地质工程一体化新内涵在低渗透油田的实践——以新立油田为例

许建国 赵晨旭 宣高亮 何定凯

（ 中国石油吉林油田公司 ）

吉林油田是典型的“三低”油田，近年来受低油价常态化和低品位资源持续化的双重影响，油田新区百万吨产能建设投资达95亿元，老区常规重压产出投入比不足1.0，效益建产、稳产难度大。如何在以新立油田为代表的低渗透区块实现技术突破，是实现油田效益稳产的主要研究方向。新立油田潜力主要分为两类，一是以Ⅲ区块北部3号平台为代表的边部储层物性差的产建区块，二是以Ⅵ区块为代表的注采关系不完善的已开发老区。通过对国内外相关技术调研发现，国内外技术研究方向以单井为主，目前尚未有成熟的此类油田后期区块整体开发技术。吉林油田借鉴前期在新立油田1号、2号大平台集约化建产模式取得的经验，探索实践了以工程为核心的地质工程一体化新模式，多专业联合协作，创新技术做法，在新区产能建设和老区深度挖潜方面取得了好的效果，为低油价下低渗透油田有效益、可持续发展探索了新的途径。

1 地质工程一体化新内涵

2016年以来，吉林油田以“大压裂”工程技术理念为中心，赋予地质工程一体化新的内涵，在以新立油田为代表的常规低渗透油藏探索实践地质工程一体化新模式。

1.1 传统认可的地质工程一体化理念

传统地质工程一体化理念，是“改变从油藏地质开始顺序式的方案设计模式，构建以效益为核心的油藏地质、钻井、压裂、作业实施一体化交互信息处理平台，遵循逆向思维、正向实施的原则，根据实时动态变化，及时调整优化所有环节的设计方案，实现储量整体动用，综合开发效益最佳”[1-5]。

2015年，吉林油田践行传统地质工程一体化理念，在新立油田Ⅲ区块1号、2号平台开展“大平台集约化建井”技术试验，初步实现效益建产目标。

1.2 地质工程一体化的拓展与延伸

针对基础资料较齐全、地质认识相对清楚的已开发油田内的“老区”及“新区”，吉林油田改变了传统的地质工程一体化做法，提出以“大压裂”工程技术理念为核心，开展地质资料再录取、钻井井身结构再优化、地面井位再设计、工程技术再创新的工作流程，形成保证“双提”、促进“双降” 的地质工程一体化新模式。

“大压裂”工程技术理念，就是对储层能够有效改造实现增产的所有技术手段的总称，根据地质资料多角度认识，优选技术，做到地下缺什么补什么，同时对油藏、钻井、采油提出新的要求。油藏方面，在常规测井、录井基础上，对地质资料录取完整性进一步提要求，为“压裂”优化设计提供支持；钻井方面，对井身结构、地面井位优化设计进一步提要求，满足压裂特殊工艺需求；采油方面，在常规工程技术的基础上，立足提效降本，集成、优化、创新，提升技术指标，配合一体化技术实施[6-12]。

2 试验区基本情况

新立油田储层平均孔隙度为15.0%，平均空气渗透率为6.7m D，属于低渗透油藏，于1980年开辟生产试验区开发至今。油田主力区块地质资料较齐全，开发认识相对清楚。地质工程一体化新内涵试验区均位于此区域，其中建产试验区3号平台位于主力区块Ⅲ区块北部，挖潜试验区位于主力区块Ⅵ区块中部，试验区具有以下主要特点：

(1）新区建产试验区Ⅲ区块3号平台位于该区块北部外扩区，该平台共部署20口井。试验区储层物性明显差于Ⅲ区块主体区及1号+2号平台（主体区、1号+2号平台、3号平均有效厚度分别为9.2m、6.5m、4.2m，储层渗透率分别为12.8m D、4.4m D、2.2m D），储层以差油层和干层为主，设计单井产能为1.4t/d。受储层物性限制，若按照1号、2号平台建产模式测算，3号平台实现设计产能投资收益率较1号+2号平台将降低7%以上，无法实现区块的效益动用。

(2）老区挖潜试验区Ⅵ区块中部共17口井，储层平均渗透率为12.2m D，平均单井日产液、日产油分别为4.1t、1.1t，含水73.2%，可采储量采出程度为68.4%，与同期开发的同类区块对比，目前采出程度偏低。该区块近年来重压效果差，初期平均单井日增液、日增油分别为1.8t、0.5t，累计增油105t，常规重压产出投入比仅为1.0，无经济效益。措施效果差导致区块目前开发水平低、注采不完善，80%以上的井为低产液井，生产层段中产液层占比仅28.6%，地层压力不及原始地层压力的80%。

3 技术模式与做法

构建以“压裂”为核心，油藏地质再认识、钻井工程再优化、压裂方案再设计、工程技术再创新、管理模式再升级的技术模式做法。

3.1 油藏进一步完善资料录取，满足“压裂”、“双提”设计要求

为提高“压裂”设计针对性，实现小层的个性化、精细化设计，要求油藏进一步录取资料，为一体化改造提供基础。

(1）单井分层产出、分层吸水测试结果。通过测试结果深化认识油水运动规律和开发主要矛盾，明确潜力方向。测试结果显示新立油田主力区块有1/3的层不吸水、1/3的层不产液，储层平面及纵向的注采关系均不完善，以此确定一体化改造技术路线为完善区块整体注采关系、根据地质矛盾一层一策。

(2）主力层压力测试结果。新立油田压裂关键参数敏感性分析结果显示，影响产能的主控因素依次为地层压力＞裂缝带宽度＞主裂缝导流能力＞缝长（图1），因此必须明确各主力层压前地层压力水平，以此指导蓄能压裂工艺及设计优化。测试结果显示，主力区有2/3层地层压力低于原始压力的60%。

图1 新立油田压裂井产能影响因素分析结果

(3）裂缝方位认识结果。根据裂缝方位认识结果，确定可同步压裂井层，并指导新区布井方案。根据新立地区5700测井结果，结合生产动态、取心资料等综合研究，确定最大水平主应力方向为近东西向，新井井下微地震监测结果证明人工裂缝方位与地应力场方向相同（图2），建议布井方式为线性注采井网，以满足同步压裂需求，并根据认识结果指导了同步干扰压裂参数设计[13]。

图2 新立油田新井井下微地震测试结果俯视图

(4）储隔层应力分析结果。明确人工裂缝的扩展规律，判断储层是否易于实现裂缝转向。影响人工裂缝高度的主要因素包括储隔层应力、储隔层杨氏模量、储层渗透率、储隔层断裂韧性差值、隔层厚度等，以往判断方法只是对以上影响因素进行单一方面的评价，不能系统、科学地反应储隔层真实遮挡能力。因此提出了储隔层等效遮挡能力概念，综合区块多口井的缝高测试结果，进行应力反演，应用PT软件反推储隔层应力差值，并根据测井数据计算、修正与拟合，依据反推与拟合结果，建立综合各项影响因素的区块等效储隔层应力模型。新立油田扶余油层水平应力差值为6～7MPa，岩石抗张强度为2.5MPa，等效隔层应力差为12～18MPa，储层两向应力差值小，隔层遮挡能力强，容易实现裂缝转向，以此指导了转向压裂参数设计。

3.2 钻井进一步优化井身结构，优化地面井位，满足提产和降投资双重要求

根据压裂工艺及施工需求，对钻井井身结构及地面井位设计提出要求，实现扩边井大规模压裂及平台井工厂化整体压裂目的。确定了区块总井数、井网井距及垂深后，建立综合考虑钻采地面投资的优化模型（图3），优化钻井平台数，保证建产投资总额最低。

3.3 构建压裂工程技术系列，保证“双提”目标实现

立足“大压裂”理念，重构以“转向、蓄能、调堵、干扰”为主的压裂工程技术系列，保证“双提”目标实现[14-22]。

3.3.1 转向压裂

传统的转向压裂工艺，是通过暂堵剂在炮眼或高渗带的聚集产生滤饼桥堵实现裂缝转向，从而增大人工裂缝波及体积和泄油面积。针对该技术的局限性，在暂堵转向工艺基础上，配套研发高强度封堵转向剂，把小粒径的高强度转向剂泵入人工裂缝远端封堵，迫使裂缝改变原有方向实现转向，达到更好的增产效果。

在老区针对水驱效果差、侧向剩余资源富集的油层，转向压裂沟通死油区，改变水驱方向，完善注采关系；技术成熟后拓展到新区应用，针对水驱弱势方向、砂体连通性差油层，转向造新缝缩短水驱有效半径，建立注采关系，其压裂效果井下微地震测试结果见图4。

图3 平台不同规模钻采、地面投资评价模型

图4 新井、老井转向压裂井下微地震测试结果

3.3.2 蓄能压裂

根据新立油田压裂关键参数敏感性分析认识结果，地层压力是影响产能的第一要素（图5）。通过开展蓄能压裂，可压前快速提高地层压力系数，同时大液量蓄能有利于提高地层孔隙压力、增大油层孔隙体积，从而增加裂缝改造体积、提高压后产量。

图5 新立油田新井不同地层压力与压后累计产油量关系曲线

在老区针对注采不见效、地层能量亏空严重的井层，采用压前关井+水井调参持续注水，同时采用CO2蓄能或油井自蓄能方式，恢复老井地层压力；技术成熟后拓展到新区应用，确定新立油田合理的新井地层压力系数为1.06，针对原始地层压力低或枯竭式开发的新井，采用超前注水培养及CO2、滑溜水蓄能压裂方式满足储层需求。

3.3.3 调堵压裂

借鉴油井化学堵水、水井调剖技术理念，与压裂相结合，针对高含水井层的调堵压裂需求，研发适合压裂的高强度堵水材料，实现快速、长期封堵人工裂缝水驱前缘的同时通过转向压裂挖潜侧向剩余资源。

在老区针对高含水井层，封堵优势通道，挖潜侧向剩余油，调节注水敏感区注采关系；技术成熟后拓展到新区应用，针对水井排油井，砂体连通性好、压后易快速水淹的井层，封堵水驱前缘，造多裂缝，实现增大改造体积的同时减缓注入水快速推进。

3.3.4 干扰压裂

借鉴水平井同步压裂经验，利用人工裂缝干扰压裂模型及人工裂缝所产生的诱导应力场变化认识规律，通过大规模施工实现不同井排间同层人工裂缝的应力干扰，从而提高储层平面改造体积，人为增加裂缝复杂程度，增加缝控储量，改善油水井注采受效关系。

3.4 工程技术进一步创新，促进“双降”

在“大平台集约化建井”的工厂化作业、非常规能量补充、长效举升和有效分注技术体系基础之上，进一步创新低成本工程技术系列，降低一次性投资，降低运行成本。

(1）采油技术：引进一拖多液压抽油机、双驴头抽油机等非常规高效举升技术，一机多井，降投资运行成本，设备降幅25%～58%，运行消耗降幅22%～49%；采用低产区块电动捞油集中管输一体化技术，针对更低产量区块，举升、集输一体化全新理念设计，与常规技术相比采油地面节约投资597万元，降幅达57%，达到1300m井深日产油0.5t效益开发。

(2）高效注水技术：实现智能分注技术实现全过程动态监测。中心注水井采用电缆智能井下分注工艺，实现油藏参数动态监测，精确控制注水量，无需测调试工作量及费用。

(3）低成本地面工程技术：应用橇装式、短流程模式。实现多通阀自动选井计量、自动恒流配水，同时单井串连冷输集油、支干线定量掺输，最终地面工程造价下降80%、占地减少85%。

(4）物联网技术：应用物联网、无人值守技术，向数字化、智能化管理转变。利用电子眼巡井监控、油井工作参数及动态数据自动采集、抽油机远程启停控制、水井生产参数自动采集、分层水量自动调控等物联网技术，使用工量降低80%。

3.5 加强一体化运行管理，实现层层管理到位

坚持“三分技术、七分管理”理念，建立一体化领导小组、项目经理部、联合优化办公室的三级管理模式，机关职能部门全程介入，强化设计优化和质量管控，有效推动以工程为核心的地质工程一体化工作落到实处。

4 取得成果与认识

4.1 新区建产应用效果

新立油田Ⅲ区块3号平台实践工程引领的地质工程一体化新理念新技术，实现了低渗透油田建产的提产量降成本。3号平台设计单井产能为1.4t/d，实际产能为1.7t/d，在与新立油田Ⅲ区块主体区、1号、2号平台相比油藏物性更差的不利条件下，油井初产较主体区及1号+2号平台分别提高40%、17%，稳定产量分别提高57%、18%，产能建设投资收益率分别提高8.2%、1.1%，百万吨产能投资较1号+2号平台降低10.5%，真正实现了低渗透未动用资源的有效动用。

在新型一体化理念指导下，原70美元不能动用的资源实现在阶梯油价下可有效动用。2016—2017年，油田新建产能63.5×104t，内部收益率在6%以上，其中95%的井采用平台布井，百万吨产建投资降低16%，为低渗透难采储量规模动用探索出新的效益建产模式。

4.2 老区挖潜应用效果

新立油田Ⅵ区块开展地质工程一体化新内涵、整体改造技术试验，取得明显效果。区块油水井间注采关系得到改善，低产液井或不产液井占比降低43.7%，低产液层或不产液层占比降低51.4%，水井吸水层占比提高15.4%，主力油层平均地层压力系数由0.7提高至1.1；该区块压后投产16个月，单井累计增油超过400t，增产效果是常规压裂的4倍，产出投入比大于2.0。应用水驱规律法预测，区块最终采收率达到44.5%，比压前提高1.6%，相当于新增可采地质储量15×104t。

在Ⅵ区块成功试验的基础上，2016年以来老区共实施14个区块143口井，预测有效期内增油3.5×104t，50美元产出投入比大于1.3。与同区块常规压裂对比，经济有效率提高10.2%，单井增油量提高1倍以上，措施有效期提高50%，实现了低渗透老区的效益挖潜。

4.3 取得认识

(1）以新立油田为代表的低渗透油田开发实践证明，以“大压裂”技术理念为核心的地质工程一体化新内涵，具有一定的创新性和实用性，可以实现低成本高效开发目标，是低渗透油田立足资源现实、应对目前效益开发难题的一项有效措施。

(2）多项技术的创新进步及集成应用，是地质工程一体化新内涵实现降本增效的基础。依托于地质工程一体化对目标油藏的准确认识，将压前认识新方法、新型压裂技术、新型注采技术等集成应用于试验区块，使一体化技术理念更加先进与完善，从而降低开发风险、提高开发效益。

(3）通过真正践行地质工程一体化，构建一体化精细管理流程及项目组织管理模式，多学科多部门协同，促进地质工程技术人员的相互合作，更加有效地发挥技术人员的主观能动性，激发创新活力，是地质工程一体化新内涵顺利运行的保障。

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