渗透砂岩气藏水平井开发

低渗透砂岩气藏一般指储层渗透率低、自然产能低、须采取增产工艺措施才能经济有效开发的气藏。发展有效储层预测、提高单井产量、低成本钻采工艺与地面优化简化技术是经济有效开发此类气藏的关键。水平井技术作为提高单井产量的有效手段，是开发此类气藏的最主要方式之一。

苏里格气田水平井应用取得阶段性进展，储层钻遇率由早期的25%提高到52%，单井产量也显著提高，如苏10-31-48H井初期日产气为10×104m3，是周围直井的10倍，目前生产稳定。其他投产井也表现出一定的生产能力，由于生产时间较短，生产效果还需要时间来检验，同时储层钻遇率仍然有较大的提升空间。

川西新场气田属于典型的低渗透砂岩气藏，气田水平井应用一波三折，初期在中浅层开展了4口水平井先导试验，自然产能仅为（0.4～0.8）×104m3／d，与直井相当。在认识到垂向渗透率的重要性后（垂向渗透率比水平渗透率低2～3个数量级），进行了压裂改造，采取措施后产能达到（2～10.5）×104m3／d。

2.2火山岩气藏水平井开发

我国火山岩气藏资源十分丰富，总资源量超过3×1012m3。火山岩气藏岩石类型异常繁多，岩性岩相及孔喉结构极其复杂，储层大多表现为低孔低渗的特征，储层连通性差，直井开发往往具有单井产能和井控储量较低的不足。水平井通过增加与储层的接触面积，连通横向不连通或连通差的储渗体，可以提高单井产能和井控储量，提高气藏整体开发效益。

长岭气田属于中低孔低渗气藏，储层综合评价以Ⅰ类储层为主。气藏开发设计以水平井开发为主，先期完钻的4口水平井储层平均钻遇率为

91%，获气井3口，目前平均产量为34×104m3／d，单井控制储量增加，如长深平1井动态储量为31×108m3，是周围直井的3.7倍。

徐深气田属于低孔低渗气藏，非均质性强，综合评价以Ⅱ、Ⅲ类储层为主。完钻水平井储层平均钻遇率为75%，徐深1-平1井试气日产气为13×104m3，徐深1-平2井试气日产气为20×104m3，仅为邻近直井稳定产量的2～3倍。

2.3疏松砂岩气藏水平井开发

该类气藏具有埋藏浅、岩性疏松、气层层数多、气层薄、气水关系复杂等特点，气井出水、出砂和非均匀动用是制约气田开发的关键因素。

台南气田2008年底投产水平井储层平均钻遇率为94%，单井日出水为0.6m3，单井日产气为18.7×104m3，平均试气无阻流量为同层直井的2～2.5倍，水平井在控制出水和提高单井产量方面取得一定的开发效果。但个别水平井测试产量与直井差别不大，总体上不同储层级别的水平井产量Ⅰ类>Ⅱ类>Ⅲ类，表明水平井开发此类气藏存在明显的选择性。

以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的涩北一号和涩北二号气田的气层层数更多、单层厚度更薄、含水更复杂，水平井开发效果更差，涩H5井和涩H6井初期产量分别为邻近直井的1.3倍和0.5倍，水平井大幅度提高单井产量的优势没能体现出来。

2.4碳酸盐岩气藏水平井开发

碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯和渤海湾盆地。

靖边气田下古马五段为一套海相碳酸盐岩地层，大面积分布，区域地质构造平缓，厚度稳定，主力气层优势明显，储集空间以裂缝—溶孔为主，

天然气技术与经济·钻井工程

总第25期2011年

天然气技术与经济／25