安塞油田浅层特低渗油藏水平井开发技术研究及效果分析

2012-11-10栾虎

长江大学学报(自科版) 2012年10期

栾虎

王小军，孟越，李书静 (长庆油田分公司第一采油厂陕西延安 716000)

王小军，孟越，李书静 (长庆油田分公司第一采油厂陕西延安 716000)

随着勘探评价的深入，安塞油田浅层逐渐成为下步开发的主力区块之一。由于浅层具有含油层系多、油层厚度相对较小、储量丰度低、渗透率低、油水分异差等特点，且分布较为分散，用常规技术开发单井产能太低，不能实现Ⅱ类和Ⅲ类储层有效动用。为了提高开发效果，在对浅层沉积相、储层物性与已开发老区差异分析的基础上，通过室内研究及现场试验，从布井、钻井、储层改造方式等方面提出了一套适应安塞油田浅层开发的水平井技术，实施效果证明了该技术对安塞油田特低渗透储层有效开发是行之有效的。

安塞油田；特低渗油藏；水平井；油藏开发

安塞浅层是指长7油层组以上的层位，主要油气聚集层位为长6油层组。长6油层组均为三角洲前缘沉积；安塞老区处于三角洲前缘水下分流河道沉积区，砂体规模较大，厚度较稳定；安塞新开发区处于三角洲沉积相边缘，水下分流间湾发育，砂体规模及厚度较小。低渗透储层主要分为3类，即储层平均渗透率(10～50)×10-3μm2为低渗透储层；平均渗透率(1～10)×10-3μm2为特低渗透储层；平均渗透率小于1×10-3μm2超低渗透储层。通过地质研究，安塞浅层开发区均属于特低或超低渗储层。目前安塞油田浅油层主要开发区块分布在王窑周边、安塞东，油藏分布范围大，受沉积相影响，各区块油藏规模较小，物性较差，面临着完钻井投产后单井产能低等一系列问题。

水平井可以有效的提高油井单井产能[1]，一般水平井产能为周边直井产能的2～3倍，近2年来长庆油田在水平井提高单井产量攻关试验方面，形成了相应的井网和配套开发技术政策，而安塞油田从1995年开始水平井开发试验，截止2007年底，共完钻水平井8口，初期产能最高值11.232t/d，最低值2.05t/d，平均初期单井产能4.91t/d，其中坪桥区内钻水平井5口，但储层结构复杂，注水见效率低，导致产量较低[2]，平均水平井单井产能仅2.71t/d。在此期间，以坪桥水平井区为例，探讨了应用水平井和露头资料及标点过程(示性点过程)方法进行沉积微相三维建模的思路与方法[3]。2011年通过建立低渗透储层评价体系，通过开发效果分析，讨论了影响水平井开发效果的主要因素[4]。为了探索安塞浅层特低渗透油藏有效开发技术，通过开展室内研究及矿场实践，积极探索水平井优化布井、优化井网、超前注水以及钻井、完井、改造方式新技术，形成了安塞浅层特低渗透储层水平井技术系列。

1 井位布置及井网优化

1)井位布置安塞长6油层组油藏岩心、镜下薄片、地面露头观察及注水开发动态均证实地层中普遍发育天然微裂缝。一般来讲，微裂缝在注水开发初期不会表现出明显的裂缝特征，但是随着注水开发的不断进行，微裂缝会逐渐张开、扩大[5]，且对开发效果影响较大。不同开发区块压裂裂缝方位测试结果表明，受地下天然地应力的影响，人工裂缝方位与地面裂缝走向基本符合，当生产井和注水井连线的方位接近区域最大水平主应力方向时，注入水存在明显的水驱优势方向。

针对安塞油田储层特征，对水平井整体开发布井方式数值模拟研究，设计了4类21种井网进行开发指标分析，筛选出3种最佳的井网及其与人工压裂裂缝区配方案[6]。从安塞油田历年已实施的7口水平井布井方位来看，除塞平4与区域最大水平主应力方向斜交外，其余均采用水平井部署与最大水平主应力方向垂直的布井方式，在原始井网条件下，都保持了较长的低含水开发期，因此安塞浅层水平井在垂直于最大水平主应力方向布井，可有效防止水平井压裂过程中人工裂缝沟通水线。

2)井位优化在水平井井网优化方面主要运用数值模拟技术，研究了最佳的直井和水平井组合方式及其井网形式[7]。为了研究直井水平井井网方式对开发效果的影响，针对安塞油田裂缝特征，设计了矩形井网、直线排状注水系统和交错排状注水系统的6种组合方式，进行数值模拟预测。设计的条件是：①矩形井网井距425m，排距175m，直线排状注水井网井距500m，排距225m，交错排状注水井网井距450m，排距225m。②注水井均不压裂；③水平段长度为275m，水平段压裂3条缝，裂缝半径长125m；④以定压控制方式进行生产，保持注采压差为20MPa(见图1)。

针对这6种井网进行数值模拟预测，模拟结果如表1和图2所示。从表1和图2中的各项指标可以看出，井网(f)方案(矩形井网Y方向压裂水平井网——五点法)最优。同时这种组合方式的开发时间最短、单井产量最高，是直井井网的组合形式的2～3倍，随着采出程度不断提高，油井综合含水上升率保持水平较低，可以有效防止注水开发过程中油井过早水淹，与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果[8]；因此，针对浅层水平井开发采用水平段与地层最大主应力方向垂直的五点法水平井开发井网是最优方案。

表1 不同井网形状开发指标对比

图1 不同几何形状井网示意图

图2 采出程度与综合含水率关系曲线

2 水平段优化

图3 长庆油田不同水平段与单井产油量关系曲线

对于水平井来讲，提高单井产能关键受水平段长度影响，水平段越长，油层钻遇率越高，井筒泄油面积越大，单井产量越高，但井筒近井地带容易形成压力负异常，导致油层泄油能力降低，从而造成初期递减较大，长期效果还有待进一步试验，因此，通过科学合理的方法确定水平井水平段的最优化长度是油田开发的当务之急[9]。前人通过分析一口水平井的投入与产出随水平段长度的延伸而发生的相应变化，证实了水平井最优水平段长度的存在[10]。前人研究手段主要是通过数值模拟及经济评价方法，来确定水平段的最优化长度,近几年的研究表明，长庆油田三叠系水平井采用水平段长度600～800m的水平井进行开发，比较合理(见图3)。

3 水平井超前注水技术

安塞油田前期的开发实践证明，超前注水能有效的提高油井的单井产能[11]，实现特低渗透、超低渗透油藏的经济效益开发。安塞浅层长6油藏通过前期的裂缝研究、井网优化，在产建区内通过超前注水提高单井产能，通过对比，超前注水的水平井，投产后单井产能明显高于同一地质条件下滞后注水的水平井，以安塞油田坪桥区超前注水的2口水平井与滞后注水的两口水平井为例，前者初期产能是后者的1.9倍，且油井投产后有明显的见效特征，目前平均单井产能已达到6.98t/d(见表2)，因此，水平井开发要取得较好的效果，必须建立有效的注水压力驱替系统，才能保证水平井及周边采油井单井产能高，稳产时间长。

表2 安塞油田坪桥区长6水平井不同注水时机开发效果对比表

4 钻井、完井及改造方式

1)钻井新技术对于设计垂深小于1200m，设计靶前距大于280m，设计增斜率小于18°/100m的水平井，优选∅215.9mm PDC钻头进行二开施工作业，加强二开直井段到中测“一趟钻”攻关试验力度。安塞油田浅油层区块7口井实现了二开到中测“一趟钻”。根据中测后入窗垂深的调整情况和第二增斜井段所需增斜率，优化下部钻具组合，实现了4口水平井中测到完钻“一趟钻”。

在钻井工艺上，主要采用了近钻头地质导向技术、PDC钻头+复合钻井方式，达到控制井眼轨迹与提速的统一。其中井眼轨迹控制主要采取了造斜点以下定向井段使用MWD+导向钻具进行井眼轨迹监测与控制，进入油层顶段以下井段使用LWD+导向钻具进行井眼轨迹监测控制和地质导向的方式。

通过安塞老区和安塞浅层水平井水平段钻井数据表对比，安塞老区7口水平井平均水平段长度325m，平均油层钻遇率64.4%，目前浅层12口水平井平均水平段长度589.7m、平均油层钻遇率79.6%，先进的钻井技术可以有效提高水平井水平段长度和油层钻遇率。

2)完井及改造方式安塞油田油井不压裂无初产，虽然水平井增加了泄流面积及通道，但同样需要进行压裂改造才能取得良好的效果，为了适应分段多簇压裂的要求，因此在完井方式上主要采取了套管加射孔方式，2口井采取裸眼完井方式，从投产后生产情况来看，裸眼完井的水平井产量明显低于周边井或同区水平井。为了进一步提高单井产量，开展了水力喷砂射孔分段压裂工艺试验，现场采用水力喷砂射孔分段压裂与小直径封隔器联作工具、双封单卡机械封隔分段压裂工具和机械封隔分段压裂试验，实现了一次管柱多段压裂，有效缩短了施工周期、降低施工费用、提高作业安全性，在近井地带产生高导流缝穴，有利于提高单井产能。