引言

白庙气田是中原油田最大的致密砂岩凝析气田。探明含气面积30.71 km²，地质储量126.23×10⁸ m³，凝析油地质储量452.50×10⁴ t。主要含气层位为古近系沙二下(${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}}^2$)~沙三下(${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}}^3$)。其中沙二下和沙三上(${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{上}}}^3$)储层物性相对较好，采出程度已达30%，潜力较小；沙三中(${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{中}}}^3$)和沙三下储层物性相对较差，采出程度均不足10%，潜力较大。沙三中和沙三下储层是水平井设计的主要储层。

白庙气藏构造复杂、埋藏深(3 480~4 800 m)，具有储层物性差(储层渗透率0.30~3.00 mD)、气藏凝析油含量高(244.7~820.7 g/m³)、地露压差较小(3.27~11.30 MPa)、地层压力较高(59.60~67.70 MPa)等特点，目前采用一套层系衰竭式开采方式开发。

1 水平井开发凝析气藏渗流机理

在气藏开发初期，反凝析现象主要发生在近井地层中造成积液堵塞渗流通道，导致气井产量下降。随着地层压力的逐步下降，远离井筒的地层中也发生反凝析现象，使气井产量进一步降低。因此，反凝析现象是这类气藏气井产量大幅度下降的根本原因^[1-4]。

白庙气田压力系数为1.20~1.81，为高压-超高压系统，随着气藏的开发，地层中孔隙压力降低，岩石骨架原有的受力平衡状态被打破，即岩石发生弹性或塑性变形，导致部分孔隙喉道和裂缝的闭合，大大降低油气的渗流能力。此外，钻井液、完井液及各种增产措施液体等侵入储层后未能及时排出，则在井筒积液产生的回压和微孔隙毛管力作用下，在生产层组中低渗层的微毛管孔道产生反向渗吸，该现象即为水锁效应，导致凝析气井产能急剧下降。

白庙气田属于层状砂岩气藏，储层非均质性强，单砂体厚度一般为1.0~3.0 m，依靠直井开发难以获得较高的产能。研究认为，水平井的水平段增大了和气藏的接触面积，扩大了气藏的暴露程度，从而可大幅度提高单井产能。直井生产时，近井区形成很深的压降漏斗，反凝析现象严重；采用水平井开发，可改变近井地层流体的渗流模式，在相同产量条件水平井产生的压降远低于直井，可以延缓反凝析现象的发生^[5-7]。此外，水平井在生产过程中压力下降速度相对较慢，可以降低储层的变形作用对气藏开发的影响。因此，在白庙气田开展水平井开发试验，是寻找致密砂岩凝析气藏高效开发的有效途径。

2 先导试验水平井优化设计

结合白庙气田地质特点，研究水平井开发技术经济政策，主要包括经济界限、砂体优选、水平长度优化、合理产能和生产压差等方面^[8-10]。

2.1 水平井经济界限研究

应用经济平衡原理，结合白庙实际情况，主要考虑开发投资(包括钻井工程和地面建设投资)、采气成本和销售收入等几个参数，根据白庙气田直井递减趋势及增产1.6倍测算开发趋势，稳产期取1年，递减率由初期的30%逐渐降低至预测期末的10%，计算出白庙气田水平井的各项经济界限如下：

初期日产气量：2.1×10⁴ m³；

初期日产凝析油：4.2 t；

天然气经济可采储量：0.539 1×10⁸ m³；

凝析油经济可采储量：1.078 3×10⁴ t；

控制天然气地质储量：1.172 0×10⁸ m³；

控制凝析油地质储量：4.313 2×10⁴ t。

2.2 目标砂体优选 2.2.1 砂体厚度

用白庙气田地质参数代入水平井无阻流量计算公式，计算结果表明，在水平段长度相同情况下，水平井产能随储层厚度增大而升高。

白庙气田沙二下~沙三下4套含气层系，沉积微相为漫湖沉积和湖底扇沉积，单砂体厚度较薄(一般1.0~4.0 m)。根据单井控制地质储量界限，应用容积法得到白庙气田水平井最小厚度7.1 m。应优选厚度大、分布稳定的砂体采用水平井开发。

根据储量动用状况，位于白庙气田主体区的沙三中和沙三下两套层系中，潜力较大的小层主要是白9块的%${\rm{E}}s_{{\mbox{中}}_4^3}^3$、%沙三中4³、沙三下1³、沙三下4¹、沙三下5¹、沙三下6¹，${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{中}}_3^4}^3$、${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}_3^1}^3$、${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}_1^4}^3$、${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}_1^5}^3$、${\rm{E}}_{1}s_{{\mbox{下}}_1^6}^3$；单砂层厚度为2.2~15.1 m (表 1)。

2.2.2 储层物性

研究表明：白庙气田储层渗透率和水平井无阻流量之间接近线性关系(图 1，计算参数为气层厚度8 m，水平段长800 m)，但在0.50 mD处出现拐点，当储层渗透率较小时，直线斜率较大，即气井产能随储层物性增加较快；储层渗透率较大时直线斜率变小，表明气井产能随储层物性增加减缓，储层物性对产能的影响呈阶段性，水平段应尽可能钻遇储层渗透率较高的区域，有助于提高气井的产能。

白庙气田储层物性普遍较差，沙二下和沙三上层系物性相对较好，储层渗透率为1.73~2.53 mD；沙三中和沙三下层系储层物性相对较差，储层平均渗透率为0.61~0.86 mD。沙三中和沙三下是水平井实施的主要潜力目标层系，储层存在非均质性，在构造高部位，储层发育较厚，物性较好。白庙主体区的5套较厚小层物性相对较好，可作为水平井目标砂体。

2.3 水平井轨迹长度优化

利用白庙气田气井无阻流量的计算公式，计算水平井水平段长度。在不同储层厚度情况下，改变水平段长度计算气井产能，得到水平段长度与无阻流量的关系(图 2，h--气层厚度，m)。随水平段长度增加，产能呈上升趋势，其中0~800 m，气井产能随水平段呈近似线性关系快速上升；大于800 m后，气井产能增速减小。因此，白庙气田合理水平段长度应为800 m左右。

2.4 水平井垂向位置优化

采用Vanden Vilis法计算水平井段位于储层中不同位置时的水平井产能，分析水平井与直井产能比和水平井偏离气层中部深度关系，计算结果表明：水平井与直井产能比和水平井偏离气层中部深度无明显的相关性，水平井轨迹只要在层内，不管偏离气层中部深度多少，对水平井产能并没有太大影响。分析认为，其原因主要是白庙气田气层总体较薄所致。

2.5 水平段方位优选

中原油田水力压裂产生的裂缝统计情况表明，裂缝方向一般平行于最大水平主应力方向。通过对白庙气田26口井直气井压裂裂缝监测资料的分析，裂缝方向大约为呈北--东向60.5°，即地层最大主应力方向为60.5°。水平井水平段轨迹与地层最大主应力方向呈垂直方向，压裂产生的裂缝控制储量面积大，可获得最佳的压裂效果，水平井可获得较高的产能。鉴于白庙气田构造的复杂性，设计水平井轨迹方向约为120°时，可使水平段轨迹与最大主应力方向呈较大夹角(图 3)。

2.6 合理产量及生产压差

通过水平井产能方程确定无阻流量与生产压差的关系，求出白庙气田合理生产压差下的合理产量。根据水平井的折算泄气半径，推导出白庙水平井二项式预测公式，在此基础上，建立不同地层压力下白庙水平井的IPR曲线及生产压差曲线(图 4，图 5)。

根据IPR曲线及生产压差曲线计算出水平井在不同地层压力下无阻流量及合理生产压差。白庙气田水平井初期无阻流量可达15.63×10⁴ m³/d，合理产量3.97×10⁴ m³/d。随着地层压力的下降，白庙水平井无阻流量与合理产量呈指数式下降。%按照该方法计算的不同地层压力下对应合理的生产压差和产量见表 2。

3 水平井实施

根据白庙气田地质特点，为了尽可能多地控制地质储量，在平面上保证较长的水平段，水平井设计必须横跨多个断块；同时，由于层薄，含有多套砂组，较适宜钻阶梯式水平井。通过储层预测、含油气检测及水平井设计参数研究，优选储层物性较好、厚度相对较大的储层，分别在白64块和白44块优化实施2口先导试验水平井(白平1井、白-平2HF)，鉴于构造限制，均设计为阶梯式水平井(图 6、图 7)，取得了较好的效果。

白平1井采用阶梯式井轨迹对${\rm{E}}_{1}s_{{下}_3^1}^3$小层跨断层控制了2个小断块，水平井段长度495.5 m。白-平2HF井采用阶梯式井轨迹穿过白17断层控制了2个小断块，水平段1 200.0 m，钻遇沙三下的3+4砂层组(图 6、图 7)。两口水平井控制天然气地质储量均在1.75×10⁸ m³以上。

通过钻井实施，白平1和白-平2HF井均钻遇较厚气层，达到地质设计要求。多段压裂均获得较高产油气流(表 3)。

根据白庙气田相似层位投产井情况对比分析，白平1和白-平2HF井的稳产产量明显高于直井，因此可以获得较好的经济效益(图 8)。

4 结论

(1) 白庙气田构造复杂，断层多、断块小，搞清小断层的分布，采用阶梯式水平井横跨多个断块，最大限度控制储量，是设计优质高效水平井的关键。

(2) 白庙气田单砂体气层厚度较薄，优选成组性强，叠合有效厚度较大的砂组作为目标层，水平井在钻进过程中可以穿过多个单砂体，且进行多段压裂时利用裂缝可相互沟通上下砂体，达到提高储量控制程度的目的。

(3) 水平井钻井投资和作业费用较高，目前综合经济效益较差。要高水平井开发经济效益，必须采用经济倒算，大幅度压缩钻井投资及作业费用。