黃36區長81油藏水平井建產技術研究

廖鑫海，蹇軍，傅波，劉玉峰，劉慶，李洪暢

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

黃36區長81油藏水平井建產技術研究

廖鑫海，蹇軍，傅波，劉玉峰，劉慶，李洪暢

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

面對本廠日益嚴峻的產建形勢，產建區塊分散，后備規模可建產區塊嚴重不足已成為本廠面臨的主要問題，同時本廠具有2億t以上的致密油儲量，如何有效動用已成為目前乃至今后科研攻關的主要方向。本文根據黃36區長81油藏目前的研究成果及2013年產建中所做的工作，探討建產過程中應用的主要技術，為今后水平井開發做好技術儲備工作。

長81油藏；水平井；建產技術

1　定向井開發過程中遇到的困難

1.1致密油分類及特點

目前致密油主要是指按照長慶油田標準劃分的Ⅱ類儲層，其特點是滲透率低于0.3 mD、儲量大、叢式井單井產量低、動用困難。

1.2黃36地區致密油儲量狀況

黃36區致密油儲量大（預測+探明7 456萬t），油藏埋深大（平均油藏埋深2 850 m），儲層物性差（滲透率為0.27 mD）。

1.3叢式井開發遇到的困難

通過在黃36長81區開展自然能量開發單井產量1.3 t，2011年開展超前注水試驗，初期單井產量2.3 t，低效儲量無法得到有效動用，難以實現致密油高效開發。

圖1　致密油的劃分及研究區域

2　難動用儲量開發的前期論證

2.1油源條件

鄂爾多斯盆地優質烴源巖主要分布在延長組長7層，厚度70 m~125 m。研究表明，鹽定-姬塬地區長7烴源巖厚度大，有機質類型好，生烴強度高。黃36區長81油藏均處于長7烴源巖生油中心，油源充足。油氣突破地層間毛細管壓力向下運移，從而形成上生下儲的油氣運移及保存模式。

2.2地層條件

黃36區長81油藏儲量大，油層連續穩定，平均油層厚度12.3 m，百米坡降僅為2 m，具備水平井整體開發的先天地層條件。

2.3儲層條件

黃36區長81油藏儲集空間以長石溶蝕孔隙為主，經過后期壓實作用形成結構致密、顆粒定向排列，空隙及吼道不發育，整體表現為物性差，平均滲透率僅為0.27 mD，屬典型的低滲透致密油藏。

圖2　黃36地區黃285-黃39井長81油藏剖面圖

3　難動用儲量效益建產技術

通過對寧夏老區致密油開發的探索與實踐，形成了“水平井+體積壓裂”提高單井產量技術。

3.1水平井井網優化技術

3.1.1水平井混合注采井網優化技術結合天然裂縫分布規律及人工壓裂改造縫網特征，創新提出直井排狀注水五點、七點水平井注采井網，提高了有效泄油面積、水驅儲量控制程度，延緩了見水周期，提升了注采單元的壓力保持水平。

3.1.2水平段長度優化數值模擬結果表明，五點井網形式下，水平段長度越長，單井產量越高，但地層壓力保持水平低、遞減快，最終采出程度低，水平段長度600 m~800 m方案綜合開發指標相對較好。

3.1.3裂縫布放模式優化從物理模擬結果看，紡錘形波及面積最大，水驅油效率、地層壓力高，因此，水平井裂縫布放模式優選為中間縫比端縫長的紡錘形。

3.1.4水平井注水開發技術優化

圖3　致密油藏開發示意圖

圖4　直井排狀注水五點井網示意圖

圖5　直井排狀注水七點井網示意圖

圖6　單井產量對比曲線

圖7　地層壓力水平對比曲線

圖8　采出程度對比曲線

表1　裂縫布放物理模擬結果對比表

（1）體積壓裂滯留液起到一定的能量補充作用，體積壓裂入地液量大，返排后地層中還存在大量滯留液，在水平井周圍形成了一個相對高壓區，壓力水平達到112%～126%。

表2　致密油體積壓裂水平井施工參數及投產前地層壓力水平預測表

同時應用數字化平臺對水平井軌跡進行實時監控，及時調整。原油的碳同位素變化曲線形態基本一致，反映了基本相似的沉積環境和熱演化特征，表明紅井子地區長9與以上三疊系油藏來自于同一油源即長7烴源巖。

3.2.1構造特征分析通過長91油藏砂頂構造刻畫，本區處于天環向斜東部，構造東高西低，局部發育小型穹窿構造，試采高產井均分布在構造高部位，通過油藏剖面圖可以看出，處于構造高部位的黃219井長91層試油39.36 t/0 m3，試采16.8 m3/7.9 t/44%，實施效果較好。

3.2.2沉積特征分析目前沉積微相分析最常用的測井曲線是自然電位和自然伽瑪。測井曲線的組合形態、幅度、頂底接觸關系、光滑程度、齒中線等基本要素，他們分別從不同方向反映地層的巖性、粒度、

3.3水平井儲層改造技術

3.3.1優化合理改造強度嚴格按照工藝方案要求，通過現場實踐發現產量與施工參數呈正相關性，分析認為：水平段長度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1段/100 m，水平井初期產量可達到6.5 t以上，進一步指導了地質認識。

3.3.2開展適配性儲層改造技術針對黃36區長81

（2）注水時機的確定，體積壓裂水平井周圍地層壓力較高，如實施超前注水，注采井間不能形成有效驅替壓力，而更易開啟天然裂縫，造成裂縫性水淹；結合前期試驗效果，推薦致密油體積壓裂水平井注水時機為同步注水。

3.2水平井軌跡優化技術

水平井善開前及時與導向及定向對接，優化軌跡設計，確保黃36區水平井入窗前井斜控制在76°以內。層儲層致密，油層埋深大，水平井完鉆井深接近4 000 m，改造施工過程中施工周期長（黃平35-22井56 d），破壓高（50.9 MPa），通過三種壓裂改造工藝試驗，摸索出了適合該區域的儲層改造技術。

（1）水力噴砂分段多簇壓裂技術，水力噴砂分段多簇壓裂技術是針對超低滲透油藏，為進一步擴大油藏改造體積，通過多簇裂縫同時延伸，應力相互干擾，形成復雜裂縫系統。

水力噴砂分段多簇壓裂技術雖然通過應力干擾形成了復雜裂縫系統，增大了裂縫規模，增加了油井的滲流能力。但同時存在以下三個缺點：

壓力高，常規封隔器承壓抗疲勞能力有限，造成壓裂排量不夠大、一趟管柱施工能力有限；油管噴砂，對噴射器反濺傷害嚴重；由于油管加砂、環空補液造成了砂比較低。

（2）大排量水力噴砂體積壓裂技術，大排量水力噴砂體積壓裂技術實現了水平井壓裂“十方排量、千方砂量、萬方液量”，有效解決了致密油體積壓力工藝問題。

大排量水力噴砂體積壓裂技術有以下三個技術創新點：①實現了多簇射孔：可根據儲層優化射孔數目，布放噴射器，實現多簇射孔同時研發了新型水力噴射器，可以提高噴射器使用壽命，確保實現多段多簇射孔；②實現了環空加砂：自主設計了防沖蝕油管短節，實現了環空大排量加砂、油管小排量補液，壓裂排量由6 m3/min提高到10 m3/min以上；③實現了長效封隔針對體積壓裂井底壓力高、多段壓裂作業時間長的難點，研發了具有長膠筒、鋼帶連接、上下浮動腕等特點的新型鋼帶封隔器，實現大液量、長時間體積壓裂作業下的有效封隔。

2013年黃36區域開展水平井體積壓裂提單產試驗，實施4口，投產后日產油均在10 t以上。

（3）水力泵送橋塞分段多簇壓裂技術，水力泵送橋塞分段多簇壓力技術有5項工藝特點：①多級點火射孔、橋塞座封一體化；②對壓力級數無限制；③裂縫參數可以靈活調整，根據儲層情況調整級數和簇數；④適合大排量施工，排量可以達到8 m3/min以上。

2013年在黃36區實施了水力泵送橋塞分段壓裂試驗井三口，試驗井有效的克服了水力噴射壓裂工藝局限性，有效解決了黃36長81儲層致密、破壓高等壓裂難題，提高了水平井壓裂的實施效果，極大的縮短了水平井壓裂周期（26.5 d）。

通過對三種壓裂技術的對比分析，認為水力泵送橋塞效果好，縮短試油周期近20 d，初期單井產量可達11.5 t。

3.4水平井找堵水技術

針對黃36區地質特征開展微地震裂縫監測，結果顯示壓裂波及范圍可達486 m，遠超過注水井與水平井的井距（250 m），分析認為：黃36區水平井七點法井網腰部注水易發生暴性水淹，建議腰部不注水或采用長水平段五點法井網。

同時靠近超前注水區部位黃平36-19、黃平37-19、黃平37-20、黃平36-21井鉆井過程中水平段均出現不同程度的溢流，黃平36-21井投產后表現為高液量、高液面、含水100%，針對該井存在的問題，開展了示蹤劑監測試驗，結果表明，坊80-93、坊80-95井與黃平36-21井之間存在裂縫溝通見水。下步針對黃平36-21井見水方向開展水平井找出水點堵水及注水井堵水工作。

4　結論

（1）黃36區長81油藏儲量大、油層穩定、砂體厚度大、構造平緩、物性差具備致密油水平井整體開發的先天條件。

（2）黃36區長81油藏定向井開發無經濟效益，采用水平井開發后初期單井產量達到6.5 t，了解了本廠致密油開發步伐。

（3）針對水平井開發過程中存在的問題，積極開展井網優化技術、軌跡優化技術、儲層改造技術、找堵水技術四項技術研究，總結出適合黃36區長81油藏開發的關鍵技術：

水平井井網優化技術：主要以五點法及七點法注水井網為主，水平段長度600 m～800 m，裂縫布放模式優選為紡錘形，注水時機為同步注水。

水平井軌跡優化技術：水平井入窗前井斜控制在76°以內，同時通過應用數字化平臺對水平井軌跡進行實時監控，及時調整。

水平井儲層改造技術：通過現場實踐發現產量與施工參數呈正相關性，分析認為水平段長度≥800 m、壓裂排量≥4 m3/min、入地液量≥4 000 m3、布縫密度≥1段/100m。通過對3種壓裂改造工藝試驗，摸索出了該區域的儲層改造技術應以水力泵送橋塞效果好，縮短試油周期近20 d，初期單井產量可達11.5 t。

水平井找堵水技術：通過開展微地震裂縫監測及示蹤劑試驗，尋找裂縫見水方向，為下步的油水井雙向堵水打下堅實基礎。

［1］王文軍.水平井開發配套技術研究［D］.中國地質大學（北京），2011.

［2］王元基.水平井油田開發技術文集［M］.北京：石油工業出版社，2010.

［3］孫煥泉.水平井開發技術［M］.北京：石油工業出版社，2012.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.010

TE355.6

A

1673-5285（2015）02-0037-04

2014－12-29

廖鑫海，2001年畢業于西安石油大學，長江大學在職研究生，長期從事油田開發管理工作。