难动用储量高效开发技术研究及存在的问题与对策探讨

侯景涛，陈守民，王碧涛，杨国斌，白旭，王高强

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

难动用储量高效开发技术研究及存在的问题与对策探讨

侯景涛，陈守民，王碧涛，杨国斌，白旭，王高强

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

吴起地区D区块C2油藏储层物性差，渗透率0.18 mD，为难动用储量。常规定向井开发单井产量不足1.0 t，开发效益差，但油藏面积分布广，储量规模大，实现该区难动用储量效益开发对采油三厂长期稳产具有紧迫的现实意义。本文针对C2难动用储层物性差、天然裂缝发育、油层连续性好、含油饱和度高等特点，在实践中不断深化地质认识、强化随钻分析、优化开发井网、细化改造工艺、精细开发调整，并形成一系列配套技术。同时针对钻井溢流垮塌频繁、试油井间干扰大、投产后递减快等问题，提出相应的有效解决方案。最终实现了D区块难动用储量高效开发，初期单井产量达到11.4 t，打开了难动用储量开发的新局面。

吴起地区；难动用储量；井网；水平井；随钻分析；体积压裂

吴起地区D区块C2储层油藏埋深2 100 m，有效厚度10.4 m，储层物性差，平均渗透率0.18 mD，平均孔隙度9.4%，为典型的难动用储层。该储层孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，面孔率低。沉积类型为三角洲前缘沉积。总体上，D区块难动用储量分布广，含油饱和度高，且构造稳定，适于运用水平井+体积压裂大规模开发。

1 开发历程及现状

2013年之前D区块C2难动用储层共有18口探评井及骨架井试油获得工业油流，6口获得低产油流，定向井初期日产液2.5 m3，日产油0.95 t，含水27.5%，建产效益差。2013年引进水平井+混合水体积压裂技术，当年投产7口，初期日产油9.7 t，含水33.8%，实施效果较好。2014-2015年间逐步扩大试验规模，随着各项技术不断完善，管理水平逐步提高，初期单井产量提高至11.4 t。

2 高效开发技术及应用

2.1 水平井随钻分析技术

2.1.1 钻前随钻分析由于C2难动用储层隔夹层发育，局部油层厚度变化较大，因此在水平井开钻之前，需系统全面分析周围探评井、骨架井等控制井油层钻遇情况，构造变化情况，对地质设计中的入窗点、靶点海拔做出适当调整，确保油层钻遇率。若局部油层变薄，构造起伏大，不适于水平井开发，及时调整部署，暂缓实施已批坐标。在D区块东部，A1、A2、A3等井油层变薄至仅有3 m左右，隔夹层变厚，追踪油层困难，果断缓钻该部位水平井坐14口，从源头上避免低产井出现。

2.1.2 钻时随钻分析通过切实应用水平井监控与导向系统，钻井、录井、导向等多方工作人员通力配合，实现实时数据远程传输，及时判识岩性及油层显示情况，提高含油性判识准确度，实现适时调整井眼轨迹，井均油层钻遇率由89%提高到92.5%，为提高单井产量打下坚实基础。

2.2 水平井井网优化技术

2.2.1 五点法、七点法注水井网在2013年开发初期，考虑到D区块C2储层压力系数仅为0.68，属低压油藏，采用五点法和七点法两种不同井网同步注水开发（见图1），适当注水补充能量。通过不断深化地质研究，结合实践经验认为该区由于储层致密，渗流通道主要以层理及裂缝为主，注水难以均匀见效，且由于裂缝发育，注水井投注一段时间后，地层裂缝逐渐开启，注入水有可能沿裂缝高渗带窜入油井，因此注水开发存在一定见水风险。因此，本区应用五点法、七点法注水开采井网达不到难动用储量高效动用的目的。

2.2.2 准自然能量井网针对五点法、七点法井网存在的见水快问题，考虑体积压裂滞留液起到了超前注水补充能量的作用，在2014年-2015年，将井网调整成水平井区全部被压裂缝网覆盖的准自然能量开发井网交错布井（见图1），将自然能量泄油作用发挥到极限，将注水开发见水风险降低至极限。数值模拟结果表明，准自然能量开发井网水平段长为800 m～1 500 m时，能获得较高的初期产量。

通过应用水平井井网优化技术，提高了井网适配性，但由于无能量补充，产量递减快，导致最终采收率低。下步继续摸索更加合理的井网形式及地层能量补充方式，进一步减小难动用储量水平井产量递减，提高油藏采收率。

图1 水平井井网优化示意图

图2 不同投产制度产量变化曲线

2.3 水平井储层改造技术

通过实践检验，在2013年确定水平井体积压裂储层改造技术的优势之后，针对水平井试油周期长、产量递减快的问题，继续细化改造措施，优化改造参数，改进投产制度，推广速钻桥塞分段多簇体积压裂工艺，水平井初期产量提高1.7 t，试油周期缩短由34 d缩短至24 d。

2.3.1 优化改造参数开展变参数压裂试验，分析已投井初期产量与改造参数相关性，认为水平段长度、砂量、入地液量与产量成正比关系，水平段越长、改造段数越多，单井产量越高。水平段长度与日产油大致有如下关系：水平段＜800 m，初期日产油＜8 t；800 m＜水平段＜1 100 m，9.2 t＜初期日产油＜11.4 t。

2.3.2 改进投产制度根据D区C2储层亲水性的特点，优选14口井开展“关井扩压”实验，即由以前“试油之后直接投产”改为“试油之后关井若干天再投产”，使油水得到充分置换，有效补充地层能量。通过关井时间3 d～15 d，对比发现“关井扩压”可有效提高初期产量，降低油井初期递减（见图2）。

3 实践中存在的问题及对策

3.1 钻井方面：溢流、垮塌现象频发

由于D区块C2储层南部与C0开发井网叠合，C0油藏已经注水开发多年，钻至C0储层时，溢流现象频发（见表1），如A4、A5、A6等，投产之后极易出现高含水和水淹现象。另外，钻至C2层位造斜时，井斜一般保持在65°～80°，钻进速度小，油页岩泥浆浸泡时间长，地层坍塌情况发生机率较大，极易导致水平井填井侧钻或者提前完钻，破坏井网完整性，延长建井周期，大幅增加建井成本（见表1）。

对策：（1）为解决D区块南部钻井溢流问题，决定实施“三开”钻井。水平井三开指的是水平井三次开钻，一开指的是钻穿表层，下入表层套管，并固井；二开指的是一开后继续钻进，入窗后下入技术套管并固井；三开指的是二开固完井后继续钻进打开油气层，进行完井电测后，下入油层套管并固井。2014年开始在该区实施三开钻井，共完钻2口，均顺利完钻。

（2）钻进至C1层位时，尽量减小井斜，控制在60°左右，可以缩短钻井轨迹在C1地层中的长度，减少轨迹与油页岩的接触面积，降低垮塌风险。

3.2 压裂方面：井间干扰大

压裂过程中由于高强度体积压裂沟通天然及次生裂缝，导致压裂液快速突进至邻近生产井。如A9井压裂导致临井A10和A11含水从37.2%和24.%分别上升至74.0%和45.0%，产能损失7.4 t，且此类产能损失难恢复或恢复期较长（见表2）。

对策：对产建区块尽量做到整体规划，压裂时统一施工，既可以避免压裂影响已投产井，若囿于现场实际情况无法统一动用，在压裂时需将邻近生产井停产，待压裂结束后10 d左右再复产。

3.3 开发方面

该区初期井网为五点法、七点法注水开发，由于裂缝发育，注入水沿裂缝高渗带短期内窜入油井，导致油井多数出现水淹状况。

对策：尽快关停或转采水平井周边注水井，均采用准自然能量开发井网开发，同时加大水平井生产参数，加快排液。实践证明，注水井停注后，水平井含水逐步下降，产能可逐步恢复50%左右。

表1 D区块水平井钻井异常统计表

表2 D区C2层水平井压裂影响产能变化统计表

4 认识及结论

（1）在D区块切实通过应用水平井随钻分析技术、井网优化技术、储层改造技术等可以有效规避低产井水平井，将单井产量提高至11.4 t，可实现高效开发难动用储量的目的。

（2）通过运用“三开”钻井、减小入窗井斜、一个区块统一动用、调整井网等手段可有效解决或缓解D区块在钻井、投产、开发中出现的问题，将损失降到最小。

（3）采用准自然能量井网开发在初期能高效开采难动用储量，但是产量递减大，今后还需摸索和引进合理的水平井能量补充方式；在水平井动态资料录取以及开发政策方面也需继续探索。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.08.016

TE357.6

A

1673-5285（2015）08-0059-04

2015－07-21

2015－07-30