黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏水平井建產(chǎn)技術(shù)研究

廖鑫海，蹇軍，傅波，劉玉峰，劉慶，李洪暢

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏水平井建產(chǎn)技術(shù)研究

廖鑫海，蹇軍，傅波，劉玉峰，劉慶，李洪暢

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

面對(duì)本廠日益嚴(yán)峻的產(chǎn)建形勢(shì)，產(chǎn)建區(qū)塊分散，后備規(guī)?？山óa(chǎn)區(qū)塊嚴(yán)重不足已成為本廠面臨的主要問(wèn)題，同時(shí)本廠具有2億t以上的致密油儲(chǔ)量，如何有效動(dòng)用已成為目前乃至今后科研攻關(guān)的主要方向。本文根據(jù)黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏目前的研究成果及2013年產(chǎn)建中所做的工作，探討建產(chǎn)過(guò)程中應(yīng)用的主要技術(shù)，為今后水平井開發(fā)做好技術(shù)儲(chǔ)備工作。

長(zhǎng)81油藏；水平井；建產(chǎn)技術(shù)

1　定向井開發(fā)過(guò)程中遇到的困難

1.1致密油分類及特點(diǎn)

目前致密油主要是指按照長(zhǎng)慶油田標(biāo)準(zhǔn)劃分的Ⅱ類儲(chǔ)層，其特點(diǎn)是滲透率低于0.3 mD、儲(chǔ)量大、叢式井單井產(chǎn)量低、動(dòng)用困難。

1.2黃36地區(qū)致密油儲(chǔ)量狀況

黃36區(qū)致密油儲(chǔ)量大（預(yù)測(cè)+探明7 456萬(wàn)t），油藏埋深大（平均油藏埋深2 850 m），儲(chǔ)層物性差（滲透率為0.27 mD）。

1.3叢式井開發(fā)遇到的困難

通過(guò)在黃36長(zhǎng)81區(qū)開展自然能量開發(fā)單井產(chǎn)量1.3 t，2011年開展超前注水試驗(yàn)，初期單井產(chǎn)量2.3 t，低效儲(chǔ)量無(wú)法得到有效動(dòng)用，難以實(shí)現(xiàn)致密油高效開發(fā)。

圖1　致密油的劃分及研究區(qū)域

2　難動(dòng)用儲(chǔ)量開發(fā)的前期論證

2.1油源條件

鄂爾多斯盆地優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在延長(zhǎng)組長(zhǎng)7層，厚度70 m~125 m。研究表明，鹽定-姬塬地區(qū)長(zhǎng)7烴源巖厚度大，有機(jī)質(zhì)類型好，生烴強(qiáng)度高。黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏均處于長(zhǎng)7烴源巖生油中心，油源充足。油氣突破地層間毛細(xì)管壓力向下運(yùn)移，從而形成上生下儲(chǔ)的油氣運(yùn)移及保存模式。

2.2地層條件

黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏儲(chǔ)量大，油層連續(xù)穩(wěn)定，平均油層厚度12.3 m，百米坡降僅為2 m，具備水平井整體開發(fā)的先天地層條件。

2.3儲(chǔ)層條件

黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏儲(chǔ)集空間以長(zhǎng)石溶蝕孔隙為主，經(jīng)過(guò)后期壓實(shí)作用形成結(jié)構(gòu)致密、顆粒定向排列，空隙及吼道不發(fā)育，整體表現(xiàn)為物性差，平均滲透率僅為0.27 mD，屬典型的低滲透致密油藏。

圖2　黃36地區(qū)黃285-黃39井長(zhǎng)81油藏剖面圖

3　難動(dòng)用儲(chǔ)量效益建產(chǎn)技術(shù)

通過(guò)對(duì)寧夏老區(qū)致密油開發(fā)的探索與實(shí)踐，形成了“水平井+體積壓裂”提高單井產(chǎn)量技術(shù)。

3.1水平井井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

3.1.1水平井混合注采井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)結(jié)合天然裂縫分布規(guī)律及人工壓裂改造縫網(wǎng)特征，創(chuàng)新提出直井排狀注水五點(diǎn)、七點(diǎn)水平井注采井網(wǎng)，提高了有效泄油面積、水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，延緩了見(jiàn)水周期，提升了注采單元的壓力保持水平。

3.1.2水平段長(zhǎng)度優(yōu)化數(shù)值模擬結(jié)果表明，五點(diǎn)井網(wǎng)形式下，水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，單井產(chǎn)量越高，但地層壓力保持水平低、遞減快，最終采出程度低，水平段長(zhǎng)度600 m~800 m方案綜合開發(fā)指標(biāo)相對(duì)較好。

3.1.3裂縫布放模式優(yōu)化從物理模擬結(jié)果看，紡錘形波及面積最大，水驅(qū)油效率、地層壓力高，因此，水平井裂縫布放模式優(yōu)選為中間縫比端縫長(zhǎng)的紡錘形。

3.1.4水平井注水開發(fā)技術(shù)優(yōu)化

圖3　致密油藏開發(fā)示意圖

圖4　直井排狀注水五點(diǎn)井網(wǎng)示意圖

圖5　直井排狀注水七點(diǎn)井網(wǎng)示意圖

圖6　單井產(chǎn)量對(duì)比曲線

圖7　地層壓力水平對(duì)比曲線

圖8　采出程度對(duì)比曲線

表1　裂縫布放物理模擬結(jié)果對(duì)比表

（1）體積壓裂滯留液起到一定的能量補(bǔ)充作用，體積壓裂入地液量大，返排后地層中還存在大量滯留液，在水平井周圍形成了一個(gè)相對(duì)高壓區(qū)，壓力水平達(dá)到112%～126%。

表2　致密油體積壓裂水平井施工參數(shù)及投產(chǎn)前地層壓力水平預(yù)測(cè)表

同時(shí)應(yīng)用數(shù)字化平臺(tái)對(duì)水平井軌跡進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控，及時(shí)調(diào)整。原油的碳同位素變化曲線形態(tài)基本一致，反映了基本相似的沉積環(huán)境和熱演化特征，表明紅井子地區(qū)長(zhǎng)9與以上三疊系油藏來(lái)自于同一油源即長(zhǎng)7烴源巖。

3.2.1構(gòu)造特征分析通過(guò)長(zhǎng)91油藏砂頂構(gòu)造刻畫，本區(qū)處于天環(huán)向斜東部，構(gòu)造東高西低，局部發(fā)育小型穹窿構(gòu)造，試采高產(chǎn)井均分布在構(gòu)造高部位，通過(guò)油藏剖面圖可以看出，處于構(gòu)造高部位的黃219井長(zhǎng)91層試油39.36 t/0 m3，試采16.8 m3/7.9 t/44%，實(shí)施效果較好。

3.2.2沉積特征分析目前沉積微相分析最常用的測(cè)井曲線是自然電位和自然伽瑪。測(cè)井曲線的組合形態(tài)、幅度、頂?shù)捉佑|關(guān)系、光滑程度、齒中線等基本要素，他們分別從不同方向反映地層的巖性、粒度、

3.3水平井儲(chǔ)層改造技術(shù)

3.3.1優(yōu)化合理改造強(qiáng)度嚴(yán)格按照工藝方案要求，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)產(chǎn)量與施工參數(shù)呈正相關(guān)性，分析認(rèn)為：水平段長(zhǎng)度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1段/100 m，水平井初期產(chǎn)量可達(dá)到6.5 t以上，進(jìn)一步指導(dǎo)了地質(zhì)認(rèn)識(shí)。

3.3.2開展適配性儲(chǔ)層改造技術(shù)針對(duì)黃36區(qū)長(zhǎng)81

（2）注水時(shí)機(jī)的確定，體積壓裂水平井周圍地層壓力較高，如實(shí)施超前注水，注采井間不能形成有效驅(qū)替壓力，而更易開啟天然裂縫，造成裂縫性水淹；結(jié)合前期試驗(yàn)效果，推薦致密油體積壓裂水平井注水時(shí)機(jī)為同步注水。

3.2水平井軌跡優(yōu)化技術(shù)

水平井善開前及時(shí)與導(dǎo)向及定向?qū)?，?yōu)化軌跡設(shè)計(jì)，確保黃36區(qū)水平井入窗前井斜控制在76°以內(nèi)。層儲(chǔ)層致密，油層埋深大，水平井完鉆井深接近4 000 m，改造施工過(guò)程中施工周期長(zhǎng)（黃平35-22井56 d），破壓高（50.9 MPa），通過(guò)三種壓裂改造工藝試驗(yàn)，摸索出了適合該區(qū)域的儲(chǔ)層改造技術(shù)。

（1）水力噴砂分段多簇壓裂技術(shù)，水力噴砂分段多簇壓裂技術(shù)是針對(duì)超低滲透油藏，為進(jìn)一步擴(kuò)大油藏改造體積，通過(guò)多簇裂縫同時(shí)延伸，應(yīng)力相互干擾，形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)。

水力噴砂分段多簇壓裂技術(shù)雖然通過(guò)應(yīng)力干擾形成了復(fù)雜裂縫系統(tǒng)，增大了裂縫規(guī)模，增加了油井的滲流能力。但同時(shí)存在以下三個(gè)缺點(diǎn)：

壓力高，常規(guī)封隔器承壓抗疲勞能力有限，造成壓裂排量不夠大、一趟管柱施工能力有限；油管噴砂，對(duì)噴射器反濺傷害嚴(yán)重；由于油管加砂、環(huán)空補(bǔ)液造成了砂比較低。

（2）大排量水力噴砂體積壓裂技術(shù)，大排量水力噴砂體積壓裂技術(shù)實(shí)現(xiàn)了水平井壓裂“十方排量、千方砂量、萬(wàn)方液量”，有效解決了致密油體積壓力工藝問(wèn)題。

大排量水力噴砂體積壓裂技術(shù)有以下三個(gè)技術(shù)創(chuàng)新點(diǎn)：①實(shí)現(xiàn)了多簇射孔：可根據(jù)儲(chǔ)層優(yōu)化射孔數(shù)目，布放噴射器，實(shí)現(xiàn)多簇射孔同時(shí)研發(fā)了新型水力噴射器，可以提高噴射器使用壽命，確保實(shí)現(xiàn)多段多簇射孔；②實(shí)現(xiàn)了環(huán)空加砂：自主設(shè)計(jì)了防沖蝕油管短節(jié)，實(shí)現(xiàn)了環(huán)空大排量加砂、油管小排量補(bǔ)液，壓裂排量由6 m3/min提高到10 m3/min以上；③實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)效封隔針對(duì)體積壓裂井底壓力高、多段壓裂作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)的難點(diǎn)，研發(fā)了具有長(zhǎng)膠筒、鋼帶連接、上下浮動(dòng)腕等特點(diǎn)的新型鋼帶封隔器，實(shí)現(xiàn)大液量、長(zhǎng)時(shí)間體積壓裂作業(yè)下的有效封隔。

2013年黃36區(qū)域開展水平井體積壓裂提單產(chǎn)試驗(yàn)，實(shí)施4口，投產(chǎn)后日產(chǎn)油均在10 t以上。

（3）水力泵送橋塞分段多簇壓裂技術(shù)，水力泵送橋塞分段多簇壓力技術(shù)有5項(xiàng)工藝特點(diǎn)：①多級(jí)點(diǎn)火射孔、橋塞座封一體化；②對(duì)壓力級(jí)數(shù)無(wú)限制；③裂縫參數(shù)可以靈活調(diào)整，根據(jù)儲(chǔ)層情況調(diào)整級(jí)數(shù)和簇?cái)?shù)；④適合大排量施工，排量可以達(dá)到8 m3/min以上。

2013年在黃36區(qū)實(shí)施了水力泵送橋塞分段壓裂試驗(yàn)井三口，試驗(yàn)井有效的克服了水力噴射壓裂工藝局限性，有效解決了黃36長(zhǎng)81儲(chǔ)層致密、破壓高等壓裂難題，提高了水平井壓裂的實(shí)施效果，極大的縮短了水平井壓裂周期（26.5 d）。

通過(guò)對(duì)三種壓裂技術(shù)的對(duì)比分析，認(rèn)為水力泵送橋塞效果好，縮短試油周期近20 d，初期單井產(chǎn)量可達(dá)11.5 t。

3.4水平井找堵水技術(shù)

針對(duì)黃36區(qū)地質(zhì)特征開展微地震裂縫監(jiān)測(cè)，結(jié)果顯示壓裂波及范圍可達(dá)486 m，遠(yuǎn)超過(guò)注水井與水平井的井距（250 m），分析認(rèn)為：黃36區(qū)水平井七點(diǎn)法井網(wǎng)腰部注水易發(fā)生暴性水淹，建議腰部不注水或采用長(zhǎng)水平段五點(diǎn)法井網(wǎng)。

同時(shí)靠近超前注水區(qū)部位黃平36-19、黃平37-19、黃平37-20、黃平36-21井鉆井過(guò)程中水平段均出現(xiàn)不同程度的溢流，黃平36-21井投產(chǎn)后表現(xiàn)為高液量、高液面、含水100%，針對(duì)該井存在的問(wèn)題，開展了示蹤劑監(jiān)測(cè)試驗(yàn)，結(jié)果表明，坊80-93、坊80-95井與黃平36-21井之間存在裂縫溝通見(jiàn)水。下步針對(duì)黃平36-21井見(jiàn)水方向開展水平井找出水點(diǎn)堵水及注水井堵水工作。

4　結(jié)論

（1）黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏儲(chǔ)量大、油層穩(wěn)定、砂體厚度大、構(gòu)造平緩、物性差具備致密油水平井整體開發(fā)的先天條件。

（2）黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏定向井開發(fā)無(wú)經(jīng)濟(jì)效益，采用水平井開發(fā)后初期單井產(chǎn)量達(dá)到6.5 t，了解了本廠致密油開發(fā)步伐。

（3）針對(duì)水平井開發(fā)過(guò)程中存在的問(wèn)題，積極開展井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)、軌跡優(yōu)化技術(shù)、儲(chǔ)層改造技術(shù)、找堵水技術(shù)四項(xiàng)技術(shù)研究，總結(jié)出適合黃36區(qū)長(zhǎng)81油藏開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)：

水平井井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)：主要以五點(diǎn)法及七點(diǎn)法注水井網(wǎng)為主，水平段長(zhǎng)度600 m～800 m，裂縫布放模式優(yōu)選為紡錘形，注水時(shí)機(jī)為同步注水。

水平井軌跡優(yōu)化技術(shù)：水平井入窗前井斜控制在76°以內(nèi)，同時(shí)通過(guò)應(yīng)用數(shù)字化平臺(tái)對(duì)水平井軌跡進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控，及時(shí)調(diào)整。

水平井儲(chǔ)層改造技術(shù)：通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)產(chǎn)量與施工參數(shù)呈正相關(guān)性，分析認(rèn)為水平段長(zhǎng)度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1段/100m。通過(guò)對(duì)3種壓裂改造工藝試驗(yàn)，摸索出了該區(qū)域的儲(chǔ)層改造技術(shù)應(yīng)以水力泵送橋塞效果好，縮短試油周期近20 d，初期單井產(chǎn)量可達(dá)11.5 t。

水平井找堵水技術(shù)：通過(guò)開展微地震裂縫監(jiān)測(cè)及示蹤劑試驗(yàn)，尋找裂縫見(jiàn)水方向，為下步的油水井雙向堵水打下堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

［1］王文軍.水平井開發(fā)配套技術(shù)研究［D］.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），2011.

［2］王元基.水平井油田開發(fā)技術(shù)文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［3］孫煥泉.水平井開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2012.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.010

TE355.6

A

1673-5285（2015）02-0037-04

2014－12-29

廖鑫海，2001年畢業(yè)于西安石油大學(xué)，長(zhǎng)江大學(xué)在職研究生，長(zhǎng)期從事油田開發(fā)管理工作。