水平井鉆完井新工藝在薄互層油藏開發(fā)中的應用

李俊杞

（中國石油遼河油田分公司金海采油廠采油作業(yè)一區(qū)，遼寧盤錦 124010）

近40多年以來，我國經(jīng)濟發(fā)展迅猛，各個行業(yè)都取得了非常大的進步和成就，對煤、石油、天然氣等自然資源的需求日益增加。目前，我國原油進口總量高居全球第一，在這種情況之下，油田企業(yè)更應該采取先進的工藝技術(shù)，提高油藏的開發(fā)水平和效率，節(jié)約成本，進而提高油田的產(chǎn)量和企業(yè)的經(jīng)濟效益，從而滿足我國經(jīng)濟發(fā)展的需求[1]。

目前，遼河油田進入了勘探開發(fā)中后期，很多區(qū)塊的含水率不斷增加，采收率不斷降低，油藏長期處于低速開采的狀態(tài)，例如W 塊東二段。W 塊東二段已經(jīng)進入了高含水的開發(fā)階段，單井產(chǎn)量不斷減少，由于多種因素的影響，導致該地區(qū)薄互層油藏開采難度日益增大，開發(fā)形式嚴峻[2-3]。在油田開發(fā)過程中，水平井技術(shù)是一種非常重要的技術(shù)手段，不但可以提高單井的采收率，而且可以延長穩(wěn)產(chǎn)的時間，進而充分挖掘油藏中的剩余油，從而提高油田的產(chǎn)量。在W 塊東二段薄互層油藏的開發(fā)中，水平井技術(shù)已經(jīng)取得了比較好的效果，但是也存在著一些問題，因此，需要采取相應的對策予以解決。本文主要以W 塊東二段為例，對水平井鉆完井新工藝在薄互層油藏開發(fā)中的應用進行了分析與研究，以期對同類型的油藏開發(fā)提供一定的參考和借鑒。

1 區(qū)域概況

W 塊位于遼寧省盤錦市大洼縣小洼村東部，南距大洼縣城6km，北距盤錦市5km。構(gòu)造位置處于遼河斷陷盆地中央隆起南部傾沒帶的北端，西以大洼斷層為界，處于大洼斷層上升盤，西南為大W 油田，東靠中央隆起，東北為冷家堡油田，是一受大洼斷層和W38斷層遮擋的斷鼻構(gòu)造[3—4]。大洼斷層與W38斷層形成上傾遮擋，構(gòu)造高點位于北部的W38井附近，向南東和南西兩個方向傾沒。W38塊地層從下至上發(fā)育太古界基底、下第三系沙三段、東三段、東二段、東一段及上第三系館陶組[5]。W 塊開發(fā)目的層自下而上分別為下第三系沙三段、東三段和東二段。

2 實施背景

東二段為W 塊的主力開發(fā)層系，含油面積3.7km2，地質(zhì)儲量1.076×107t，油藏埋深-1 150～-1 330m，主要地質(zhì)特征為：

1）構(gòu)造平緩。東西長約5km，南北約3km，斷鼻范圍內(nèi)斷層不發(fā)育，構(gòu)造北部高，向南東、南南西方向傾沒，地層傾角約2.0°。

2）沉積穩(wěn)定，儲層物性好。東二段屬于三角洲前緣亞相、前三角洲亞相沉積，物源為北東向。主要發(fā)育水下分流河道、河口砂壩、分流河道間、前緣薄層砂及遠岸砂壩等沉積微相，各小層乃至單砂體受沉積相帶控制，展布形態(tài)不同。儲層巖性以細砂巖為主，平均孔隙度31.8%，平均滲透率1 088mD，屬高孔高滲儲層。

3）多套油水組合，多種油藏類型。東二段為層狀邊水油藏，可劃分為3個砂巖組，進一步細分為8個小層，具有6套油水系統(tǒng)。

3 開發(fā)現(xiàn)狀及生產(chǎn)特點

該塊1992年采用141m×141m 正方形井網(wǎng)，以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，穩(wěn)產(chǎn)3a 后產(chǎn)量急劇下降，從年產(chǎn)120kt 下降到19kt；后經(jīng)d3、S3油井批量調(diào)層上返，年產(chǎn)油量維持在34kt；2006年以來，通過水平井直井組合開發(fā)技術(shù)進行分層開發(fā)，到2014年6月共部署水平井23口，年產(chǎn)油量升至64.7kt，實現(xiàn)產(chǎn)量翻番。主要生產(chǎn)動態(tài)特點：

1）低含油飽和度油藏，含水上升迅速。原始含油飽和度55%，油井沒有無水采油期，綜合含水在60%以下時，采出程度僅2.3%。

2）多輪次吞吐，地層能量保持較好。主體部位平均吞吐輪次為9輪，雖然經(jīng)過高輪次注汽開發(fā)，但由于邊水能量供應充足，目前地層壓力保持較好，為8.625MPa，地層壓力系數(shù)為0.76，同期開發(fā)的東三段地層壓力僅為3.794MPa，地層壓力系數(shù)為0.28。

3）油水關(guān)系復雜，剩余可采儲量分布零散：平面上構(gòu)造高部位水淹程度相對較低，井間剩余油較多；縱向上，2、3、4主力小層水淹嚴重，而7小層水淹程度較低，可實施挖潛。

4 水平井鉆井中存在的主要問題及采取對策

4.1 水平井鉆井中存在的主要問題

一是儲層變化快，水平井鉆進過程中調(diào)整難度大。該塊為粉細砂巖與泥巖頻繁互層的巖性組合，河道寬度為100～300m，單層厚度最小2.5m，平均5m。早期水平井水平段長度平均為300m。

二是井身結(jié)構(gòu)相對復雜，水平井鉆井周期長。先期實施的水平井均采用三開完井方式，鉆井周期最長為61d，平均為29d，其中二開環(huán)節(jié)平均為22d。

4.2 采取的主要對策

1）應用旋轉(zhuǎn)導向技術(shù)，使水平井鉆進過程中調(diào)整更靈活。

與常規(guī)LWD 導向組合相比，旋轉(zhuǎn)導向具有盲區(qū)小、調(diào)控靈活的優(yōu)點。該儀器測試精度高，盲區(qū)在3m 左右，保證鉆頭始終在油層中鉆進。同時能夠更好地攜帶巖屑，清潔井眼，提高井眼質(zhì)量，減少井眼垮塌和卡鉆風險，有助于提高測井數(shù)據(jù)質(zhì)量，精確控制軌跡，提高鉆遇率-造斜率控制，使水平井調(diào)整更為靈活。

2）采用兩開完井方式，縮短鉆井周期

水平井的井身結(jié)構(gòu)是影響鉆井周期的重要因素，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)可以減少工期，從而達到水平井提速目的。傳統(tǒng)的三開完井方式是在下入技術(shù)套管固井后，才進行水平段的鉆進，中完環(huán)節(jié)用時長，在一定程度上增加了鉆井周期。通過對該塊地層壓力分析，認為該塊地層壓力保持較好，且上下不存在異常壓力層，因此對完井方式進行優(yōu)化，采用兩開完井技術(shù)，省去傳統(tǒng)三開完井的中完環(huán)節(jié)，兩開后直接鉆進水平段，從而保證了水平段鉆進過程的連續(xù)性，縮短了鉆井周期。

3）采用管外封隔器固井技術(shù)，保證固井質(zhì)量

為了保證兩開完井的順利實施，必須對固井方式進行優(yōu)化。常規(guī)的水泥傘固井方式，水泥傘與井壁不能完全緊密貼合，水泥漿漏失量大，容易對油層造成污染。為此利用管外封隔器固井技術(shù)，鉆井完成后，下入完井管柱，從下到上依次為引鞋，Φ177.8mm 割縫篩管，盲板，管外封隔器，分級注水泥器，Φ177.8mm 套管。下入管柱后打壓9～13MPa，脹封套管外封隔器膠囊，并穩(wěn)壓5min，然后繼續(xù)升高壓力到18MPa，建立循環(huán)，注入水泥固井，下膠塞碰壓至23～25MPa，關(guān)閉分級箍，待水泥凝固后，鉆塞并實施通井。該項固井技術(shù)可以有效防止水泥漿下沉造成水平段油層污染，有利于保護油氣層。

5 實施效果及認識

在應用上述鉆完井新工藝以后，該塊水平井油層鉆遇率由86.1%提高至92.5%，鉆井周期縮短了18d，其中水平段鉆進時間縮短了3d，平均單井節(jié)約投資100萬元。得到以下三點認識：

1）水平井新型鉆完井工藝適合于薄互層稠油油藏，新技術(shù)的應用為擴大部署提供了強有力的保障。

2）新型鉆完井工藝的應用保證了油層鉆遇率，縮短了鉆井周期，減少了鉆井液對儲層的污染，水平井取得了良好的投產(chǎn)效果。

3）新型鉆完井工藝的應用節(jié)約了鉆井投資，為當前低油價下稠油的二次開發(fā)探索出了一條節(jié)約成本的新思路。