難動用儲量高效開發技術研究及存在的問題與對策探討

侯景濤，陳守民，王碧濤，楊國斌，白旭，王高強

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

難動用儲量高效開發技術研究及存在的問題與對策探討

侯景濤，陳守民，王碧濤，楊國斌，白旭，王高強

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

吳起地區D區塊C2油藏儲層物性差，滲透率0.18 mD，為難動用儲量。常規定向井開發單井產量不足1.0 t，開發效益差，但油藏面積分布廣，儲量規模大，實現該區難動用儲量效益開發對采油三廠長期穩產具有緊迫的現實意義。本文針對C2難動用儲層物性差、天然裂縫發育、油層連續性好、含油飽和度高等特點，在實踐中不斷深化地質認識、強化隨鉆分析、優化開發井網、細化改造工藝、精細開發調整，并形成一系列配套技術。同時針對鉆井溢流垮塌頻繁、試油井間干擾大、投產后遞減快等問題，提出相應的有效解決方案。最終實現了D區塊難動用儲量高效開發，初期單井產量達到11.4 t，打開了難動用儲量開發的新局面。

吳起地區；難動用儲量；井網；水平井；隨鉆分析；體積壓裂

吳起地區D區塊C2儲層油藏埋深2 100 m，有效厚度10.4 m，儲層物性差，平均滲透率0.18 mD，平均孔隙度9.4%，為典型的難動用儲層。該儲層孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，面孔率低。沉積類型為三角洲前緣沉積。總體上，D區塊難動用儲量分布廣，含油飽和度高，且構造穩定，適于運用水平井+體積壓裂大規模開發。

1 開發歷程及現狀

2013年之前D區塊C2難動用儲層共有18口探評井及骨架井試油獲得工業油流，6口獲得低產油流，定向井初期日產液2.5 m3，日產油0.95 t，含水27.5%，建產效益差。2013年引進水平井+混合水體積壓裂技術，當年投產7口，初期日產油9.7 t，含水33.8%，實施效果較好。2014-2015年間逐步擴大試驗規模，隨著各項技術不斷完善，管理水平逐步提高，初期單井產量提高至11.4 t。

2 高效開發技術及應用

2.1 水平井隨鉆分析技術

2.1.1 鉆前隨鉆分析由于C2難動用儲層隔夾層發育，局部油層厚度變化較大，因此在水平井開鉆之前，需系統全面分析周圍探評井、骨架井等控制井油層鉆遇情況，構造變化情況，對地質設計中的入窗點、靶點海拔做出適當調整，確保油層鉆遇率。若局部油層變薄，構造起伏大，不適于水平井開發，及時調整部署，暫緩實施已批坐標。在D區塊東部，A1、A2、A3等井油層變薄至僅有3 m左右，隔夾層變厚，追蹤油層困難，果斷緩鉆該部位水平井坐14口，從源頭上避免低產井出現。

2.1.2 鉆時隨鉆分析通過切實應用水平井監控與導向系統，鉆井、錄井、導向等多方工作人員通力配合，實現實時數據遠程傳輸，及時判識巖性及油層顯示情況，提高含油性判識準確度，實現適時調整井眼軌跡，井均油層鉆遇率由89%提高到92.5%，為提高單井產量打下堅實基礎。

2.2 水平井井網優化技術

2.2.1 五點法、七點法注水井網在2013年開發初期，考慮到D區塊C2儲層壓力系數僅為0.68，屬低壓油藏，采用五點法和七點法兩種不同井網同步注水開發（見圖1），適當注水補充能量。通過不斷深化地質研究，結合實踐經驗認為該區由于儲層致密，滲流通道主要以層理及裂縫為主，注水難以均勻見效，且由于裂縫發育，注水井投注一段時間后，地層裂縫逐漸開啟，注入水有可能沿裂縫高滲帶竄入油井，因此注水開發存在一定見水風險。因此，本區應用五點法、七點法注水開采井網達不到難動用儲量高效動用的目的。

2.2.2 準自然能量井網針對五點法、七點法井網存在的見水快問題，考慮體積壓裂滯留液起到了超前注水補充能量的作用，在2014年-2015年，將井網調整成水平井區全部被壓裂縫網覆蓋的準自然能量開發井網交錯布井（見圖1），將自然能量泄油作用發揮到極限，將注水開發見水風險降低至極限。數值模擬結果表明，準自然能量開發井網水平段長為800 m～1 500 m時，能獲得較高的初期產量。

通過應用水平井井網優化技術，提高了井網適配性，但由于無能量補充，產量遞減快，導致最終采收率低。下步繼續摸索更加合理的井網形式及地層能量補充方式，進一步減小難動用儲量水平井產量遞減，提高油藏采收率。

圖1 水平井井網優化示意圖

圖2 不同投產制度產量變化曲線

2.3 水平井儲層改造技術

通過實踐檢驗，在2013年確定水平井體積壓裂儲層改造技術的優勢之后，針對水平井試油周期長、產量遞減快的問題，繼續細化改造措施，優化改造參數，改進投產制度，推廣速鉆橋塞分段多簇體積壓裂工藝，水平井初期產量提高1.7 t，試油周期縮短由34 d縮短至24 d。

2.3.1 優化改造參數開展變參數壓裂試驗，分析已投井初期產量與改造參數相關性，認為水平段長度、砂量、入地液量與產量成正比關系，水平段越長、改造段數越多，單井產量越高。水平段長度與日產油大致有如下關系：水平段＜800 m，初期日產油＜8 t；800 m＜水平段＜1 100 m，9.2 t＜初期日產油＜11.4 t。

2.3.2 改進投產制度根據D區C2儲層親水性的特點，優選14口井開展“關井擴壓”實驗，即由以前“試油之后直接投產”改為“試油之后關井若干天再投產”，使油水得到充分置換，有效補充地層能量。通過關井時間3 d～15 d，對比發現“關井擴壓”可有效提高初期產量，降低油井初期遞減（見圖2）。

3 實踐中存在的問題及對策

3.1 鉆井方面：溢流、垮塌現象頻發

由于D區塊C2儲層南部與C0開發井網疊合，C0油藏已經注水開發多年，鉆至C0儲層時，溢流現象頻發（見表1），如A4、A5、A6等，投產之后極易出現高含水和水淹現象。另外，鉆至C2層位造斜時，井斜一般保持在65°～80°，鉆進速度小，油頁巖泥漿浸泡時間長，地層坍塌情況發生機率較大，極易導致水平井填井側鉆或者提前完鉆，破壞井網完整性，延長建井周期，大幅增加建井成本（見表1）。

對策：（1）為解決D區塊南部鉆井溢流問題，決定實施“三開”鉆井。水平井三開指的是水平井三次開鉆，一開指的是鉆穿表層，下入表層套管，并固井；二開指的是一開后繼續鉆進，入窗后下入技術套管并固井；三開指的是二開固完井后繼續鉆進打開油氣層，進行完井電測后，下入油層套管并固井。2014年開始在該區實施三開鉆井，共完鉆2口，均順利完鉆。

（2）鉆進至C1層位時，盡量減小井斜，控制在60°左右，可以縮短鉆井軌跡在C1地層中的長度，減少軌跡與油頁巖的接觸面積，降低垮塌風險。

3.2 壓裂方面：井間干擾大

壓裂過程中由于高強度體積壓裂溝通天然及次生裂縫，導致壓裂液快速突進至鄰近生產井。如A9井壓裂導致臨井A10和A11含水從37.2%和24.%分別上升至74.0%和45.0%，產能損失7.4 t，且此類產能損失難恢復或恢復期較長（見表2）。

對策：對產建區塊盡量做到整體規劃，壓裂時統一施工，既可以避免壓裂影響已投產井，若囿于現場實際情況無法統一動用，在壓裂時需將鄰近生產井停產，待壓裂結束后10 d左右再復產。

3.3 開發方面

該區初期井網為五點法、七點法注水開發，由于裂縫發育，注入水沿裂縫高滲帶短期內竄入油井，導致油井多數出現水淹狀況。

對策：盡快關停或轉采水平井周邊注水井，均采用準自然能量開發井網開發，同時加大水平井生產參數，加快排液。實踐證明，注水井停注后，水平井含水逐步下降，產能可逐步恢復50%左右。

表1 D區塊水平井鉆井異常統計表

表2 D區C2層水平井壓裂影響產能變化統計表

4 認識及結論

（1）在D區塊切實通過應用水平井隨鉆分析技術、井網優化技術、儲層改造技術等可以有效規避低產井水平井，將單井產量提高至11.4 t，可實現高效開發難動用儲量的目的。

（2）通過運用“三開”鉆井、減小入窗井斜、一個區塊統一動用、調整井網等手段可有效解決或緩解D區塊在鉆井、投產、開發中出現的問題，將損失降到最小。

（3）采用準自然能量井網開發在初期能高效開采難動用儲量，但是產量遞減大，今后還需摸索和引進合理的水平井能量補充方式；在水平井動態資料錄取以及開發政策方面也需繼續探索。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.016

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A

1673-5285（2015）08-0059-04

2015－07-21

2015－07-30