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摘要：本文结合户部寨气田储层特征和发育裂缝的特点，从提高开发效益的角度，对户部寨气田如何提高开发效果进行了思考，并提出了一些思路。从钻井工程方面提出了水平井的部署，指出了井眼轨迹走向，从储层改造方面探讨了重复压裂的必要性，从裂缝方面提出了裂缝水淹井的下步挖潜方向，从井筒维护方面否定了复合防盐措施的可行性，最后对软件的应用提出了一些想法。
关键词：户部寨气田；重复压裂；水平井
当前，户部寨气田低能低产，难道是户部寨气田的真实开发水平？或者说这种低品质储量，只有维持较低的采收率？按照以前逐层上返的开发模式，似乎可供压裂的层很少，按照前期研究“剩余储量多而分布零散”的结论，措施效益差，改造风险很大。
户部寨气田有储量而产量低，是当前困扰我们的难题。从地质和工程相结合的角度，谈一些想法和建议，明确下步攻关方向，继续开展技术试验。
一、水平井和多段分层压裂
（一）部署水平井的必要性。2007年大型压裂试验失败后，在新井部署和储层改造方面，户部寨气田4年以来没有取得明显突破。2011年10月白庙平1井多段压裂试验成功后，为致密砂岩气藏的开发又燃起了一线希望。目前国内外的研究和应用表明，采取打水平井结合多段压裂，将成为近几年乃至较长时间内致密砂岩气田增储上产的重点。
统计历年新井累产气情况表明，户部寨气田绝大部分新井效益差，按照单井累产气2500万方保本计算，76%气井累产气仅17%。低效井的井数多，效益差，使得后续挖潜风险和难度增大。
表1-1 单井累产气与合计累产气比例
前期主要采取了打定向井结合逐层上返压裂的开发方式，只在裂缝发育区取得了较好的效果。但是，新井能够打到裂缝并能取得一定的开采效益，仅有部1-2、部1-9、部1-12和部10等井，几率只有10%。
如何提高新井的效益，可以从以下两个方面着手：
一是继续打定向井，采取多层分段压裂，纵向一次全部投产。这种方式是继续沿用前期的打井模式，只是改过去逐层上返为一次全部投产。二是打水平井，采取分段压裂。两种方式谁优谁劣，需要结合气藏特点和经济效益测算。
以文23气田为例，沙四3-6段纵向沟通、平面连通性好，为具有层状特征的块状砂岩气藏。采取打直井结合逐层上返或者一次全部射孔投产的方式，可以最大限度地提高单井产量和累产量，即单井纵向上采出程度高、平面上波及半径大，生产效益高。如下图所示：
图1-1 块状气藏水平井与直井示意图
户部寨气田储层的特点是纵向上砂岩不发育，层与层纵向上沟通差，平面上连通性也较差，表现为层状砂岩气藏特征。如果采取打直井或者定向井，结合逐层上返的开发方式，则气井不仅产量低，而且累产气也少，开发效果大打折扣，除非气井处于裂缝发育区。如下图所示：
图1-2 层状气藏水平井与直井示意图
如何挖掘层状致密砂岩气层的最大潜力？从目前卫79-9块和边块挖潜情况来看，可能卫79-9块适合打水平井，如果开发初期就将水平井作为首选，户部寨气田也许能进一步提高开发效益。同样，户部寨气田边块更适合采取水平井技术，如部11块。
部11-平1井：部11-平1井是部11块设计的一口水平井，设计目的层为ES46的5小层，平均气层有效厚度6.7m，控制储量1.1亿方，设计水平段700m。预计日产气4.0万方，日产油2.4吨。
部11-平1井能产多少气？以部11井为例来分析。部11井2005年9月17日射孔ES45，井段3598.6-3641.0m，14.2m/9n。9月27日投产，截止2014年6月累计产气量435万方。虽然致密气藏的泄气范围有限，但是部11井仅ES45层段产气324万方，如果部11-平1井采取水平井分段压裂10段以上，在ES45层段造一条水平段，预计累产气可达3240万方，效益还是有的。
（二）多级多缝压裂。总体而言，水平井分段数越多，改造效果越好。如果部署了水平井，如何提高分段数？调查表明，可利用限流法原理来提高分段数。
限流法原理：在每两个封隔器间进行限流射孔（射2-3段），压裂时通过排量控制，实现每个射孔段都达到压裂改造的目的。关键工艺是优化射孔与排量。如下图所示：
图1-3 水平井多级多封压裂示意图
以部11-平1井为例，如果卡封分7段压裂，每段进行限流射孔，则至少可产生14条裂缝，预计累产气可超过3240万方，效益非常可观。
（三）水平井的水平段延伸方位。部署水平井不仅仅要考虑气层平面展布，还应从后续压裂工序的角度出发，考虑水平井的水平段延伸方位。
从减小水平井分段压裂的破裂压力、降低施工难度和提高措施效果的角度来看，如果水平井的水平段延伸方位与最小主地应力平行，则可最大限度地降低破裂压力，利于造缝，避免出现压裂缝偏转的现象。
二、重复压裂的必要性
压裂裂缝的走向受到地应力的影响，户部寨气田处于一条较狭长的地垒带，构造的控制作用十分明显，地应力的大小和方向变化大，压裂会出现如下情况：
一是两条裂缝并不是对称分布。两条裂缝在缝长和方向并不完全对称，可能出现一条缝比另一条缝长的情况，也可能出现两条缝不在一条直线上。二是应力集中处造成“半缝”。在个别应力大小和方向变化处，如断层的夹角处，容易出现这种情况。
如下图所示：
图2-1 压裂裂缝不对称示意图
户部寨气田大部分气井压裂投产后，都表现出初期高压高产，稳产期短，或者无稳产时间，后续长期低产的特征，这与压裂不彻底有一定关系：一是在卫79-9块断层附近，应力集中，存在压裂缝长不完善的井点。二是气田地应力高，裂缝闭合快，压裂有效期短。
因此，在老井措施挖潜方面，建议在选井选层、裂缝启裂延伸机理、施工工艺三方面开展研究。应用低渗透储层三维应力场与全缝长压裂数值模拟理论，即采取三维网格节点应力叠加建立应力场的方法，人工裂缝全缝长三维数值模拟技术，考虑天然裂缝。研究内容包括：应用地震资料开展压裂施工设计和压后评估、裂缝三维空间展布与矢量化井网匹配、地应力变化对重复压裂技术的影响。 三、裂缝井的挖潜思路
户部寨气田自2004到2013年开展三次裂缝研究，对裂缝的分布范围进行预测，并指导了新井的部署，取得了一定的效果。但是，一个无法预料的情况是，裂缝井出水后，产能迅速下滑，即使采取上返措施也未能获得理想产能。
处在裂缝发育部位的部1-12井和部10井无水采气期有3.5年，部1-9井不到6年见水，典型裂缝井出水情况如下：
①部1-9井：为提高产量压裂，不到2年见水。②部1-12井：生产时给其它井提供高压气源，频繁激动，见水后采取化学挤堵成功，后解堵失败③部10井：压裂投产，平稳生产，至今仍有产能。
部1-12井水淹后，挤堵了原出水层位，然后上返补孔未取得理想产能，后又解堵原生产层位，效果仍不理想。挤堵会堵塞微裂缝，封堵了水道的同时，也阻隔了气流的通道，剩余气无法动用。
对于裂缝区的气井，如何动用剩余储量，建议结合裂缝研究成果，试验老井侧钻，做好储层保护工作，有望继续沟通裂缝发育部位，取得较好的效果。
四、复合防盐的可行性
复合防盐措施在文23气田取得了较好的效果，但是，在户部寨气田效果一直较差，未能取得突破。前期认为是施工工艺的问题，即地层致密，防盐药剂难以挤入地层、有效期短，拟用液氮代替高压气试验，提高注气压力，争取将防盐剂挤入地层，延长有效期。
用液氮代替高压气是否可行，首先从气藏工程的角度来探讨水的来源，来论证户部寨气田复合防盐措施是否可行。
一般下部气层容易出水，地层水来源可能有三个方面：一是地层挤压出水。压力降低，有效上覆压力增大，束缚水流动。二是钻井液、压裂液等外来液体返排。三是压裂沟通夹层水或者下部水层。
户部寨气田夹层水发育，压裂容易沟通，极有可能是第三种情况，如下图所示：
图4-1 压裂导致地层水侵入示意图
文109井取芯样品相渗曲线如下图所示：
图4-2 文109井相渗曲线
从上图可知：
①原生水基本为不流动水。②等渗点处的气、水相对渗透率均小于0.1。
在含水饱和度达到其所对应的75%以前，地层水的渗流能力是相当弱的，对于户部寨气田致密储层而言，在地层见水前，水的渗流能力更弱，见水后，气相的渗透率是很低的，即地层要么出气，要么出水。
对于复合防盐措施而言，药剂不仅进入水层，更会容易和大量进入气层，而气层不产水，不会结盐，只会造成气层水锁。
因此，户部寨气田防盐的重点应放在井筒的钠盐防治上，复合防盐不适应。
五、软件应用的启示
2013年，引进了Pipesim软件，在储气库注采预测、小油管可行性分析方面，发挥了很好的指导作用，增强了我们使用软件的信心和决心。
当前，户部寨气田的储量分布、采出和动用状况评价，采用的方法是简单的产量劈分，气层渗流方面的因素考虑很少，建议采取建模和数模研究分析，验证目前剩余气研究结论，指导和调整挖潜措施，主要考虑以下方面：
①立足自身力量，开展建模和数模研究。②“裂缝性”气藏如何开展建模研究。③主干裂缝、微裂缝、压裂裂缝，对数模如何影响。
六、结论和建议
户部寨气田的挖潜要想取得突破，首先要地质认识取得突破，只有思路转变了，才能发现出路。建议户部寨气田开展地应力研究，结合层间零散的剩余储量，选取措施有效期短、剩余储量较大的层位，重复压裂造新缝，开展单层重复压裂或者分层多段重复压裂试验。
（一）水平井和多段分层压裂，针对地应力分布部署水平井，试验多级多缝压裂。
（二）重复压裂，在地应力分布的指导下，优选老井开展重复压裂试验。
（三）裂缝井挖潜，开展水淹气层剩余可采储量评价， 论证侧钻可行性。
（四）软件应用，户部寨建模和数模研究，弄清剩余气分布特征。
参考文献：
[1]金忠臣，杨川东，张守良等编著 采气工程 北京： 石油工业出版社，2004.12：287-290.
[2]袁士义，叶继根，孙志道编著.凝析气藏高效开发理论与实践 北京：石油工业出版社，2003.11：162-163
[3]王元基.水平井油田开发技术论文集 北京：石油工业出版社，2010.05：510-517
关键词：户部寨气田；重复压裂；水平井
当前，户部寨气田低能低产，难道是户部寨气田的真实开发水平？或者说这种低品质储量，只有维持较低的采收率？按照以前逐层上返的开发模式，似乎可供压裂的层很少，按照前期研究“剩余储量多而分布零散”的结论，措施效益差，改造风险很大。
户部寨气田有储量而产量低，是当前困扰我们的难题。从地质和工程相结合的角度，谈一些想法和建议，明确下步攻关方向，继续开展技术试验。
一、水平井和多段分层压裂
（一）部署水平井的必要性。2007年大型压裂试验失败后，在新井部署和储层改造方面，户部寨气田4年以来没有取得明显突破。2011年10月白庙平1井多段压裂试验成功后，为致密砂岩气藏的开发又燃起了一线希望。目前国内外的研究和应用表明，采取打水平井结合多段压裂，将成为近几年乃至较长时间内致密砂岩气田增储上产的重点。
统计历年新井累产气情况表明，户部寨气田绝大部分新井效益差，按照单井累产气2500万方保本计算，76%气井累产气仅17%。低效井的井数多，效益差，使得后续挖潜风险和难度增大。
表1-1 单井累产气与合计累产气比例
前期主要采取了打定向井结合逐层上返压裂的开发方式，只在裂缝发育区取得了较好的效果。但是，新井能够打到裂缝并能取得一定的开采效益，仅有部1-2、部1-9、部1-12和部10等井，几率只有10%。
如何提高新井的效益，可以从以下两个方面着手：
一是继续打定向井，采取多层分段压裂，纵向一次全部投产。这种方式是继续沿用前期的打井模式，只是改过去逐层上返为一次全部投产。二是打水平井，采取分段压裂。两种方式谁优谁劣，需要结合气藏特点和经济效益测算。
以文23气田为例，沙四3-6段纵向沟通、平面连通性好，为具有层状特征的块状砂岩气藏。采取打直井结合逐层上返或者一次全部射孔投产的方式，可以最大限度地提高单井产量和累产量，即单井纵向上采出程度高、平面上波及半径大，生产效益高。如下图所示：
图1-1 块状气藏水平井与直井示意图
户部寨气田储层的特点是纵向上砂岩不发育，层与层纵向上沟通差，平面上连通性也较差，表现为层状砂岩气藏特征。如果采取打直井或者定向井，结合逐层上返的开发方式，则气井不仅产量低，而且累产气也少，开发效果大打折扣，除非气井处于裂缝发育区。如下图所示：
图1-2 层状气藏水平井与直井示意图
如何挖掘层状致密砂岩气层的最大潜力？从目前卫79-9块和边块挖潜情况来看，可能卫79-9块适合打水平井，如果开发初期就将水平井作为首选，户部寨气田也许能进一步提高开发效益。同样，户部寨气田边块更适合采取水平井技术，如部11块。
部11-平1井：部11-平1井是部11块设计的一口水平井，设计目的层为ES46的5小层，平均气层有效厚度6.7m，控制储量1.1亿方，设计水平段700m。预计日产气4.0万方，日产油2.4吨。
部11-平1井能产多少气？以部11井为例来分析。部11井2005年9月17日射孔ES45，井段3598.6-3641.0m，14.2m/9n。9月27日投产，截止2014年6月累计产气量435万方。虽然致密气藏的泄气范围有限，但是部11井仅ES45层段产气324万方，如果部11-平1井采取水平井分段压裂10段以上，在ES45层段造一条水平段，预计累产气可达3240万方，效益还是有的。
（二）多级多缝压裂。总体而言，水平井分段数越多，改造效果越好。如果部署了水平井，如何提高分段数？调查表明，可利用限流法原理来提高分段数。
限流法原理：在每两个封隔器间进行限流射孔（射2-3段），压裂时通过排量控制，实现每个射孔段都达到压裂改造的目的。关键工艺是优化射孔与排量。如下图所示：
图1-3 水平井多级多封压裂示意图
以部11-平1井为例，如果卡封分7段压裂，每段进行限流射孔，则至少可产生14条裂缝，预计累产气可超过3240万方，效益非常可观。
（三）水平井的水平段延伸方位。部署水平井不仅仅要考虑气层平面展布，还应从后续压裂工序的角度出发，考虑水平井的水平段延伸方位。
从减小水平井分段压裂的破裂压力、降低施工难度和提高措施效果的角度来看，如果水平井的水平段延伸方位与最小主地应力平行，则可最大限度地降低破裂压力，利于造缝，避免出现压裂缝偏转的现象。
二、重复压裂的必要性
压裂裂缝的走向受到地应力的影响，户部寨气田处于一条较狭长的地垒带，构造的控制作用十分明显，地应力的大小和方向变化大，压裂会出现如下情况：
一是两条裂缝并不是对称分布。两条裂缝在缝长和方向并不完全对称，可能出现一条缝比另一条缝长的情况，也可能出现两条缝不在一条直线上。二是应力集中处造成“半缝”。在个别应力大小和方向变化处，如断层的夹角处，容易出现这种情况。
如下图所示：
图2-1 压裂裂缝不对称示意图
户部寨气田大部分气井压裂投产后，都表现出初期高压高产，稳产期短，或者无稳产时间，后续长期低产的特征，这与压裂不彻底有一定关系：一是在卫79-9块断层附近，应力集中，存在压裂缝长不完善的井点。二是气田地应力高，裂缝闭合快，压裂有效期短。
因此，在老井措施挖潜方面，建议在选井选层、裂缝启裂延伸机理、施工工艺三方面开展研究。应用低渗透储层三维应力场与全缝长压裂数值模拟理论，即采取三维网格节点应力叠加建立应力场的方法，人工裂缝全缝长三维数值模拟技术，考虑天然裂缝。研究内容包括：应用地震资料开展压裂施工设计和压后评估、裂缝三维空间展布与矢量化井网匹配、地应力变化对重复压裂技术的影响。 三、裂缝井的挖潜思路
户部寨气田自2004到2013年开展三次裂缝研究，对裂缝的分布范围进行预测，并指导了新井的部署，取得了一定的效果。但是，一个无法预料的情况是，裂缝井出水后，产能迅速下滑，即使采取上返措施也未能获得理想产能。
处在裂缝发育部位的部1-12井和部10井无水采气期有3.5年，部1-9井不到6年见水，典型裂缝井出水情况如下：
①部1-9井：为提高产量压裂，不到2年见水。②部1-12井：生产时给其它井提供高压气源，频繁激动，见水后采取化学挤堵成功，后解堵失败③部10井：压裂投产，平稳生产，至今仍有产能。
部1-12井水淹后，挤堵了原出水层位，然后上返补孔未取得理想产能，后又解堵原生产层位，效果仍不理想。挤堵会堵塞微裂缝，封堵了水道的同时，也阻隔了气流的通道，剩余气无法动用。
对于裂缝区的气井，如何动用剩余储量，建议结合裂缝研究成果，试验老井侧钻，做好储层保护工作，有望继续沟通裂缝发育部位，取得较好的效果。
四、复合防盐的可行性
复合防盐措施在文23气田取得了较好的效果，但是，在户部寨气田效果一直较差，未能取得突破。前期认为是施工工艺的问题，即地层致密，防盐药剂难以挤入地层、有效期短，拟用液氮代替高压气试验，提高注气压力，争取将防盐剂挤入地层，延长有效期。
用液氮代替高压气是否可行，首先从气藏工程的角度来探讨水的来源，来论证户部寨气田复合防盐措施是否可行。
一般下部气层容易出水，地层水来源可能有三个方面：一是地层挤压出水。压力降低，有效上覆压力增大，束缚水流动。二是钻井液、压裂液等外来液体返排。三是压裂沟通夹层水或者下部水层。
户部寨气田夹层水发育，压裂容易沟通，极有可能是第三种情况，如下图所示：
图4-1 压裂导致地层水侵入示意图
文109井取芯样品相渗曲线如下图所示：
图4-2 文109井相渗曲线
从上图可知：
①原生水基本为不流动水。②等渗点处的气、水相对渗透率均小于0.1。
在含水饱和度达到其所对应的75%以前，地层水的渗流能力是相当弱的，对于户部寨气田致密储层而言，在地层见水前，水的渗流能力更弱，见水后，气相的渗透率是很低的，即地层要么出气，要么出水。
对于复合防盐措施而言，药剂不仅进入水层，更会容易和大量进入气层，而气层不产水，不会结盐，只会造成气层水锁。
因此，户部寨气田防盐的重点应放在井筒的钠盐防治上，复合防盐不适应。
五、软件应用的启示
2013年，引进了Pipesim软件，在储气库注采预测、小油管可行性分析方面，发挥了很好的指导作用，增强了我们使用软件的信心和决心。
当前，户部寨气田的储量分布、采出和动用状况评价，采用的方法是简单的产量劈分，气层渗流方面的因素考虑很少，建议采取建模和数模研究分析，验证目前剩余气研究结论，指导和调整挖潜措施，主要考虑以下方面：
①立足自身力量，开展建模和数模研究。②“裂缝性”气藏如何开展建模研究。③主干裂缝、微裂缝、压裂裂缝，对数模如何影响。
六、结论和建议
户部寨气田的挖潜要想取得突破，首先要地质认识取得突破，只有思路转变了，才能发现出路。建议户部寨气田开展地应力研究，结合层间零散的剩余储量，选取措施有效期短、剩余储量较大的层位，重复压裂造新缝，开展单层重复压裂或者分层多段重复压裂试验。
（一）水平井和多段分层压裂，针对地应力分布部署水平井，试验多级多缝压裂。
（二）重复压裂，在地应力分布的指导下，优选老井开展重复压裂试验。
（三）裂缝井挖潜，开展水淹气层剩余可采储量评价， 论证侧钻可行性。
（四）软件应用，户部寨建模和数模研究，弄清剩余气分布特征。
参考文献：
[1]金忠臣，杨川东，张守良等编著 采气工程 北京： 石油工业出版社，2004.12：287-290.
[2]袁士义，叶继根，孙志道编著.凝析气藏高效开发理论与实践 北京：石油工业出版社，2003.11：162-163
[3]王元基.水平井油田开发技术论文集 北京：石油工业出版社，2010.05：510-517