鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

doi:10.11743/ogg20230218

Abstract

Abstract:

The geological characteristics of low-permeability tight gas reservoirs （developed mostly with horizontal wells） in the Ordos Basin are systematically described based on previous gas development experiences. A successful development of these reservoirs with horizontal wells usually comprises four stages based on a study of the targets， technical parameters， and performance indicators of the wells： exploring all possibilities， tackling technical problems， scaling up of technology implementation as well as optimization and improvement. The technical connotation of horizontal well development in Ordos Basin is elaborated and represented by a series of development technologies including multidisciplinary sweet spot optimization technology， overall deployment technology of multi-layer large well cluster， multidisciplinary integrated geosteering technology， and fine fracturing technology with a full life cycle production management. A comprehensive evaluation of gas development through horizontal wells from different types of gas reservoirs indicates that horizontal wells perform better in tight gas reservoirs， that strengthening the joint efforts on multi-disciplinary research for the whole process is the main direction of horizontal well technology development as well as the key to a large-scale development of low-grade natural gas resources with profit. For developing reservoirs with more complex conditions such as those buried deep in thin layers with low abundance of gas， horizontal wells will be further improved to deal with the challenges in the brown Sulige gas field where targeted optimization of the technology will be carried out， the green gas fields such as Qingyang and Yichuan where supporting technology will be developed， and the new forms of gas resources such as shale gas， coal-bed methane， etc， that require effective development technologies， thus ensuring a steady increasing gas production in the Ordos Basin.

Key words: horizontal well, exploitation technology, low-permeability tight gas reservoir, natural gas, Changqing Oilfield, Ordos Basin

CLC Number:

TE132.2

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Figures/Tables 14

Fig. 1

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天然气藏类型		碳酸盐岩气藏	低渗砂岩气藏	致密砂岩气藏
典型气田		靖边气田	榆林气田	苏里格气田
	埋深/m	3 200 ~ 3 900	2 650 ~ 3 100	2 800 ~ 3 700
	沉积相	潮坪、台地	曲流河	曲流河、辫状河
	储层厚度/m	5 ~ 15	5 ~ 32	40 ~ 60
	气层厚度/m	4 ~ 10	3 ~ 17	3 ~ 15
	储集空间	溶孔、晶间孔、晶间溶孔	粒间孔、溶蚀孔	残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔
	孔隙度/%	4.4 ~ 8.6	6.3 ~ 8.8	4.5 ~ 9.7
	平均渗透率/（10^-3μm²）	2.63	4.85	0.73
	地层压力系数	0.80 ~ 0.96	0.85 ~ 0.98	0.78 ~ 0.95
	储量丰度/（10⁸ m³·km^-2）	0.55	0.93	1.15
	直井日产气量/（10⁴ m³）	3.0	2.4	1.0

气田	区带类型	储层特征	储量集中度/%	砂岩有效厚度/m	主、次产层渗透率比值	水平井部署条件
苏里格气田	Ⅰ类富集区	块状砂体发育，主力层明显	75.1	9.3	0.8 ~ 5.9	储量丰度0.85 × 10⁸ m³/km²以上；盒8段储量集中度70 %以上；主次产层渗透率比值1 ~ 4；心滩、河道砂体为主；砂岩有效厚度4 m以上
	Ⅱ类富集区	砂体多期叠置，含气性好	71.4	8.3	1.2 ~ 4.8
	致密区	叠置砂体较发育，含气性差	45.5	7.4	0.7 ~ 14.0
	含水区	砂体多期发育，气-水关系复杂	55.2	7.1	0.5 ~ 6.8
神木气田	—	多薄层发育，砂体规模有限	75.0	7.8	0.8 ~ 3.9	储量丰度0.57 × 10⁸ m³/km²以上；太原组储量集中度75 %以上；主、次产层渗透率比值1 ~ 4；河道砂岩为主；砂岩有效厚度5 m以上
庆阳气田	—	埋藏深、厚度薄、层系单一	86.2	5.6	1.2 ~ 6.8	储量丰度0.52 × 10⁸ m³/km²以上；山1段储量集中度85 %以上；主、次产层渗透率比值1 ~ 4；河道砂体为主；砂岩有效厚度5 m以上

	二维构型剖面导向	三维地震导向	三维建模导向
优点	小层精细对比，指导精确入靶	地质体真实反映，预判优势储层空间位置	精细刻画三维空间构造与储层展布
缺点	缺乏空间地质体完整性认识	小尺度下（砂体厚度5 ~ 10 m）的导向效果差	数学算法预测储层，存在多解性

综合品质	Ⅰ类储层	Ⅱ类储层	Ⅲ类储层
地质甜点	气测 > 20 %	10% ≤ 气测 ≤ 20 %	气测 < 10 %
地质甜点	GR ≤ 40 API	GR ≤ 60 API	GR ≤ 90 API
工程甜点	σ_h > 30 MPa	30 MPa ≤ σ_h ≤ 50 MPa	50 MPa < σ_h
布缝方式	多簇射孔，密集布缝	适度加密	少段多孔
段间距/m	70 ~ 80	80 ~ 100	100
簇间距/m	10 ~ 15	15 ~ 20	≥ 20
段砂量/m³	70 ~ 80	50 ~ 60	40
段液量/m³	< 550	< 450	< 300

区带类型	地质储量/ （10⁸ m³）	主要地质特征	气层厚度/m	渗透率/ （10^-3μm²）	含气饱和度/%	内部收益率/%
富集区	1.99	石英砂岩为主，砂体厚且连续性好，稳定发育	8.6	0.81	68.4	9.8
致密区	1.14	石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，总体致密	7.4	0.63	57.4	7.6
多层系致密区	0.57	岩屑石英砂岩为主，单层产能低，优势层不突出	7.8	0.64	54.2	8.6
含水区	1.43	石英砂岩为主，气-水关系复杂，水/气比较高	7.1	0.72	52.6	4.4

Technologies and prospect of full-cycle development of low-permeability tight gas reservoirs with horizontal wells， Ordos Basin

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