华庆油田产能建设“1822”提单产系统工程应用实践

2013-09-07裴润有刘宏义崔争攀

石油工业技术监督 2013年1期

裴润有李亮刘宏义崔争攀

1.中国石油长庆油田分公司技术监测中心（陕西西安 710018）

2.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第二项目部（甘肃庆城 745100）

华庆油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，面积约5000km2，地质储量巨大，是长庆油田上产稳产5000万t的重要支撑。该油田属于超低渗油藏，与特低渗透油藏相比，岩性更致密，孔喉更细微，应力敏感性更强，“三低”（低渗、低压、低产）特征更明显[1,2]。其主力开发层系为三叠系延长组长6层，埋深2200～2230m，油层平均厚度20.6m，孔隙度12.0%，储层渗透率0.32～0.55mD，原始地层压力15.8MPa，饱和压力12.08MPa。同时，长6在该油田主要发育半深湖—深湖滑塌浊流沉积，面孔率较低，微孔所占比例大,非均质强，微观特征更差（表1）。

2009年底，立足该超低渗油田实际，借鉴其他油田经验，通过系统分析研究，依据系统工程管理思想，探索编制了《华庆油田产能建设“1822”提单产系统工程》方案。此方案经过2年在产能建设过程中的实施，平均单井产量得到提升，华庆油田形成了年产90×104t的原油生产能力，摸索出一套产能建设全过程提高单井产量的有效方法与途径。

1 “1822”提高单产系统工程

“1822”提高单井产量系统工程，主要包括集中实现“1”个提单产目标、切实实施“8”个子系统工程及严格控制相关“22”个应用节点等内容。

1.1 集中实现“1”个提单产目标

以提高单井产量为核心，实现超低渗油藏产建平均单井日产油2t以上目标。

1.2 切实实施“8”个子系统工程及其相对应的“22”个应用节点

1.2.1 优化产建部署研究工程

（1）节点 1:深化“勘探、评价、开发一体化”，落实油藏富集区。针对可供建产的优质储量不足的现状，产建项目组一是根据产建实施效果及区域油藏富集规律研究成果，及时提出预探、评价井建议坐标，并有效协调加以组织实施，以落实油藏富集区块，满足快速建产的需求；二是密切跟踪预探、评价井最新进展，对油藏显示、试油产量好的井点及时开展研究，扩大成果，及时转化为产建接替区；三是加大发挥自身优势，强力协助预探、评价项目组做好井位审批、钻前准备等工作，力争早实施、早见效，扩展新的油藏富集区。

表1 不同类型储层微观特征对比表

（2）节点2:细化随钻分析，确保实施效果。成立以产建项目经理为组长，总地质师、项目主管经理为副组长，产建项目组地质办公室及外聘专家、研发中心支撑组技术人员为成员的随钻分析小组，每周召开一次随钻分析会，逐井逐层讨论研究，及时指导产建运行，防范与减少低产井，杜绝落空井。同时，在日常运行过程中严把“5个关口”，即坐标发放关、下接井位关、设计审批关、现场录井关、资料验收审核关。

（3）节点3:强化长3以上浅层成藏规律研究，提高建产效益。成立长3以上浅层成藏规律研究课题攻关组，组织对区域内预探、评价井、骨架井资料进行收集整理，进一步深化浅层油藏成藏规律研究，通过刻画古地貌特征，分析成藏沉积背景，努力寻找一批“小而肥”的侏罗系建产区块。

1.2.2 科学优化储层改造工程

（1）节点4:严格遵守储层改造方案的编定程序。①按照施工进度，产建项目组主管地质、试油副经理牵头，组织产建项目组，超低渗透油藏研究中心支撑组，地质、工程技术人员及相关专业人员共同讨论编制储层改造方案；②凡是侏罗系储层改造地质和工程方案，分别由主管地质、试油副经理审定；延长统储层改造方案和水平井、新工艺试验井方案，须上报超低渗透油藏研究中心进一步优化审定。

（2）节点5:优选优化储层改造工艺。根据不同区块、不同层系、不同类型储层的岩性特征[3]，优化优选先进适用的不同储层改造工艺（表2）。

1.2.3 做精做细油田注水工程

（1）节点 6:坚持“三超前，三优先”原则，落实超前注水政策。按照“三超前、三优先”工作原则，统筹安排，精心组织超前注水，全面落实超前注水技术政策。突出抓好以“注够水、注好水、有效注水”和“分层注水、精细注水、超前注水、温和注水”为主要内容的注水工作，确保油井实现高产稳产有足够能量[4]。具体工作要点:①成立以产建项目经理为组长的超前注水领导小组，抓好过程控制，每周一、三、五召开例会，检查落实各项技术措施执行情况，每月召开1次专题会，分析技术措施效果，对各责任主体进行阶段性考核；②加快地面注水工程建设，按照长庆油田地面工程建设“36911”节点控制目标，注水骨架场站于上半年全面建成投运；③加快注水井投注，6月底前完成当年产建任务部署的超前注水井。按照注水井优先打、优先投原则，8月中旬前为次年提前完成10～15万t超前注水任务。

表2 华庆超低渗油田不同类型储层优选改造工艺

（2）节点7:坚持层间层内分注一次到位，落实精细注水。针对华庆长63油藏层内、层间非均质性较强，隔夹层发育的特点，必须以井组为单元，细分小层，开展注采对应关系研究，实现层内或层间精细分注一次到位，以实现提高水驱动用程度，均衡补充地层能量，充分发挥各油层潜力的目的。其中:①白281区长631、长632层间矛盾突出，层间存在2～10m夹层，对长631、长632层之间进行分注；②白257区长631、长632两个小层砂层及油层厚度相当，电测物性均较好，层间存在2～8m夹层，可对长631、长632层之间进行分注；③白153区长631油层厚度大，电测物性好，是主力油层，长632分布范围窄，物性差，局部动用，主要是长631层内非均质性强，可结合吸水剖面情况对长631层内分注；④元284-元414区长631、长632由于物性差异，层间矛盾突出，对长631、长632进行分注。

（3）节点8:坚持技术政策，落实温和注水。针对超低渗透油藏裂缝发育、泥质含量高等特点，积极推广“15～20～25m3”小水量阶梯温和注水技术政策,避免裂缝性水淹。主要根据油水井所处的不同区域位置，制定与之相适应的、合理的注采比、注采强度，使油藏压力在平面上趋于平衡，建立有效压力驱替系统，提高水驱动用程度，确保油井早见效。其中在油藏主体带注采比控制在2～2.5，注水强度控制在1.2～1.5m3/（d·m）；在油藏边部注采比控制在 5～6，注水强度控制在 2～2.5m3/（d·m）。

1.2.4 大力开展新技术试验推广工程

（1）节点9:有效组织水平井，大斜度井试验。华庆油田不断探索提高单井产量的新途径，配合好公司相关部门有效组织水平井、大斜度井试验，其中水平井重点在油层稳定、油水关系清楚的侏罗系油藏午72井区实施；大斜度井在白239区优选油层分布稳定的区域组织实施。

（2）节点10:做好测井储层快速评价与产能预测技术研究。为了精确识别储层含油性、精细储层划分及半定量确定储层的生产能力（即初期单井产能），更好地寻找一、二类优质建产储层，有效指导产建，2010年加强与测井单位沟通交流，在研究储层特点的基础上，进一步优化测井系列，在华庆油田执行长庆油田分公司现行开发裸眼完井测井系列基础上，开发井用阵列感应代替双感应-八测向，并加测四米电阻，开发骨架井在开发井测井系列基础上，用阵列感应代替双感应-八测向，并加测岩性密度。

（3）节点11:规模化开展陶粒压裂试验推广。支撑剂裂缝导流能力优化结果表明:华庆油田长8储层使用石英砂导流能力为14.3μm2·cm，不能满足优化裂缝导流能力15.0μm2·cm的需要；长6储层优化导流能力也已接近优化裂缝导流能力（表3）。

根据室内模拟实验，低密度陶粒支撑剂在相同条件下，长期与短期导流能力都高于石英砂。闭合应力在30MPa时，其导流能力分别为石英砂的2.5倍和3.5倍。在华庆长6、长8储层规模应用陶粒支撑剂以有效提高单井产量。

（4）节点12:有重点的进行新技术试验[5]。①定向射孔压裂技术:力求在层内形成2条独立的裂缝系统，进一步扩大泄流面积，2010年在白257区南部选井试验；②多级水力射流压裂技术:该工艺技术采用定点射孔，点源起裂的方式，利用控制缝高、增加有效缝长，确保纵向上多个相对高渗段的有效动用，2010年在白281和白257区选井试验；③缝网压裂技术:该工艺技术通过暂堵剂的封堵作用提高缝内压力，迫使天然裂缝开启甚至产生裂缝转向，形成主裂缝与次生裂缝相结合的裂缝系统，实现天然裂缝和人工裂缝的沟通，2010年在元284区南部开展规模试验；④新型压裂液压裂技术:进一步降低压裂液残渣含量，提高压裂液返排率。2010年重点在白257区试验羧甲基胍胶压裂液，在元284区试验多羟基醇压裂液。

1.2.5 全力抓好全过程油层保护工程

（1）节点13:严防钻井、固井环节对储层的伤害。钻井、固井过程中对储层的伤害主要以钻井完井液，固井水泥浆的滤液进入储层引起水锁和水敏损害为主，其次是钻井完井液中固相颗粒的入侵。重点要做到“一转换、三控制”。一转换:进入油层前50m，停止加入大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的完井液。三控制:一是打开油层时，钻井液API失水≤8mL；二是钻井液对油层浸泡时间≤72h；三是油层段固井水泥浆滤失量≤200mL，密度1.05～1.08g/cm3。

表3 华庆储层闭合应力下对支撑裂缝导流能力的要求

（2）节点14:严防储层改造环节对油层的伤害。储层改造过程对储层的伤害主要以入井液体对储层引起的水敏损害和机杂对支撑裂缝的二次伤害为主。重点要做到“二严格、二优化、二加强”。二严格:一是严格用水管理，现场储液罐必须彻底清洗干净，指定水源用水，水质符合施工要求，机杂2mg/L，pH值6.5～7.5；二是严格入井化工料和支撑剂管理，必须符合油田公司有关规定，强化现场监督，定期抽样化验，杜绝不合格产品入井。二优化:一是优化压裂液体系，提高入地液体与储层的配伍性[6]；二是优化泵注程序，利用先进的压裂软件优化加砂泵注程序。二加强:一是加强配液过程监督，洗井液、压裂液严格按优化配方执行，监督不到位不能配液，实行监督签字认可制度；二是加强压后排液管理，压裂施工完用油嘴控制放喷，油井停喷后及时、快速、连续抽汲排液，不换钻具时8h内开始排液，换钻具时24h内排液，见纯油3个班或氯根稳定达到地层水标准后方可完井。抽汲排液过程必须使用智能抽汲仪监控，前3班监督必须驻井监督。

（3）节点15:严防投产投注环节对油层的伤害。重点要做到“一清洁、二控制、三加强”。一清洁:入井管串和工具必须在地面清洁干净，不得携带泥砂杂物入井。二控制:一是合理控制油井投产前放喷液量；二是合理控制油井生产压差。三加强:一是加强注水井投注前洗井工作，液体采用活性水；二是加强注水井投注时活性水挤注工作，粘土稳定剂、表面活性剂按要求加足；三是加强注入水水质管理，根据储层敏感性、注入水与油层水配伍性评价结果，加入相应的阻垢剂、杀菌剂等添加剂。

1.2.6 探索优化合理工作制度工程

（1）节点16:分析总结经验。总结分析前期提单产实施效果，并结合华庆超低渗透油藏高饱和压力、高油气比现状，初步提出不同区块不同区域的合理生产压差，并逐步分批安排实施工作量[7]。

（2）节点17:不断优化工作制度。①继续做好稳定并提高单井产量现场实施方案的落实及效果追踪工作。同时在白153区、元284区的不同区域各选15口井继续开展不同生产压差对比试验，探索超低渗透油井的合理流压；②开展系统试井工作，探索超低渗透油藏的合理工作制度与长期稳产的关系，发挥井筒最佳潜力。

1.2.7 动态监测资料录取工程

（1）节点18:加强新井资料录取。建立新井产量核查机制，与采油二处生产技术科协作，抽调专人组成新井产量核查小组，每月分两次深入现场，对新井产量逐一核实单量、压力、含水、功图、液动面等资料，并建立新井单井产量跟踪台账，分析新井产量变化原因。同时，要求作业区要按照油田公司资料录取规定录取新井功图、动液面资料，对隐瞒谎报新井资料误导产建方向的单位和个人制定相应处罚制度。

（2）节点19:做好吸水剖面、地层压力资料监测。2010年有针对性加大动态监测资料录取，重点抓好吸水剖面、地层压力两项资料的录取，为精细注水、监测油水井生产动态，切实提高单井量提供准确依据。

1.2.8 全面质量管理工程

（1）节点20:钻井质量管理。重点区域井、重点井、重点工序坚持项目组巡查、工程监督驻井监督的制度，坚持抓好“五大质量、十大环节”的管理。五大质量，即井身质量、中靶质量、取心质量、油层保护、固井质量。十大环节，即队伍资质、表层、直井段防碰、井眼轨迹控制、油层保护、套管检查及下套管作业、固井作业、井控安全、环境保护、基础资料。

（2）节点21:测录井质量管理。录井质量管理，主要坚持“十查”和“五到现场”[8]。十查:即查岩芯、查岩屑、查荧光、查迟到时间、查点滴试验和系列对比、查钻具记录、查班报表、查随钻录井图、查数据差错率和剖面符合率、查泥浆性能。五到现场:即录井小队开工验收到现场、取芯到现场、完钻井资料检查到现场、疑难问题到现场、岩屑复查到现场。测井质量管理以监督跟班上井为主，项目组巡查为辅，现场主要抓好施工过程中的“三个环节”和“六个质量控制点”。三个环节:即开工前仪器电缆检定、标定；测井前后仪器的检查刻度；测井中资料的质量控制。六个质量控制点:即测井深度、测井速度、曲线重复性、测井数值与储层特征的相关性、测井资料与工程资料的符合性、声幅测井与井身质量。

（3）节点22:试油工程质量管理。坚持驻井和巡井相结合的原则，重点井、重点工序以驻井监督为主，始终抓好“六道工序”质量，必须做到“四个到位”。六道工序，即通井、洗井、试压、射孔、压裂、排液。四个到位，即入井材料和工具监督到位、配液过程监督到位、压裂施工监督到位、抽汲排液监督到位。

2 “1822”提单产系统工程实施效果

2.1 产建超前注水率提高

截止2011年12月，华庆超低渗油田2年超前建成注水站5座，钻投水源井26口，新投注水井236口，全部实现整体超前注水，产建超前注水率由85%提高到100%，平均单井超前注水量为1827m3。

2.2 精细分层注水率提高

通过加强地质研究、精细小层对比，完成白153、元 284、白452、白257区共 464个井组小层对比，制定分层注水工艺技术对策。截止2011年12月，共实施分层注水井371口，分层注水率由36%提高到69.6%，为建立更为有效的注采驱替体系提供了保证。

2.3 水平井试验获得优良效果

截止2011年12月，共完钻水平井39口，井均钻遇油层399m，油层钻遇率92.6%。试油水平井27口，试排井均日产油32.5m3。投产水平井23口，初期井均日产油7.0t，综合含水27.9%；2011年12月井均日产油6.8t，综合含水23.6%。水平井单井产能达到直井的3～5倍，开发形势稳定，试验效果良好，为后期大规模应用水平井提高单产探索了新途径。