大港油田大型井丛场集约化建设与技术实践

孙 颖，梁 斌，于富美，贾欣磊，严华峰，张露露

(1.中国石油渤海钻探工程公司油气合作开发分公司，天津 300457；2.中国石油大港油田分公司，天津 300280)

大港油田地处津京冀腹地，环境敏感、建设用地难。近年来，随着农村耕地管理的加强，国家对安全环保的要求更高。采油厂过去的“跑马圈地”型建设，粗放型的油水井管理模式已不能适应新时代的发展要求。面对新形势，树立和践行“绿水青山就是金山银山”的理念，坚持人与自然的和谐共生，及时出台了“采油厂绿色矿山建设规划”。目前，大港油田已进入高含水开发阶段，受注水或边底水侵入影响，剩余油分布规律复杂，传统的产能建设模式难以适应油田效益开发的需求，降低成本、提升效益、趋向智能化的油气藏开发方式成为当前发展的主要方向，井丛场建设成为一项重要的工程[1-4]。陆上油田井丛场建设已逐步由小规模向大规模过渡，在轨迹防碰论证、钻井批钻实施以及数字化配套建设等方面难度增大。通过对大港最大陆上井丛场建设过程中的关键技术进行论述，围绕“整体部署、集中实施、效益优先、快速建产”的新开发思路，及“质量、技术、绿色、效益”的井丛场建设模式，深化地质工程一体化工作机制，着力打造大型井丛场工程[5-8]，为油田效益开发、数智化建设提供了宝贵的技术经验。

1 油藏潜力分析

港西开发区四区位于大港油田港西开发区西南部，开发层系为明化镇组和馆陶组。明化镇组属曲流河沉积，主力油层为NmⅢ2-1层，储层非均质性较严重，从3口取心井渗透率数据分析得知，变异系数为0.18～0.59，平面上渗透率变化级差为4倍，纵向渗透率级差达30倍；馆陶组属辫状河沉积，主力油层为NgⅡ3-1层，砂层内泥质、低渗夹层较发育，纵向上非均质性较严重，应用示踪剂分析，证实泥质、低渗夹层对渗流具有一定的分隔和遮挡作用。为了提升注采井网的有效性，开展储层剩余油潜力研究，并针对两个主力油层NmⅢ2-1层和NgⅡ3-1层开展井丛场设计，从而进一步提高油藏采收率[9]。

1.1 基于曲流河沉积砂体油藏数值模拟剩余油

港西开发区四区主力储层NmⅢ2-1层为曲流河沉积，沉积微相主要有泛滥平原、决口扇、边滩和河床滞留沉积等，不同的沉积微相间连通性的变化通常受砂体的厚度、物性、叠置关系或岩性变化的影响。在以往的注采井网部署时，很少考虑储层的分布特征，而实际生产中，注采井组普遍存在不见效或见效不明显的问题，注水开发或注聚开发驱油效率低，油藏采收率处于较低水平。

通过井震联合约束解释方法，对曲流河砂体边界、形态及厚度分布特征进行刻画(图1)，砂层厚度较大的砂体为边滩微相，是单向环流将凹岸掏蚀的物质带到凸岸沉积形成的沉积体，分选好，厚度较大，属于优质储层。NmⅢ2-1砂体为多期曲流河横向摆动形成，多个规模不一的边滩砂体零散分布。

图1 NmⅢ2-1曲流河相砂体形态及厚度分布

NmⅢ2-1层目前处于高采出程度、高含水阶段，历史上注水井较多，在油藏内部形成错综复杂的驱替水线，对剩余油分布规律的精细描述存在较大困难。基于储层特征研究成果，结合井约束建立油藏地质模型(岩相模型及属性模型)，并开展油藏数值模拟。从图2可以看出，剩余油主要分布在注水难以波及到的断层和砂体边部，其次分布在受储层非均质性影响的无效注采井间。

为保证注采井网的连通性及剩余油挖潜的需求，井丛场的井网设计尽可能以单个边滩砂体或叠置连通砂体部署五点法注采井网，并结合油藏数值模拟结果优选剩余油富集区设计油井井位。

1.2 基于辫状河沉积砂体油藏数值模拟剩余油

港西开发区四区主力储层NgⅡ3-1层为辫状河沉积，主要发育河床和河漫亚相，其中河床亚相中的心滩微相为主要含油气层。河流侵蚀河道两岸在河床底部逐渐堆积沉积物形成心滩，心滩沉积物复杂，粒度较粗，变化范围较宽，长轴平行河道方向，具有底平顶凸的外部特征。单个心滩顶部往往发育有泥质落淤层，对心滩间的有效连通性产生影响。钻遇NgⅡ3-1层的开发井测井解释证实砂体内部存在油水关系复杂、注采井不见效的问题。通过应用井震联合约束解释方法，对辫状河砂体特征进行刻画(图3)，砂层厚度较大的砂体为心滩，属于优质储层。井丛场的井网设计，尽可能以单个心滩作为五点井网的建设单元。

图3 NgⅡ3-1辫状河河相砂体形态及厚度分布

NgⅡ3-1层目前也处于高采出程度、高含水阶段，油藏内部的驱替水线错综复杂，剩余油分布规律的精细描述认识困难。基于储层特征研究成果，建立了油藏地质模型并开展数值模拟分析，从图4可以看出，剩余油主要分布在断层边部及历史注水未波及的井间。通过合理部署五点法井网，可以最大程度地满足井网的连通性及剩余油挖潜需求。

图4 NgⅡ3-1砂体油藏数值模拟剩余油分布

2 大型井丛场集约化、一体化方案

2.1 井丛场方案设计及存在难点

港西油田XX大型井丛场建设规划遵循高标准、集约化设计理念，基于主力油层NmⅢ2-1层和NgⅡ3-1层的剩余油分布特征，建立两套层系井网，井丛场地面规划采用四组双排布井方式，一组14口井，井组间距35 m，井排间距8 m，共部署井数56口(图5)。

图5 港西XX井丛场井场部署

该井丛场的建设存在以下难点：

(1)井场面积有限，且历史老井分布较密，导致井眼轨迹优化难度大。在满足油藏开发需求的情况下，设计井井间轨迹相互制约，且存在造斜点浅、造斜率大、井斜角大等问题，疏松地层方位易飘移，控制难度大，且井斜较大易出现携岩携砂困难的情况。

(2)港西XX井丛场设计井数量较多，且已完钻邻井密度较大，设计井防碰问题突出。井丛场涉及邻井约200余口，且大部分邻井为60—80年代的老井，井身数据可靠性差，防碰危险系数高。设计井丛场数量较多，部分靶点方位集中，目的层段附近防碰难度加大。

(3)利用有限的井场面积，优化钻井设计，实施更多的产能井，有效缓解地上、地下矛盾，同时提钻速、缩周期、降低钻井成本，实现降本、提质、增效的目标。

针对存在难点，重点从轨迹设计、钻井过程控制及数字化配套建设方面进行技术提升与优化，实现高标准、集约化目标。

2.2 密集井网下井轨迹的设计与优化

由于老区征地难度大、地面选址困难，大型井丛场设计面临的不仅是井场地下开发程度高、井网密度大、井间优化难的问题，还要面临因井网密集而造成的防碰关系复杂的问题，因此，井丛场轨迹问题处理难度较大。

港西XX井丛场设计井数多，井型多样，水平井与常规井混合整体实施，对井间防碰要求更高。综合考虑地质需求，通过以下四步对井丛场井口、靶点整体匹配开展可行性论证：①井口靶点初匹配，每一组按照靶点位移由大到小的顺序将其依次匹配至最近井口；②井口靶点再调整，通过对井口和靶点匹配关系的调整，解决设计井与邻井的防碰问题；③井眼轨迹优化，通过造斜点“√”字型设计、预斜或双增扭方位设计、地质靶点微调等方法实现；④进行设计轨迹防碰扫描计算，若防碰距离安全，则井丛场设计完成。

如果采用造斜点错移、发散轨迹等方式仍不能错开井筒轨迹，就需要进行绕障设计。结合丛式开发特点(设计井井口、井间距离小、并行井段长等)，采用扭方位绕障与上部小井斜预造斜的新思路，保障设计井与完钻井的井间防碰安全，有效实现单井轨迹的优化处理，各井位上部井段防碰距离大于5 m，下部井段大于10 m，达到了轨迹可行的安全距离。

通过地质工程一体化化论证，轨迹参数优化调整4轮次、井眼轨迹优化224井次，完成了三维空间井轨迹模型，为井丛场的实施奠定了基础。

2.3 钻井过程的控制与优化

井丛场钻机运行应用导轨式钻机平移技术[10-11]，对钻机铺设导轨，使其便捷地沿井排移动。单部钻机先在每个井组进行单排7口井的表层批钻施工，再进行二开批钻施工，7口井施工完，移井架至本组下一排7口井再进行表层、二开批钻施工，钻井泥浆全程循环利用；井组施工完成后，进行下一井组施工。这样的运行安排，大幅度缩短了钻井周期，井丛场平均单井钻井周期较单眼井缩短了37%，建产周期缩短70天。

钻井过程中，增加高效PDC(聚晶金刚石复合片)钻头等工具的使用，提高机械钻速，降低油层浸泡时间；增强泥浆的抑制性、封堵性，适当降低泥浆密度，钻至油层前加入油层保护材料，严格控制失水；针对防碰问题，防碰井距小于15 m的井段，使用牙轮钻头钻进，密切监测定向参数，确保轨迹达标；延长导向跟踪井段，按照钻井设计严格控制井眼轨迹，打造规则平滑的井眼轨迹，杜绝过大的全角变化率。

2.4 井丛场数字化配套

采油井以电动潜油螺杆泵举升工艺为主，注水井、注聚井以分层注入工艺为主，针对油井数据(油压、套压、回压、含水率和液量)及水井数据(油压、套压和流量)采用一拖多的数据传输模式。在中心控制室设立中控机及井丛场远程控制平台，中控机主要展示现场油水井生产数据(计量出口压力、液量、含水率)以及电动潜油螺杆泵运行参数等；远程控制平台具备潜油螺杆泵远程启停功能、现场异常和生产异常自动保护机制等。

井丛场配备视频安防系统，监视设备运行情况、周边人员出入情况；配备双向语音对讲系统，网络摄像机端和监控中心视频安防管理平台可以同时讲话或者监听，实现与井场人员通话；利用生产过程管理子模块，对井丛场现场生产数据进行查询并对油井巡检过程进行录入，实现油井巡检全过程管理。

2.5 大型井丛场建设效果

港西油田XX井丛场通过地质工程、技术经济一体化论证、集约化建设，实现了“集中建、少占地、少修路、批量钻、降噪音、少排碳、易管理、降成本”的目的，建成大港油田陆上最大井丛场(图6)。

图6 港西xx井丛场实钻构造井位部署

新井投产效果与数值模拟剩余油吻合率87%，单井日产油能力是预期的2.2倍，取得了良好的产能建设效果。与常规单口井场建设对比，土地利用率提高67%，节约占地43 km2；地面工艺管道建设长度降低80%，减少管道建设5.2 km；钻井、试油运行效率提升45%，累计减少碳、氮化物排放量5 492 t；油水井的管理趋于简易，人均管井数提高6口。

3 结论

(1)针对大型井丛场地质潜力研究，应用井震联合约束解释方法，对主力油层的储层分布特征进行刻画，并进行地质建模及油藏数值模拟分析；结合剩余油分布规律，指导油、水井的合理部署，较大程度地提高注采井网的连通性，保障后期注采开发的有效性。

(2)遵循高标准、集约化设计理念，针对井场地下开发程度高、井网密度大、水平井与常规井混合、防碰危险系数高等问题，通过地质工程一体化化论证，应用四步论证及细节处理的方法，完成了56口新井轨迹的可行性论证。

(3)钻井过程中，对钻机铺设导轨，批钻实施，大幅度缩短了钻井周期，钻井泥浆循环利用。井丛场地面建设配备视频安防系统、远程控制平台、双向语音对讲系统等。整个实施过程及相关配套设备，确保井丛场建设趋向环保、低投资、智能化的特点，为国内油气田开发行业数智化发展积累了认识和经验。