哈薩克斯坦SIPC油田開發主要問題與技術對策

趙全民， 何漢平， 何青水， 陳向軍， 王寶峰

（1. 中國石化集團國際石油勘探開發有限公司，北京 100083；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

哈薩克斯坦中國石化集團國際石油勘探開發有限公司油田項目（以下簡稱SIPC油田項目）位于我國“一帶一路”戰略合作帶上，是中國石化海外大型油田開發項目之一。SIPC油田項目開發年限較長，所屬油田地質特征存在較大差異，在開發過程中存在注水效率低、儲層無法自然投產且改造難度大、儲層易受到傷害、出砂嚴重、鉆井速度低且成本高、環空帶壓等問題。為此，針對該油田油井水驅特點，開展了周期注水、分層注水和聚合物調剖等高效注水技術適應性評價與應用；基于油井出砂情況，開展了水平井機械分段防砂和螺桿泵攜砂采油工藝分析與應用；根據油田鉆遇地層非均質性強特點，開展了螺桿+單穩定器鉆具組合防斜打直一趟鉆鉆井工藝應用。此外，還進行了智能儲層保護劑的研制、復雜砂巖可控穿層壓裂技術的研究與應用。通過應用上述成熟技術及研發新技術，解決了該油田項目開發中存在的問題，提高了儲層壓裂改造效果，降低了鉆井成本，達到了低油價條件下降本增效的目的，推動了海外油氣資源的高效開發。

1 油田概述

SIPC油田項目包括SPC油田、KKM油田、KOA油田和NB油田等4個主力油田，采油井近2 000口。SPC油田和NB油田為淺層砂巖油藏，物性較好，屬高孔高滲邊底水油藏[1]；KKM油田和KOA油田分別為中深砂巖油藏和碳酸鹽巖油藏，物性均較差，屬低壓低孔低滲邊底水油藏。各油田的油藏物性、開采方式與生產情況見表1。目前，4個油田均進入開發中后期，單井產量較低，綜合含水率逐年上升，在穩油、增效、降本等方面面臨諸多挑戰。

表1 各油田油藏物性、開采方式與生產情況Table 1 Reservoir physical properties, production methods and production states of each oilfield

2 開發過程中存在的主要問題

SIPC油田項目在開發過程中存在的主要問題體現在2個方面：一是注水工藝、儲層物性等方面，具體表現為注水開發效率較低、儲層易受到傷害、無法自然投產且改造難度大和出砂嚴重等；二是鉆井效率和鉆井完井質量方面，具體表現為鉆井速度低、成本高和環空帶壓等。

2.1 注水效率較低

NB油田、KKM油田和SPC油田均采用注水方式開發，單井含水率普遍較高，注水效果較差，產油量較低。NB油田油藏為淺層、層狀邊底水普通稠油油藏，主力區塊已基本實現全面注水開發。隨著注采比逐漸提高，累計注采比已經接近0.9，取得了一定的水驅效果，但由于儲層非均質性強，大部分注水井仍采用籠統注水方式，縱向上水驅動用程度僅有38%。2013年，KKM油田將注采井網從反九點井網調整為排狀井網，地層能量得到補充，但仍處于相對虧空狀態，地層壓力保持水平不足0.7；該油田采用籠統注水方式，縱向上吸水差異大，含水率上升快，造成產量下降較快，目前含水率升至90.0%左右。分析認為，造成注水效率較低的原因為：一是儲層存在優勢滲流通道，注入水無效循環；二是地層能量得不到補充。

2.2 儲層易受到傷害

由于開發前期對SPC油田和KKM油田儲層特性認識不清，導致鉆井完井過程中儲層受到了嚴重的傷害，產量不能達到預期要求。SPC油田的儲層為非均質高滲砂巖儲層，黏土礦物含量7%～10%，伊蒙混層占比高。鉆井完井過程中，由于屏蔽暫堵聚合物鉆井液的封堵效果較差，導致SPC油田儲層受到嚴重傷害。KKM油田儲層的巖性主要為細粒砂巖，屬于低壓低滲儲層，地層壓力系數0.9～1.0，泥質含量高達15%，地層水礦化度高達（13～22）×104mg/L。鉆井過程中鉆井液對KKM油田儲層傷害嚴重，完鉆后表皮系數2～3。KKM油田所有井均需要進行酸化解堵、壓裂后才能投產。此外，在用的清水修井液對儲層的傷害嚴重，多數油井修井后表皮系數由負值增大為高正值。

2.3 無法直接投產且儲層改造難度大

KKM油田和KOA油田均為低滲透油藏，需要進行壓裂改造才能投產，其中KKM油田儲層壓裂改造難度較大，壓裂效果較差。KKM油田縱向上發育10個油組37個小層，單層厚度2～3 m，巖性為含泥質砂巖。該油田儲層改造面臨諸多難點：多數儲層厚度小，水層及薄夾層多，縫高控制難度大；儲層巖性為細砂巖且泥質含量高，支撐劑易嵌入地層；儲層地層壓力低（目前地層壓力系數小于1.0），壓裂后壓裂液返排困難。目前，KKM油田絕大多數井進行了儲層壓裂改造，但產量未達到設計要求，多口井在壓裂過程中還出現了砂堵問題；壓裂液破膠后殘渣多，返排困難，對儲層造成的二次傷害較大。

2.4 地層出砂嚴重

NB油田和SPC油田屬淺層疏松砂巖油藏，油井完井方式主要為套管射孔完井，采用常規采油工藝開采。統計油井生產數據發現，這2個油田在生產過程中均存在出砂問題，三分之一的油井一投產就存在出砂現象，含砂量0.1%～20%，出砂程度為中等—嚴重。從開發現狀看，油井出砂帶來了一些生產和維護問題：1）對于出砂嚴重的油井，在很短的生產時間內就會出現砂埋產層的情況，新井會因出砂嚴重影響投產；2）出砂會增加修井作業工作量，影響油井正常生產，增加油井維護成本。

2.5 鉆井速度低、成本高

KOA油田開發井的鉆井成本較高。該油田完鉆井深2 900.00～3 500.00 m，鉆遇的上二疊系地層巖性混雜，泥巖、砂巖、灰質泥巖、礫巖、石膏等頻繁交替，部分井段夾層多，地層傾角大，蹩跳鉆嚴重；地層軟硬交錯，容易發生井斜。灰泥巖地層巖性為致密堅硬的粉砂巖、鈣質泥巖和泥板巖，地層可鉆性差，鉆頭使用壽命短，起下鉆頻繁，斷鉆具事故時有發生，機械鉆速較慢，嚴重影響了鉆井速度，鉆井周期為110～130 d（完鉆井深3 000.00～3 200.00 m），平均機械鉆速低于3.0 m/h。KOA油田平均鉆井生產時效為88.3%，非生產時間為11.7%，鉆井成本高。

2.6 環空帶壓

NB油田和KKM油田的油井普遍存在環空帶壓的問題。NB油田縱向上發育侏羅系、白堊系2套含油氣系統，其中，白堊系油層平均埋深350.00 m，油層較薄且飽含淺層氣，加之生產中注蒸汽和修井等因素的影響，環空帶壓問題突出，環空帶壓井占20%。KKM油田儲層埋深2 600.00～3 200 00 m，產出流體含有CO2，在開發后期造成套管腐蝕損壞，導致環空帶壓，嚴重影響了油井服役壽命和開發效果。

3 技術對策

針對SIPC油田項目在開發過程中存在的主要問題，通過應用成熟技術、研究新技術和采取相應的技術措施，達到了穩產、降低鉆井成本和保障井筒完整性的目的。

3.1 提高注水效率

針對儲層非均質性強、縱向上油層多的特點，應用周期注水[2-4]、分層注水[5-6]和聚合物調剖等注水技術，調整注水剖面和油井的產液剖面，提高注水驅油效果。周期注水基于油藏數值模擬和多參數敏感性分析，通過周期性改變注水量，在油層內形成不穩定的壓力場，促使高低滲透層間發生油水交換滲透，從而增大水驅波及體積和改善油井見效程度。

2009—2018年，NB油田64口注水井利用現有井網實施了周期注水，注水周期平均4 d，測試數據顯示周期注水區域內75%的注水井吸水厚度增加6.0%～12.8%，階段累計增油18.9×104t。由于同心雙管分注可由地面準確調節分層注水量，且管柱驗封簡單直觀，NB油田136口注水井采用了同心雙管分注，分層注水實施有效率75%，累計增油122.8×104t。NB油田還針對注水開發中存在水竄嚴重的問題引進了聚合物凝膠調剖技術。聚合物凝膠調剖是在低濃度聚合物溶液中加入適量交聯劑，使聚合物發生分子內或分子間交聯，從而大幅提高聚合物溶液黏度，對高滲透層形成封堵，使后續液流改向，增大水驅波及系數和波及體積。2006—2018年，NB油田先后進行了50余井次聚合物凝膠調剖，對應受效油井100余口，單井含水率平均下降9百分點，單井平均日增油2.2 t，累計增油8.0×104t，取得了較好的控水增油效果。

3.2 降低儲層傷害新技術

針對部分油田因儲層非均質性強、黏土礦物含量高、水敏性強等導致儲層傷害嚴重的問題，在分析儲層傷害機理和現有儲層保護技術[7-8]的基礎上，研發了智能儲層保護劑[9]。智能儲層保護劑具有在低礦化度鹽水中膨脹，在高礦化度鹽水及原油中溶解的特點。該保護劑在壓差作用下封堵儲層中的孔隙和微裂縫，減少固相顆粒和外來流體的侵入；在負壓返排過程中溶于高礦化度地層水或原油隨之排出，從而達到保護儲層的目的，其作用機理見圖1。室內試驗表明，加入智能儲層保護劑后，儲層巖心的滲透率恢復率達到95%。該保護劑在KKM油田多口井修井作業中進行了應用，封堵效果良好，能夠滿足修井作業需要，排水復產期縮短40.0%以上。現場應用表明，該智能儲層保護劑的封堵和儲層保護效果良好，具有推廣應用價值。

圖1 智能儲層保護劑作用機理示意Fig. 1 Schematic diagram of intelligent reservoir protection agent working mechanism

3.3 提高儲層改造效果

針對KKM油田儲層非均質性強、有效厚度小、儲層隔層應力差小和砂泥巖互層等儲層改造難題，研究了多薄層小跨度弱遮擋復雜砂巖可控穿層壓裂技術。該技術具有以下特點：1）計算具體井壓裂層的地應力差和刻劃地應力剖面，建立不同層系多薄層儲層隔層應力差圖版；2）在前置液中加入上浮劑或下沉劑，在裂縫的頂部或底部（頂底部同時）形成一定壓降的人工隔層，以控制裂縫高度的延伸；3）應用適當排量、快速起壓施工技術，確保壓開多薄層儲層，使裂縫在橫向上延伸，實現多薄層儲層的有效穿層改造。另外，針對KKM油田的儲層特點，研發了耐高溫、攜砂性能好的低傷害壓裂液。KKM油田30余口井應用了多薄層小跨度弱遮擋復雜砂巖可控穿層壓裂技術，有效率100%，設計平均單井產量23.7 t/d，投產初期平均單井產油量43.4 t/d，壓裂后平均產油量比設計提高50%以上，推動了KKM油田的高效開發。

3.4 解決油層出砂問題

SPC油田部分區塊油井出砂嚴重，經常砂埋井筒，需采取先期防砂措施。基于儲層溫度（26.0～28.0 ℃）、砂粒粒度中值（0.15～0.20 mm）、黏土含量（3%～10%）和防砂井段長度（直井10.00～20.00 m，水平井150.00～200.00 m）等因素，結合室內擋砂精度篩選動態模擬試驗結果，形成了以獨立篩管為主體的直井機械防砂技術、獨立篩管配置遇油膨脹封隔器的水平井機械分段防砂技術。這2種防砂技術在SPC油田取得良好的應用效果，尤其是水平井的防砂效果尤為明顯。統計表明，實施防砂技術的10余口水平井投產后穩產期平均長達4 a，穩定出砂量低于0.03%。

NB油田大部分油井出砂輕微，采用了攜砂采油技術[10-11]。攜砂采油技術是采用合適的完井工藝和人工舉升方式，在適當壓差下通過液相將一定粒徑的砂粒攜帶出井筒，同時在近井和遠井地帶形成穩定的蚯蚓洞網絡，保障油井長期正常生產。NB油田的直井采用套管射孔方式完井，采用中等孔密深穿透射孔，下入螺桿泵攜砂采油，出砂量主要在0.1%～5.0%，但絕大部分油井出砂不連續。

3.5 提高鉆井效率

KOA油田存在開發井鉆井速度低、成本高的問題。該油田二疊系地層巖性混雜，部分井段夾層多，蹩跳鉆嚴重，機械鉆速慢。基于KKM油田地層可鉆性分析和破巖原理[12-13]，設計了具有自主知識產權的四刀翼、?19 mm切削齒的大尺寸強攻擊性PDC鉆頭。與此同時，結合鉆柱強穩減振設計，三開井段采用PDC鉆頭+雙穩定器單彎螺桿+單穩定器的鉆具組合進行防斜打直。

KOA油田采用該鉆具組合實現了一趟鉆完成三開井段，平均機械鉆速24.3 m/h，較采用該鉆具組合前提高了115.4%；單位進尺鉆完井費用平均約578.0美元/ m，較采用該鉆具組合前降低了35.0%。

3.6 保障井筒完整性

井筒完整性失效一般表現為環空帶壓[14-15]，導致環空帶壓的因素包括固井質量欠缺、完井設計不合理及生產過程中作業的影響等。針對NB油田和KKM油田等存在的環空帶壓問題，需要采取以下技術措施：1）對于老井，一方面通過流體成分分析、卸壓-壓力恢復測試、測井分析（包括電磁探傷、多臂和噪聲測井組合測井等）及完井工具可靠性分析等[16]，確定壓力泄露來源；另一方面采取補救措施密封環空，達到減輕環空帶壓的目的，如采用可固化樹脂封隔環空或更換出現泄露的完井工具；2）對于新井，采用膠乳水泥漿固井增強防氣竄能力[17]，采用合適的固井工藝如塞流頂替固井、環空加壓方式候凝等，以確保水泥漿凝固過程中水泥環的完整性。此外，完井和生產過程中采取針對性的防腐措施。

4 結論與建議

1）針對SIPC油田項目開發過程中的諸多挑戰，通過應用成熟技術、研究新技術、采取針對性的技術措施，提高了油田開發效果，降低了鉆井成本，保障了SIPC油田項目的順利運行。

2）在增大SIPC油田項目勘探和生產投資的同時，還應依托國內外成熟技術，開展技術的適應性評價，進行成熟技術的推廣應用；依托大數據等手段提高管理水平，充分挖掘SIPC油田項目增效潛力，提高效率；強化工程技術同勘探、開發的一體化協同作用，以降低開發成本，提高油氣產量，保障SIPC油田項目開發目標的實現和經濟效益的最大化。