我国气藏水平井技术应用综述∗

时间：2024-07-28

孙玉平陆家亮巩玉政霍瑶杨广良

（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）

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]。

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。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。

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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0.6 m3，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，局部微裂缝发育，这些地质条件较适宜水平井应用，统计的4口试采水平井平均产量为周边直井的2.3～3.2倍。但是，气藏古地貌侵蚀沟槽发育，局部小幅度构造发育复杂，使得井眼轨迹控制难度大，储层钻遇率一直较低，2007年不足20%，2009年也仅为53%。

磨溪气田雷口坡组气藏为层状孔隙性白云岩储层，横向分布稳定，但储层物性差（平均渗透率为0.26 mD），直井开发产量低。采用水平井开发后，储层平均钻遇率为92%，平均单井产量为3.6×104m3／d，为周围直井的2倍，取得一定的效果。嘉陵江组气藏构造高低部位均见地层水，产层薄，储量丰度低，Ⅲ类储层储量难以动用，造成水平井开发效果差。完钻井11口，除2口井未投产外，剩余有7口井出水，4口井测试产量低，气藏整体开发效果较差。

2.5 凝析气藏水平井开发

国内凝析气藏水平井开发主要在塔里木油田进行，牙哈2-3凝析气藏为块状底水气藏，水平井开发该类气藏具有生产压差小、有效抑制气窜和底水锥进、产量高、稳产期长、采收率高、经济效益显著的优势，适宜凝析油含量高的凝析气藏的高效开发。已钻水平井4口，其产量是直井的3倍，钻井成本仅为直井的2倍。

2.6 水平井技术应用小结

1）低渗透砂岩气藏水平井开发能够较好地克服单井产量低和井控储量少的缺陷，是该类气藏开发的有效手段。但是气层较薄致使有效储层预测困难，气水关系复杂使钻井面临较大的风险，储层物性差使得水平井不得不进行后期改造，水平井开发面临挑战，其适应性还有待进一步研究。

2）火山岩气藏水平井开发具有明显的选择性，从应用效果看，Ⅰ类储层是成功的，Ⅱ、Ⅲ类储层表现出一定的不适应性，实施效果还有待进一步跟踪观察。

3）疏松砂岩气藏水平井开发效果Ⅰ类好于Ⅱ类，Ⅱ类好于Ⅲ类。生产效果需要随气井的投产进一步观察评估，及时总结实施情况，做好水平井技术的适应性研究。从目前的应用效果来看，对该类气藏应慎重选用水平井开发。

4）碳酸盐岩气藏水平井开发过程中，若水平井能够准确钻遇有效储集层，则开发效果一般较好。但是由于此类气藏储集类型多、气水关系复杂、纵横向非均质严重，水平井钻井常常落空、钻遇非有效储集层、钻遇水层，从而严重影响开发效果。

5）目前国内用水平井开发的凝析气藏储层较好，因此开发效果亦较好。

3 气藏水平井技术使用条件及发展建议

3.1 使用条件

水平井应用规模越来越大，但并不是所有的气田都可以通过钻水平井获得良好的经济效益。通过对国内气藏水平井开发效果的分析，认为水平井的使用须着重考虑以下几点：

1）储层地质特性和储量规模。水平井的特点是提高单井产量和单井控制储量，因此相对直井，水平井在开发渗透率低、裂缝发育、单层有效厚度薄、储量丰度低的气藏中具有技术上的优势。但是，气藏必须具有一定的空间展布，具备一定的储量基础，从而保障水平井开发在较长的时间内经济有效。

2）纵向层数不宜过多。对于层多且薄的气藏，水平井往往只能控制若干小层，难以构成主力井网。因此，多层气藏开发时，需要气藏具有主力储层并能准确预测主力储层，否则需要慎重使用水平井。

3）纵向渗透率与水平渗透率差别不宜过大。直井周围的气体流动表现为平面径向流，而水平井相当于一个躺倒的直井，表现出椭圆流的形态。若两个方向渗透率差别太大，则水平井的自然产能与直井相差不大。对于该类储层，需要认识水平井压裂改造的可行性，若可行性较低，则气藏亦不适合采用水平井开发。

4）气水关系简单的块状底水气藏适宜应用水平井开发。与直井相比，水平井开发该类气藏具有降低生产压差，抑制气窜和底水锥进速度，实现产量高、无水生产期长、采收率高、经济效益好的目的。

实际上，从国内水平井应用情况来看，制约水平井规模应用的因素还比较多。因此，要结合水平井开发的特点，即延长泄气半径以达到提高单井动用储量、实现高产和稳产，深入研究使用水平井的可行性。

3.2 发展建议

1）继续开展水平井应用跟踪及储层适应性研究。我国水平井规模应用的时间较短，开发中存在的问题可能还没有充分暴露出来，潜在风险依然存在，因此有必要继续跟踪水平井生产动态，客观评价开发效果和使用条件。尤其是实现水平井规模开发的气田，不能满足于短期的开发成果，而必须密切跟踪开发动态，真正摸索出水平井开发各类储层的适应性。

2）继续开展水平井配套技术研究。水平井应用是否成功很大程度上取决于配套技术是否完善，例如地质导向技术，国外MWD（随钻测量）和LWD（随钻录井）导向仪器的出现实现了水平井钻井定向，大大提高了中靶准确率和生产井产量，而我国地质导向技术相对不完善，储层钻遇率依然较低。此外，对水平井欠平衡钻井、气体钻井技术、低损害钻井液钻水平段、水平井分段压裂改造等配套技术还需要进行进一步研究。

3）开展水平井开发经济效益分析。我国天然气开发对象日趋复杂，水平井开发成本一般为直井的2～2.5倍，为保障气藏开发的经济效益，要求水平井不仅初期产量高，还必须具备一定的稳定生产能力。工程技术人员要认真做好气藏工程研究，水平井单井产量和稳产分析，水平井投入和产出分析，确保做到气藏开发技术水平高、经济效益好。

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