NH區(qū)塊叢式井高效開發(fā)模式探索及實踐

梁 珀，張 磊

（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州225300）

蘇北盆地溱潼凹陷油藏具有“碎、小、低、薄、深”的特點［1-3］。 近年來，通過對高精度三維地震資料的解釋以及成藏條件的再認識， 在溱潼凹陷西斜坡阜三段發(fā)現(xiàn)了多個有利構(gòu)造帶。 相比前期開采油藏，具有埋深淺、滲透率高、“小而肥”的特點。NH區(qū)塊是其中之一，該區(qū)塊位于溱潼凹陷西部單斜構(gòu)造的西北部， 于2015年4月查明圈閉含油氣性，同年11月證實油藏具有工業(yè)開采價值。

2014年以來，國際油價出現(xiàn)斷崖式下跌，油田行業(yè)進入“寒冬期”。 面對國際油價低、安全環(huán)保要求高、勘探開發(fā)建設(shè)征地難等嚴峻挑戰(zhàn)，采取常規(guī)思路開展新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)和開發(fā)管理， 難以實現(xiàn)效益開發(fā)和可持續(xù)發(fā)展。 目前，頁巖氣、致密油等非常規(guī)油氣以及部分常規(guī)油藏［4-9］實現(xiàn)了資源、技術(shù)和人工的優(yōu)化配置，勘探開發(fā)效益較好，其中部分成功經(jīng)驗對蘇北盆地復(fù)雜斷塊油田開發(fā)具有良好的指導(dǎo)意義。 為破解蘇北盆地效益勘探開發(fā)面臨的風(fēng)險與挑戰(zhàn)，解決各種復(fù)雜開發(fā)難題，提升整體效益，亟待開展理念、技術(shù)和管理創(chuàng)新，探索出一條高效開發(fā)的新路。 在NH區(qū)塊建產(chǎn)及開發(fā)管理實踐中，針對蘇北工區(qū)地面和油藏特點，借鑒頁巖氣效益開發(fā)經(jīng)驗，以叢式井開發(fā)為核心，結(jié)合技術(shù)和管理創(chuàng)新，探索了高效開發(fā)管理模式，為后續(xù)蘇北盆地復(fù)雜斷塊油藏高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

1 NH區(qū)塊概況

NH區(qū)塊區(qū)域上位于江蘇省姜堰區(qū)華港鎮(zhèn)，地處蘇北平原水網(wǎng)地區(qū)，地勢平坦，海拔高度5.0～6.0 m，氣候溫暖濕潤，年平均溫度15 ℃左右，土地肥沃，工農(nóng)業(yè)發(fā)達。 構(gòu)造位于溱潼凹陷西北斜坡，屬于構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏，開采目的層主要是阜三段油藏Ⅲ、Ⅳ油組。 油層埋深為1 520～1 780 m，孔隙度20%～32%，滲透率（100～600）×10-3μm2，原始地層壓力平均15.96 MPa，原始含油飽和度62.5%，屬于常規(guī)中高孔中高滲透油藏。 2015年4月部署NH2井鉆遇砂體尖滅帶，2015年5月試獲0.5 t/d低產(chǎn)油流，查明圈閉含油氣性。 2015年11月部署NH201井，試獲11 t/d工業(yè)油流，證實油藏具備工業(yè)開采價值。2016年12月至2018年6月期間，經(jīng)過三輪擴邊，整體部署13注46采，落實含油面積6.47 km2，地質(zhì)儲量298×104t。

2 高效開發(fā)模式

油氣田開發(fā)從地震到油藏、鉆井，再到采油及地面工程， 是一個全生命周期的連續(xù)完整的工作過程。 對于傳統(tǒng)的生產(chǎn)管理模式，這個連續(xù)過程被分割成幾個獨立單元， 打破了認知的連貫性和一致性，導(dǎo)致效率低下、資源浪費等問題［10］。 在NH區(qū)塊開展先導(dǎo)試驗的過程中，以油藏為中心，重新認識油藏、鉆井、采油、地面和經(jīng)濟評價等各專業(yè)之間的聯(lián)系，創(chuàng)新團隊協(xié)作機制、工程工藝技術(shù)及生產(chǎn)管理模式， 形成了適合蘇北復(fù)雜地面環(huán)境和叢式井開發(fā)特征的高效開發(fā)模式。

2.1 團隊協(xié)作機制高效化

整合油藏、鉆井、采油、地面、經(jīng)濟評價等部門，建立多學(xué)科互動、職能融合、協(xié)作高效的新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)項目團隊。 以項目團隊的形式改管理部門間的“接力賽”為“團體賽”，重點強化產(chǎn)能建設(shè)的頂層設(shè)計，一方面提升各專業(yè)、各部門之間的協(xié)同性，另一方面提升方案設(shè)計的整體性［11-12］。

2.2 研究應(yīng)用平臺一體化

以信息化油田為基礎(chǔ)，以油藏研究為核心，整合地球物理、綜合地質(zhì)、油藏工程、鉆采工程、地面工程等專業(yè)軟件，搭建一體化的研究應(yīng)用平臺。 一體化的研究應(yīng)用平臺開展了數(shù)字油藏、數(shù)字井筒、數(shù)字地面等多層次數(shù)字油田建設(shè)，通過數(shù)據(jù)、軟件和成果共享，將油藏、鉆井、采油和地面工程及效益評價等方案集中在協(xié)同決策環(huán)境中， 實現(xiàn)從油藏到地面的全面感知與決策支持， 提升方案設(shè)計決策水平［13-14］。

2.3 產(chǎn)建方案集約化

在充分應(yīng)用油藏認識成果的基礎(chǔ)上， 結(jié)合NH油田地處里下河水網(wǎng)地帶的地面條件， 優(yōu)化產(chǎn)建方案。 優(yōu)化注采井網(wǎng)，有效建立注采關(guān)系單井產(chǎn)量和區(qū)塊采收率；以叢式井為核心，優(yōu)化上井道路和平臺數(shù)量，降低鉆前和鉆井費用；精細油井管理，優(yōu)化地面流程、模塊化施工，降低產(chǎn)能建設(shè)投資和開發(fā)生產(chǎn)成本。

2.4 生產(chǎn)管理信息化

應(yīng)用物聯(lián)網(wǎng)、 大數(shù)據(jù)等技術(shù)實時采集數(shù)據(jù)及視頻，通過生產(chǎn)監(jiān)控系統(tǒng)對油水井、場站、管道集中監(jiān)控及生產(chǎn)與安全故障自動預(yù)警報警， 達到資源共享、實時監(jiān)控、遠程操控、趨勢預(yù)測和動態(tài)分析的效果［15］，實現(xiàn)生產(chǎn)管理信息化。

3 NH區(qū)塊高效開發(fā)實踐

3.1 建立產(chǎn)建項目團隊，提高新區(qū)建產(chǎn)效率

為克服蘇北油田建產(chǎn)傳統(tǒng)管理模式的不足，創(chuàng)新團隊協(xié)作機制，提升建產(chǎn)效率。 以協(xié)作機制高效化為目標，在NH區(qū)塊建產(chǎn)初期，在一體化研究應(yīng)用平臺的基礎(chǔ)上，組建以油藏、鉆井、采油、地面、物資裝備、生產(chǎn)運行、安全環(huán)保和經(jīng)濟評價為主體的項目團隊。 項目團隊以“提升運行效率、優(yōu)化方案設(shè)計”為職責(zé)，以油井全生命周期效益最大化為目標， 實現(xiàn)跨專業(yè)的一體化設(shè)計、 管理和運行。 建立項目團隊管理制度，明確團隊中各專業(yè)職責(zé)以及不同工序中的牽頭部門及相關(guān)配合部門。項目團隊協(xié)作機制如圖1所示。

3.2 注采井網(wǎng)整體設(shè)計，滾動探邊分步實施

NH區(qū)塊油藏高部位為巖性殲滅， 物性差，為進一步確定油藏類型，減少風(fēng)險，采用整體部署分步實施的原則產(chǎn)建和評價油藏。 用油藏工程方法和數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化油藏注采井距和井網(wǎng)、井型，通過數(shù)模多方案對比，以產(chǎn)量效益最大化為原則，最終確定采用菱形反九點面積井網(wǎng)， 在整體井網(wǎng)中優(yōu)選能控制油藏的關(guān)鍵井從高部位向低部位逐步分三期滾動探邊評價油藏， 逐步確定油藏含油層系、油水邊界、含油面積和儲量，降低投資風(fēng)險。

依托數(shù)字油藏平臺，結(jié)合鉆井、測井、試油試采等資料不斷完善地質(zhì)建模，提高油藏認識。 對邊部儲層物性、砂體情況較差的區(qū)域多次調(diào)整方案，有效建立注采關(guān)系。 NH區(qū)塊儲層物性和砂體連通性較好，經(jīng)方案論證，初期主體方案按注水開發(fā)部署，采用菱形反九點面積井網(wǎng)，主體部位井距350 m，構(gòu)造邊部井距250 m。 在確定注采井網(wǎng)的同時，對地面平臺進行優(yōu)化設(shè)計， 確定了各井井身軌跡及平臺分布，如圖2所示。 開發(fā)方案對油田進入高含水期的生產(chǎn)狀況和治理措施進行了設(shè)計和預(yù)測，并優(yōu)選出CO2驅(qū)開發(fā)作為治理措施，并在地面工程施工中預(yù)留CO2注氣管線，為后續(xù)區(qū)塊調(diào)整打好基礎(chǔ)，確保區(qū)塊長期穩(wěn)產(chǎn)。

3.3 叢式井集約化布井，設(shè)計方案多輪次優(yōu)化

針對里下河地區(qū)水網(wǎng)密布等地面復(fù)雜情況，NH區(qū)塊大力推進叢式井場建設(shè)，以達到減少土地征用和上井道路建設(shè)，縮短建井周期，提高勞動效率的目的，實現(xiàn)建產(chǎn)方案集約化。

在一體化研究平臺上，重點對井型、順序、井距、布局、設(shè)備、工藝、投資等十個方面進行多輪次優(yōu)化。 在井型上， 采油工藝提前介入井身軌跡設(shè)計， 要求井身軌跡應(yīng)充分滿足油井長期生產(chǎn)的需要。 在鉆井順序上，采用工廠化模式，鉆機在井間按順序?qū)崿F(xiàn)整拖，減少了鉆機搬家時間。 地面管網(wǎng)和電網(wǎng)與鉆井進度緊密結(jié)合， 一方面應(yīng)用電網(wǎng)系統(tǒng)提供鉆井動力，另一方面保證投產(chǎn)的及時性。 在井場規(guī)模上，要求井口直線排列，井間距5 m，五井式平臺規(guī)模為46 m×39 m，每增加1口井長度增加5 m，寬度不變。

依托叢式井集約化布井， 創(chuàng)新油水井投產(chǎn)流水線作業(yè)模式。 NH區(qū)塊新井投產(chǎn)作業(yè)主要包括上井準備、通探洗、射孔、下泵、掛抽等工序。 不同于以往單井完成全部工序后進行下一口井作業(yè)的模式， 流水線作業(yè)是將同一平臺所有井一個工序完成后進行下一個工序。

3.4 四網(wǎng)建設(shè)同步推進，地面建設(shè)快速高效

在NH區(qū)塊建產(chǎn)過程中涉及路網(wǎng)、電網(wǎng)、管網(wǎng)、信息網(wǎng)等“四網(wǎng)”建設(shè)，為保障鉆井和投產(chǎn)需要，優(yōu)化四網(wǎng)建設(shè)方案，實現(xiàn)快速高效。 一是為了在水網(wǎng)密集區(qū)打通陸路，提高上井效率，經(jīng)過4輪次平臺位置優(yōu)化和地方政府對接工作， 雙方達成道路共建協(xié)議， 以便解決上井困難和當?shù)亟煌ú槐愕膯栴}。 二是油田內(nèi)部電網(wǎng)同步建設(shè)，保證鉆井和生產(chǎn)用電。 三是簡化地面流程。 充分利用NH區(qū)塊生產(chǎn)氣油比大、天然氣富足的特點，通過應(yīng)用數(shù)字地面分析計算，摒棄蘇北工區(qū)常用的雙管摻水流程，采用單管加熱集輸流程，平臺采用燃氣熱水爐加熱，平臺間串聯(lián)匯至集輸增壓泵輸送至中轉(zhuǎn)站。 燃氣熱水爐實現(xiàn)撬裝化安裝，縮短了施工工期，降低了運行成本。 四是加快信息網(wǎng)建設(shè)，利用光纖建設(shè)油田內(nèi)網(wǎng)，為信息化油田建設(shè)打好基礎(chǔ)，確保生產(chǎn)實時監(jiān)控。

3.5 全生命周期優(yōu)化設(shè)計，高效發(fā)揮油井產(chǎn)能

叢式井平臺雖有集中建井方面的優(yōu)點， 但同時也伴隨平臺井數(shù)量多、井斜大、水平位移大、井身軌跡復(fù)雜等實際問題。 因此，在NH區(qū)塊建產(chǎn)過程中，以保障油水井全生命周期高效生產(chǎn)為目標，集成快速優(yōu)質(zhì)鉆完井、長效舉升、有效分注等配套工藝。

在延長井筒完整周期方面：①優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，優(yōu)選套管組合， 增加油水井壽命； ②提高固井質(zhì)量，確保不發(fā)生管外竄等問題；③優(yōu)選無固相鉆井液體系，降低儲層傷害；④采取合理的注采比，控制合理注入壓力。 在延長舉升免修周期方面：①以數(shù)字井筒為依托， 在設(shè)計階段， 充分優(yōu)化井身軌跡，嚴格控制造斜點和井斜角，為機抽管柱創(chuàng)造良好的先天條件；②強化鉆井質(zhì)量，采用隨鉆測斜，嚴控軌跡；③優(yōu)化舉升工藝設(shè)計，井斜超過35°使用斜井泵，提高泵效；④采用防腐防磨內(nèi)襯油管并配套使用耐磨合金抽油桿接箍；⑤優(yōu)化工作參數(shù)，抽油機配套變頻器，實現(xiàn)“長沖程、大泵徑、慢沖次”，減少管桿偏磨；⑥建立定期維護制度，防止油井結(jié)蠟。 一方面建立集中加藥裝置，一個平臺設(shè)置一套集中加藥裝置用于泵加清防蠟劑， 另一方面建立定期熱洗制度，熱洗清蠟。 在提高分注合格率方面，采用智能同心測調(diào)工藝，實時監(jiān)測測調(diào)過程中各層流量和壓力。

3.6 依托信息化智能化，構(gòu)建新型管理模式

為提高NH區(qū)塊生產(chǎn)管理效率， 降低運行成本，構(gòu)建“生產(chǎn)數(shù)據(jù)信息化采集、生產(chǎn)狀況智能化分析、生產(chǎn)站場無人化值守”的新型管理模式。 NH區(qū)塊信息化系統(tǒng)整體架構(gòu)如圖3所示。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)信息化采集是通過信息化建設(shè)，將NH區(qū)塊所有平臺實現(xiàn)視頻采集，可實時掌控現(xiàn)場生產(chǎn)情況。 采油井實現(xiàn)示功圖、油套壓、電參、油井含水、 井底流壓等數(shù)據(jù)遠程傳輸。 注水井實現(xiàn)管壓、油套壓、流量遠程傳輸。 燃氣熱水爐、混輸泵實現(xiàn)進出口壓力、溫度及運行狀態(tài)傳輸。 新建流程采用光纖伴隨技術(shù)實施監(jiān)控流程運行狀態(tài)， 對管線周圍震動等異常情況及時報警。

生產(chǎn)狀況智能化分析是通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)的采集進入生產(chǎn)指揮中心生產(chǎn)監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)生產(chǎn)狀況智能化分析，如采油井遠程啟停、壓力報警、平衡度判斷、工況異常報警、功圖量油等；注水井遠程流量調(diào)節(jié)；燃氣熱水爐遠程啟停、溫度及壓力報警等。

在生產(chǎn)數(shù)據(jù)信息化采集和生產(chǎn)狀況智能化分析的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)了生產(chǎn)站場無人化值守。 監(jiān)控人員負責(zé)油水井站生產(chǎn)運行的監(jiān)控和判斷， 發(fā)現(xiàn)異常時，通知現(xiàn)場管理人員及時處理。

4 實施效果

（1）提高了開發(fā)效果。 2016年至2018年，經(jīng)過三期產(chǎn)能建設(shè)共建成油井46口，注水井13口，分布在11個叢式井井場，其中八井式平臺1個，七井式平臺1個，六井式平臺2個，五井式平臺4個，四井式平臺3個。 產(chǎn)能建設(shè)過程中從高部位向低部位逐步分三期滾動探邊評價油藏，油井中靶率100%，新建產(chǎn)能10×104t。 產(chǎn)能建設(shè)完成后井網(wǎng)控制程度和采油速度分別達到100%和2.8%， 區(qū)塊日產(chǎn)量311 t，較方案設(shè)計日產(chǎn)量高12.7%。12口注水井應(yīng)用同心測調(diào)工藝實施分注，測調(diào)成功率100%，層段合格率100%， 應(yīng)用效果良好， 為區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)奠定了堅實基礎(chǔ)。 為控制含水上升速率，目前區(qū)塊部分井控液生產(chǎn)，區(qū)塊日產(chǎn)油240 t，綜合含水18%。

（2）提高了生產(chǎn)效率。 一是通過叢式井集約化布井、工廠化流水線作業(yè)和完善上井道路，提高了生產(chǎn)效率，建井周期、鉆井周期、投產(chǎn)作業(yè)周期分別為14.8，12.2，2.5 d， 較常規(guī)建產(chǎn)分別縮短4.6，0.8，0.4 d；二是通過簡化地面流程，采用撬裝化，地面建設(shè)周期由原來常規(guī)模式的17 d縮短至9 d；三是通過信息化管理，實現(xiàn)區(qū)塊無人值守。 采油廠指揮中心負責(zé)日常監(jiān)控， 所轄班組僅負責(zé)處理異常情況， 在油水井井數(shù)翻倍情況下， 班組人數(shù)不變，大大提高了勞動效率。

（3）提高了開發(fā)效益。 一是通過企地共建道路、從式井集約化布井、優(yōu)化地面流程等措施節(jié)約征地、鉆前、搬安、鉆井液材料及運輸、地面建設(shè)等費用，投資降低28%，節(jié)約了投資成本。 二是在信息化管理模式下， 場站實現(xiàn)無人化值守較常規(guī)管理模式節(jié)約人員10人以上，年節(jié)約人工費用100萬元。 長效管柱設(shè)計使油井平均檢泵周期達920 d以上，投產(chǎn)以來僅發(fā)生2次檢泵，年節(jié)約檢泵費用120萬元以上。 應(yīng)用單管流程充分利用油井套管氣，年節(jié)約燃料費用300萬元，節(jié)省了運行成本。 三是應(yīng)用網(wǎng)電系統(tǒng)提供鉆井動力， 減少了溫室氣體排放和噪聲污染，實現(xiàn)清潔生產(chǎn)。

5 認識與結(jié)論

（1）在石油行業(yè)“寒冬期”，NH區(qū)塊針對復(fù)雜的地面和油藏特點，以叢式井開發(fā)為核心，創(chuàng)新高效的協(xié)作機制，搭建一體化研究應(yīng)用平臺，優(yōu)選集約化建產(chǎn)，探索信息化開發(fā)管理模式，形成了具有蘇北工區(qū)特色的高效開發(fā)管理模式。

（2）叢式井高效開發(fā)模式在NH區(qū)塊實現(xiàn)了成功應(yīng)用。 油井中靶率100%；區(qū)塊日產(chǎn)量311 t，較方案設(shè)計日產(chǎn)量提高12.7%； 建井周期縮短4.6 d，地面建設(shè)周期縮短8 d， 班組人員勞動效率翻倍；降低新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)投資28%；年節(jié)約人工、檢泵、燃料等運行費用520余萬元。 叢式井高效開發(fā)模式在NH區(qū)塊的成功應(yīng)用，降低了開發(fā)風(fēng)險，提高了開發(fā)效益。

（3）在低油價下，NH區(qū)塊叢式井高效開發(fā)模式及其實踐對今后解放蘇北盆地大量探明未動用低品位儲量， 支撐低油價下油田的效益開發(fā)及長遠發(fā)展具有重要借鑒意義。