超短半径多分支井技术在南海Z油田典型应用

2024-04-11赵义强万钧罗启源郑圣黠屈学锋

石化技术 2024年3期

赵义强万钧罗启源郑圣黠屈学锋

中海石油（中国）有限公司深圳分公司广东深圳 518054

超短半径多分支井技术是利用特制柔性钻具和轨迹控制技术，可在薄油层或不同油藏内实现多分支位移井眼改造，在目标油藏内实现一定长度的水平或近水平井段，该技术与Z油田S井增产需求契合度较高，成功实施可以显著提升油井产能。通过对该技术开展详细的可行性论证和方案设计，顺利完成矿场实验并取得显著效果，具有广泛的推广价值，特别是为海上油田开发后期综合改善治理提供新路径。

1 超短半径多分支井技术可行性研究

超短半径多分支井技术对老井眼可实现新增多个曲率半径比常规短半径更短的水平分支，实现高达16～30(°)/m造斜率即1.5～3.6m曲率半径，采用导斜装置、柔性钻具、保径钻头、导向稳定装置等组合形成一套较为完善的工具，是将开窗、造斜、水平钻进全部在油层内完成并沿油层走向钻进的增产措施技术，详见图1。

图1 超短半径多分支井技术示意

该技术要求油层度1m以上，最大作业井深3500m，最高作业温度150℃以内，直井无方位限制，斜井开窗点井眼轨迹方位左右90°以内，可多分支防砂完井。通过对近井地带（100m左右）进行增加分支改造，增大泄油面积，沟通过零散剩余油，增强流体渗流和导流能力，缓解传统补孔合采层间矛盾，解决近井地带小规模剩余油经济性动用难的问题，增加油井产量，降低综合开采成本，实现高效开发。

2 长关井油藏潜力分析

Z油田位于中国南海珠江口盆地，已投产30余年，其构造为基底隆起上发育起来的低幅度披覆背斜构造，各油藏为中孔、中高渗储层，地下原油具有黏度低、饱和压力低、地饱压差大、气油比低的特点，油田整体采出程度超53%，剩余油高度分散，挖潜难度大。

2.1 长关井原生产层位潜力分析

水平井S于2014年4月投产，2021年6月25日因电泵故障关停，躺井前产量水平相对较低，海油作业成本较高，导致长期处于关停状态。关停前水平段单独生产底水M油藏，平均孔隙度21.4%，渗透率1119mD，平均有效储层厚度19.8m，储层较为均质，隔夹层不发育，地层原油黏度1.7mPa·S。，关停前日产液水平843m3/d，日产油水平41m3/d，含水95.2%，累产油14.4×104m3，产量递减法预测该井剩余技术可采4.7×104m3，详见图2，仍具备一定的剩余油潜力。

图2 S井生产动态曲线

2.2 长关井过路油藏潜力分析

系统梳理S井过路油藏潜力，综合分析认为K油藏具备一定剩余的油潜力。K油藏为次生底水油藏，平均渗透率637mD，地层原油粘度4.6mPa·S，S井区域受局部夹层遮挡，形成“屋檐”和“屋顶”剩余油各2m左右高度，含油饱和度40%～70%，详见图3和图4。

图3 过S井油藏剖面示意

图4 S井在K油藏测井解释曲线

2.3 常规合采措施面临的问题

结合多年油田开发实践，采取常规补孔与水平段合采的技术手段，补孔后必然面临巨大层间干扰矛盾，不能有效动用过路S油藏的剩余油潜力。

3 超短半径多分支井改造方案设计

3.1 地质油藏方案

为进一步提高该井产能，除水平段继续生产M10油藏，针对S井油藏潜力及常规补孔合采面临的矛盾，运用超短半径多分支井技术对K油藏进行储层改造，钻孔2支每支长约100m，垂向上分别位于夹层上下，平面上向东南和西南向剩余油富集的方向，增大泄流面积，并进行防砂完井，与下部原水平段合采，进一步增加该井产能，见图5。

图5 Z油田K油藏构造井位

3.2 工艺完井方案

采用柔性钻具与导向控制技术在S井套筒内开窗，目的层为K油藏，设计2个分支见表1及图6。

表1 S井超短半径多分支井设计参数

图6 S井超短半径多分支井技术设计示意

应用的全套超短半径多分支井储层改造工具全部由中海油自主研发并第一次在现场实践。相较于之前的工具进行了多重优化，斜向器的回收由原来单一的回收杆回收，升级成回收杆、公锥、母锥三种回收方式，提升了斜向器回收的成功率；斜向器座挂、套管开窗在功能上由原来的两趟式升级为一趟式，直接节约一趟钻，缩短了作业工期，为整个作业降本增效；循环阀升级成连续循环使用、无次数限制，工作排量优化更加贴合旋转导向的工作排量，大幅提升了作业安全及效率。

考虑到本区块已投产多年，当前储层孔隙压力及储层内的含水率较之前的原始状态已有较大变化，所以需要考虑防砂措施。根据老井防砂之后的生产情况，本井K层预充填筛管挡砂精度为250μm，充填陶粒目数为16～30目。

3.3 应用效果评价

S井设计水平位移分支单支长度范围60～80m，T1分支实际长度71m，T2分支实际长度77m。从岩屑录取资料岩性判断，水平分支T1在油层中有效长度为61m，水平分支T2油层中有效长度为77m，有效增加油层泄油面积。该井历时30天，于2023年4月11日启井复产，复产后日产液量由843m3/d上升至1709m3/d，含水率从95.2%下降到93.5%，日产油由41m3/d上升至112m3/d，增产倍比达到2.7，措施效果显著，详见图7。