延长油田水平井开发模式矿场实践

2019-06-12石立华程时清常毓文张川希王仙仙冯晓伟

钻采工艺 2019年5期

石立华，程时清，常毓文，张川希，王仙仙，石彬，冯晓伟，薛颖

（1中国石油大学石油工程学院·北京2中国石油大学油气资源与工程国家重点实验室3中国石油勘探开发研究院4陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院5中国石油集团川庆钻探公司地质勘探开发研究院实验研究中心6延长油田股份有限公司七里村采油厂7西安思坦仪器股份有限公司）

石立华等.延长油田水平井开发模式矿场实践.钻采工艺，2019，42（5）：69-72

目前水平井开发低渗-特低渗油藏已成为提高油田储量动用和改善开发效果的重要技术手段［1-3］。延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡和渭北隆起带，为黄土塬地貌，集低孔、低渗、低温、低压、低油饱“五低”不利因素于一体，储层非均质性强、天然微裂缝发育，油水渗流关系复杂，单井产量极低，随着勘探开发的进行，传统开发技术逐渐走向瓶颈。自2000年以来通过开展水平井技术攻关，经过几年研究与实践，延长油田水平井开发取得了显著成效，逐步形成延长油田水平井开发理论认识与核心技术，这为延长油田水平井高效开发提供了强有力的技术支持。

延长油田总资源面积约10×104km2，主要开发层系为侏罗系延安组的延4+5～延10油层组和三叠系延长组的长1～长10油层组，该类储层微观孔隙结构复杂，吼道细小，油层埋藏浅、压力系数低，一般在0.65～0.9之间，主要为低渗透储层，其中特渗-超低渗储量占总探明储量的86%，开发难度大，平均单井日产油仅为0.4 t，常规直井无法有效动用，延长油田复杂的油藏地质与地面条件亦决定了要提高油田产量与单井产能，必须依靠水平井开发。截止2018年底，水平井技术开发特低渗透油藏已成为转变延长油田开发方式、提高开发效益的重要途径。

一、水平井开发现状

延长油田投产水平井由2010年的2口增加到2018年的1 080余口，年产油量由0.3×104t增加到90×104t，建设产能150×104t，截止2018年底，在不同类型油藏共累计投产水平井1 080口，其中延安组边底水油藏360口，常规低渗透油藏371口，长6、长8、长9特低-超低渗透致密油藏323口，东部浅层水平缝油藏26口，累计产油200×104t，平均单井液量8.9 m3／d，平均单井产油4.2 t／d，是全油田常规油井单井日产量的11.2倍，投资仅为常规油井的3～4倍，综合含水45.5%，年产油能力90×104t，有效动用难采储量1.2×108t，大幅度提高了新建产能速度，缩短了建产周期，可为延长油田提高采收率7%～10%，为延长油田千万吨持续稳产奠定坚实的基础。

延长油田主要开发层系为侏罗系延安组和三叠系延长组的长2～长10油层组，依据储量规模、沉积特征及成藏条件分为延安组油藏、长2油藏、长6油藏、下组合油藏（长7～长9），不同的油藏特征决定了采用不同的水平井开发技术（如表1）。

表1 延长油田水平井应用分类

二、延长油田水平井开发技术难点

延长油田水平井开发面临诸多难题，主要有以下几个方面：①油藏类型多样，主力油层单一，储层平面叠加性差；②低孔、低渗、低压油藏特点，单井产量低；③油水混储、油水同出，没有“无水采油期”，开采即高含水，治理难度大；④储量品位差，特渗-超低渗占总储量86%以上，经济开发难度大；⑤油田分布区域内属黄土高原-丘陵沟壑地形，山区、森林、村庄、高速公路等纵横交错，环保要求较高，地面施工条件复杂，油田产能建设与管理难度大。

延长油田主力油层整体物性差，孔隙度在9.31%～13.62%，渗透率在1.3～20.35 mD，属于典型的低渗-特低-超低渗透油藏类型，特低-超低渗透储量占近86%左右，决定了常规技术开发难以有效动用。

根据大量矿场统计可知，延长油田主力开发单元主力油藏长6开采初期含水率在20% ～80%，平均含水率达45%（如图1）。主要原因是由于延长油田主要储层为岩性油藏，油水混储，无明显油水界面，没有“无水采油期”，开采初期即高含水，该类特征致使整个开发过程油水井治理难度大。

图1 长6油藏初期含水率对比图

三、水平井开发模式矿场实践

延长油田虽面临诸多不利因素，但由于储层构造相对简单，油层平均厚度大、砂体连通性相对较好，油层有较好延展性，适合水平井开发。通过在不同油藏类型实施水平井，大幅度提高了单井产量，水平井产量是同期常规井产量的5倍左右，见表2。

1.边底水油藏水平井控水稳油开发模式

延长油田边底水油藏底水能量足，压降小，油井投产后含水上升快、采出程度较低，常规井开发效益差［4-8］。通过应用水平井AB靶差异控水稳油绕锥技术、绕水锥技术、夹层控水稳油技术，有效的抑制了底水锥进，使水平井产液量高，稳产时间长。截止2018年底，延长油田边底水油藏投产360口水平井，累计产油181×104t，是常规直井产量的2.8倍。

表2 延长油田不同油区水平井开发效果统计表

采用直井+水平井的七点法井网注水补充能量时（如图2a所示），裂缝半长与注水量存在最佳匹配。当裂缝过长、注水量过大时，水平井易出现含水快速上升现象，造成产油快速递减。为了延缓水平井见水时间，从减小正对中间裂缝注水井的注水量和缩短中间正对注水井的裂缝长度两方面，研究了水平井的控水政策。

矿场实践表明，对水平井中间部位裂缝长度及注水量进行优化，适当缩短腰部注水井附近的裂缝长度，延缓水淹，建议80 m以内（见图2b），同时减小腰部水井注水量可降低含水上升速度（如图2c）。

对于单元和工序工程的质量评定，应进行分类。第一类是传统水利、市政等工程且具有专用评定标准的；第二类是传统水土保持治理措施但无专用评定标准的；第三类是新措施且无专用评定标准的。

实践表明，在边底水油藏开发过程中，水平井初始平均日产油14 t，稳产期8 t／d，常规井初始平均日产油6 t，稳产期4 t／d，水平井平均含水率为30%左右，整体上升缓慢，常规井含水率平均为57%。可以看出，水平井开发效果明显优于常规井，打破了国内外对边底水油藏不适于水平井开发的传统认识。

2.致密油藏水平井开发模式

延长油田致密油主要分布于鄂尔多斯盆地中部及南部油区总资源量7.3×108t，占延长油田总资源量的26%，主力发育层位主要是延长组的长7、长8和长9，储层厚度在10～80 m，物性相对较差。砂岩孔隙度为1%～19%，平均值为8.3%，渗透率主要分布于0.003～9 mD，平均值为0.4 mD。

针对延长油田储层渗透率小于0.5 mD的致密油藏，由于常规井产量低，递减快，注水开发难以形成有效驱替压差，常规技术无法经济有效开发［9-11］，通过引用陆相页岩气井压裂工艺，自主研发滑溜水压裂液体系，成功实施了延长油田水平井缝网压裂技术，有效增大致密油藏泄流面积，形成相互交错裂缝网络，大幅度提高了单井产能和规模产量，MP-3井为延长油田第一口缝网压裂致密油水平井，采用快钻桥塞+簇式射孔技术，进行了14段39簇的改造，最终形成缝长270 m，缝宽110 m，缝高90 m，压裂波及体积0.27×108m3，储层改造充分，自2014年7月投产以来，初始月产量是周边常规油井产量的10.2倍，累产油的10.7倍。

图2 注采参数优化

3.浅层水平缝水平井开发模式

延长油田浅层裂缝型油藏主要分布在东部油区，累计探明石油地质储量9.65×108t。该类油层埋藏浅，平均油藏中深350～550 m，主要以水平裂缝为主，储层夹层较多，垂向连通性和井壁稳定性差，钻井过程中容易造成键槽卡钻，且轨迹回旋余地小，调整难度大，年采油速度仅为0.2% ～0.3%，油田长期处于低水平稳产阶段。

针对该类油藏，通过技术攻关，基于流动单元+水平缝的方法，开展“弓字型”水平井开发模式，采用桥塞+分段多簇射孔压裂工艺，有效提高了浅层油藏的动用水平［12-16］（图3）。