超短半徑多分支井技術(shù)在南海Z油田典型應(yīng)用

趙義強(qiáng) 萬鈞 羅啟源 鄭圣黠 屈學(xué)鋒

中海石油（中國）有限公司深圳分公司 廣東 深圳 518054

超短半徑多分支井技術(shù)是利用特制柔性鉆具和軌跡控制技術(shù)，可在薄油層或不同油藏內(nèi)實現(xiàn)多分支位移井眼改造，在目標(biāo)油藏內(nèi)實現(xiàn)一定長度的水平或近水平井段，該技術(shù)與Z油田S井增產(chǎn)需求契合度較高，成功實施可以顯著提升油井產(chǎn)能。通過對該技術(shù)開展詳細(xì)的可行性論證和方案設(shè)計，順利完成礦場實驗并取得顯著效果，具有廣泛的推廣價值，特別是為海上油田開發(fā)后期綜合改善治理提供新路徑。

1 超短半徑多分支井技術(shù)可行性研究

超短半徑多分支井技術(shù)對老井眼可實現(xiàn)新增多個曲率半徑比常規(guī)短半徑更短的水平分支，實現(xiàn)高達(dá)16～30(°)/m造斜率即1.5～3.6m曲率半徑，采用導(dǎo)斜裝置、柔性鉆具、保徑鉆頭、導(dǎo)向穩(wěn)定裝置等組合形成一套較為完善的工具，是將開窗、造斜、水平鉆進(jìn)全部在油層內(nèi)完成并沿油層走向鉆進(jìn)的增產(chǎn)措施技術(shù)，詳見圖1。

圖1 超短半徑多分支井技術(shù)示意

該技術(shù)要求油層度1m以上，最大作業(yè)井深3500m，最高作業(yè)溫度150℃以內(nèi)，直井無方位限制，斜井開窗點井眼軌跡方位左右90°以內(nèi)，可多分支防砂完井。通過對近井地帶（100m左右）進(jìn)行增加分支改造，增大泄油面積，溝通過零散剩余油，增強(qiáng)流體滲流和導(dǎo)流能力，緩解傳統(tǒng)補(bǔ)孔合采層間矛盾，解決近井地帶小規(guī)模剩余油經(jīng)濟(jì)性動用難的問題，增加油井產(chǎn)量，降低綜合開采成本，實現(xiàn)高效開發(fā)。

2 長關(guān)井油藏潛力分析

Z油田位于中國南海珠江口盆地，已投產(chǎn)30余年，其構(gòu)造為基底隆起上發(fā)育起來的低幅度披覆背斜構(gòu)造，各油藏為中孔、中高滲儲層，地下原油具有黏度低、飽和壓力低、地飽壓差大、氣油比低的特點，油田整體采出程度超53%，剩余油高度分散，挖潛難度大。

2.1 長關(guān)井原生產(chǎn)層位潛力分析

水平井S于2014年4月投產(chǎn)，2021年6月25日因電泵故障關(guān)停，躺井前產(chǎn)量水平相對較低，海油作業(yè)成本較高，導(dǎo)致長期處于關(guān)停狀態(tài)。關(guān)停前水平段單獨生產(chǎn)底水M油藏，平均孔隙度21.4%，滲透率1119mD，平均有效儲層厚度19.8m，儲層較為均質(zhì)，隔夾層不發(fā)育，地層原油黏度1.7mPa·S。，關(guān)停前日產(chǎn)液水平843m3/d，日產(chǎn)油水平41m3/d，含水95.2%，累產(chǎn)油14.4×104m3，產(chǎn)量遞減法預(yù)測該井剩余技術(shù)可采4.7×104m3，詳見圖2，仍具備一定的剩余油潛力。

圖2 S井生產(chǎn)動態(tài)曲線

2.2 長關(guān)井過路油藏潛力分析

系統(tǒng)梳理S井過路油藏潛力，綜合分析認(rèn)為K油藏具備一定剩余的油潛力。K油藏為次生底水油藏，平均滲透率637mD，地層原油粘度4.6mPa·S，S井區(qū)域受局部夾層遮擋，形成“屋檐”和“屋頂”剩余油各2m左右高度，含油飽和度40%～70%，詳見圖3和圖4。

圖3 過S井油藏剖面示意

圖4 S井在K油藏測井解釋曲線

2.3 常規(guī)合采措施面臨的問題

結(jié)合多年油田開發(fā)實踐，采取常規(guī)補(bǔ)孔與水平段合采的技術(shù)手段，補(bǔ)孔后必然面臨巨大層間干擾矛盾，不能有效動用過路S油藏的剩余油潛力。

3 超短半徑多分支井改造方案設(shè)計

3.1 地質(zhì)油藏方案

為進(jìn)一步提高該井產(chǎn)能，除水平段繼續(xù)生產(chǎn)M10油藏，針對S井油藏潛力及常規(guī)補(bǔ)孔合采面臨的矛盾，運(yùn)用超短半徑多分支井技術(shù)對K油藏進(jìn)行儲層改造，鉆孔2支每支長約100m，垂向上分別位于夾層上下，平面上向東南和西南向剩余油富集的方向，增大泄流面積，并進(jìn)行防砂完井，與下部原水平段合采，進(jìn)一步增加該井產(chǎn)能，見圖5。

圖5 Z油田K油藏構(gòu)造井位

3.2 工藝完井方案

采用柔性鉆具與導(dǎo)向控制技術(shù)在S井套筒內(nèi)開窗，目的層為K油藏，設(shè)計2個分支見表1及圖6。

表1 S井超短半徑多分支井設(shè)計參數(shù)

圖6 S井超短半徑多分支井技術(shù)設(shè)計示意

應(yīng)用的全套超短半徑多分支井儲層改造工具全部由中海油自主研發(fā)并第一次在現(xiàn)場實踐。相較于之前的工具進(jìn)行了多重優(yōu)化，斜向器的回收由原來單一的回收桿回收，升級成回收桿、公錐、母錐三種回收方式，提升了斜向器回收的成功率；斜向器座掛、套管開窗在功能上由原來的兩趟式升級為一趟式，直接節(jié)約一趟鉆，縮短了作業(yè)工期，為整個作業(yè)降本增效；循環(huán)閥升級成連續(xù)循環(huán)使用、無次數(shù)限制，工作排量優(yōu)化更加貼合旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的工作排量，大幅提升了作業(yè)安全及效率。

考慮到本區(qū)塊已投產(chǎn)多年，當(dāng)前儲層孔隙壓力及儲層內(nèi)的含水率較之前的原始狀態(tài)已有較大變化，所以需要考慮防砂措施。根據(jù)老井防砂之后的生產(chǎn)情況，本井K層預(yù)充填篩管擋砂精度為250μm，充填陶粒目數(shù)為16～30目。

3.3 應(yīng)用效果評價

S井設(shè)計水平位移分支單支長度范圍60～80m，T1分支實際長度71m，T2分支實際長度77m。從巖屑錄取資料巖性判斷，水平分支T1在油層中有效長度為61m，水平分支T2油層中有效長度為77m，有效增加油層泄油面積。該井歷時30天，于2023年4月11日啟井復(fù)產(chǎn)，復(fù)產(chǎn)后日產(chǎn)液量由843m3/d上升至1709m3/d，含水率從95.2%下降到93.5%，日產(chǎn)油由41m3/d上升至112m3/d，增產(chǎn)倍比達(dá)到2.7，措施效果顯著，詳見圖7。

圖7 S井生產(chǎn)動態(tài)曲線

4 結(jié)束語

（1）超短半徑多分支井技術(shù)顯著增大泄油面積，同時打撈斜向器找回老井眼后把常規(guī)水平井改造成水平井+超短半徑多分支井的全新復(fù)雜結(jié)構(gòu)井，最大限度釋放地層產(chǎn)能。

（2）創(chuàng)新采用超短半徑分支水平井技術(shù)解決合采層間矛盾問題，低油柱零散剩余油的油藏的開發(fā)效果取得顯著提升，并將該技術(shù)的應(yīng)用領(lǐng)域進(jìn)行新的拓寬，為類似油田的高效開發(fā)積累了寶貴的技術(shù)經(jīng)驗。