扶余油層超長水平井 “空間立體”設計探討

崔云華

（中石油大慶油田有限責任公司第八采油廠地質大隊，黑龍江 大慶 163000）

隨著近幾年我國水平井相關技術發展的不斷進步，針對低滲透薄差儲層采用水平井開發技術越來越趨向主流。特別是塔里木油田、勝利油田及大慶油田等一批超長水平井的順利完鉆及投產，以其單井產量高、鉆井投資少、節省地面建設投資等特點，為難采儲量的經濟有效開發開辟了新的思路和方向。下面，筆者主要介紹了大慶油田扶余油層第1口超長水平井的井位及井軌設計思路。因井位是平面上的，井軌是縱向上的，二者結合即為 “空間立體”設計。

1 總體設計原則

超長水平井位設計需綜合考慮區域構造、沉積、油水關系、裂縫及儲層發育等條件，總體設計堅持5項原則:

1）布井區三維地震資料覆蓋，扶余油層構造解釋精度高，頂面構造落實清楚，地層較平緩。為消除斷層的影響，入靶點離斷層的水平距離至少50m。

2）布井區主力層分布穩定，油砂體井控制程度高，油水關系清楚。

3）目的層有效厚度大于2m。

4）水平井段方向與主應力 （或裂縫方位）垂直或大角度斜交。

5）提前考慮后期注采井網關系，最大限度利用代用井，合理設計超長水平井位。

2 超長水平井位設計方法

2.1 區塊優選

設計井區域位于宋芳屯油田的東南部，處于肇州鼻狀構造上，由2條近南北走向斷層切割形成地塹的斷塊，斷塊面積較大，構造相對平緩 （－1600～1570m），適合長井段水平井開發。區域內完鉆8口井，扶余油層Ⅰ油組 （FⅠ）砂巖厚度16.8m，有效厚度6.8m。主力油層為FⅠ7小層，有效厚度3.8m，砂體發育穩定。因此，超長水平井設計層位為FⅠ7小層。

2.2 儲層及油水分布特征

扶余油層縱向為上油下水，油氣運移波及到的范圍內普遍含油，地壘塊油層較發育，地塹塊油層發育差。設計井區FⅠ組發育純油層，FⅡ組、FⅢ組個別層位發育同層和水層。

采用地震屬性分析與地震反演聯合的方法，對設計井區進行儲層預測，其結果與屬性分析及區域沉積特征吻合較好，基本成南北展布，砂巖發育區位于研究區中東部，厚度在2～16m之間，西部砂巖發育較差，厚度較薄，在1～5m，設計超長水平井目標區砂巖厚度在3～10m，有效厚度分布與砂巖分布趨勢大體一致，厚度偏小，基本在1～8m。對FⅠ油組7個小層砂巖預測圖開展了符合率分析，符合率達到了70.4%。

2.3 超長水平井位優化

布井區內有數口代用井，考慮后期注采井網關系及最大限度的利用代用井的原則，同時考慮水平井后期需進行壓裂完井，經巖心觀察及微電阻率掃描成像測井顯示，設計井區域內天然裂縫不發育，儲層最大主應力以近東西向為主，壓裂半縫長度一般為300m，因此，為避免水平井壓裂后裂縫連通斷層，水平井段與斷層間距離要盡量大于300m。最終設計超長水平井位為近南北走向。周圍4口完鉆代用井距離水平井最近的為270m，最遠的為300m。水平段距斷層最近距離為350m。

3 產能評價分析

筆者利用類比法進行了產能評價。類比法就是一個區塊與另一個已開發區塊若具有相同的地質地層，相同的沉積環境，相似的地質構造，相同的驅動機理的條件下，這個區塊的產能即可參考另一個已開發區塊的產能。設計超長水平井與完鉆超長水平井 “某井”各類地質參數比較相近，筆者借完鉆超長水平井井實際開發狀況，預測設計超長水平井投產后1～3mon.內平均日產油為20t（見表1）。

表1 設計超長水平井 （設計）與某完鉆超長水平井產能對比表

4 超長水平井軌跡設計

根據地震反演儲層預測和建模結果、區塊內代用井、斷塊面積及鉆井工藝等要求，對水平井進行了地質參數和軌跡參數設計。主要鉆遇層位為FⅠ7號小層，設計長度為3000m，根據儲層性質及條件分5段進行設計，A點為起始點，E點為末靶點，砂巖頂部垂深從－1655.1～－1685.4m，預測了5段水平段的砂巖厚度、有效厚度、地層傾角值，平均為3.9m、2.8m、0.6°（見圖1、表2）。

表2 設計超長水平井軌道參數表 （地震預測）

5 結論

1）優選超長水平井布井區塊過程中應注意選擇斷塊面積大，區域構造相對平緩，儲層發育穩定，有效厚度大的區域，便于發揮超長水平井的優勢，降低鉆井風險。

2）在井位設計過程中，要注意對布井區的構造、儲層特征、油水關系等地質條件做充分的分析。同時運用多方法儲層預測，精細刻畫主力層砂體展布，提高鉆井成功率。

圖1 設計超長水平井地震反演剖面及井軌跡示意圖

3）綜合分析理論公式法和完鉆超長水平井產能，設計超長水平井投產后1～3mon內平均日產油為20t。

4）井軌跡設計過程中應充分考慮地震反演儲層預測和建模結果、區塊內代用井、斷塊面積及鉆井工藝等要求，保障設計結果切實可行。

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