準噶爾盆地陸梁油田 超薄層低阻油藏水平井開發技術

吳叢文，石國新，路建國，張 洪，王 維

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

準噶爾盆地陸梁油田陸9井區呼圖壁河組主要為三角洲前緣沉積，儲層以中細巖屑砂巖為主，平均孔隙度為27.2%，平均滲透率為133.3×10-3μm2，原油性質屬常規輕質原油[1]。該油藏屬正常壓力、溫度系統的未飽和油藏，具有構造幅度低(3～13 m)、含油層系多(86套)、縱向跨度大、砂體結構復雜、單油層厚度薄(一般小于5 m)、“一砂一藏”、油水關系復雜、邊底水發育的特點[2]。2001年至2002年，利用4套直井注采井網投入開發。2006年起，針對超過2 000×104t的未動用石油地質儲量，優選油層厚度大、電性好的油藏進行了水平井規模開發，取得了良好效果。截至2011年，油層厚度大于2 m的可動用石油地質儲量已基本動用，陸9井區亟待尋找接替儲量。

與此同時，隨著鉆井和測井資料的增加，在陸9井區呼圖壁河組縱向800 m跨度范圍內，發現多個超薄層低阻油藏。超薄層單砂體平均厚度在1 m左右，多呈透鏡狀，在地層縱向疊置關系復雜、平面連續性差的三角洲前緣沉積背景下，單砂體對比劃分難度大。油層電阻率為5.0～8.0 Ω·m，僅為水層電阻率的1.3倍，識別難度大。同時，由于超薄油層平面變化快，直井難以有效開發，而采用水平井開發，軌跡控制要求高，實施風險大。因此，針對上述開發難點，開展超薄層低阻油藏水平井開發技術研究，對于進一步提高油田儲量動用程度，實現油田穩產具有重要意義。同時，也可為類似油藏的開發提供參考。

1 低阻油層識別

形成低阻油層的原因有多種[3-4]。較高的束縛水飽和度、黏土礦物的附加導電性及強潤濕性是形成陸9井區呼圖壁河組油層電阻率低的主要原因[5-6]。

陸9井區呼圖壁河組超薄層低阻油藏多為構造背景下受物性影響的巖性油藏，構造幅度低，油柱高度小，成藏時驅替壓力不足。物性相對好的砂體，儲層孔隙內含水飽和度相對較低，為油層；部分物性相對差的砂體，儲層孔隙內含水飽和度較高，為水層。因此，形成了復雜的油水關系和“一砂一藏”的特點。

根據巖心樣品水驅油實驗及油水相滲分析結果，各砂層組可動水飽和度小于10%時，出液含水率低于20%，對應的各砂層組油層原始含油飽和度下限為50%～55%。根據壓汞實驗和J函數分析結果，各砂層組油層孔隙度下限為24%～27%，滲透率下限為300×10-3～500×10-3μm2。根據各砂層組巖心含油產狀分析，儲層孔隙度低于24%～27%時，儲層含油性明顯變差。

依據各砂層組油層含水飽和度下限、孔隙度下限、水層電阻率確定結果，根據Archie公式，可近似確定各砂層組油層電阻率下限。結合生產動態及測井資料，建立了低阻油層識別標準：油層電阻率下限為5.0～8.0 Ω·m，油層原始含油飽和度下限為50%～55%，孔隙度下限為24%～27%。

2 超薄層單砂體精細對比與劃分

陸9井區呼圖壁河組為典型的三角洲前緣沉積，沉積厚度達800 m，縱向上，薄互層砂泥巖頻繁交互；平面上，砂體連續性差。因此，砂體結構及空間形態十分復雜。同一個小層，平面上可能存在多個面積較小的構造、巖性、物性圈閉，油水界面難以劃分。單純依靠“旋回對比、巖性對比、厚度控制”等傳統分層技術[7]，難以準確刻畫超薄層單砂體形態。

陸9井區井控程度較高(平均為38 口/km2)，具有砂體精細解剖的條件。針對油藏自身特點，在砂體沉積特征研究和儲層結構研究的基礎上，綜合油水分布規律、微構造、巖性、物性等控制因素，多側面對比，形成了多層系、超薄層單砂體精細對比與劃分技術，有效避免了傳統分層技術忽略油水分布規律等問題，使超薄層單砂體劃分既符合沉積規律，又符合成藏規律。

(1) 標志層控制。陸9井區呼圖壁河組油藏各砂層具有良好的構造繼承性，且構造幅度低、較平緩，地層厚度較穩定。對于砂體對應關系模糊的井，選取電性特征明顯、厚度較大且穩定的砂巖或泥巖作為標志層，在標志層的控制下進行砂體對比。

(2) 旋回對比，分級控制。結合電性特征、沉積旋回與韻律對應關系，綜合對比分析沉積相及測井相，將特征清晰、一致的井點組合在一起，先易后難，先清楚后模糊，掌握砂泥巖互層組合中小層與小層之間的對應關系。運用自然電位曲線結合自然伽馬曲線來確定較大的沉積旋回的上下界面，運用自然伽馬曲線來確定小旋回的對應關系。

(3) 油水界面控制。根據毛管力、油水相滲和油藏流體分布理論，以油層底界和水層頂界綜合確定油水界面。位于油藏油水界面以下的油層，與該油藏不屬于同一油水系統，即非同一套砂體。

以K1h11-2砂層為例。將K1h11-1和K1h11-3厚砂體分別作為上、下標志層(圖1)，確定K1h11-2單砂層上下界面后，依據旋回特征及地層基本等厚原則，按照砂泥巖對應組合關系，將砂層內部的3個小旋回劃為3個單砂體。L8井K1h11-2-2砂體和L7井K1h11-2-3砂體海拔深度接近，但通過油水界面控制，可以判斷并不是同一套砂體。由此刻畫出K1h11-2-2超薄層單砂體展布范圍，縱向上位于K1h11-2砂層中部，L6、L7、L8、L9井所在區域的多個砂體交錯疊置，在平面上形成連片。

采用上述3種控制手段，完成單砂體解剖后，再對單砂體劃分的合理性進行驗證。

圖1 K1h11-2砂層電性對比

(1) 微構造控藏驗證。將油層分布圖與油層頂面構造等值線圖疊加，驗證油層分布是否符合構造控制，若構造高部位為油層，而低部位為水層，則表明油藏受構造控制，同一單砂體的劃分準確。

(2) 物性控藏驗證。綜合分析對比儲層物性與含油性特征，若油層分布在物性較好的構造低部位，物性較差的構造高部位沒有油層分布，則表明油藏受物性控制，同一單砂體的劃分準確。

(3) 油藏開采動態與動態監測綜合驗證。結合試油、試采、干擾試井等動態資料，綜合驗證單砂體劃分的合理性。

以K1h11-2-2油藏為例。油藏北部2個含油單元的含油面積與背斜高部位形態擬合較好(圖2)。

圖2 K1h11-2-2油藏含油范圍與砂體頂面構造疊加

在該區域，油層分布受構造控制。東南部含油單元位于構造較低部位，油層分布受物性控制，與北部含油單元的油水界面不統一。L9井區物性好，為油層；而L8井區雖然構造位置略高，但物性相對較差(圖1)，儲層小喉道內存在較多未被原油驅替的地層水，為水層。試采結果表明，以上3個含油單元為油層。由此證實了單砂體劃分及油層展布刻畫合理。

通過運用多層系、超薄層單砂體精細對比與劃分技術，精細刻畫出29個超薄層低阻油藏，落實石油地質儲量309×104t。平均單油藏含油面積為0.17～1.98 km2，平均有效厚度為0.8～1.5 m，平均單油藏石油地質儲量為3.7×104～48.0×104t。

3 超薄層水平井優化部署

由于超薄層低阻油藏砂體厚度薄、連續性較差、儲量豐度低、直井開發效果差，而水平井具有單井控制含油面積大、控制儲量大、累計產油量高的優勢[8]。因此，確定采用水平井開發超薄層低阻油藏。

通過建立超薄層油藏地質模型，運用油藏數值模擬方法確定水平井開發部署參數。采用“新老直井分層注水+水平井采油”的方式進行整體開發部署，要求水平段油層厚度不小于0.8 m，部署區范圍不小于300 m×100 m，單井控制石油地質儲量不小于1.5×104t，經濟極限累計產油量為4 500 t。水平井與注水井位置要適應油層及砂體平面幾何形態，水平井部署在中心位置，注水井位于邊部，最佳注采井距為200～400 m。由于超薄層油藏的邊水能量較弱，注水井可部署在邊水區，以補充地層能量。最佳水平段長度不小于150 m，為部署區長度的0.7倍。相對B點(水平段終點)而言，A點(水平段起點)應部署在油層厚度較大、含油性好、構造位置和井控程度較高的位置。考慮到超薄層水平井軌跡控制難度大，為保證油層鉆遇率和有效水平段長度，軌跡可以在油層中上部或中部穿行。這不同于前期厚層水平井，為保證避水高度，提高采收率，要求軌跡貼頂的原則[9]。

按照以上部署原則，在29個油藏部署57口水平井，新鉆20口注水直井，分注47口老井，產能為12.4×104t，動用石油地質儲量309×104t。

4 超薄層水平井精細設計及實施優化

國內外已有各種成熟的水平井設計、地質導向及鉆完井技術[10-25]。超薄層低阻油藏油層厚度僅1 m左右，發育不穩定，實鉆地層對比困難，軌跡追蹤油層難度大[26]，且有鉆遇水層風險。因此，水平井實施風險大，與傳統厚油層水平井實施方法也不同。精細的地質設計和軌跡控制是超薄層水平井成功實施的關鍵[27]，直接決定著超薄層低阻油藏水平井開發的成敗。

4.1 水平井精細地質設計

以油層精細對比為基礎，精細刻畫部署區油層頂底構造及油層厚度變化，將水平段軌跡設計在油層中上部或中部。在井控程度高的區域，水平井軌跡設計采用常規二維地質設計方法，選擇地層對應性好的鄰井作為參考井，形成2～4條連井剖面，以此建立水平段軌跡剖面，計算出水平段深度、井斜等數據。設計時盡量多選參考井連井剖面，水平段中部增加1～3個軌跡控制點，達到精細設計水平段軌跡的目的。

在井控程度相對偏低的區域，引入三維建模方法精細設計水平井軌跡。利用鄰井測井、鉆井分層資料，采用確定性建模方法建立油藏構造模型。結合測井解釋成果，采用隨機插值的方法建立油藏三維飽和度模型，并利用新井實鉆資料對其進行驗證、調整。從油藏三維含油飽和度模型上，切出沿水平段方向的剖面。在此基礎上，刻畫油層展布特征，設計水平段軌跡。

4.2 水平井鉆井優化調整

綜合利用隨鉆測井、鉆時錄井、巖屑錄井、氣測錄井等資料，開展實鉆地層巖性、含油性綜合研究，與鄰井進行地層精細對比，找準地質目標，結合隨鉆測井地質導向技術、綜合錄井地質導向技術，實時對深度、井斜角、造斜率等軌跡參數進行預測和調整，對著陸、入靶、水平段鉆井全程開展軌跡精細控制和調整。

首先，建立水平井鉆前地質模型，包括標志層界面，油層頂、底界及設計水平井軌跡，預測和確定鉆遇標志層、著陸、入靶等3個關鍵點的深度及位置。根據水平段在油層內垂向距頂約0.6 m左右的設計要求，結合鉆井工具造斜及調整能力，確定水平井最佳靶前位移長度為250 m左右，軌跡著陸的最佳井斜角為86.5 °。

水平井著陸過程中，選取1～5套厚度穩定、特征明顯的地層作為標志層，利用標志層實時對比，提前預測目的層頂部構造變化，并避免將干擾層誤作設計目的層。通過鉆時、巖屑、熒光、氣測等錄井資料，及時判斷是否揭開目的層。由于砂體薄、平面連續性差，水平井實鉆過程中目的層巖性和含油性經常發生較大變化。因此，著陸過程中，必須在確定進入目的層，以及確定目標層段巖性和含油性較好之后，軌跡才能增斜，回到目的層中部或中上部。尤其要注意的是，該區儲層多為正韻律，物性和含油性最好的砂體一般在底部，進入目的層后，如果未見到良好的油層顯示，則必須探至目的層底，將實鉆地層巖性和含油性落實清楚，為后續軌跡調整提供依據。如果探至目的層底仍未鉆遇好油層，則需要在平面上尋找好油層。

著陸后，參考著陸點實鉆油層頂界海拔與設計差值(主要是由鉆具與測井電纜之間的系統誤差造成)，整體校正油層頂、底界面深度，即校正水平井地質導向模型，并由著陸點垂深預測入靶點垂深，及時增斜至合理井斜角，確保準確入靶。

入靶后，在油層中鉆進時，結合實鉆地質模型，按照設計井斜角，軌跡總體保持在油層中部或中上部鉆進；也可結合清晰的隨鉆測井反演油層邊界調整水平段垂深[28]。如果油層消失，可以結合實鉆模型，在目的層頂、底界范圍內尋找好油層。必須注意的是，重新進入油層后，應繼續保持軌跡趨勢(上翹或下傾)探0.5～1.0 m垂深，落實油層厚度，然后調整至設計井斜角鉆進，否則，可能造成軌跡再次出油層時，無法準確判斷軌跡與油層在縱向上的相互位置關系；若在探0.5～1.0 m垂深過程中，鉆遇泥巖，則表明油層很可能在縱向上的相反方向，據此調整軌跡往相反方向鉆進。

完鉆后，根據水平段實鉆油層顯示情況，選擇隨鉆測井電性好、錄井顯示好的水平段作為生產段。

以LHW1井為例。該井設計水平段長度為320 m，A、B點設計油層厚度分別為1.1、0.8 m。實鉆過程中，通過著陸地層精細對比，持續下探至目的層底，發現實鉆構造較設計高1.0 m，據此修正實鉆地質導向模型；A點附近砂體厚度由設計的1.1 m減薄至0.3 m，且錄井巖性和氣測顯示較差，電阻率低，表明含油性較差。因此，上調軌跡，結合修正后實鉆目的層模型，在平面上鉆進99 m后，找到綜合錄井和隨鉆測井電性顯示較好的油層。進入油層后，繼續保持軌跡上翹趨勢上探0.5 m垂深，落實油層頂后下調軌跡，往油層中部鉆進至完鉆。該井最終鉆遇油層段212 m，以此作為實際生產段。

通過實施優化調整，57口超薄層水平井鉆井成功率達到100%，平均油層厚度為1.3 m(最薄僅為0.8 m)，平均單井油層段長186.0 m，平均油層鉆遇率達到90.4%。

4.3 超薄層、低阻油藏水平井實施效果

在29個超薄層低阻油藏實施57口水平井，動用石油地質儲量309×104t，建成產能12.4×104t/a，已累計產油52.8×104t，平均單井初期日產油為13.0 t/d，含水率為19.0%，取得了顯著效果。

5 結 論

(1) 應用地質學、油藏工程理論，在常規油藏描述技術基礎上，研究并形成了一套適合砂體疊置關系復雜、油水關系復雜的油藏，綜合描述沉積韻律、油水分布規律、微構造、儲層物性等特征，精細解剖多層系超薄層單砂體的新技術，從三角洲前緣800 m區域內86個砂泥巖薄互層含油砂層中，刻畫出29個砂體厚度為1 m左右的超薄層油藏。

(2) 應用測井理論、毛管理論、多孔介質滲流理論，結合試油試采特征，建立了準確識別低阻超薄油層的實用技術，識別出的低阻超薄油層電阻率僅為水層電阻率的1.3倍。

(3) 在采用常規二維地質設計方法基礎上，引入三維建模方法精細設計水平井軌跡，應用超薄層水平井隨鉆分析與調整方法，包括隨鉆地質建模、隨鉆測井技術、錄井技術、地層對比、含油性分析、軌跡調整、優選生產段等，形成了超薄層水平井精細設計及鉆井優化技術。

(4) 綜合應用地質學、測井、油藏工程、地質建模、錄井、水平井地質導向等多學科技術，開展多層系超薄層單砂體精細描述、低阻超薄油層準確識別、水平井優化部署、水平井精細設計及鉆井優化研究，形成了三角洲前緣超薄層低阻油藏水平井開發技術，成功應用在29個超薄層低阻油藏，建成產能12.4×104t/a，開發效果顯著。