延長油田水平井開發模式礦場實踐

石立華，程時清，常毓文，張川希，王仙仙，石 彬，馮曉偉，薛 穎

（1中國石油大學石油工程學院·北京2中國石油大學油氣資源與工程國家重點實驗室3中國石油勘探開發研究院4陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院5中國石油集團川慶鉆探公司地質勘探開發研究院實驗研究中心6延長油田股份有限公司七里村采油廠7西安思坦儀器股份有限公司）

石立華等.延長油田水平井開發模式礦場實踐.鉆采工藝，2019，42（5）：69-72

目前水平井開發低滲-特低滲油藏已成為提高油田儲量動用和改善開發效果的重要技術手段［1-3］。延長油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡和渭北隆起帶，為黃土塬地貌，集低孔、低滲、低溫、低壓、低油飽“五低”不利因素于一體，儲層非均質性強、天然微裂縫發育，油水滲流關系復雜，單井產量極低，隨著勘探開發的進行，傳統開發技術逐漸走向瓶頸。自2000年以來通過開展水平井技術攻關，經過幾年研究與實踐，延長油田水平井開發取得了顯著成效，逐步形成延長油田水平井開發理論認識與核心技術，這為延長油田水平井高效開發提供了強有力的技術支持。

延長油田總資源面積約10×104km2，主要開發層系為侏羅系延安組的延4+5～延10油層組和三疊系延長組的長1～長10油層組，該類儲層微觀孔隙結構復雜，吼道細小，油層埋藏淺、壓力系數低，一般在0.65～0.9之間，主要為低滲透儲層，其中特滲-超低滲儲量占總探明儲量的86%，開發難度大，平均單井日產油僅為0.4 t，常規直井無法有效動用，延長油田復雜的油藏地質與地面條件亦決定了要提高油田產量與單井產能，必須依靠水平井開發。截止2018年底，水平井技術開發特低滲透油藏已成為轉變延長油田開發方式、提高開發效益的重要途徑。

一、水平井開發現狀

延長油田投產水平井由2010年的2口增加到2018年的1 080余口，年產油量由0.3×104t增加到90×104t，建設產能150×104t，截止2018年底，在不同類型油藏共累計投產水平井1 080口，其中延安組邊底水油藏360口，常規低滲透油藏371口，長6、長8、長9特低-超低滲透致密油藏323口，東部淺層水平縫油藏26口，累計產油200×104t，平均單井液量8.9 m3／d，平均單井產油4.2 t／d，是全油田常規油井單井日產量的11.2倍，投資僅為常規油井的3～4倍，綜合含水45.5%，年產油能力90×104t，有效動用難采儲量1.2×108t，大幅度提高了新建產能速度，縮短了建產周期，可為延長油田提高采收率7%～10%，為延長油田千萬噸持續穩產奠定堅實的基礎。

延長油田主要開發層系為侏羅系延安組和三疊系延長組的長2～長10油層組，依據儲量規模、沉積特征及成藏條件分為延安組油藏、長2油藏、長6油藏、下組合油藏（長7～長9），不同的油藏特征決定了采用不同的水平井開發技術（如表1）。

表1 延長油田水平井應用分類

二、延長油田水平井開發技術難點

延長油田水平井開發面臨諸多難題，主要有以下幾個方面：①油藏類型多樣，主力油層單一，儲層平面疊加性差；②低孔、低滲、低壓油藏特點，單井產量低；③油水混儲、油水同出，沒有“無水采油期”，開采即高含水，治理難度大；④儲量品位差，特滲-超低滲占總儲量86%以上，經濟開發難度大；⑤油田分布區域內屬黃土高原-丘陵溝壑地形，山區、森林、村莊、高速公路等縱橫交錯，環保要求較高，地面施工條件復雜，油田產能建設與管理難度大。

延長油田主力油層整體物性差，孔隙度在9.31%～13.62%，滲透率在1.3～20.35 mD，屬于典型的低滲-特低-超低滲透油藏類型，特低-超低滲透儲量占近86%左右，決定了常規技術開發難以有效動用。

根據大量礦場統計可知，延長油田主力開發單元主力油藏長6開采初期含水率在20% ～80%，平均含水率達45%（如圖1）。主要原因是由于延長油田主要儲層為巖性油藏，油水混儲，無明顯油水界面，沒有“無水采油期”，開采初期即高含水，該類特征致使整個開發過程油水井治理難度大。

圖1 長6油藏初期含水率對比圖

三、水平井開發模式礦場實踐

延長油田雖面臨諸多不利因素，但由于儲層構造相對簡單，油層平均厚度大、砂體連通性相對較好，油層有較好延展性，適合水平井開發。通過在不同油藏類型實施水平井，大幅度提高了單井產量，水平井產量是同期常規井產量的5倍左右，見表2。

1.邊底水油藏水平井控水穩油開發模式

延長油田邊底水油藏底水能量足，壓降小，油井投產后含水上升快、采出程度較低，常規井開發效益差［4-8］。通過應用水平井AB靶差異控水穩油繞錐技術、繞水錐技術、夾層控水穩油技術，有效的抑制了底水錐進，使水平井產液量高，穩產時間長。截止2018年底，延長油田邊底水油藏投產360口水平井，累計產油181×104t，是常規直井產量的2.8倍。

表2 延長油田不同油區水平井開發效果統計表

采用直井+水平井的七點法井網注水補充能量時（如圖2a所示），裂縫半長與注水量存在最佳匹配。當裂縫過長、注水量過大時，水平井易出現含水快速上升現象，造成產油快速遞減。為了延緩水平井見水時間，從減小正對中間裂縫注水井的注水量和縮短中間正對注水井的裂縫長度兩方面，研究了水平井的控水政策。

礦場實踐表明，對水平井中間部位裂縫長度及注水量進行優化，適當縮短腰部注水井附近的裂縫長度，延緩水淹，建議80 m以內（見圖2b），同時減小腰部水井注水量可降低含水上升速度（如圖2c）。

對于單元和工序工程的質量評定，應進行分類。第一類是傳統水利、市政等工程且具有專用評定標準的；第二類是傳統水土保持治理措施但無專用評定標準的；第三類是新措施且無專用評定標準的。

實踐表明，在邊底水油藏開發過程中，水平井初始平均日產油14 t，穩產期8 t／d，常規井初始平均日產油6 t，穩產期4 t／d，水平井平均含水率為30%左右，整體上升緩慢，常規井含水率平均為57%。可以看出，水平井開發效果明顯優于常規井，打破了國內外對邊底水油藏不適于水平井開發的傳統認識。

2.致密油藏水平井開發模式

延長油田致密油主要分布于鄂爾多斯盆地中部及南部油區總資源量7.3×108t，占延長油田總資源量的26%，主力發育層位主要是延長組的長7、長8和長9，儲層厚度在10～80 m，物性相對較差。砂巖孔隙度為1%～19%，平均值為8.3%，滲透率主要分布于0.003～9 mD，平均值為0.4 mD。

針對延長油田儲層滲透率小于0.5 mD的致密油藏，由于常規井產量低，遞減快，注水開發難以形成有效驅替壓差，常規技術無法經濟有效開發［9-11］，通過引用陸相頁巖氣井壓裂工藝，自主研發滑溜水壓裂液體系，成功實施了延長油田水平井縫網壓裂技術，有效增大致密油藏泄流面積，形成相互交錯裂縫網絡，大幅度提高了單井產能和規模產量，MP-3井為延長油田第一口縫網壓裂致密油水平井，采用快鉆橋塞+簇式射孔技術，進行了14段39簇的改造，最終形成縫長270 m，縫寬110 m，縫高90 m，壓裂波及體積0.27×108m3，儲層改造充分，自2014年7月投產以來，初始月產量是周邊常規油井產量的10.2倍，累產油的10.7倍。

圖2 注采參數優化

3.淺層水平縫水平井開發模式

延長油田淺層裂縫型油藏主要分布在東部油區，累計探明石油地質儲量9.65×108t。該類油層埋藏淺，平均油藏中深350～550 m，主要以水平裂縫為主，儲層夾層較多，垂向連通性和井壁穩定性差，鉆井過程中容易造成鍵槽卡鉆，且軌跡回旋余地小，調整難度大，年采油速度僅為0.2% ～0.3%，油田長期處于低水平穩產階段。

針對該類油藏，通過技術攻關，基于流動單元+水平縫的方法，開展“弓字型”水平井開發模式，采用橋塞+分段多簇射孔壓裂工藝，有效提高了淺層油藏的動用水平［12-16］（圖3）。

圖3 QP-1弓型水平井井眼軌跡圖

淺層水平縫油藏水平井的成功開發，打破了國內對水平縫油藏不能應用水平井開發的傳統觀念，對國內類似油藏水平井開發具有重要的借鑒意義。

四、結論

（1）延長油田復雜的油藏地質與地面條件決定了要提高油田產量與水平，必須應用水平井技術，水平井開發技術是實現延長油田高效開發的有效手段，在油田生產中發揮越來越重要的作用，繼續大力推動水平井開發技術創新，不斷拓展應用領域和規模，為延長油田穩定發展提供技術支撐。

（2）通過實施的463口水平井可以看出，與常規油井相比，水平井具有明顯的增產穩產能力。在邊底水油藏剩余油挖潛，水平井產量是常規井產量的4～6倍，淺層油藏的3～4倍，致密油藏甚至可以達到10倍以上，取得了較好的開發效果，對國內外類似油藏開發具有重要的指導作用。