基于社会学视角梳理准噶尔盆地极浅层超稠油开发经验

2023-08-28王兰婷王学忠王建勇刘小波陶建强

科技创新与应用 2023年24期

王兰婷，王学忠，王建勇，刘小波，周正，陶建强，曹坤

（1.西南财经大学社会发展研究院，成都 610074；2.中石化新疆新春石油开发有限责任公司，山东东营 257000；3.中国石化油田勘探开发事业部，北京 100728）

油田开发实践取得成效后进行系统性总结很有必要。准噶尔盆地西缘春风油田超稠油，开发难度较大。通过技术攻关，动用一部分产量，建成产能。本文涉及几个专有名词，先做简要说明：①中石化新疆新春石油开发有限责任公司（以下简称为新春公司）负责胜利油田新疆探区的油气勘探开发及生产销售任务。②孙焕泉院士[1-2]领衔研发的水平井、氮气、降黏剂、蒸汽吞吐复合开发技术，简称HDNS，HDNS 是水平井（Horizontal well）、油溶性复合降黏剂（Dissolver）、氮气（Nitrogen）和蒸汽（Steam）4 个英文词组首字母组合。③超稠油的界定，按照我国稠油分类标准，油层温度下脱气原油黏度大于50 000 mPa·s 的原油属于超稠油。④地质浅孔，本文中是指采用浅孔钻机钻打地质浅孔，可以长井段、连续取心，还可以测井。与常规钻井取心相比，春风油田实施的地质浅孔每米进尺费用下降50%，取心收获率由40%提高到90%。⑤极浅层指埋藏深度小于200 m 的储层，也可以适当拓宽到埋藏深度300 m 左右的储层。⑥超短半径水平井是指曲率半径远比常规短曲率半径水平井更短的一种水平井[3]，也称之为短曲率半径水平井，是设计井眼曲率大于60°/30 m 的水平井。超短半径径向水平钻完井技术转弯半径小、入靶准确，适合于含油面积较小的区块。⑦费孝通[4-5]、马寅初开创的中国社会学主要是通过社会调查，对于社会现象进行调查、研究、分析和解决。本文无意强调社会科学理论给予春风油田开发实践的指导价值，而是着力通过社会学视角还原春风油田最新的一些艰苦卓绝的开发体验，以高质量调查研究推动高质量发展。王梓坤院士[6]所著的《科学发现纵横谈》，纵谈科学发现的一般过程，横谈科研人员应具备的品质——德、识、才、学，对于本文写作启发很大。

1 极浅层超稠油开发思路

2021 年10 月21 日，习近平总书记到胜利油田视察并作出重要指示。他指出,石油战线始终是共和国改革发展的一面旗帜,要继续举好这面旗帜,在确保国家能源安全、保障经济社会发展上再立新功、再创佳绩。新春公司牢记嘱托高举旗帜，保障国家能源供应。

1.1 春风油田极浅层超稠油开发思路分析

准噶尔盆地西北缘是浅层超稠油富集带，具有埋深浅，溶解气量小，天然驱动能量弱，黏度特别高等特点。准噶尔盆地西缘是我国重要的稠油热采生产基地，相关单位和技术人员在蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和火烧油层技术领域积累丰富经验[7-11]，但对于春风油田埋藏深度170 m 左右的极浅层环烷基超稠油油藏来说，上述技术应用效果并不理想。关于极浅层的提法，在国内学者的文章中可以见到[12]。1939 年，老君庙1 号井钻至115.5 m 时发现油层，日产油10 t。2005 年，克拉玛依油田诞生当时国内最浅水平井HW9802 井，垂直井深144.1 m。与大多数稠油油藏相比，春风油田极浅层超稠油油藏埋藏更浅，更难以建立有效的生产压差；油层厚度更薄，以至热采过程中热损失更大；原始状态下地层原油不能流动，直井蒸汽吞吐后获得工业油流，但产量递减迅速，经济效益差。当然，油藏埋藏浅也有好处，注蒸汽过程中井筒热损失较小，钻井进尺少，钻井投资较少。

新春公司超过80%的产量来自准噶尔盆地西缘春风油田。态度决定一切，春风油田开发伊始就确定5 年建成百万吨级油田目标，而且这一目标如期实现。春风油田科技创新，应用HDNS 技术，投产水平井700 余口，建成百万吨级油田[13]，实现埋藏深度400～700 m 超稠油效益开发，其核心技术“薄储层超稠油高效开发关键技术及应用”获得2019 年度国家科学技术进步奖二等奖。深化成本经营和价值创造是企业永恒的追求，春风油田人均劳动生产率在中国石化同行中名列前茅。新春公司发挥体制机制优势，促进了储量产量稳步提升，公司经营业绩持续攀升。组建勘探、开发、钻完井和采油工程4 大专业部门，做强勘探开发核心业务，同步优化业务流程。以油藏单元为主体，实施“预算配置、效益评价、经营分析、治理提升”全过程管理，实现产量、工作量、成本、效益、指标“五到区块”，效益评价、成本分析、治理提升“三到单井”，以效益为导向提升油藏单元管理水平。强化信息化支撑，实现油井生产智能控制、站库运行自动巡检、生产管理实时监控和决策指挥智能推送，大多数油井实现无人值守，相较传统模式减少用工52%。新春公司的工区远离胜利本土3 700 km，只有200 余人。采用不养队伍管队伍的承包商管理模式。新春公司扎根祖国西北，在大漠和戈壁滩上艰苦创业、接力奋斗，自2015 年建成百万吨油田以来，连续8 年实现产量正增长，为端牢能源饭碗作出极大贡献。新春公司已为国家奉献原油1 162×104t，2022 年产油140×104t，4 次荣获中国石化“红旗采油厂”殊荣。

随着勘探开发不断深入，春风油田周边发现埋藏深度110～200 m 的新区块，直井蒸汽吞吐试采效果不理想。由于原油黏度高、薄储层散热快、热利用效率低，这部分极浅层超稠油采用传统注蒸汽热采技术产量低，难以经济有效动用。前人的一些研究成果值得学习借鉴，例如朱维耀等[14]研究稠油油藏蒸汽吞吐产能预测新模型，生产压差越大，油藏有效动用半径先增加，后趋于平缓，日产油量增加，不是说生产压差越大越好，但过小生产压差确实不利于稠油热采获得较高产能；拟启动压力梯度越大，有效动用半径逐渐变小，且递减幅度逐渐变缓，日产油量逐渐降低；拟启动压力梯度对天然能量和蒸汽吞吐开采影响均不能忽略，且对蒸汽吞吐开采影响较大；直井和水平井产能均随拟启动压力梯度增加而减小，且水平井产能降低幅度较大。受此启发，可以从水平井单井产量预测模型角度考虑，提高极浅层区块单井产能，通过增加生产压差，努力扩大油藏有效动用半径，扩大油藏供给范围。吴晓东等[15]基于克拉玛依油田九7 区薄浅层超稠油开发实践，蒸汽参数对开发效果影响顺序从大到小依次为生产时间、注汽干度、周期注汽量、注汽压力和焖井时间；优化结果为生产时间60 d，注汽干度70.0%，周期注汽量2 210 t，注汽压力4.0 MPa，焖井时间3 d。还可以考虑浅层稠油热坑道内开采[16]、浅层超稠油挖掘开采[17]、浅层稠油鱼骨型分支水平井[18]和原位改质，电加热辅助蒸汽热采，风、光、氢储联合产生蒸汽。综上，文章研究方向有一定意义，但应更突出创新性，一些关键技术及问题应更深入论述。有些想法还需要进一步下功夫做深入研究。

1994 年，克拉玛依油田九区98260 井油层埋深163.5～187.0 m，套管直径244.5 mm，蒸汽吞吐后峰值日产油24.0 t，第一周期产油1 969 t[19]。2019 年，笔者意识到，对于极浅层超稠油，还是采取HDNS 比较妥当，最大的技术屏障是钻不成水平井，主要是造斜点太浅。2020 年，《中国石油报》报道《大庆油田完成首口稠油热采浅层大井眼水平井》。可见，前人已经进行大井眼直井及水平井的钻探开发实践。受此启发，新春公司管理团队决定引入常用于固体找矿领域的低成本地质浅孔连续取心技术，应用短半径水平井技术钻成水平井，探索春风油田极浅层超稠油开发新路径。初步判断，以HDNS 为代表的热复合热采技术引领稠油热采技术方向，对于春风油田极浅层超稠油也可能是有效的，但实施难点在于：一是找到好的储层发育区，二是能够顺利钻成水平井。

1.2 春风油田开发决策面临的挑战

春风油田不仅开发技术面临难题，开发决策水平也有待提高。油田开发属于实践性很强的技术领域，具有高投入、高风险的特点，勘探取得油气新发现后，需要试采：根据新认识，部署评价井，开发准备井，开展开发先导试验，以上均需要试采；根据新认识，编制开发方案，开展产能建设；根据新认识，编制开发调整方案，确保长期效益开发。春风油田重大开发先导试验、风险探井、重点开发产能建设项目由中国石化总部决策。中等规模开发产能建设项目由胜利油田决策；较小规模开发产能建设项目由新春公司决策，至于维护性生产措施决策权已下放到采油管理区。通常油田开发决策机制是：负责汇报部门单位提前编制项目可行性报告，会上讨论后组织实施，实施3 年后开展项目后评估。一个新区产能建设项目往往需要编制石油地质、油藏工程、钻采工程、地面工程和经济评估报告。

油田开发决策面临的主要挑战：①油田开发决策涉及很多技术领域，以至于油田开发主要决策者固有知识往往不够用。②有的开发试验井组屡屡受挫，何去何从，如何决策？③有些开发决策过于草率则是因为对油藏认识不充分，对试采认识不充分，没有哪一个开发决策者可以作出科学决策，这种情况下就需要耐心试采，多次组织方案论证会，尽可能稳妥逼近真实情况，切莫冒进。但急功近利现象仍会发生。在取得油气发现后，在方方面面认识不到位的情况下，匆忙、草率做出决策，往往带来的是不可逆转的损失。④有时候因为技术不配套而难以作出正确开发决策，还需要耐心地研发或引进新技术，通过技术进步循序渐进、稳中求进解决油田开发面临的难题，建立容错纠错机制很重要。⑤众人多次反复讨论，议而不决也不行。为此，笔者坚持守正创新、稳中求进，开展开发决策方法优化研究。

1.3 科学范式需要与时俱进

恩格斯说过，社会一旦有技术上的需要，则这种需要就会比十所大学更能把科学推向前进。科学研究必须深深扎根于社会生产实践的需要，实践出真知，学术成就源自创新方法。费孝通作为我国社会学开拓者，认为“这些年来所得到的知识很少，也不见得都正确，但是我确实是从实际生活当中得到的”。刘大椿[20]是我国科学技术哲学专业的领军学者，在研究科学范式的过程中，既研究华罗庚、陈省身这样的科学大师，也研究梁启超、陈寅恪这样的人文大师。夏大杰等[21]基于技术治理与政民互动视角，开展大数据背景下大气污染治理绩效提升机制研究。许佳欣等[22]研究了稠油侵入对钻井液流变性影响。孙倩等[23]研究全球价值链风险、能源安全与“双碳”目标。

周正等[24-25]认为“即便在相同情形中，每个人所做决策也有千差万别，导致决策个体差异因素之一就是数学能力”，其研究发现“价格的信息加工过程涉及价格的表征与比较、记忆、推理和情绪等一系列心理过程”。张恭庆院士认为“任何一门成熟科学都需要用数学语言来描述，在数学模型框架下来表达它们的思想和方法”。加大数据挖掘力度并提升数据价值，是油气勘探开发面临的新挑战[26]。长庆油田应用地质工程一体化智能决策系统，实现室内现场远程互动、生产过程实时监控、方案部署动态优化[27]。计秉玉等[28]认为，随着不同类型新储量不断投入，表征油田整体开发技术与经济效果关键性指标，如产量、可采储量、采收率和开发成本也随之改变优选。

再好的理论也要通过人的实践转化为增储上产动力。让专业部门做专业事。油田开发是由众人协作完成，以人为本非常重要，尊重知识，尊重人才，注重调查研究。油田开发过程中，对未动用储量，既不能放弃，也不能期望值太高，要有科学态度，坚持稳中求进。

2 极浅层超稠油开发探索

2.1 地质浅孔技术应用研究

做任何事情都要讲究方法，方法正确才能使问题迎刃而解。春风油田应用地质浅孔-评价井模式实现未动用储量低成本快速精准评价。迄今，已在春风油田钻打地质浅孔200 井次，以地质浅孔为标尺，水平井油层钻遇率高，提高单井产能达标率。

地质浅孔在我国有悠久的历史，广泛应用于矿产勘查、地质调查、工程勘察和工程建设。鄂尔多斯盆地南缘奥陶系具有与盆地中东部完全不同的沉积、岩溶环境和岩溶储层特征，其中一口浅钻井揭示碎屑物质充填岩溶洞穴的存在[29]。地质浅孔在春风油田产能方案编制、剩余油研究、落实油水边界和探明储量中发挥重要作用。本次统计分析春风油田地质浅孔103 口（图1），精细刻画多个极浅层超稠油油藏。

图1 P609-Q19 地质浅孔岩心照片（埋深184m）

有些勘探风险较大区域，浅钻取心没有获得较好油气发现，但却规避了开发风险。从浅钻取心获得的有些油气可以发现，因为油层薄，短期内也可能难以实现有效开发。需要指出，区块地质浅孔取心钻遇油气显示情况，并不代表区块油气显示全貌。统计新春公司大部分地质浅孔取心资料（表1），均位于准噶尔盆地，可以很容易识别出隔夹层。

从表1 统计情况看，共统计地质浅孔103 口。其中油气显示井数为79 口，占比为76.7%。油藏埋深115～716 m。平均单井钻遇油层数1.1 个，平均单井钻遇油层厚度4.2 m。大多数钻遇油层非常薄，目前技术条件下难以得到有效开发。前人对于钻遇水层缺乏研究，笔者统计发现，上述103 口地质浅孔中，77 口井钻遇水层，占比74.8%。表明，部分井区地下水资源非常丰富。这部分地下水有无开采价值，尚有待落实。无论是油砂体，还是水砂体，大部分储层的孔隙度均大于30%。某井钻遇煤层4 层，埋深68～241 m，煤层厚度10.5 m。其中240.6～241.3 m 煤层厚度为0.7 m，孔隙度31%，含油饱和度37.65%，这是否表明煤层生油呢？前人认为，浅层稠油稠化过程中产生天然气，但上述103 口井未发现天然气藏，是解释方法局限，还是确实未找到天然气藏，还有待进一步落实。此处说地质浅孔好，并没有否定钻井取心和钻打油藏评价井有效性，彼此之间可以取长补短、优势互补。

2.2 短半径水平井技术应用研究

为提高稠油热采及小规模砂体开发效果，大庆油田设计施工侧钻超短半径水平井J37-26-P14 井，该井完钻井深629 m，造斜率20°/m，曲率半径仅为3.3 m，造斜段水平位移为2.9 m，总水平位移为22.7 m，水平段长19.5 m[30]。2021 年12 月21 日，中国石油网介绍“大庆钻探超短半径水平井技术提高采收率”，大庆钻探超短半径水平井技术现场应用23 口井，形成曲率半径小于30 m、水平段200 m 以上超短半径水平井钻完井技术。

春风油田排609 区块新近系沙湾组油藏埋深160～230 m，有效厚度1～6 m，地下脱气原油黏度75 000～100 000 mPa·s，沉积类型为扇三角洲沉积。排609 区块处于近物源区，储层岩性复杂，横向变化快，相隔百米井钻探下来，储层厚度、隔夹层变化都比较大。油水关系复杂，有效储层识别难度大；直井产能低，平均单井日产油1.7 t，油汽比0.2。利用地质浅孔取心，落实储层平面变化情况；识别有效储层，落实含油情况及油水分布。排609区块实施地质浅孔8 口，取心进尺93.27m，岩心长79.40m，平均收获率86.1%，平均单孔钻遇砂层厚度9.9 m，平均单孔钻遇有效厚度3.6 m（表2）。

表2 排609 区块地质浅孔取心情况统计表

春风油田首口极浅层短半径水平井P609-P2 井垂深188 m（图2），水平段长150 m，造斜70 m，水平位移290m，最大造斜率12.9°/100 m，位垂比1.54。在水平井施工中，井深越浅、井径越粗，施工难度越大。根据P609-P2井施工经验，针对导管、二开钻井A 靶点不能调整的难题，采取地质精细落实油层展布及A 靶点深度；针对直井口造斜难度大的难题，采取导管、二开导管造斜；针对二开筛管下入自重不足的难题，采取筛管前端安装旋转引鞋，遇阻时，增加上部管柱重量辅助加压。采用裸眼割缝筛管分段完井，采用注采一体化管柱，∮57 mm 注采一体化泵。P609-P2 井蒸汽吞吐后投产，峰值日产油17 t，含水率25%，已开采2 个周期，阶段产油2 103 t，油汽比0.5，为春风油田200 m 极浅层超稠油开发提供了新路径。

图2 P609-P2 短半径水平井水平井完井管柱示意图

3 排634 区块开发试验

3.1 地质浅孔技术应用情况

排634 区块属于扇三角洲沉积浅层超稠油砂岩油藏，含油层系为新近系沙湾组，油藏埋深175 m 左右，地层倾角1°，平均有效厚度5.5m，孔隙度28.5%，渗透率1102mD，地层压力2.1 MPa。油层温度下脱气原油黏度88 740～141 300 mPa·s，50 ℃脱气原油黏度参考值4 795.0 mPa·s，地面原油比重0.95。2013 年钻探投产的P634 井油层中深183 m，有效厚度13.4 m，蒸汽吞吐后峰值日产油4.0 t，泵深154.2 m，动液面143 m。含砾砂岩胶结疏松，油层段常规取心收获率低，例如，P634 井179.0～190.0 m 取心，总进尺11.0m，岩心长5.7m，其中油浸级油气显示2.3m。为此，排634 区块通过8 口地质浅孔，丰富了油藏认识（表3）。

表3 排634 区块开发效果统计

对比春风油田主力开发区块，排634 区块油藏更浅、油层更薄、非均质性更强，油藏埋深166～210 m，油层有效厚度2～6 m，增斜井段穿越水层、泥岩层及灰质层井段，定向造斜困难，水平井靶向钻井难度大。选择排634 区块开展超浅层水平井开发试验，面临的开发风险很大，因为从地质浅孔取心情况看，单层油层厚度实在太薄，开发效果不理想容易动摇在超浅层推广短半径水平井的决心和实施力度。

3.2 开发方案设计要点

排634 及排634-2 区块产能建设部署总井数57口，其中利用老井6 口，部署短半径水平井51 口，井距130 m，排距130 m，水平段长度150～200 m，采用HDNS 技术开发，新建产能10×104t/a。采用二开井身结构，裸眼滤砂管完井，∮57 mm 偏置阀泵举升。

3.3 实施效果

排634 块区2022 年新钻21 口水平井、1 口直井，建成产能3.4×104t/a（表4），平均单井钻井周期5.3 d，平均单井日产油7 t。单井日产油较设计产能提高40%。排634区块水平井单井峰值日产油1～10 t。水平井单井第一周期平均产油324 t，周期生产时间60 d。这样的开发指标不是特别耀眼，但考虑到这部分储量之前几乎无法开采，这样的成绩值得肯定。受此鼓舞，排634 邻块部署3 口开发准备井，新区产能建设井19 口，预测油层厚度2.0～6.0 m，预计单井日产油3.0～6.0 t。毋庸讳言，个别井实施效果不理想，造成新井低产低效的原因主要是储层发育，还是注采参数不合理，尚不清楚。在埋深仅为170 m 左右的极浅层推广短半径水平井及HDNS 攻关方向没有很大问题，问题是在开发试验阶段，还是要尽量选择油层厚度大于6 m并且含油饱和度大于60%的井区，以确保实现高效开发。

表4 排634 区块开发效果统计

4 进一步讨论

2023 年，新春公司钻成多口分支水平井，为难采稠油资源的效益开发提供了技术支撑。通过这批井的工程实践，凝练形成独具特色的超浅层短半径长水平井钻完井技术。例如，针对油藏浅的地质特点及轨迹控制难、套管下入摩阻大的技术难点，应用了双短螺杆强造斜定向、旋转下套管技术；针对油层薄的地质特点及储层识别难的技术难点，应用了近钻头地质导向技术，并特别重视现场卡层与前期地质浅孔取得地质认识的融合，特别注重迭代学习；针对储层胶结疏松的地质特点及井眼易扩散坍塌、地层易出砂的技术难点，应用了封堵防塌钻井液体系、水平井筛管分段完井技术；针对油层距离水层很近的地质特点及易发生水窜的技术难点，应用了双密封免钻塞深下、高强抗温塑形微膨胀水泥浆技术。在开发井型上，实现了直井、水平段长150 m 常规水平井、水平段长200～300 m 常规水平井和多分支长水平井的迭代提升。短半径分支水平井P634-P46 井，采取HDNS 技术，同时实施注汽管内分隔分段按需注汽，依据钻遇井身轨迹、随钻曲线等资料，优化分支井配注器位置，并在每个分支井眼附近增加配注器数量。P634-P46 井投产后，峰值日产油17 t，第一周期生产52 d，周期产油567 t，目前处于第二周期生产，日产油12 t，含水率仅为53.1%。与传统水平井相比，无论峰值日产油、周期产油、生产周期，分支水平井均占优势。

许多重大的科学发现确实有益于人民，论文是科研能力的体现，把投入大量人力物力形成的开发经验提炼为学术论文，有助于同类型油藏少走弯路。学习借鉴兄弟油田的经验很重要。例如，辽河油田在杜84-兴H106 井400 kW 井下大功率电加热干度提升试验取得成功，为推进稠油热采电动化、清洁化探索出新路径[31]。科技创新源自不断学习总结，依靠科技创新打造核心竞争力。