準(zhǔn)噶爾盆地陸梁油田 超薄層低阻油藏水平井開發(fā)技術(shù)

吳叢文，石國新，路建國，張 洪，王 維

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

準(zhǔn)噶爾盆地陸梁油田陸9井區(qū)呼圖壁河組主要為三角洲前緣沉積，儲(chǔ)層以中細(xì)巖屑砂巖為主，平均孔隙度為27.2%，平均滲透率為133.3×10-3μm2，原油性質(zhì)屬常規(guī)輕質(zhì)原油[1]。該油藏屬正常壓力、溫度系統(tǒng)的未飽和油藏，具有構(gòu)造幅度低(3～13 m)、含油層系多(86套)、縱向跨度大、砂體結(jié)構(gòu)復(fù)雜、單油層厚度薄(一般小于5 m)、“一砂一藏”、油水關(guān)系復(fù)雜、邊底水發(fā)育的特點(diǎn)[2]。2001年至2002年，利用4套直井注采井網(wǎng)投入開發(fā)。2006年起，針對(duì)超過2 000×104t的未動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量，優(yōu)選油層厚度大、電性好的油藏進(jìn)行了水平井規(guī)模開發(fā)，取得了良好效果。截至2011年，油層厚度大于2 m的可動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量已基本動(dòng)用，陸9井區(qū)亟待尋找接替儲(chǔ)量。

與此同時(shí)，隨著鉆井和測(cè)井資料的增加，在陸9井區(qū)呼圖壁河組縱向800 m跨度范圍內(nèi)，發(fā)現(xiàn)多個(gè)超薄層低阻油藏。超薄層單砂體平均厚度在1 m左右，多呈透鏡狀，在地層縱向疊置關(guān)系復(fù)雜、平面連續(xù)性差的三角洲前緣沉積背景下，單砂體對(duì)比劃分難度大。油層電阻率為5.0～8.0 Ω·m，僅為水層電阻率的1.3倍，識(shí)別難度大。同時(shí)，由于超薄油層平面變化快，直井難以有效開發(fā)，而采用水平井開發(fā)，軌跡控制要求高，實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)大。因此，針對(duì)上述開發(fā)難點(diǎn)，開展超薄層低阻油藏水平井開發(fā)技術(shù)研究，對(duì)于進(jìn)一步提高油田儲(chǔ)量動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。同時(shí)，也可為類似油藏的開發(fā)提供參考。

1 低阻油層識(shí)別

形成低阻油層的原因有多種[3-4]。較高的束縛水飽和度、黏土礦物的附加導(dǎo)電性及強(qiáng)潤濕性是形成陸9井區(qū)呼圖壁河組油層電阻率低的主要原因[5-6]。

陸9井區(qū)呼圖壁河組超薄層低阻油藏多為構(gòu)造背景下受物性影響的巖性油藏，構(gòu)造幅度低，油柱高度小，成藏時(shí)驅(qū)替壓力不足。物性相對(duì)好的砂體，儲(chǔ)層孔隙內(nèi)含水飽和度相對(duì)較低，為油層；部分物性相對(duì)差的砂體，儲(chǔ)層孔隙內(nèi)含水飽和度較高，為水層。因此，形成了復(fù)雜的油水關(guān)系和“一砂一藏”的特點(diǎn)。

根據(jù)巖心樣品水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)及油水相滲分析結(jié)果，各砂層組可動(dòng)水飽和度小于10%時(shí)，出液含水率低于20%，對(duì)應(yīng)的各砂層組油層原始含油飽和度下限為50%～55%。根據(jù)壓汞實(shí)驗(yàn)和J函數(shù)分析結(jié)果，各砂層組油層孔隙度下限為24%～27%，滲透率下限為300×10-3～500×10-3μm2。根據(jù)各砂層組巖心含油產(chǎn)狀分析，儲(chǔ)層孔隙度低于24%～27%時(shí)，儲(chǔ)層含油性明顯變差。

依據(jù)各砂層組油層含水飽和度下限、孔隙度下限、水層電阻率確定結(jié)果，根據(jù)Archie公式，可近似確定各砂層組油層電阻率下限。結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及測(cè)井資料，建立了低阻油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)：油層電阻率下限為5.0～8.0 Ω·m，油層原始含油飽和度下限為50%～55%，孔隙度下限為24%～27%。

2 超薄層單砂體精細(xì)對(duì)比與劃分

陸9井區(qū)呼圖壁河組為典型的三角洲前緣沉積，沉積厚度達(dá)800 m，縱向上，薄互層砂泥巖頻繁交互；平面上，砂體連續(xù)性差。因此，砂體結(jié)構(gòu)及空間形態(tài)十分復(fù)雜。同一個(gè)小層，平面上可能存在多個(gè)面積較小的構(gòu)造、巖性、物性圈閉，油水界面難以劃分。單純依靠“旋回對(duì)比、巖性對(duì)比、厚度控制”等傳統(tǒng)分層技術(shù)[7]，難以準(zhǔn)確刻畫超薄層單砂體形態(tài)。

陸9井區(qū)井控程度較高(平均為38 口/km2)，具有砂體精細(xì)解剖的條件。針對(duì)油藏自身特點(diǎn)，在砂體沉積特征研究和儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)研究的基礎(chǔ)上，綜合油水分布規(guī)律、微構(gòu)造、巖性、物性等控制因素，多側(cè)面對(duì)比，形成了多層系、超薄層單砂體精細(xì)對(duì)比與劃分技術(shù)，有效避免了傳統(tǒng)分層技術(shù)忽略油水分布規(guī)律等問題，使超薄層單砂體劃分既符合沉積規(guī)律，又符合成藏規(guī)律。

(1) 標(biāo)志層控制。陸9井區(qū)呼圖壁河組油藏各砂層具有良好的構(gòu)造繼承性，且構(gòu)造幅度低、較平緩，地層厚度較穩(wěn)定。對(duì)于砂體對(duì)應(yīng)關(guān)系模糊的井，選取電性特征明顯、厚度較大且穩(wěn)定的砂巖或泥巖作為標(biāo)志層，在標(biāo)志層的控制下進(jìn)行砂體對(duì)比。

(2) 旋回對(duì)比，分級(jí)控制。結(jié)合電性特征、沉積旋回與韻律對(duì)應(yīng)關(guān)系，綜合對(duì)比分析沉積相及測(cè)井相，將特征清晰、一致的井點(diǎn)組合在一起，先易后難，先清楚后模糊，掌握砂泥巖互層組合中小層與小層之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系。運(yùn)用自然電位曲線結(jié)合自然伽馬曲線來確定較大的沉積旋回的上下界面，運(yùn)用自然伽馬曲線來確定小旋回的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

(3) 油水界面控制。根據(jù)毛管力、油水相滲和油藏流體分布理論，以油層底界和水層頂界綜合確定油水界面。位于油藏油水界面以下的油層，與該油藏不屬于同一油水系統(tǒng)，即非同一套砂體。

以K1h11-2砂層為例。將K1h11-1和K1h11-3厚砂體分別作為上、下標(biāo)志層(圖1)，確定K1h11-2單砂層上下界面后，依據(jù)旋回特征及地層基本等厚原則，按照砂泥巖對(duì)應(yīng)組合關(guān)系，將砂層內(nèi)部的3個(gè)小旋回劃為3個(gè)單砂體。L8井K1h11-2-2砂體和L7井K1h11-2-3砂體海拔深度接近，但通過油水界面控制，可以判斷并不是同一套砂體。由此刻畫出K1h11-2-2超薄層單砂體展布范圍，縱向上位于K1h11-2砂層中部，L6、L7、L8、L9井所在區(qū)域的多個(gè)砂體交錯(cuò)疊置，在平面上形成連片。

采用上述3種控制手段，完成單砂體解剖后，再對(duì)單砂體劃分的合理性進(jìn)行驗(yàn)證。

圖1 K1h11-2砂層電性對(duì)比

(1) 微構(gòu)造控藏驗(yàn)證。將油層分布圖與油層頂面構(gòu)造等值線圖疊加，驗(yàn)證油層分布是否符合構(gòu)造控制，若構(gòu)造高部位為油層，而低部位為水層，則表明油藏受構(gòu)造控制，同一單砂體的劃分準(zhǔn)確。

(2) 物性控藏驗(yàn)證。綜合分析對(duì)比儲(chǔ)層物性與含油性特征，若油層分布在物性較好的構(gòu)造低部位，物性較差的構(gòu)造高部位沒有油層分布，則表明油藏受物性控制，同一單砂體的劃分準(zhǔn)確。

(3) 油藏開采動(dòng)態(tài)與動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)綜合驗(yàn)證。結(jié)合試油、試采、干擾試井等動(dòng)態(tài)資料，綜合驗(yàn)證單砂體劃分的合理性。

以K1h11-2-2油藏為例。油藏北部2個(gè)含油單元的含油面積與背斜高部位形態(tài)擬合較好(圖2)。

圖2 K1h11-2-2油藏含油范圍與砂體頂面構(gòu)造疊加

在該區(qū)域，油層分布受構(gòu)造控制。東南部含油單元位于構(gòu)造較低部位，油層分布受物性控制，與北部含油單元的油水界面不統(tǒng)一。L9井區(qū)物性好，為油層；而L8井區(qū)雖然構(gòu)造位置略高，但物性相對(duì)較差(圖1)，儲(chǔ)層小喉道內(nèi)存在較多未被原油驅(qū)替的地層水，為水層。試采結(jié)果表明，以上3個(gè)含油單元為油層。由此證實(shí)了單砂體劃分及油層展布刻畫合理。

通過運(yùn)用多層系、超薄層單砂體精細(xì)對(duì)比與劃分技術(shù)，精細(xì)刻畫出29個(gè)超薄層低阻油藏，落實(shí)石油地質(zhì)儲(chǔ)量309×104t。平均單油藏含油面積為0.17～1.98 km2，平均有效厚度為0.8～1.5 m，平均單油藏石油地質(zhì)儲(chǔ)量為3.7×104～48.0×104t。

3 超薄層水平井優(yōu)化部署

由于超薄層低阻油藏砂體厚度薄、連續(xù)性較差、儲(chǔ)量豐度低、直井開發(fā)效果差，而水平井具有單井控制含油面積大、控制儲(chǔ)量大、累計(jì)產(chǎn)油量高的優(yōu)勢(shì)[8]。因此，確定采用水平井開發(fā)超薄層低阻油藏。

通過建立超薄層油藏地質(zhì)模型，運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬方法確定水平井開發(fā)部署參數(shù)。采用“新老直井分層注水+水平井采油”的方式進(jìn)行整體開發(fā)部署，要求水平段油層厚度不小于0.8 m，部署區(qū)范圍不小于300 m×100 m，單井控制石油地質(zhì)儲(chǔ)量不小于1.5×104t，經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)油量為4 500 t。水平井與注水井位置要適應(yīng)油層及砂體平面幾何形態(tài)，水平井部署在中心位置，注水井位于邊部，最佳注采井距為200～400 m。由于超薄層油藏的邊水能量較弱，注水井可部署在邊水區(qū)，以補(bǔ)充地層能量。最佳水平段長度不小于150 m，為部署區(qū)長度的0.7倍。相對(duì)B點(diǎn)(水平段終點(diǎn))而言，A點(diǎn)(水平段起點(diǎn))應(yīng)部署在油層厚度較大、含油性好、構(gòu)造位置和井控程度較高的位置。考慮到超薄層水平井軌跡控制難度大，為保證油層鉆遇率和有效水平段長度，軌跡可以在油層中上部或中部穿行。這不同于前期厚層水平井，為保證避水高度，提高采收率，要求軌跡貼頂?shù)脑瓌t[9]。

按照以上部署原則，在29個(gè)油藏部署57口水平井，新鉆20口注水直井，分注47口老井，產(chǎn)能為12.4×104t，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量309×104t。

4 超薄層水平井精細(xì)設(shè)計(jì)及實(shí)施優(yōu)化

國內(nèi)外已有各種成熟的水平井設(shè)計(jì)、地質(zhì)導(dǎo)向及鉆完井技術(shù)[10-25]。超薄層低阻油藏油層厚度僅1 m左右，發(fā)育不穩(wěn)定，實(shí)鉆地層對(duì)比困難，軌跡追蹤油層難度大[26]，且有鉆遇水層風(fēng)險(xiǎn)。因此，水平井實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)大，與傳統(tǒng)厚油層水平井實(shí)施方法也不同。精細(xì)的地質(zhì)設(shè)計(jì)和軌跡控制是超薄層水平井成功實(shí)施的關(guān)鍵[27]，直接決定著超薄層低阻油藏水平井開發(fā)的成敗。

4.1 水平井精細(xì)地質(zhì)設(shè)計(jì)

以油層精細(xì)對(duì)比為基礎(chǔ)，精細(xì)刻畫部署區(qū)油層頂?shù)讟?gòu)造及油層厚度變化，將水平段軌跡設(shè)計(jì)在油層中上部或中部。在井控程度高的區(qū)域，水平井軌跡設(shè)計(jì)采用常規(guī)二維地質(zhì)設(shè)計(jì)方法，選擇地層對(duì)應(yīng)性好的鄰井作為參考井，形成2～4條連井剖面，以此建立水平段軌跡剖面，計(jì)算出水平段深度、井斜等數(shù)據(jù)。設(shè)計(jì)時(shí)盡量多選參考井連井剖面，水平段中部增加1～3個(gè)軌跡控制點(diǎn)，達(dá)到精細(xì)設(shè)計(jì)水平段軌跡的目的。

在井控程度相對(duì)偏低的區(qū)域，引入三維建模方法精細(xì)設(shè)計(jì)水平井軌跡。利用鄰井測(cè)井、鉆井分層資料，采用確定性建模方法建立油藏構(gòu)造模型。結(jié)合測(cè)井解釋成果，采用隨機(jī)插值的方法建立油藏三維飽和度模型，并利用新井實(shí)鉆資料對(duì)其進(jìn)行驗(yàn)證、調(diào)整。從油藏三維含油飽和度模型上，切出沿水平段方向的剖面。在此基礎(chǔ)上，刻畫油層展布特征，設(shè)計(jì)水平段軌跡。

4.2 水平井鉆井優(yōu)化調(diào)整

綜合利用隨鉆測(cè)井、鉆時(shí)錄井、巖屑錄井、氣測(cè)錄井等資料，開展實(shí)鉆地層巖性、含油性綜合研究，與鄰井進(jìn)行地層精細(xì)對(duì)比，找準(zhǔn)地質(zhì)目標(biāo)，結(jié)合隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)、綜合錄井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，實(shí)時(shí)對(duì)深度、井斜角、造斜率等軌跡參數(shù)進(jìn)行預(yù)測(cè)和調(diào)整，對(duì)著陸、入靶、水平段鉆井全程開展軌跡精細(xì)控制和調(diào)整。

首先，建立水平井鉆前地質(zhì)模型，包括標(biāo)志層界面，油層頂、底界及設(shè)計(jì)水平井軌跡，預(yù)測(cè)和確定鉆遇標(biāo)志層、著陸、入靶等3個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)的深度及位置。根據(jù)水平段在油層內(nèi)垂向距頂約0.6 m左右的設(shè)計(jì)要求，結(jié)合鉆井工具造斜及調(diào)整能力，確定水平井最佳靶前位移長度為250 m左右，軌跡著陸的最佳井斜角為86.5 °。

水平井著陸過程中，選取1～5套厚度穩(wěn)定、特征明顯的地層作為標(biāo)志層，利用標(biāo)志層實(shí)時(shí)對(duì)比，提前預(yù)測(cè)目的層頂部構(gòu)造變化，并避免將干擾層誤作設(shè)計(jì)目的層。通過鉆時(shí)、巖屑、熒光、氣測(cè)等錄井資料，及時(shí)判斷是否揭開目的層。由于砂體薄、平面連續(xù)性差，水平井實(shí)鉆過程中目的層巖性和含油性經(jīng)常發(fā)生較大變化。因此，著陸過程中，必須在確定進(jìn)入目的層，以及確定目標(biāo)層段巖性和含油性較好之后，軌跡才能增斜，回到目的層中部或中上部。尤其要注意的是，該區(qū)儲(chǔ)層多為正韻律，物性和含油性最好的砂體一般在底部，進(jìn)入目的層后，如果未見到良好的油層顯示，則必須探至目的層底，將實(shí)鉆地層巖性和含油性落實(shí)清楚，為后續(xù)軌跡調(diào)整提供依據(jù)。如果探至目的層底仍未鉆遇好油層，則需要在平面上尋找好油層。

著陸后，參考著陸點(diǎn)實(shí)鉆油層頂界海拔與設(shè)計(jì)差值(主要是由鉆具與測(cè)井電纜之間的系統(tǒng)誤差造成)，整體校正油層頂、底界面深度，即校正水平井地質(zhì)導(dǎo)向模型，并由著陸點(diǎn)垂深預(yù)測(cè)入靶點(diǎn)垂深，及時(shí)增斜至合理井斜角，確保準(zhǔn)確入靶。

入靶后，在油層中鉆進(jìn)時(shí)，結(jié)合實(shí)鉆地質(zhì)模型，按照設(shè)計(jì)井斜角，軌跡總體保持在油層中部或中上部鉆進(jìn)；也可結(jié)合清晰的隨鉆測(cè)井反演油層邊界調(diào)整水平段垂深[28]。如果油層消失，可以結(jié)合實(shí)鉆模型，在目的層頂、底界范圍內(nèi)尋找好油層。必須注意的是，重新進(jìn)入油層后，應(yīng)繼續(xù)保持軌跡趨勢(shì)(上翹或下傾)探0.5～1.0 m垂深，落實(shí)油層厚度，然后調(diào)整至設(shè)計(jì)井斜角鉆進(jìn)，否則，可能造成軌跡再次出油層時(shí)，無法準(zhǔn)確判斷軌跡與油層在縱向上的相互位置關(guān)系；若在探0.5～1.0 m垂深過程中，鉆遇泥巖，則表明油層很可能在縱向上的相反方向，據(jù)此調(diào)整軌跡往相反方向鉆進(jìn)。

完鉆后，根據(jù)水平段實(shí)鉆油層顯示情況，選擇隨鉆測(cè)井電性好、錄井顯示好的水平段作為生產(chǎn)段。

以LHW1井為例。該井設(shè)計(jì)水平段長度為320 m，A、B點(diǎn)設(shè)計(jì)油層厚度分別為1.1、0.8 m。實(shí)鉆過程中，通過著陸地層精細(xì)對(duì)比，持續(xù)下探至目的層底，發(fā)現(xiàn)實(shí)鉆構(gòu)造較設(shè)計(jì)高1.0 m，據(jù)此修正實(shí)鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型；A點(diǎn)附近砂體厚度由設(shè)計(jì)的1.1 m減薄至0.3 m，且錄井巖性和氣測(cè)顯示較差，電阻率低，表明含油性較差。因此，上調(diào)軌跡，結(jié)合修正后實(shí)鉆目的層模型，在平面上鉆進(jìn)99 m后，找到綜合錄井和隨鉆測(cè)井電性顯示較好的油層。進(jìn)入油層后，繼續(xù)保持軌跡上翹趨勢(shì)上探0.5 m垂深，落實(shí)油層頂后下調(diào)軌跡，往油層中部鉆進(jìn)至完鉆。該井最終鉆遇油層段212 m，以此作為實(shí)際生產(chǎn)段。

通過實(shí)施優(yōu)化調(diào)整，57口超薄層水平井鉆井成功率達(dá)到100%，平均油層厚度為1.3 m(最薄僅為0.8 m)，平均單井油層段長186.0 m，平均油層鉆遇率達(dá)到90.4%。

4.3 超薄層、低阻油藏水平井實(shí)施效果

在29個(gè)超薄層低阻油藏實(shí)施57口水平井，動(dòng)用石油地質(zhì)儲(chǔ)量309×104t，建成產(chǎn)能12.4×104t/a，已累計(jì)產(chǎn)油52.8×104t，平均單井初期日產(chǎn)油為13.0 t/d，含水率為19.0%，取得了顯著效果。

5 結(jié) 論

(1) 應(yīng)用地質(zhì)學(xué)、油藏工程理論，在常規(guī)油藏描述技術(shù)基礎(chǔ)上，研究并形成了一套適合砂體疊置關(guān)系復(fù)雜、油水關(guān)系復(fù)雜的油藏，綜合描述沉積韻律、油水分布規(guī)律、微構(gòu)造、儲(chǔ)層物性等特征，精細(xì)解剖多層系超薄層單砂體的新技術(shù)，從三角洲前緣800 m區(qū)域內(nèi)86個(gè)砂泥巖薄互層含油砂層中，刻畫出29個(gè)砂體厚度為1 m左右的超薄層油藏。

(2) 應(yīng)用測(cè)井理論、毛管理論、多孔介質(zhì)滲流理論，結(jié)合試油試采特征，建立了準(zhǔn)確識(shí)別低阻超薄油層的實(shí)用技術(shù)，識(shí)別出的低阻超薄油層電阻率僅為水層電阻率的1.3倍。

(3) 在采用常規(guī)二維地質(zhì)設(shè)計(jì)方法基礎(chǔ)上，引入三維建模方法精細(xì)設(shè)計(jì)水平井軌跡，應(yīng)用超薄層水平井隨鉆分析與調(diào)整方法，包括隨鉆地質(zhì)建模、隨鉆測(cè)井技術(shù)、錄井技術(shù)、地層對(duì)比、含油性分析、軌跡調(diào)整、優(yōu)選生產(chǎn)段等，形成了超薄層水平井精細(xì)設(shè)計(jì)及鉆井優(yōu)化技術(shù)。

(4) 綜合應(yīng)用地質(zhì)學(xué)、測(cè)井、油藏工程、地質(zhì)建模、錄井、水平井地質(zhì)導(dǎo)向等多學(xué)科技術(shù)，開展多層系超薄層單砂體精細(xì)描述、低阻超薄油層準(zhǔn)確識(shí)別、水平井優(yōu)化部署、水平井精細(xì)設(shè)計(jì)及鉆井優(yōu)化研究，形成了三角洲前緣超薄層低阻油藏水平井開發(fā)技術(shù)，成功應(yīng)用在29個(gè)超薄層低阻油藏，建成產(chǎn)能12.4×104t/a，開發(fā)效果顯著。