引言

双110井区位于神木气田的西南部，构造位置在鄂尔多斯盆地陕北斜坡东北部。井区面积460 km$^2$，天然气探明地质储量181$\times$10$^8$ m$^3$，叠合面积304 km$^2$。截至2017年7月，完成钻井21口，其中，探井15口，开发井6口，取芯井12口，试气井15口。部署二维地震测线37条，规则测线24条，测网密度为1.3 km$\times$1.6 km。开发主力产层为太原组和山西组，气藏埋深2 200$\sim$2 600 m。调研对比国内外类似气田发现，双110区块属于典型的“低孔、低渗、低压、低丰度”的四低气田，同时，该井区地质条件更复杂，储层变化极快，气层分布受控于储层孔渗条件，储层预测、井位部署及跟踪调整的难度极大，且井区内地震测线覆盖面积小，储层条件品质差，含气层系分散，完钻井少，产能情况不落实等问题比较突出^[1]。

为了更好地改进该区块的开发效果，加快产能建设的步伐，2017-2019年长庆油田与长城钻探创新合作模式，联合开发建设，旨在通过联合开发，参考借鉴长城钻探在地质研究、工程技术及管理等方面的新理念、新方法，以提高井区单井产量及气田产能建设到位率。2017-2019年计划建产能10.0$\times$10$^8$ m$^3$，开发方案设计钻直/定向井245口，水平井15口。通过气藏精细描述、富集区优选、井位优化部署及射孔方案优化研究等工作，全面推进产能建设工作^[2-6]。

1 区块地质及开发简况

2017年7月前的完钻井资料表明，该地区地质条件差，生产效果不佳。完钻的21口井钻遇了上、下古生界多套含气层段，在太原组和山西组有效储层钻遇率较高，确定为主要目的层段。其中，太原组和山2段产气能力相对较强，为气田主力产气层段，但是试气效果不理想。

此后，通过合作开发，地质认识得到了进一步深化。通过对2019年新完钻井地质研究发现，研究区储层非均质性较强，气层平面分布零散，呈孤立状或条带状分布。纵向上含气井段长，约220.0 m，分布不集中，单层厚度较薄，小于2.0 m的气层占31.0%，2.0$\sim$5.0 m的气层占59.0%。储层物性较差，平均孔隙度7.32%，平均渗透率0.33 mD，平均含气饱和度58.2%，且储量丰度较低，为0.67$\times$10$^8$ m$^3$/km$^2$。2019年完钻井平均单井钻遇太原组、山西组砂岩厚度35.4 m，有效储层厚度9.6 m。非主力层中盒8段在全区较为发育，气层钻遇率为86.2%，平均气层厚度10.1 m(表 1)。总体上看，气层分布具有“散、长、薄、差、低”的特点。

2 井震结合开展精细气藏描述

为了更好地开展井位优化部署，对研究区进行精细气藏描述，解剖地质特征，发现含气富集区。研究中突破了以往传统的研究方法，加强地震与地质结合，采用相控理念，利用小尺度、多层系薄层预测技术，实现储层的精细刻画，取得了新认识。针对双110井区储层“散、长、薄、差、低”的地质特点，创新形成了含气富集区优选技术，优选含气富集区4个。研究制定了地质研究和井位优化部署总体思路，结合地震、测井、录井、岩芯及试气等资料，开展构造特征、沉积相特征、砂体及有效储层分布规律研究，建立三维地质模型，筛选含气富集区；在井型、井网论证的基础上，优化井位部署，实时井位调整；优选射孔及压裂井段，分析试气效果，最终实现“少井高产”。

2.1 井震结合，小层精细对比与划分

围绕研究区内新、老钻井资料，开展对比分析，在双110井区37条二维地震测线的基础上，利用新完钻井资料进行对比校正，保证了本次研究成果的可靠性。

在实际研究中，自动追踪区域上最稳定、最可靠的标志层，双110井区选择本溪组顶部的9号煤层。以2015年采集的二维地震为标准，采取逐步外扩校正法，把双110井区内的其他二维测线，统一校正到2015年的二维地震时间深度上来。选取标准井，进行时深关系标定，开展层位追踪解释，以此建立合适的速度模型，进行时深转换，生成统一的构造平面图。

根据岩性组合特征，确定区域稳定标志层，本溪顶的9号煤层在双110井区稳定发育，在地震剖面上形成了稳定的反射界面，在地震上表现为“S型零相位”特征，时间在1 200$\sim$1 350 ms。在识别典型标志层及地震反射特征的基础之上，通过闭合差校正和井震标定，建立准确时深关系。

运用地震解释系统，对研究区二维地震资料开展精细解释，共完成37条测线，6个地震层位顶部的精细解释工作。解释结果显示，纵向上，自上而下发育盒8段、山1段、山2段、太原组、本溪组和马5段。平面上，解释范围涵盖双110井区，并外扩到扩大边界上(图 1)。

根据测井曲线特征以及地层发育情况开展综合对比，对双110井区进行了地层划分。根据“旋回对比、分级控制、相控约束、三维闭合”的原则，确定了标志层(图 2)。

在地层标准层的控制下，利用地质与地震的有效结合，依据地层旋回的特征，对井区内169口井及周围38口井进行小层的精细划分对比，共划分9个小层。

对比相邻区块研究成果认为，上古生界地层在研究区内地层分布整体稳定，地层厚度总体变化不大。以开发井网为基础，沿井排方向建立地层对比剖面线。根据目的层主要标志层测井特征，将9个小层进行了详细对比。最终建立了研究区精细等时地层格架，为构型表征奠定了基础。

2.2 构造特征

利用前期开展地震精细解释的成果，结合新完钻井资料，编制了双110井区本溪组顶部的平面构造图，如图 3所示。

研究区发育在伊陕斜坡东北部，构造形态为西倾斜坡，构造平缓，局部发育鼻隆。研究分析发现，井区构造特征为由北东向南西倾斜的单斜构造，与此前认识有所变化，且构造对上古生界气藏没有明显的控制作用，主砂体两侧为分流洼地泥岩及致密砂岩遮挡，天然气分布主要受岩石类型和岩石物性共同控制^[7]。

2.3 沉积特征

通过岩芯观察识别的沉积相类型和地层旋回特征，结合测井曲线形态及前人研究成果，将本区主力储层段太原组、山西组和盒8段的沉积相进行精细划分。其中，太原组至盒8段共划分为4个沉积相带，再细分为7个亚相和20个微相。

沉积微相的类型及其空间分布则决定了优质砂体的分布，因此，沉积微相是筛选优质砂体分布区时首先考虑的因素。而砂体厚度也是在开展有利沉积相带预测时需要考虑的重要因素之一。基于区域沉积背景、岩芯、薄片、分析化验资料研究，通过岩芯特征、单井相分析研究等，确定了目的层沉积类型，完成了沉积相刻画，获得了各个小层的沉积微相图等研究成果，随着完钻井数的增加，验证了成果的可靠性。

通过对各层段砂体展布开展精细刻画对比分析，研究区盒8段主要发育辫状河三角洲相，辫状河道和河道间两个沉积微相在研究区内大面积分布。山西组和太2段以发育曲流河三角洲相为主，在曲流河三角洲平原内分支河道、天然堤、决口扇、淡水湖泊和沼泽等5个沉积微相均有发育。

太2期主要发育三角洲平原分支河道和分流间洼地微相，区内不同时期发育6$\sim$8条分支河道，砂体分布广，厚度大，是主力储层段(图 4)。从图中可以看出，曲流河三角洲平原沉积决定了砂体分布不连续、含气性差的特点。太1期主要发育潮控三角洲和潮坪相，分流间湾、灰坪和泥坪微相的泥岩和灰岩是沉积主体，水下分支河道砂体规模小、数量少，储层不发育。

2.4 砂体与气层展布特征 2.4.1 砂体展布特征

对完钻井砂体进行统计分析，明确了双110井区内的砂体和气层分布特征，为井位的优化部署奠定了基础。

统计结果表明，砂体分布主要受沉积相控制，纵向上多期叠置，平面上复合连片。井区砂体厚度较大，单井平均砂体厚度35.40 m，有效厚度9.60 m，气层厚度5.64 m。太原组砂体厚度7.30 m，山2段砂体厚度14.50 m，山1段砂体厚度15.60 m。西南部双42井区及中北部双41-50井区厚度较大。该区平面上，砂体复合连片，规模大。纵向上，井区内储层发育于多个层系，横向变化快，平面上复合连片。自下而上储层分布于太原组、山西组、盒8段和盒7段，其中，山2段、山1段和盒8段储层厚度大、钻遇率高(图 5)。

2.4.2 气层展布特征

在砂体分布研究的基础上，开展了气层展布规律研究。研究表明，在纵向上，气层多期发育，以薄层为主，分布不集中、跨度大，连续性差。

其中，单井钻遇单层有效厚度0.7$\sim$9.3 m，平均3.0 m。而目的层段单层厚度大于5.0 m的气层仅占有效储层的10%。从气层等厚图(图 6)上看，气层在平面上分布范围小。

太原组平均气层厚度6.6 m，气层主要分布在井区的西南部和中北部。山2段气层厚度5.4 m，气层主要分布在井区中北部以及双43-57-双42-57井区一线。山1段气层厚度5.0 m，在双43-58井区、双43-59井区内相对发育。而盒8段-太原组气层主要在双42井区、中北部双41-52井区以及双42-57-双44-57井区一线较为发育。

总体上，井区内有效储层连续性差，以薄层为主，分布不集中、跨度大，连续性差，整体非均质性强，含气性较差。

其中，井区内完钻井中Ⅰ类井分布较零散，储层非均质性强，井间可对比性较差。以双41-44井区为例，井区盒8段储层由双41-44井向两侧迅速变薄，双41-44井储层厚度为11.6 m，井区两侧储层厚度均小于3.0 m。

综上所述，研究区的地质特征给井区内开展井位部署和跟踪调整工作带来了很大难度。

3 含气富集区优选及井位优化部署

本次井位优化部署的研究思路是地质与地震相结合，优选含气富集区，在含气富集区内部署井位，依据地震、地质建模预测结果，在研究区内开展重点评价、适度甩开和滚动建产。

另外，在开发生产的过程中，还需要根据各个井位的实钻结果，开展实时钻井跟踪工作，并及时调整井位部署。

3.1 含气富集区优选

应用精细气藏描述的结果，结合地震解释技术，预测研究区内的含气富集区。在有利沉积相带、优质砂体和有效储层发育地带部署开发井位，提高开发效果。

具体实施中，应用了地震AVO、频谱衰减烃类检测技术，并利用地质研究的综合成果，在研究区优选了4个含气富集区(图 7)。统计分析145口完钻井静态分类，其中，104口井符合标准，静态符合率72%，为富集区优选和井位部署起到了指导作用。其中，完钻井Ⅰ、Ⅱ类井基本在地震频谱衰减含气性预测平面中的含气性较好的区域。

在综合地震解释、地质分析、测井资料和试气成果的基础上，筛选含气富集区的面积为179.10 km$^2$，储量为161.20$\times$10$^8$ m$^3$。

3.2 井位优化部署及跟踪调整

综合气藏精细描述和含气富集区优选结果，在含气富集区内开展直/定井和水平井优化部署。首先，进行井型优化设计，对比以往研究成果，确定该区开发以直/定向井为主、水平井为辅，采用丛式直/定井组、混合井组的开发方式和井网设计。由于井区储层变化快，分布不均匀，水平井部署利用平台井控制，可大幅节约投资，确保储层钻遇率。其次，优化布井方式设计，在600 m$\times$800 m井网基础上，以9丛井为主，依据地形条件灵活调整。最后，强化随钻调整，利用“侧钻、加深、缓钻、调整钻井顺序”等手段，有效提高直井Ⅰ+Ⅱ类井比例^[8-12]。

区块内为黄土塬覆盖，地形起伏较大、沟壑纵横，施工难度大。通过井型优化设计及布井方式的优化设计，实现了区块少井高产、少井高效开发。现场实施过程中，通过完钻井资料，进一步优选区域，开展直/定井优化部署，通过现场与室内紧密结合，实时开展新井随钻跟踪调整，依据沉积、储层特征，钻遇效果较差的平台，暂缓井位实施，钻遇效果较好的平台，增补井位，跟踪调整。累积部署41个平台311口直/定井(图 8)，侧钻井2口，增补井位14口，缓钻井37口，强化随钻调整，有效提高直井Ⅰ+Ⅱ类井比例至84%，而在合作开发之前该井区的相邻区块直井Ⅰ+Ⅱ类井比例仅为64.0%。

3.3 水平井井位优化部署设计

水平井部署要优选主力相带，应用砂体构型技术，刻画目的层展布形态，结合单砂体描述及试气成果，优化部署调整水平井实施井位。针对技术难点确定4项部署原则：(1)部署区构造相对平缓，目的层平面分布稳定，要具有一定的展布范围；(2)部署目标层砂体、有效储层在纵向上要集中发育，厚度大；(3)部署井周围直井目的层试气效果要相对较好，试气无阻流量相对较高；(4)部署尽量考虑开发井网、井控程度高，水平段方位尽可能沿河道方向，降低钻井风险，提高储量动用程度。

根据以上原则，确定研究区目标层位为太原组和山2段，兼顾盒8段，并分批次优化部署水平井15口，根据现场钻遇情况，分批次优选实施。

以双43-57井区为例进行描述。因为该井区尚无投产的水平井，所以动态资料以直井试气分析为主。双43-57井区目的层在平面上分布稳定，近南北向条带展布，河道中心储层厚度为14.2$\sim$20.5 m(图 9)。其邻井目的层钻遇厚度较大，以山2$^3$段储层为主要目的层，在纵向上集中发育(图 10)。通过完钻井资料证实，直/定井钻遇厚度大，目的层平均单井钻遇气层厚度大于8 m(图 11)。同时水平井部署目的层试气效果较好，具备产能基础，已初步优化部署设计了4口井。

根据双110探井试气成果，单试山2段6井次，单层无阻流量在(2.20$\sim$5.33)$\times$10$^4$ m$^3$/d，山2段无阻流量相对较高，且较稳定。米33井山2$^3$段单层试气无阻流量5.33$\times$10$^4$ m$^3$/d，证实该井区的储层有一定的产能。同时，双43-57井区有4口井对山2$^3$段和太1段进行了试气，显示该层段具有较好的生产潜力(表 2)。

在研究区内共优选部署完成15口水平井，进入现场实施。有利区的选择充分利用了精细气藏描述优选出的含气富集区，综合了静态和动态资料，研究成果可靠，不仅取得了该区的地质新认识，并且通过现场的实施，也验证了设计的准确性。

4 现场实施效果 4.1 立体开发井位优化部署

结合地面条件、地下气藏富集特征，创新形成以直/定向井为主、水平井为辅的井网组合技术。基于井区黄土塬地形起伏大、沟壑纵横的地貌特点，地面、地下相结合，采用丛式井组、混合井组的开发方式，优化井型井网，实现同一平台直井、定向井、水平井多井型的立体开发模式。采用混合井网模式，将水平井部署在直/定井平台，落实砂体发育情况、确保储层钻遇率的同时节约了投资。部署41个平台，直/定井位311口，水平井井位15口。

4.2 优化水平井设计及实施轨迹

水平井实施过程中，现场的地质导向作用也是至关重要，必须最大限度地争取最高优质储层钻遇率。在地质导向跟踪调整过程中，做到实时精细刻画目的层顶面构造和储层展布形态，确定砂体展布范围，地质-工程相结合，优化轨迹设计，以此在现场实施中取得良好的效果。

目前，共完钻13口水平井，平均水平段长度达1 433.5 m，砂岩钻遇率为83.3%，气层钻遇率为76.5%(表 3)。

双43-57H1井为该井区部署实施的第一口水平井。该井完钻井深3 889 m，水平段长1 234 m，水平段钻进周期7 d，砂岩钻遇率92.0%，气层钻遇率达84.0%(图 12)。

4.3 综合配套合理优化射孔设计

为了获得更高的单井产量，对直/定向井的射孔井段等进行了优化设计。充分利用储层评价技术，建立射孔井段优选原则，完成开发井的试气地质设计及射孔方案。优选含气井段，优化压裂射孔及试气方案^[13-16]，优选渗透率最好的井段进行射孔，当射孔段存在岩性薄夹层时，则在夹层上下分别布孔。在考虑压裂设备排量的情况下，尽可能多地动用有效储层^[17]。

在现场实施中，3 a累积完钻208口直/定向井、15口水平井。累积完成试气压裂122口，试气求产61口井，试气无阻流量为(1.41$\sim$24.25)$\times$10$^4$ m$^3$/d，平均10.16$\times$10$^4$ m$^3$/d。目前井区共有神7和神15两座集气站，投产气井119口，初期平均日产气1.32$\times$10$^4$ m$^3$，初期平均套压17.06 MPa，平均单井累产气139.30$\times$10$^4$ m$^3$。其中，水平井投产1口，为双43-57H1井，初期套压为24.0 MPa，初期日产气4.86$\times$10$^4$ m$^3$，目前平均日产气量3.50$\times$10$^4$ m$^3$，累积产气量192.70$\times$10$^4$ m$^3$。生产效果与开发方案对比基本相当。而总完井数在比方案直/定向井少钻37口井的基础上，完成井区10$\times$10$^8$ m$^3$的产能建设任务，真正实现了少井高产的高效开发。

5 结论

(1) 根据双110井区储层“散、长、薄、差、低”的地质特点，利用微构造刻画、沉积微相识别划分、三维地质建模、单砂体构型、测井二次解释以及频谱衰减含气性检测等技术方法，创新形成了含气富集区优选技术，优选含气富集区4个。

(2) 在含气富集区部署井位和开展井型井网论证，设计立体开发井网，优化井位部署，利用直/定向井和水平井混合井组实现开发目的。现场实时井位调整，重点评价，适度甩开，滚动建产。分析试气效果，优选射孔及压裂井段，实现“少井高产”。

(3) 目前，共完钻直/定向井208口，静态Ⅰ+Ⅱ类井比例84.0%(合作开发前Ⅰ+Ⅱ类井比例64.0%)。完钻的13口水平井平均水平段长度1 433.5 m，砂岩钻遇率83.3%，气层钻遇率76.5%。累计投产气井119口，初期单井日产气1.32$\times$10$^4$ m$^3$，高于类似区块指标，对比方案直/定向井少钻37口井，完成10$\times$10$^8$ m$^3$产能建设任务。