瑪湖油田M區塊產能建設分析

◇中國石油新疆油田公司 張繼卓 張 博 巨朋凱 石闖軍

本文基于瑪湖油田M區塊的產能建設過程，對產能建設中地質、鉆井、采油、地面工程四個專業遇到的問題難點予以剖析，研究M區塊的未來開發方式，總結M區塊整個產能建設歷程的開發經驗和教訓，對國內外其它類似油藏的開發具有一定的借鑒和指導意義。

1 項目概況

1.1 地理位置

M井區位于西北緣瑪湖凹陷西環帶瑪北斜坡，行政隸屬新疆維吾爾自治區克拉瑪依市和塔城地區和布克賽爾蒙古自治縣。

1.2 構造特征

M井區區域構造位于瑪湖凹陷西環帶瑪北斜坡，發育深大斷裂溝通油源，整個中央隆起帶為油氣聚集有利區。井區東、西、北三面發育三條主控斷裂，均為逆斷裂，下烏爾禾組與百口泉組構造具有繼承性，頂面構造形態整體為向南傾的單斜，東部地層傾角較陡，西部較緩，整體為一鼻狀構造，在M006井附近發育低幅度背斜。井區內烏爾禾組、百口泉組油藏為受這三條斷裂控制形成的巖性油藏。

1.3 沉積特征

M井區主體屬于夏子街物源體系，發育在扇體的西側，物源東北方向，下烏爾禾組、百口泉組均為夏子街三角洲相沉積體系。下烏爾禾組和百口泉組沉積亞相皆屬于扇三角洲前緣沉積，主要發育水下分流河道沉積。

1.4 油藏特征

M井區井區百口泉組油層主要發育在T1b22、T1b12及T1b13三個砂層組，縱向上油層發育個數少，單油層發育較厚（5.3 m）且連續，主要集中在T1b22、T1b12、T1b13局部發育；橫向變化較小。

1.5 物性特征

據物性資料分析，M井區下烏爾禾組儲層孔隙度介于1.57%～17.83%，平均6.69%；滲透率介于0.01 mD～944.1 mD，平均1.00 mD。

M井區百口泉組儲層孔隙度介于3.97%～14.73%，平均8.01%，滲透率介于0.01 mD～337 mD，平均0.51 mD。

1.6 開發簡況

M井區目前共有直井/定向井67口，開井55口，水平井48口，開井22口，最高月產17248 t/d，累計產油53.1×104t。2013年投入第一口水平井以來，水平井發展迅速，目前水平井井數占比41.7%，產量貢獻26.6%，隨著開發年限增加，占比將大幅增加。

1.7 產能建設部署

M井區2020年計劃實施開發井31口，其中油井28口，控制井3口。單井設計井深5235 m，鉆井進尺16.23×104m，單井設計產能24.8 t/d，新建產能22.92×104t。

2 目前工藝適應性

2020年在國際油價持續低迷和國內外疫情的雙重考驗下，M區塊采用大段多簇+極限限流射孔+段內暫堵壓裂工藝。其中大段多簇由之前的單段3三簇提高到單段6簇，可以減少橋射作業次數，降低復雜風險與成本，提高施工效率。

2.1 大段多簇提高施工效率

2019年常規壓裂工藝：單井平均施工時間12.1天，施工效率10.5天/1000m。

2020年大段多簇壓裂工藝：單井平均施工時間7.4天，施工效率5.4天/1000m。

2.2 極限限流射孔免泡酸

截至8月1日M井區施工24井249段，酸處理45段，平均酸處理比例18%。

3 項目進展及復盤

3.1 項目進展

當前鉆井、壓裂工作已完成，剩余地面工程未完。按照M井區產能建設部署情況，2020年共計實施53口采油井（包括22口跨年井，31口新井）及地面配套設施。截至目前M井區跨年工程于3月25日復工，已完成21口，計劃11月20日完成?？缒旯こ绦蜗筮M度95%。2020年地面部署實施31口（3口控制井）單井，目前已完成11口。新井完成進度39%。

3.2 項目復盤

a、鉆井復雜及事故情況對比分析。與2019年同期對比，2020年M區塊復雜損失總時間由4278 h下降至2228 h，同比下降92%，其中井漏損失時間由4042 h降至2186 h，同比下降85%。與2019年同期對比，2020年卡鉆事故損失時間由20 h增至144 h，落物事故損失小時由608 h，降至323 h，同比下降88%。

b、鉆井分段提速指標。2020年M區塊應用瑪湖地區鉆井提速攻關形成的鉆頭序列，上部直井段采用微彎螺桿鉆具防斜打快，造斜段選用旋轉導向+高效PDC鉆頭提速，水平段采用旋轉導向+高效PDC鉆頭或大功率螺桿應用組合形式，與2019年完鉆井指標相比，在造斜段機速、水平段機速有了一定幅度的提高，不同提速工具下的造斜段、水平段工期也相應下降。

c、鉆井總體提速指標。2020年M區塊共完鉆井31口，平均井深5244 m，平均水平段長1554 m，鉆井周期72.8 d，三開周期56.6 d。與2019年相比完井平均井深（5085 m）增加159 m，平均水平段長（1447 m）增加107 m，鉆井周期（85.4 d）減少12.6 d，三開周期（90.91 d）減少10 d。區塊最佳指標：克鉆50071承鉆的M1井最短鉆井周期43.17 d，三開周期28.0 d。

d、水平井固井質量跟蹤。2020年M井區年完成中完固井31口，不合格5口，三開井完井固井27口，不合格5口，聲幅顯示膠結不合格，質量不合格主要原因：

（1）漏失嚴重，下套管過程即出現失返性漏失，泥漿堵漏無效，井中大顆粒堵漏劑含量多，固井前泥漿未能充分循環，導致水泥漿膠結差。

（2）由于薄弱地層漏失導致漿柱壓力下降，目的段水泥漿候凝過程受到油氣侵。

解決措施：

（1）緊密跟蹤鉆井過程生產動態，對于復雜井提前進行井眼準備及固井方案討論 。

（2）下套管前做好井眼準備工作，進出口泥漿密度一致，必須完全壓穩。

（3）下套管前做好地層承壓能力驗證，若地層承壓能力過低，應采取多種方式提高地層承壓能力，。

（4）持續優化水泥漿抗油、氣、水侵性能，確保目的層封固質量。

（5）根據鉆進情況優化施工排量，找準當量密度平衡地層，確保后期替漿壓穩和井漏預防。

e、問題：鉆井復雜仍有一定占比。2020年，M區塊因井下復雜共損失工期119天（平均復雜時率6.1%），其中，2口井遭遇鉆壓干擾導致的溢流復雜、共損失工期35天，其余復雜以井漏為主、共損失工期84天。

下面是關于不同復雜類型損失時間和不同低層經漏次數統計，以及2304/2044兩口受干擾井數據。統計發現漏失層主要為八道灣和百口泉，需進一步強化風險評估和鉆壓干擾處置能力；力爭總復雜時率控制在5%以內。

主要措施：

（1）進入八道灣組之前，鉆井液中加入5%KCl、2%～3%乳化瀝青，增強井壁穩定性。

（2）進入八道灣組后，采用低排量鉆進，減小井底壓差；控制下鉆速度，避免泵壓過高憋漏地層。

（3）百口泉組油氣水活躍，需加強現場鉆井液性能抽檢，同時采取批鉆批壓，避免鉆壓干擾。

f、壓裂干擾?，敽貐^壓裂干擾普遍存在，截止2020年7月31日，M井區2020年壓裂共發生壓鉆干擾2口，2井次；壓產干擾12口，14井次。壓裂干擾對鉆井作業，老井生產產生嚴重影響，截止目前影響鉆井工期35天，影響產量7095 t。

干擾井施工表現：干擾時壓裂施工曲線上有較為明顯的反應，壓力呈斜直線下降，代表原有大裂縫開啟，而非壓裂破裂特征。

被干擾井生產表現：被干擾生產井油壓突升或突降，液量、含水升高，排液一段時間后能夠恢復正常生產。

壓裂干擾溝通類型主要為2類（壓力傳導型、裂縫溝通型），M井區以裂縫溝通型為主。

壓裂干擾距離遠（最大2300 m)，方向近東西向，與最大主應力方向一致。

壓裂干擾可跨層位（壓裂井M2為T1b22層，被干擾井M3為T1b13層）。

干擾產生原因（兩種觀點）：儲層微裂縫是壓裂干擾頻繁發生的原因；第二種觀點：脆性指數低、偏軟的儲層更易發生干擾。根據壓裂干擾層段分析，壓竄層位主要表現為：泊松比較大、泥質含量高、脆性指數小。泊松比越大，外部注入條件相同時儲層易變形；泥質含量越高，脆性指數越小越容易形成簡單的長直縫從而形成水竄通道。

在人工裂縫延伸方向已知前提下，國外通過兩口井的射孔簇交錯布置成功用于預防壓裂干擾。

g、時效復盤。截至8月1日，M井區統計57口井共計影響壓裂作業時間2108 h，其中，測井施工中出現的問題影響最多，占比接近1/3，其余因素設備維修、天氣、等物資、暫堵劑、供水等皆占有一定比例。

h、橋塞移位。統計M井區31口井共計下入8個廠家橋塞273只，速鉆橋塞65只，可溶橋塞208只，移位8只，移位主要發生在送球及前置液段塞攜砂階段，表現為壓力突降。其中海格瑞恩可溶橋塞和重慶華油可溶橋塞失效數量較多。

i、測井問題。M井區近期頻發射孔橋塞工具串下入過程中遇阻/卡情況，統計5口井遇阻情況發現大多發生在第二級施工過程中，遇阻點井斜大于60°，遇阻點固井質量普遍差。

j、供水。M井區北部主力供水水池為1號、2號池子和兩個1500 m3游泳池。共有6口水源井供水，日供水量6720 m3，風城凈化水8000 m3，新建1條瑪131通向M的清水管線日供水量7000 m3，共計日供水量21720 m3。按5個壓裂工作面同時工作測算，每個壓裂面日均壓裂1.5級，共計7.5級，日最大用水量17325 m3。富裕4395 m3每天。滿足北部5個壓裂面供水需求。

M井區南部主力供水水池為3號、4號池子。共有3口水源井供水，日供水量3360 m3。按2個壓裂工作面同時工作測算，每個壓裂面日均壓裂1.5級，共計3級，日最大用水量6930 m3。兩個25600 m3蓄水池蓄滿，加上搬家時間，滿足2個壓裂面同時作業的壓裂需求。

整個M井區總水量滿足7個壓裂面同時施工的壓裂需求。

4 效果評價及下步建議

4.1 為了降低成本，部分物性差層段舍棄不壓裂

為了進一步落實Ⅳ類油層的油層潛力，選擇M井區M4井第3級開展Ⅳ類油層試產。該井油層厚度較大，平均11 m，測試目的層位于油層底部，測井綜合解釋為Ⅳ類油層。

具體要求如下：第1、第2段按照正常設計施工（加入水相、油相示蹤劑，以驗證第1、2段對后續非油層段壓裂試驗生產效果的影響），第2段施工結束后大排量洗井，并下入全封堵速鉆橋塞，進行非油層段（第3段）壓裂，第3段施工結束后即返排生產并取樣分析，根據生產效果安排第4～11段的施工。

為避免對非油層段壓裂試驗效果的影響，要求鄰井暫不壓裂。

M4井2020年6月26日開井生產，截止目前已生產30天，目前單井平均日產液74.6 t/d，平均日產油14.0 t/d，平均含水20%；累計產油182.5 t，最高單井日產油23.2 t，生產效果超預期。

6月26日開井生產，于6月27日開始取樣檢測，產出液中均檢測出一、二段的水相、油相示蹤劑，7月22日補下橋塞后依然可檢測到示蹤劑，排除橋塞漏失的判斷，且JWST-2示蹤劑濃度高于JWST-1示蹤劑。

結合示蹤劑的檢測結果與聲幅測井成果圖發現第一、二段的固井質量不是太好，認為可能存在管外竄。

從現場示蹤劑的添加記錄可以得知，第一段水/油相示蹤劑的注入濃度皆為0.856 μg/mL，第二段水/油相示蹤劑的注入濃度皆為0.264 μg/mL，基于示蹤劑的稀釋原理，暫時不考慮其它因素的影響，可簡單列出下式：

將生產數據與示蹤劑檢測結果代入式中可簡單計算出各段貢獻液/油量與比例?？梢钥闯龅谌蔚呢暙I液量占比為60%～90%，為產出液的主力貢獻層段。

從實鉆軌跡圖可以看出，第三段解釋為Ⅳ類油層的原因可能為鉆井軌跡偏移到非油層，但距離油層的距離很近，設計縫長100m足以溝通覆蓋到好油層，仍具有一定的生產能力。對油層的劃分不能光看“孔滲飽”，應結合實際給出合理的改造意見。

4.2 壓裂工藝技術“組合拳”實驗

目的：強化壓裂參數提產（高加砂強度、高密度裂縫）、全程滑溜水控液砂比降本。

思路：單簇極限限流射孔+大段多簇小間距（多級暫堵）+高加砂強度小粒徑石英砂+全程滑溜水攜砂施工。

M北部M5、M6井前期水平段未改造完，待后期二次壓裂。截止2020年7月27日，M北部2口井累計產油5.5×104t，平均單井產油2.7×104t。

4.3 M井區效果分析

M井區百口泉組T1b22發育的扇三角洲平原相帶主河道沉積展布規律清晰，表現為明顯的“枝”狀條帶特征，展布出4條優勢相帶，M7和M8位于第四條優勢相帶。根據已完鉆控制井，南部未部署區域主力層T1b22油層厚度大，平均9.74 m。

M井區南部4口側鉆井喜獲高產，特別是M9井在規模建產區外圍獲百噸高產工業油流，展現了MA-MB井區巨大的開發潛力，拓展了瑪湖地區規模建產新區域，極大推動了M井區至S井區之間近100平方公里空白帶的評價開發進程，待MA-MB井區域落實后，將實現S-M井區油藏的集群連片。

5 結論

（1）M井區南部油層厚度大，生產效果明顯好于整體。建議盡快落實南部區域油層特征，加快M南部區域開發。

（2）M井區縱向上油層厚度大，發育個數多，地質條件與L井區相似，可考慮小井距立體式開發方式。

（3）二開做好八道灣井漏預防工作，發生井漏后，根據漏失類型，采取有針對性的堵漏方式進行一次集中堵漏，如不成功直接進行注灰堵漏，縮短復雜處理時間。

（4）考慮到M后續規模開發，針對平臺井偏移距大、防碰問題，進行三維轉雙二維軌道設計，降低三開造斜過程中井底正位移對后續軌跡控制的影響，從而實現安全快速鉆進。

（5）結合M多口井套變問題，可對后期其它區塊壓裂計劃的實施提供參考，對于固井質量不好的井，可考慮在壓裂順序上靠前實施。

（6）經過M4實驗可以看出，Ⅳ類油層仍具有改造潛力，不能輕易舍棄，對油層的劃分不能光看“孔滲飽”，應結合實際給出合理的改造意見。

6 認識與收獲

歷經1年時間，通過對M井區2020年產能建設跟蹤學習，我們對M井區的地質特征、工程技術有了清晰的認識，也對項目管理有了深刻的理解。其間，搭建“瑪湖小講堂”知識學習交流平臺、多專業現場巡回檢查、多專業融合辦公等，使我們在學習本專業的同時也對其他專業有了一定的認識，同時專業協作也使我們的團隊更加具有凝聚力。在今后的學習工作中，我們將直面挑戰，繼續努力，為能源事業的進步貢獻力量。