西南油气田：水平井打出高水平

    经历多年的磨砺，川西碎屑岩领域“致密与难采”这道难关，已被水平井这项“杀手锏“技术跨越。目前，水平井开发及配套技术基本成型并全面推广应用，西南油气田水平井日产气量已突破700万方，实现了致密气藏难采储量的规模高效开发。

 

    新认识开启水平井开发试验

 

    致密气藏低孔低渗（孔隙度一般10%，地下渗透率小于0.1毫达西），喉道为微、纳米级、高束缚水饱和度导致微观格架和储渗关系较常规气藏更加复杂，储量动用难度大；气藏复杂的渗流特征决定气藏产能特征和动态规律认识存在技术瓶颈；气水分布关系复杂使得气井部署和治水难度高。

 

    通过大量的实验研究表明，致密砂岩气藏存在应力敏感、启动压力梯度和水锁现象等特殊渗流现象，对气井泄气半径影响明显；对于难动用储量，直井开发制约气井产能、有效控制储量规模和稳产时间，不利于储量的有效动用，对致密气藏开发部署、井网井型设计、开采规律认识以及开发指标预测有较大影响。

 

    油气田从2007年在四川德阳新场气田沙溪庙组气藏开始水平井开发试验，到2010年在气藏难采储量层全面获得突破，试验实施投产10口水平井，单井平均无阻流量10万方/天，是临近直井的2～4倍，水平井投产油套压和产量表现出良好的稳定性，试验水平井最高累产气已达1亿方。

 

    一井一策保障高产高效

 

    在新场沙溪庙组气藏开发成功基础上，西南油气田针对遂宁组、蓬莱镇组以及须家河组也开展了试验，并针对性研究形成不同类型气藏水平井地质优化设计方法，同时同一气藏根据储层类型不同进一步优化水平井实施参数，实现了一井一策。

 

    首先建立了不同类型气藏水平井筛选评价的经济技术界限标准，其次对透镜状、层状、互层状不同类型储层结构砂体的水平段方位、垂向位置、水平段长度和井网井距进行了优化设计；第三建立了基于致密气藏渗流机理的低渗致密气藏压裂水平井产能预测模型，并对不同类型气藏水平井合理生产制度进行了优化；第四形成了基于川西河流相储层非均质性特征的压裂裂缝布局优化方法，最大限度动用储量，有效指导低渗透气藏水平井的优化部署和分段压裂改造优化设计，保障了气井安全高产高效。

 

    全面应用实现规模开发

 

    2012年以来，西南油气田全面推广应用水平井开发技术，促进了川西老区难动用储量和新区成都凹陷什邡-广金气田蓬莱镇组、东斜坡沙溪庙组气藏窄河道多层分散型致密砂岩气藏储量的有效动用和规模建产；单井产能增长倍数2～7倍，水平井分段数突破20段以上。

 

    “十二五”期间，西南油气田共实施投产水平井250多口，新增动用难采储量300亿方，新建产能12亿方/年，水平井调整加密新增产能6亿方/年；合计新增可采储量120亿方，水平井年产气量突破10亿方，累计采气超过40亿方，有力助推了油气田2015年扭亏创效目标实现。

 

    同时，水平井技术在元坝气田的应用达到一个新的高峰。在元坝超深层薄层生物礁高含硫气藏，创造了两项世界纪录，元坝101-1H井创含硫超深水平井井深最深世界纪录（7971米），元坝121H井创含硫超深水平井垂深最深世界纪录（6991米），形成8项高含硫复杂油气藏超深水平井钻完井关键技术，以及超深水平井钻完井及储层改造技术。在元坝气田，水平井产能是直井的2倍以上，助推34亿方/年净化气产能建设全面完成，为建成国内首个7000余米超深高含硫生物礁大气田提供了坚强技术保障。

 

    展望未来，水平井技术仍将是西南油气田建设百亿气田的攻坚利器。川西中浅层和元坝海相是百亿气田建设的基础，页岩气和川西超深层海相领域是实现百亿气田目标的关键所在，随着勘探开发的纵深推进和展开，将面临更加复杂的开发对象，水平井“井工厂”开发模式是页岩气高效开发的关键技术，而川西海相储层薄，采用水平井技术可有效增大单井控制范围，提升单井产量和稳产基础。