利用浅层大平台钻井技术挖潜扶余油田压覆区储量——以城平12区块为例

何增军，林燕萍，李桂娟，张 莉，王 鑫

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

利用浅层大平台钻井技术挖潜扶余油田压覆区储量
——以城平12区块为例

何增军，林燕萍，李桂娟，张 莉，王 鑫

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

地面压覆区的特殊地理条件造成了油水井井况差、井网不完善、措施挖潜难度大、储量无法有效动用等现状，影响了扶余油田的综合调整。针对此问题，以城平12块油藏为例，开展了浅层大平台水平井技术在扶余油田的试用研究。该项技术在有限的地面条件下得到了成功应用，地下储量得到充分动用。该研究为扶余油田增加可采储量、实现“十二五”稳产奠定了坚实基础。

浅层大平台;压覆油藏;城平12区块;扶余油田

1 城平12区块地质概况

城平12区块位于松原市区，处于地面压覆区。在构造上位于扶余Ⅲ号构造中南部，其构造形态为被多条南北向正断层复杂化的背斜构造，西侧为向西倾没的单斜，东部为被数条南北向正断层切割而形成的多个条带状断块构造［1－3］。区块面积为1.35 km2。处于城市中心区，油水井套变、套管外返油气水严重，安全环保问题十分突出。区块开发效果很差，采出程度为10.1%，采油速度只有0.2%，若不采取积极有效措施，采收率仅为14.7%，区块开发水平较低［4］。

2 城平12压覆区开发存在问题

2.1 油井产能低，储量动用程度低

城平12压覆区于1971年投入开发，1976年开始注水，1981至1986年进行了一次加密调整，1995至1998年进行了二次调整。目前，压覆区因安全因素影响封井，导致井网极不完善。目前采出程度仅有10%，与油田23%的采出程度相比还差很多。目前平均单井日产液为4.2 t/d，日产油为0.8 t/d，综合含水为67%。

2.2 井况差，开井率低，井网不完善

由于地面原因，在城区进行各种作业及维护都很困难，致使城区生产井井况较差，开井率低，导致目前区内井网极不完善，其中套管变形井165口，套管外返油气水井24口，占46.9%;目前开井数占总井数的40.7%。

2.3 地层压力逐年降低，产量递减过快

由于注水状况逐年变差，地层压力从1999年的4.28 MPa下降到2002年的2.21 MPa，2005年底为2.40 MPa、2007年6月为1.90 MPa。年产液从1997年的34.4×104t降到2002年的27.5× 104t，2007年为4.8×104t;年产油由1997年的12.3×104t下降到2002年的5.9×104t，2007年为3.2×104t，自然递减率高达20%。由于注采井数比过高，注采井网不完善，地下亏空严重，地层能量不足，影响了城区内区块的整体开发效果，近年来注水、产液及产油量大幅度下降。

2.4 地面协调难度大，依靠直井开发难度大

压覆区大部分地面被建筑物占据，协调难度较大，因此依靠直井很难形成对储量的有效控制。

2.5 剩余储量丰度较高，油田潜力大

目前剩余储量丰度为156×104t/km2，平均单井控制储量为21.3×104t/口，为下一步挖潜提供了物质基础。

为了使城区压覆区资源得以动用，利用较小的地面区域，采用大平台水平井技术对压覆区储量进行最大化控制及动用。

3 精细地质设计以实现对储量的最大控制

在精细落实构造、精细储层研究基础上，利用沉积学原理结合钻井数据，对目的层的砂体分布特征和有效厚度分布特征进行预测，并预测砂岩内的夹层分布特征以及隔层分布特征。平面上，进行沉积微相研究，精细刻画油层发育状况［4－5］;纵向上，精确预测储层砂体展布，将水平段部署在主力层有效厚度大于3 m的区域。通过优化井位部署［6］，扶余城区特大平台城平12设计32口井(其中水平井23口、定向井9口)，动用储量502×104t，建产能3.56 ×104t。设计井深最深达1 050 m，最浅为600 m。

4 利用浅层大平台钻井技术实现对压覆资源的有效动用

平台12采用浅层大平台钻井技术使位于城区、河道等征地困难区域的地下剩余储量得到有效开发。施工难点:①地面面积有限、油藏垂深浅、钻井数量多，平台布井困难，造斜点位置调整受到很大限制;②地下井眼轨迹密集，防碰问题极为突出;③地下形成多压力层系，极易发生井漏、井塌、水侵等复杂情况。

4.1 平台井优化设计

4.1.1优化井口位置及整拖方位

由于地面受限，地面井口位置不可能正处在所有靶点的中央位置，各个方位上的靶点密度不均衡，给各井井口选择带来很大难度。在地面条件受限制下，只能进行井口优化排布，实现平台布井最优化(图1)。

根据靶点方位与整拖方位之间的关系造斜点，在15～30 m范围内灵活调整，使造斜点在有效空间内得到最优选择而不是石油行业标准的50 m，有效地解决了造斜点问题(图2)。

图1 平台12井点地面示意图

图2 平台12井口靶点方位与整拖方位示意图

4.1.2优化造斜位置，实时防碰扫描、不断预测，实现防碰绕障

排除了不同井排轨迹相互干扰问题:设计时下方的井加深造斜点、减小造斜率，使轨迹始终在下方运行，实现防碰绕障;先实施井眼轨迹在上方的井排，提高钻井施工的安全性，减少为防碰而增加的轨迹控制难度。

存在防碰绕障的井段，采用实时防碰扫描、预测并重新设定井眼轨迹的方法，同时充分利用随钻定向仪器磁干扰现象，来判断与老井井眼的相对距离，确保绕障成功。城平29井施工时，根据以上方法，判断防碰井段与老井中8－54最近距离仅为0.44 m，绕障成功。大平台未发生相碰事故。

4.2 开展扩展窄安全密度窗口防漏堵漏钻井液技术研究

平台12在施工前期5口水平井中有4口发生不同程度漏失，为此开展了扩展窄安全密度窗口防漏堵漏钻井液技术研究，制订出相应的综合治理措施，实现安全钻井。漏失原因:平台井处于老区井网内，由于长期注采以及套管断裂，地下形成多压力层系，储层砂岩连通性较好，同时由于注水井开发过程中的重力分异作用，形成了顶部剩余油层和底部水淹层，施工中极易发生井漏、井塌、水侵等复杂情况［7－8］。

5 地质、工程、现场导向相结合，实现大平台井钻遇率及安全

5.1 地质导向技术在扶余浅层水平井、大位移井中的应用

(1)靶前位移一般控制在30～50 m，针对扶余油层埋藏浅的特点，井斜角控制在84°进行探油顶，井斜角的控制根据地层倾角的大小和所钻遇目的层而定，这样既能保证在进入水平段之前，较少的损失靶前位移，又有利于随时调整［6，9］。

(2)进入目的层后的轨迹控制。根据岩屑反映及荧光、气测值的分析，及时修正窗口位置，下达地质调整指令，及时调整。进入窗口后，随时观察岩屑录井、LWD随钻测井曲线，结合邻井资料、地震剖面，随时分析并做出正确调整，确保砂岩钻遇率［8－10］。

5.2 地质、工程密切配合，完成钻井任务，实现区块有效开发

32口新井周围遍布“老井”，为防止交叉相错的井之间发生“碰撞”，提高井身质量，施工中，通过轨迹的优化调整来有效控制扭矩和摩阻;分析设计施工方案，优选钻头、严格执行安全操作规程及井下事故预防工作，较好地控制了滑动钻进与复合钻进的比例，保证井眼的圆滑;推广应用了随钻承压、井壁稳定、抗油气污染等多项成熟的钻井液工艺技术，有效解决了井眼上部地层“缩径”、地层压力“不均衡”等施工难题，确保了每口井顺利施工。通过精细地质导向，精确地控制井身轨迹，取得了极高的中靶精度。

6 实施效果

城平12大平台的成功，使吉林油田在浅层陆基平台井的技术方面处于国内领先水平。实际工期比预计工期提前42 d投产，平均单井日产油为4.3 t/d，是直井的4倍，老井的7.1倍。节省占地面积19×104m2，节约占地、地面建设、安全环保协调等各类费用合计9 258×104元。采用浅层大平台钻井技术使位于城区、河道等征地困难区域的地下剩余储量得到有效开发。

7 结 论

(1)大平台水平井技术能有效地动用压覆区储量。

(2)地质、工程、现场相结合是实现大平台钻井钻遇率及安全性的关键。

(3)水平井钻井绕障技术在实现压覆区储量动用中至关重要。

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编辑 付遥

TE243

A

1006－6535(2012)04－0144－03

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.038

20111104;改回日期:20120105

中油吉林油田分公司科技专项“扶余油田100×104t稳产配套技术研究”(jy20111161)

何增军(1980－)，男，工程师，2003年毕业于西南石油学院自动化专业，现主要从事地质动态分析工作。