东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏井工厂开发技术

赵明宸，徐赋海，姜亦栋，覃忠校，高师华，王瑞军，李友倍

（中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营257094）

东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏井工厂开发技术

赵明宸，徐赋海，姜亦栋，覃忠校，高师华，王瑞军，李友倍

（中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营257094）

东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏前期采用常规方式开采，实施直斜井压裂投产，油井产能和区块采油速度均较低，经济效益差。研究区采用集中钻井、集中压裂、集中投产的集约化建设型井工厂非常规开发模式，强化技术研究及集成应用，针对油藏地质特征及储层性质，开展了井网优化、钻井工程、多级分段压裂以及井筒举升工艺等井工厂开发配套技术研究。在东辛油田盐227块的应用效果较好，平均单井钻井周期仅为87.6 d，压裂施工速度平均为3.5段/d，储量动用率为96.7%，平均单井产液量为26.3 m3/d，产油量为13.7 t/d，含水率为47.8%，明显改善了盐227块致密砂砾岩油藏的开发效果。

井工厂开发技术致密砂砾岩油藏钻井技术压裂技术举升工艺盐227块

随着勘探程度日益提高，致密砂砾岩油藏已成为胜利油区增储上产的接替阵地。该类油藏具有沉积类型、岩性构成和井间连通复杂等特点［1］，其开发配套技术一直都是研究的难点，也是油田低渗透油藏综合利用示范基地的主要攻关内容。东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏自2009年投入开发，采用直斜井压裂投产，试采3口井，平均单井产液量为3 m3/d，产油量为1.2 t/d，油井产能低，储量动用率低，常规开发技术效益差。通过引进井工厂开发模式［2-3］，即在一个平台上流水线式集中进行钻井、完井、压裂等作业，以密集的井位形成一个开发工厂，不仅作业施工时效高，而且便于集中管理，以实现储量控制的最大化和开发效益的最优化。但目前可以借鉴的井工厂开发技术理论及现场经验甚少，笔者在深化油藏地质特征及储层性质研究的基础上，开展了井网优化、钻井工程、多级分段压裂以及井筒举升工艺等非常规开发工艺技术的研究及集成应用，建成了胜利油区第1个标准化井工厂，以期为改善致密砂砾岩油藏开发效果提供参考和借鉴。

1 油藏概况

东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏位于东营凹陷北部陡坡带东段，含油层段为沙四段的4和5砂组，油层埋深为3 170～3 950 m，温度最高达155℃，含油面积为1.5 km2，石油地质储量为302×104t。构造呈北东—南西向展布的单斜形态，地层西南低、东北高，倾角为20°，最大主应力方向为近东西向。沉积类型为扇三角洲沉积，底部以砾岩为主，向上岩性变细，上部为灰色泥质砂岩和深灰色泥岩；平面上垂直物源方向岩性变化快，北部靠近物源方向粒度粗，远离物源粒度细；地层北薄南厚，厚度变化大，为110～380 m。岩性分选差，磨圆度为次棱角状，石英、长石和泥质的含量分别为38.7%，46.1%和2.5%；孔隙式胶结，以点接触居多，线接触次之。以微孔为主，平均孔喉半径为0.23 μm，存在弱速敏、弱水敏和弱碱敏；储层孔隙度为6.1%，渗透率为1.6×10-3μm2，地层原油粘度为1.46 mPa·s，压力系数为1.01，气油比为67.4 m3/t。储层物性控制含油性特征明显，非油即干，无游离水，属低孔、特低渗透砂砾岩油藏。

2 井工厂开发技术

2.1 井网优化技术

由研究区盐227和盐227-1井正交多极子阵列声波测井结果可知，地层主应力方向为近东西向。采用长井段水平井开发［4-6］，水平井轨迹垂直于最大主应力方向，即南北向，水平井分3层立体部署，每层厚度为80～90 m，其中第1层与第3层平面水平井轨迹投影在同一位置，第2层与第1层水平井轨迹投影在不同位置（图1）。错开部署的目的是最大限度地发挥压裂工艺，实现缝网对油藏的均衡控制和储量的最大动用；与纵向叠置部署模式对比，石油地质储量动用率提高约25%。

图1 盐227块井工厂放射形布井方位

根据井工厂集约化建设开发模式，为达到以最少井数实现储量动用最大化效果，结合区块油藏地质特征及砂体空间北窄南宽、北薄南厚的展布特点，优化采用以井口位置为圆心的放射形水平井立体井网，A靶点井距适当减小，B靶点井距适当放大，靠近B靶点处适当加大压裂规模，弥补井距扩大造成的储量损失，整体部署10口长井段水平井。其中，第1层4口，第2层3口，第3层3口（图1），水平段长度为900～1 000 m，井深为4 500～5 000 m，单井控制石油地质储量为29.2×104t。

平面井距优化 为保证储量能得到有效动用，生产压差取值为10 MPa，依据参考文献［7］中的经验公式计算得到研究区极限泄油半径为34 m。根据对3层开发深度井的压裂优化模拟，在加砂量为20～60 m3的情况下，平均支撑半缝长为80～180 m，区块采用放射形立体井网（图1），同一层A靶点间井距相对较小，B靶点间井距相对较大，根据极限渗流半径和支撑半缝长结果，同一层井A靶点井距为220～260 m，B靶点井距为370～430 m。

纵向井距优化 在压裂规模为20～60 m3的情况下，单缝缝高为40～80 m，平均为64 m；根据经验公式［7］，生产压差取值为10 MPa，计算极限泄油半径为34 m，纵向上自然泄油厚度为68 m。综合立体井网部署，纵向上第1层井与第3层井的井距为160 m，第1层井与第2层井的井距为80 m（图2）。

图2 盐227块水平井及压裂裂缝设计

2.2 钻井工程技术

结合地面具体条件，在确保钻井、压裂井工厂流水线式作业备有足够空间的前提下，井台优选以最大限度减少占地资源为原则［8］，井网部署采用“品”字形井台（图3）。由3个平台组成，将不同层的水平井布置在同一平台上，井位“一”字形排列，地面井距为10 m，每个平台部署1台D70型钻机及1个泥浆池，3台钻机同时打井，泥浆循环利用，并架设1条35 kV高压线，实施网电施工，低碳排放。

图3 盐227块井台地面布局

井身结构设计 致密砂砾岩储层孔隙度和渗透率低，油井自然产能低，须经过水力压裂改造才能提高单井产量，根据区块井网井距条件及钻井油藏地质特征，结合长井段水平井钻井技术现状以及多级分段压裂工艺适应性［9-10］，为确保钻井、压裂施工安全，确定采用3次开钻套管完井井身结构设计（表1）。第1次开钻钻开表层套管，要求封固第四系平原组易垮塌层，建立井口，满足第2次开钻井眼要求；第2次开钻钻进直井段，下技术套管固井，封固古近系沙三段中高产水层、不稳定泥岩地层，保证剩余直井段及水平段顺利钻进，为水平段钻井施工提供良好井眼条件，降低斜井段摩阻扭矩，有利于完井管柱的顺利下入；第3次开钻钻进造斜段、稳斜段至井底：采用Φ215.9 mm钻头钻至井底，下入Φ 139.7 mmTP110钢级油层套管（表1），满足后期套管分段压裂技术要求。

表1 盐227块盐227-9HF井井身结构

轨道优化设计 为满足区块长井段水平井开发要求，在充分考虑钻井施工安全、降低后期压裂采油作业及生产风险的基础上，通过摩阻、扭矩模拟计算分析，采用技术成熟、工具配套、操作简单的直井段—增斜段—稳斜段—增斜段—水平段5段制轨道类型，同时对造斜点、造斜率等轨道参数进行整体优化，确定造斜点选在岩性比较稳定的地层，其深度满足后期采油泵挂在直井段的要求，造斜段造斜率控制在20°/100 m以内。

钻具组合设计 为提高井眼质量，加快钻井速度，针对砂砾岩油藏储层厚度大、可钻性差的特点，采用组合钻具，实施复合钻进、少滑动多转动钻井施工工艺。在水平段应用Φ215.9 mmHJT537GHL钻头—Φ171.5 mm 1°单弯动力钻具—欠尺寸扶正器（Φ210～Φ212 mm）—Φ127 mm无磁承压钻杆—MWD—Φ127 mm无磁承压钻杆—Φ127 mm斜坡钻杆—Φ127 mm加重钻杆—Φ127 mm斜坡钻杆的组合钻具，同时配套应用强抑制封堵性聚合物润滑防塌钻井液，在线实时优化体系流变参数，保证井壁稳定、有效携岩和润滑防卡效果。

2.3 多级分段压裂技术

基于区块长井段水平井井网、井距条件，针对水平段B靶点间距大、A靶点间距小等空间展布特点，结合油藏极限渗流特征，通过Gohfer全三维压裂设计优化技术模拟分析，确定单井压裂规模及级数：B靶点和A靶点附近半缝长分别为180和75 m，水平段轴向压裂裂缝间距为油藏渗流半径的2倍，单井压裂段数为9～11级。

泵送桥塞分段压裂工艺 泵送桥塞分段压裂工艺具有桥塞封隔与射孔联作、座封可靠、不受压裂规模和施工参数限制、裂缝布放位置可控、适应性强等优点，是套管固井完井水平井分段压裂改造的主导工艺［11］。其原理是用连续油管拖动射孔枪，进行第1段射孔，起出射孔枪后实施第1段压裂施工，随后采用电缆下入桥塞和射孔枪至水平段，地面泵车以400 L/m的排量将桥塞泵送到预定位置并点火座封桥塞，上提射孔枪至射孔设计位置射孔，再提出射孔枪及桥塞下入工具至井口上密封段，实施压裂作业。以此类推，根据压裂段数要求，依次进行下入桥塞、射孔、压裂施工。后期采用连续油管拖动磨鞋进行钻塞投产，该工艺近年来已成为致密油气藏水平井开发的支撑技术。

压裂液优选 高分子乳液缔合压裂液不仅满足低孔、低渗透、高温、水敏储层压裂技术要求，且其速溶性满足现场即配即注、连续供给的井工厂流水线压裂作业施工要求。该体系是采用反相乳液/微乳液聚合制备而成的一种高分子清洁压裂液，压裂施工时，无需添加交联剂。室内评价结果表明，该体系在温度为175℃、剪切速率为172 s-1的条件下，剪切110 min，其粘度大于50 mPa·s，具有耐高温剪切、携砂性能强、摩阻低、残渣含量低等特点，能满足区块水平井分段压裂施工技术要求。

支撑剂优选 在对该区块闭合应力进行研究的前提条件下优选支撑剂类型，确保获得较高的裂缝长效导流能力。裂缝的闭合应力为

式中：pc为裂缝闭合应力，MPa；σmin为水平最小主应力，MPa；pwf为井底流压，MPa。

水平最小主应力可通过前期压裂施工资料获得，停泵压力约等于水平最小主应力，研究区的最小主应力约为71 MPa；考虑采油生产后期油藏能量衰竭的影响，结合邻近区块油井生产实际，取井底流压为12 MPa，由此可计算出裂缝闭合应力约为59 MPa，故选择30～50目在该压力下破碎率低于5%的Carb-Prop陶粒作为支撑剂，人工裂缝长效导流能力满足油井生产要求。

2.4 井筒举升工艺

针对区块气油比高达67.4 m3/t，生产过程中气体严重影响泵效的问题，井筒举升工艺配套应用液气混抽泵［12-13］。工艺原理是利用空心气包结构（图4），上冲程时储存自由气，增大泵的充满程度，下冲程时自由气释放进入油管，使排出阀能够及时打开，实现液气混抽，有效防止气锁，不仅提高了泵效，同时避免了套管气外排造成的环境污染。

图4 液气混抽泵结构示意

3 应用效果

盐227块致密砂砾岩油藏采用集约化井工厂式开发模式，通过油藏井网设计、钻井工程设计和多级分段压裂设计三位一体优化实施，实现了泥浆循环利用、网电施工、优快钻井、流水线压裂作业，大大提高了设备运行时率，平均单井钻井周期仅为87.6 d，压裂施工速度平均为3.5段/d，极大地缩短了区块建产周期，建设成本明显降低；通过井网优化、钻井工程、泵送桥塞多级分段压裂、液气混抽井筒举升工艺等技术的配套应用，储量动用率达96.7%，大幅提高了油井产能，平均单井产液量为26.3 m3/d，产油量为13.7 t/d，含水率为47.8%，明显改善了油藏开发效果。

4 结束语

采用油藏井网设计、钻井工程设计和多级分段压裂设计三位一体优化实施，实现了多学科、多专业技术的有机融合，是盐227块井工厂成功开发的前提和保证；高分子乳液缔合新型清洁压裂液体系速溶性好，无需添加交联剂，不受矿化度影响、携砂性能强，具有耐高温抗剪切、低摩阻、低伤害、配制简单等优点，在低渗透油气藏开发中具有良好的应用前景；井网优化、钻井工程、泵送桥塞分段压裂、液气混抽泵举升等开发工艺技术的配套和集成应用，是盐227块致密砂砾岩油藏高效开发的技术关键。

盐227块井工厂开发实践，对致密砂砾岩油藏非常规开发技术进行了探索，取得的经验和教训可为中外同类油藏的高效开发提供参考和借鉴。

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编辑武云云

TE349

A

1009-9603（2014）01-0103-04

2013-12-10。

赵明宸，男，高级工程师，博士，从事油气田开发技术研究与管理工作。联系电话：13506368381，E-mail：zhaomingchen.slyt@sin⁃opec.com。