大港油田大型井叢場集約化建設與技術實踐

孫 穎，梁 斌，于富美，賈欣磊，嚴華峰，張露露

(1.中國石油渤海鉆探工程公司油氣合作開發分公司，天津 300457；2.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

大港油田地處津京冀腹地，環境敏感、建設用地難。近年來，隨著農村耕地管理的加強，國家對安全環保的要求更高。采油廠過去的“跑馬圈地”型建設，粗放型的油水井管理模式已不能適應新時代的發展要求。面對新形勢，樹立和踐行“綠水青山就是金山銀山”的理念，堅持人與自然的和諧共生，及時出臺了“采油廠綠色礦山建設規劃”。目前，大港油田已進入高含水開發階段，受注水或邊底水侵入影響，剩余油分布規律復雜，傳統的產能建設模式難以適應油田效益開發的需求，降低成本、提升效益、趨向智能化的油氣藏開發方式成為當前發展的主要方向，井叢場建設成為一項重要的工程[1-4]。陸上油田井叢場建設已逐步由小規模向大規模過渡，在軌跡防碰論證、鉆井批鉆實施以及數字化配套建設等方面難度增大。通過對大港最大陸上井叢場建設過程中的關鍵技術進行論述，圍繞“整體部署、集中實施、效益優先、快速建產”的新開發思路，及“質量、技術、綠色、效益”的井叢場建設模式，深化地質工程一體化工作機制，著力打造大型井叢場工程[5-8]，為油田效益開發、數智化建設提供了寶貴的技術經驗。

1 油藏潛力分析

港西開發區四區位于大港油田港西開發區西南部，開發層系為明化鎮組和館陶組。明化鎮組屬曲流河沉積，主力油層為NmⅢ2-1層，儲層非均質性較嚴重，從3口取心井滲透率數據分析得知，變異系數為0.18～0.59，平面上滲透率變化級差為4倍，縱向滲透率級差達30倍；館陶組屬辮狀河沉積，主力油層為NgⅡ3-1層，砂層內泥質、低滲夾層較發育，縱向上非均質性較嚴重，應用示蹤劑分析，證實泥質、低滲夾層對滲流具有一定的分隔和遮擋作用。為了提升注采井網的有效性，開展儲層剩余油潛力研究，并針對兩個主力油層NmⅢ2-1層和NgⅡ3-1層開展井叢場設計，從而進一步提高油藏采收率[9]。

1.1 基于曲流河沉積砂體油藏數值模擬剩余油

港西開發區四區主力儲層NmⅢ2-1層為曲流河沉積，沉積微相主要有泛濫平原、決口扇、邊灘和河床滯留沉積等，不同的沉積微相間連通性的變化通常受砂體的厚度、物性、疊置關系或巖性變化的影響。在以往的注采井網部署時，很少考慮儲層的分布特征，而實際生產中，注采井組普遍存在不見效或見效不明顯的問題，注水開發或注聚開發驅油效率低，油藏采收率處于較低水平。

通過井震聯合約束解釋方法，對曲流河砂體邊界、形態及厚度分布特征進行刻畫(圖1)，砂層厚度較大的砂體為邊灘微相，是單向環流將凹岸掏蝕的物質帶到凸岸沉積形成的沉積體，分選好，厚度較大，屬于優質儲層。NmⅢ2-1砂體為多期曲流河橫向擺動形成，多個規模不一的邊灘砂體零散分布。

圖1 NmⅢ2-1曲流河相砂體形態及厚度分布

NmⅢ2-1層目前處于高采出程度、高含水階段，歷史上注水井較多，在油藏內部形成錯綜復雜的驅替水線，對剩余油分布規律的精細描述存在較大困難。基于儲層特征研究成果，結合井約束建立油藏地質模型(巖相模型及屬性模型)，并開展油藏數值模擬。從圖2可以看出，剩余油主要分布在注水難以波及到的斷層和砂體邊部，其次分布在受儲層非均質性影響的無效注采井間。

為保證注采井網的連通性及剩余油挖潛的需求，井叢場的井網設計盡可能以單個邊灘砂體或疊置連通砂體部署五點法注采井網，并結合油藏數值模擬結果優選剩余油富集區設計油井井位。

1.2 基于辮狀河沉積砂體油藏數值模擬剩余油

港西開發區四區主力儲層NgⅡ3-1層為辮狀河沉積，主要發育河床和河漫亞相，其中河床亞相中的心灘微相為主要含油氣層。河流侵蝕河道兩岸在河床底部逐漸堆積沉積物形成心灘，心灘沉積物復雜，粒度較粗，變化范圍較寬，長軸平行河道方向，具有底平頂凸的外部特征。單個心灘頂部往往發育有泥質落淤層，對心灘間的有效連通性產生影響。鉆遇NgⅡ3-1層的開發井測井解釋證實砂體內部存在油水關系復雜、注采井不見效的問題。通過應用井震聯合約束解釋方法，對辮狀河砂體特征進行刻畫(圖3)，砂層厚度較大的砂體為心灘，屬于優質儲層。井叢場的井網設計，盡可能以單個心灘作為五點井網的建設單元。

圖3 NgⅡ3-1辮狀河河相砂體形態及厚度分布

NgⅡ3-1層目前也處于高采出程度、高含水階段，油藏內部的驅替水線錯綜復雜，剩余油分布規律的精細描述認識困難。基于儲層特征研究成果，建立了油藏地質模型并開展數值模擬分析，從圖4可以看出，剩余油主要分布在斷層邊部及歷史注水未波及的井間。通過合理部署五點法井網，可以最大程度地滿足井網的連通性及剩余油挖潛需求。

圖4 NgⅡ3-1砂體油藏數值模擬剩余油分布

2 大型井叢場集約化、一體化方案

2.1 井叢場方案設計及存在難點

港西油田XX大型井叢場建設規劃遵循高標準、集約化設計理念，基于主力油層NmⅢ2-1層和NgⅡ3-1層的剩余油分布特征，建立兩套層系井網，井叢場地面規劃采用四組雙排布井方式，一組14口井，井組間距35 m，井排間距8 m，共部署井數56口(圖5)。

圖5 港西XX井叢場井場部署

該井叢場的建設存在以下難點：

(1)井場面積有限，且歷史老井分布較密，導致井眼軌跡優化難度大。在滿足油藏開發需求的情況下，設計井井間軌跡相互制約，且存在造斜點淺、造斜率大、井斜角大等問題，疏松地層方位易飄移，控制難度大，且井斜較大易出現攜巖攜砂困難的情況。

(2)港西XX井叢場設計井數量較多，且已完鉆鄰井密度較大，設計井防碰問題突出。井叢場涉及鄰井約200余口，且大部分鄰井為60—80年代的老井，井身數據可靠性差，防碰危險系數高。設計井叢場數量較多，部分靶點方位集中，目的層段附近防碰難度加大。

(3)利用有限的井場面積，優化鉆井設計，實施更多的產能井，有效緩解地上、地下矛盾，同時提鉆速、縮周期、降低鉆井成本，實現降本、提質、增效的目標。

針對存在難點，重點從軌跡設計、鉆井過程控制及數字化配套建設方面進行技術提升與優化，實現高標準、集約化目標。

2.2 密集井網下井軌跡的設計與優化

由于老區征地難度大、地面選址困難，大型井叢場設計面臨的不僅是井場地下開發程度高、井網密度大、井間優化難的問題，還要面臨因井網密集而造成的防碰關系復雜的問題，因此，井叢場軌跡問題處理難度較大。

港西XX井叢場設計井數多，井型多樣，水平井與常規井混合整體實施，對井間防碰要求更高。綜合考慮地質需求，通過以下四步對井叢場井口、靶點整體匹配開展可行性論證：①井口靶點初匹配，每一組按照靶點位移由大到小的順序將其依次匹配至最近井口；②井口靶點再調整，通過對井口和靶點匹配關系的調整，解決設計井與鄰井的防碰問題；③井眼軌跡優化，通過造斜點“√”字型設計、預斜或雙增扭方位設計、地質靶點微調等方法實現；④進行設計軌跡防碰掃描計算，若防碰距離安全，則井叢場設計完成。

如果采用造斜點錯移、發散軌跡等方式仍不能錯開井筒軌跡，就需要進行繞障設計。結合叢式開發特點(設計井井口、井間距離小、并行井段長等)，采用扭方位繞障與上部小井斜預造斜的新思路，保障設計井與完鉆井的井間防碰安全，有效實現單井軌跡的優化處理，各井位上部井段防碰距離大于5 m，下部井段大于10 m，達到了軌跡可行的安全距離。

通過地質工程一體化化論證，軌跡參數優化調整4輪次、井眼軌跡優化224井次，完成了三維空間井軌跡模型，為井叢場的實施奠定了基礎。

2.3 鉆井過程的控制與優化

井叢場鉆機運行應用導軌式鉆機平移技術[10-11]，對鉆機鋪設導軌，使其便捷地沿井排移動。單部鉆機先在每個井組進行單排7口井的表層批鉆施工，再進行二開批鉆施工，7口井施工完，移井架至本組下一排7口井再進行表層、二開批鉆施工，鉆井泥漿全程循環利用；井組施工完成后，進行下一井組施工。這樣的運行安排，大幅度縮短了鉆井周期，井叢場平均單井鉆井周期較單眼井縮短了37%，建產周期縮短70天。

鉆井過程中，增加高效PDC(聚晶金剛石復合片)鉆頭等工具的使用，提高機械鉆速，降低油層浸泡時間；增強泥漿的抑制性、封堵性，適當降低泥漿密度，鉆至油層前加入油層保護材料，嚴格控制失水；針對防碰問題，防碰井距小于15 m的井段，使用牙輪鉆頭鉆進，密切監測定向參數，確保軌跡達標；延長導向跟蹤井段，按照鉆井設計嚴格控制井眼軌跡，打造規則平滑的井眼軌跡，杜絕過大的全角變化率。

2.4 井叢場數字化配套

采油井以電動潛油螺桿泵舉升工藝為主，注水井、注聚井以分層注入工藝為主，針對油井數據(油壓、套壓、回壓、含水率和液量)及水井數據(油壓、套壓和流量)采用一拖多的數據傳輸模式。在中心控制室設立中控機及井叢場遠程控制平臺，中控機主要展示現場油水井生產數據(計量出口壓力、液量、含水率)以及電動潛油螺桿泵運行參數等；遠程控制平臺具備潛油螺桿泵遠程啟停功能、現場異常和生產異常自動保護機制等。

井叢場配備視頻安防系統，監視設備運行情況、周邊人員出入情況；配備雙向語音對講系統，網絡攝像機端和監控中心視頻安防管理平臺可以同時講話或者監聽，實現與井場人員通話；利用生產過程管理子模塊，對井叢場現場生產數據進行查詢并對油井巡檢過程進行錄入，實現油井巡檢全過程管理。

2.5 大型井叢場建設效果

港西油田XX井叢場通過地質工程、技術經濟一體化論證、集約化建設，實現了“集中建、少占地、少修路、批量鉆、降噪音、少排碳、易管理、降成本”的目的，建成大港油田陸上最大井叢場(圖6)。

圖6 港西xx井叢場實鉆構造井位部署

新井投產效果與數值模擬剩余油吻合率87%，單井日產油能力是預期的2.2倍，取得了良好的產能建設效果。與常規單口井場建設對比，土地利用率提高67%，節約占地43 km2；地面工藝管道建設長度降低80%，減少管道建設5.2 km；鉆井、試油運行效率提升45%，累計減少碳、氮化物排放量5 492 t；油水井的管理趨于簡易，人均管井數提高6口。

3 結論

(1)針對大型井叢場地質潛力研究，應用井震聯合約束解釋方法，對主力油層的儲層分布特征進行刻畫，并進行地質建模及油藏數值模擬分析；結合剩余油分布規律，指導油、水井的合理部署，較大程度地提高注采井網的連通性，保障后期注采開發的有效性。

(2)遵循高標準、集約化設計理念，針對井場地下開發程度高、井網密度大、水平井與常規井混合、防碰危險系數高等問題，通過地質工程一體化化論證，應用四步論證及細節處理的方法，完成了56口新井軌跡的可行性論證。

(3)鉆井過程中，對鉆機鋪設導軌，批鉆實施，大幅度縮短了鉆井周期，鉆井泥漿循環利用。井叢場地面建設配備視頻安防系統、遠程控制平臺、雙向語音對講系統等。整個實施過程及相關配套設備，確保井叢場建設趨向環保、低投資、智能化的特點，為國內油氣田開發行業數智化發展積累了認識和經驗。