哈薩克斯坦SIPC油田開發(fā)主要問題與技術(shù)對策

趙全民， 何漢平， 何青水， 陳向軍， 王寶峰

（1. 中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083；2. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

哈薩克斯坦中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司油田項目（以下簡稱SIPC油田項目）位于我國“一帶一路”戰(zhàn)略合作帶上，是中國石化海外大型油田開發(fā)項目之一。SIPC油田項目開發(fā)年限較長，所屬油田地質(zhì)特征存在較大差異，在開發(fā)過程中存在注水效率低、儲層無法自然投產(chǎn)且改造難度大、儲層易受到傷害、出砂嚴重、鉆井速度低且成本高、環(huán)空帶壓等問題。為此，針對該油田油井水驅(qū)特點，開展了周期注水、分層注水和聚合物調(diào)剖等高效注水技術(shù)適應(yīng)性評價與應(yīng)用；基于油井出砂情況，開展了水平井機械分段防砂和螺桿泵攜砂采油工藝分析與應(yīng)用；根據(jù)油田鉆遇地層非均質(zhì)性強特點，開展了螺桿+單穩(wěn)定器鉆具組合防斜打直一趟鉆鉆井工藝應(yīng)用。此外，還進行了智能儲層保護劑的研制、復(fù)雜砂巖可控穿層壓裂技術(shù)的研究與應(yīng)用。通過應(yīng)用上述成熟技術(shù)及研發(fā)新技術(shù)，解決了該油田項目開發(fā)中存在的問題，提高了儲層壓裂改造效果，降低了鉆井成本，達到了低油價條件下降本增效的目的，推動了海外油氣資源的高效開發(fā)。

1 油田概述

SIPC油田項目包括SPC油田、KKM油田、KOA油田和NB油田等4個主力油田，采油井近2 000口。SPC油田和NB油田為淺層砂巖油藏，物性較好，屬高孔高滲邊底水油藏[1]；KKM油田和KOA油田分別為中深砂巖油藏和碳酸鹽巖油藏，物性均較差，屬低壓低孔低滲邊底水油藏。各油田的油藏物性、開采方式與生產(chǎn)情況見表1。目前，4個油田均進入開發(fā)中后期，單井產(chǎn)量較低，綜合含水率逐年上升，在穩(wěn)油、增效、降本等方面面臨諸多挑戰(zhàn)。

表1 各油田油藏物性、開采方式與生產(chǎn)情況Table 1 Reservoir physical properties, production methods and production states of each oilfield

2 開發(fā)過程中存在的主要問題

SIPC油田項目在開發(fā)過程中存在的主要問題體現(xiàn)在2個方面：一是注水工藝、儲層物性等方面，具體表現(xiàn)為注水開發(fā)效率較低、儲層易受到傷害、無法自然投產(chǎn)且改造難度大和出砂嚴重等；二是鉆井效率和鉆井完井質(zhì)量方面，具體表現(xiàn)為鉆井速度低、成本高和環(huán)空帶壓等。

2.1 注水效率較低

NB油田、KKM油田和SPC油田均采用注水方式開發(fā)，單井含水率普遍較高，注水效果較差，產(chǎn)油量較低。NB油田油藏為淺層、層狀邊底水普通稠油油藏，主力區(qū)塊已基本實現(xiàn)全面注水開發(fā)。隨著注采比逐漸提高，累計注采比已經(jīng)接近0.9，取得了一定的水驅(qū)效果，但由于儲層非均質(zhì)性強，大部分注水井仍采用籠統(tǒng)注水方式，縱向上水驅(qū)動用程度僅有38%。2013年，KKM油田將注采井網(wǎng)從反九點井網(wǎng)調(diào)整為排狀井網(wǎng)，地層能量得到補充，但仍處于相對虧空狀態(tài)，地層壓力保持水平不足0.7；該油田采用籠統(tǒng)注水方式，縱向上吸水差異大，含水率上升快，造成產(chǎn)量下降較快，目前含水率升至90.0%左右。分析認為，造成注水效率較低的原因為：一是儲層存在優(yōu)勢滲流通道，注入水無效循環(huán)；二是地層能量得不到補充。

2.2 儲層易受到傷害

由于開發(fā)前期對SPC油田和KKM油田儲層特性認識不清，導(dǎo)致鉆井完井過程中儲層受到了嚴重的傷害，產(chǎn)量不能達到預(yù)期要求。SPC油田的儲層為非均質(zhì)高滲砂巖儲層，黏土礦物含量7%～10%，伊蒙混層占比高。鉆井完井過程中，由于屏蔽暫堵聚合物鉆井液的封堵效果較差，導(dǎo)致SPC油田儲層受到嚴重傷害。KKM油田儲層的巖性主要為細粒砂巖，屬于低壓低滲儲層，地層壓力系數(shù)0.9～1.0，泥質(zhì)含量高達15%，地層水礦化度高達（13～22）×104mg/L。鉆井過程中鉆井液對KKM油田儲層傷害嚴重，完鉆后表皮系數(shù)2～3。KKM油田所有井均需要進行酸化解堵、壓裂后才能投產(chǎn)。此外，在用的清水修井液對儲層的傷害嚴重，多數(shù)油井修井后表皮系數(shù)由負值增大為高正值。

2.3 無法直接投產(chǎn)且儲層改造難度大

KKM油田和KOA油田均為低滲透油藏，需要進行壓裂改造才能投產(chǎn)，其中KKM油田儲層壓裂改造難度較大，壓裂效果較差。KKM油田縱向上發(fā)育10個油組37個小層，單層厚度2～3 m，巖性為含泥質(zhì)砂巖。該油田儲層改造面臨諸多難點：多數(shù)儲層厚度小，水層及薄夾層多，縫高控制難度大；儲層巖性為細砂巖且泥質(zhì)含量高，支撐劑易嵌入地層；儲層地層壓力低（目前地層壓力系數(shù)小于1.0），壓裂后壓裂液返排困難。目前，KKM油田絕大多數(shù)井進行了儲層壓裂改造，但產(chǎn)量未達到設(shè)計要求，多口井在壓裂過程中還出現(xiàn)了砂堵問題；壓裂液破膠后殘渣多，返排困難，對儲層造成的二次傷害較大。

2.4 地層出砂嚴重

NB油田和SPC油田屬淺層疏松砂巖油藏，油井完井方式主要為套管射孔完井，采用常規(guī)采油工藝開采。統(tǒng)計油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，這2個油田在生產(chǎn)過程中均存在出砂問題，三分之一的油井一投產(chǎn)就存在出砂現(xiàn)象，含砂量0.1%～20%，出砂程度為中等—嚴重。從開發(fā)現(xiàn)狀看，油井出砂帶來了一些生產(chǎn)和維護問題：1）對于出砂嚴重的油井，在很短的生產(chǎn)時間內(nèi)就會出現(xiàn)砂埋產(chǎn)層的情況，新井會因出砂嚴重影響投產(chǎn)；2）出砂會增加修井作業(yè)工作量，影響油井正常生產(chǎn)，增加油井維護成本。

2.5 鉆井速度低、成本高

KOA油田開發(fā)井的鉆井成本較高。該油田完鉆井深2 900.00～3 500.00 m，鉆遇的上二疊系地層巖性混雜，泥巖、砂巖、灰質(zhì)泥巖、礫巖、石膏等頻繁交替，部分井段夾層多，地層傾角大，蹩跳鉆嚴重；地層軟硬交錯，容易發(fā)生井斜。灰泥巖地層巖性為致密堅硬的粉砂巖、鈣質(zhì)泥巖和泥板巖，地層可鉆性差，鉆頭使用壽命短，起下鉆頻繁，斷鉆具事故時有發(fā)生，機械鉆速較慢，嚴重影響了鉆井速度，鉆井周期為110～130 d（完鉆井深3 000.00～3 200.00 m），平均機械鉆速低于3.0 m/h。KOA油田平均鉆井生產(chǎn)時效為88.3%，非生產(chǎn)時間為11.7%，鉆井成本高。

2.6 環(huán)空帶壓

NB油田和KKM油田的油井普遍存在環(huán)空帶壓的問題。NB油田縱向上發(fā)育侏羅系、白堊系2套含油氣系統(tǒng)，其中，白堊系油層平均埋深350.00 m，油層較薄且飽含淺層氣，加之生產(chǎn)中注蒸汽和修井等因素的影響，環(huán)空帶壓問題突出，環(huán)空帶壓井占20%。KKM油田儲層埋深2 600.00～3 200 00 m，產(chǎn)出流體含有CO2，在開發(fā)后期造成套管腐蝕損壞，導(dǎo)致環(huán)空帶壓，嚴重影響了油井服役壽命和開發(fā)效果。

3 技術(shù)對策

針對SIPC油田項目在開發(fā)過程中存在的主要問題，通過應(yīng)用成熟技術(shù)、研究新技術(shù)和采取相應(yīng)的技術(shù)措施，達到了穩(wěn)產(chǎn)、降低鉆井成本和保障井筒完整性的目的。

3.1 提高注水效率

針對儲層非均質(zhì)性強、縱向上油層多的特點，應(yīng)用周期注水[2-4]、分層注水[5-6]和聚合物調(diào)剖等注水技術(shù)，調(diào)整注水剖面和油井的產(chǎn)液剖面，提高注水驅(qū)油效果。周期注水基于油藏數(shù)值模擬和多參數(shù)敏感性分析，通過周期性改變注水量，在油層內(nèi)形成不穩(wěn)定的壓力場，促使高低滲透層間發(fā)生油水交換滲透，從而增大水驅(qū)波及體積和改善油井見效程度。

2009—2018年，NB油田64口注水井利用現(xiàn)有井網(wǎng)實施了周期注水，注水周期平均4 d，測試數(shù)據(jù)顯示周期注水區(qū)域內(nèi)75%的注水井吸水厚度增加6.0%～12.8%，階段累計增油18.9×104t。由于同心雙管分注可由地面準確調(diào)節(jié)分層注水量，且管柱驗封簡單直觀，NB油田136口注水井采用了同心雙管分注，分層注水實施有效率75%，累計增油122.8×104t。NB油田還針對注水開發(fā)中存在水竄嚴重的問題引進了聚合物凝膠調(diào)剖技術(shù)。聚合物凝膠調(diào)剖是在低濃度聚合物溶液中加入適量交聯(lián)劑，使聚合物發(fā)生分子內(nèi)或分子間交聯(lián)，從而大幅提高聚合物溶液黏度，對高滲透層形成封堵，使后續(xù)液流改向，增大水驅(qū)波及系數(shù)和波及體積。2006—2018年，NB油田先后進行了50余井次聚合物凝膠調(diào)剖，對應(yīng)受效油井100余口，單井含水率平均下降9百分點，單井平均日增油2.2 t，累計增油8.0×104t，取得了較好的控水增油效果。

3.2 降低儲層傷害新技術(shù)

針對部分油田因儲層非均質(zhì)性強、黏土礦物含量高、水敏性強等導(dǎo)致儲層傷害嚴重的問題，在分析儲層傷害機理和現(xiàn)有儲層保護技術(shù)[7-8]的基礎(chǔ)上，研發(fā)了智能儲層保護劑[9]。智能儲層保護劑具有在低礦化度鹽水中膨脹，在高礦化度鹽水及原油中溶解的特點。該保護劑在壓差作用下封堵儲層中的孔隙和微裂縫，減少固相顆粒和外來流體的侵入；在負壓返排過程中溶于高礦化度地層水或原油隨之排出，從而達到保護儲層的目的，其作用機理見圖1。室內(nèi)試驗表明，加入智能儲層保護劑后，儲層巖心的滲透率恢復(fù)率達到95%。該保護劑在KKM油田多口井修井作業(yè)中進行了應(yīng)用，封堵效果良好，能夠滿足修井作業(yè)需要，排水復(fù)產(chǎn)期縮短40.0%以上?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，該智能儲層保護劑的封堵和儲層保護效果良好，具有推廣應(yīng)用價值。

圖1 智能儲層保護劑作用機理示意Fig. 1 Schematic diagram of intelligent reservoir protection agent working mechanism

3.3 提高儲層改造效果

針對KKM油田儲層非均質(zhì)性強、有效厚度小、儲層隔層應(yīng)力差小和砂泥巖互層等儲層改造難題，研究了多薄層小跨度弱遮擋復(fù)雜砂巖可控穿層壓裂技術(shù)。該技術(shù)具有以下特點：1）計算具體井壓裂層的地應(yīng)力差和刻劃地應(yīng)力剖面，建立不同層系多薄層儲層隔層應(yīng)力差圖版；2）在前置液中加入上浮劑或下沉劑，在裂縫的頂部或底部（頂?shù)撞客瑫r）形成一定壓降的人工隔層，以控制裂縫高度的延伸；3）應(yīng)用適當排量、快速起壓施工技術(shù)，確保壓開多薄層儲層，使裂縫在橫向上延伸，實現(xiàn)多薄層儲層的有效穿層改造。另外，針對KKM油田的儲層特點，研發(fā)了耐高溫、攜砂性能好的低傷害壓裂液。KKM油田30余口井應(yīng)用了多薄層小跨度弱遮擋復(fù)雜砂巖可控穿層壓裂技術(shù)，有效率100%，設(shè)計平均單井產(chǎn)量23.7 t/d，投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)油量43.4 t/d，壓裂后平均產(chǎn)油量比設(shè)計提高50%以上，推動了KKM油田的高效開發(fā)。

3.4 解決油層出砂問題

SPC油田部分區(qū)塊油井出砂嚴重，經(jīng)常砂埋井筒，需采取先期防砂措施。基于儲層溫度（26.0～28.0 ℃）、砂粒粒度中值（0.15～0.20 mm）、黏土含量（3%～10%）和防砂井段長度（直井10.00～20.00 m，水平井150.00～200.00 m）等因素，結(jié)合室內(nèi)擋砂精度篩選動態(tài)模擬試驗結(jié)果，形成了以獨立篩管為主體的直井機械防砂技術(shù)、獨立篩管配置遇油膨脹封隔器的水平井機械分段防砂技術(shù)。這2種防砂技術(shù)在SPC油田取得良好的應(yīng)用效果，尤其是水平井的防砂效果尤為明顯。統(tǒng)計表明，實施防砂技術(shù)的10余口水平井投產(chǎn)后穩(wěn)產(chǎn)期平均長達4 a，穩(wěn)定出砂量低于0.03%。

NB油田大部分油井出砂輕微，采用了攜砂采油技術(shù)[10-11]。攜砂采油技術(shù)是采用合適的完井工藝和人工舉升方式，在適當壓差下通過液相將一定粒徑的砂粒攜帶出井筒，同時在近井和遠井地帶形成穩(wěn)定的蚯蚓洞網(wǎng)絡(luò)，保障油井長期正常生產(chǎn)。NB油田的直井采用套管射孔方式完井，采用中等孔密深穿透射孔，下入螺桿泵攜砂采油，出砂量主要在0.1%～5.0%，但絕大部分油井出砂不連續(xù)。

3.5 提高鉆井效率

KOA油田存在開發(fā)井鉆井速度低、成本高的問題。該油田二疊系地層巖性混雜，部分井段夾層多，蹩跳鉆嚴重，機械鉆速慢?；贙KM油田地層可鉆性分析和破巖原理[12-13]，設(shè)計了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的四刀翼、?19 mm切削齒的大尺寸強攻擊性PDC鉆頭。與此同時，結(jié)合鉆柱強穩(wěn)減振設(shè)計，三開井段采用PDC鉆頭+雙穩(wěn)定器單彎螺桿+單穩(wěn)定器的鉆具組合進行防斜打直。

KOA油田采用該鉆具組合實現(xiàn)了一趟鉆完成三開井段，平均機械鉆速24.3 m/h，較采用該鉆具組合前提高了115.4%；單位進尺鉆完井費用平均約578.0美元/ m，較采用該鉆具組合前降低了35.0%。

3.6 保障井筒完整性

井筒完整性失效一般表現(xiàn)為環(huán)空帶壓[14-15]，導(dǎo)致環(huán)空帶壓的因素包括固井質(zhì)量欠缺、完井設(shè)計不合理及生產(chǎn)過程中作業(yè)的影響等。針對NB油田和KKM油田等存在的環(huán)空帶壓問題，需要采取以下技術(shù)措施：1）對于老井，一方面通過流體成分分析、卸壓-壓力恢復(fù)測試、測井分析（包括電磁探傷、多臂和噪聲測井組合測井等）及完井工具可靠性分析等[16]，確定壓力泄露來源；另一方面采取補救措施密封環(huán)空，達到減輕環(huán)空帶壓的目的，如采用可固化樹脂封隔環(huán)空或更換出現(xiàn)泄露的完井工具；2）對于新井，采用膠乳水泥漿固井增強防氣竄能力[17]，采用合適的固井工藝如塞流頂替固井、環(huán)空加壓方式候凝等，以確保水泥漿凝固過程中水泥環(huán)的完整性。此外，完井和生產(chǎn)過程中采取針對性的防腐措施。

4 結(jié)論與建議

1）針對SIPC油田項目開發(fā)過程中的諸多挑戰(zhàn)，通過應(yīng)用成熟技術(shù)、研究新技術(shù)、采取針對性的技術(shù)措施，提高了油田開發(fā)效果，降低了鉆井成本，保障了SIPC油田項目的順利運行。

2）在增大SIPC油田項目勘探和生產(chǎn)投資的同時，還應(yīng)依托國內(nèi)外成熟技術(shù)，開展技術(shù)的適應(yīng)性評價，進行成熟技術(shù)的推廣應(yīng)用；依托大數(shù)據(jù)等手段提高管理水平，充分挖掘SIPC油田項目增效潛力，提高效率；強化工程技術(shù)同勘探、開發(fā)的一體化協(xié)同作用，以降低開發(fā)成本，提高油氣產(chǎn)量，保障SIPC油田項目開發(fā)目標的實現(xiàn)和經(jīng)濟效益的最大化。