准噶尔盆地陆梁油田 超薄层低阻油藏水平井开发技术

吴丛文，石国新，路建国，张 洪，王 维

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组主要为三角洲前缘沉积，储层以中细岩屑砂岩为主，平均孔隙度为27.2%，平均渗透率为133.3×10-3μm2，原油性质属常规轻质原油[1]。该油藏属正常压力、温度系统的未饱和油藏，具有构造幅度低(3～13 m)、含油层系多(86套)、纵向跨度大、砂体结构复杂、单油层厚度薄(一般小于5 m)、“一砂一藏”、油水关系复杂、边底水发育的特点[2]。2001年至2002年，利用4套直井注采井网投入开发。2006年起，针对超过2 000×104t的未动用石油地质储量，优选油层厚度大、电性好的油藏进行了水平井规模开发，取得了良好效果。截至2011年，油层厚度大于2 m的可动用石油地质储量已基本动用，陆9井区亟待寻找接替储量。

与此同时，随着钻井和测井资料的增加，在陆9井区呼图壁河组纵向800 m跨度范围内，发现多个超薄层低阻油藏。超薄层单砂体平均厚度在1 m左右，多呈透镜状，在地层纵向叠置关系复杂、平面连续性差的三角洲前缘沉积背景下，单砂体对比划分难度大。油层电阻率为5.0～8.0 Ω·m，仅为水层电阻率的1.3倍，识别难度大。同时，由于超薄油层平面变化快，直井难以有效开发，而采用水平井开发，轨迹控制要求高，实施风险大。因此，针对上述开发难点，开展超薄层低阻油藏水平井开发技术研究，对于进一步提高油田储量动用程度，实现油田稳产具有重要意义。同时，也可为类似油藏的开发提供参考。

1 低阻油层识别

形成低阻油层的原因有多种[3-4]。较高的束缚水饱和度、黏土矿物的附加导电性及强润湿性是形成陆9井区呼图壁河组油层电阻率低的主要原因[5-6]。

陆9井区呼图壁河组超薄层低阻油藏多为构造背景下受物性影响的岩性油藏，构造幅度低，油柱高度小，成藏时驱替压力不足。物性相对好的砂体，储层孔隙内含水饱和度相对较低，为油层；部分物性相对差的砂体，储层孔隙内含水饱和度较高，为水层。因此，形成了复杂的油水关系和“一砂一藏”的特点。

根据岩心样品水驱油实验及油水相渗分析结果，各砂层组可动水饱和度小于10%时，出液含水率低于20%，对应的各砂层组油层原始含油饱和度下限为50%～55%。根据压汞实验和J函数分析结果，各砂层组油层孔隙度下限为24%～27%，渗透率下限为300×10-3～500×10-3μm2。根据各砂层组岩心含油产状分析，储层孔隙度低于24%～27%时，储层含油性明显变差。

依据各砂层组油层含水饱和度下限、孔隙度下限、水层电阻率确定结果，根据Archie公式，可近似确定各砂层组油层电阻率下限。结合生产动态及测井资料，建立了低阻油层识别标准：油层电阻率下限为5.0～8.0 Ω·m，油层原始含油饱和度下限为50%～55%，孔隙度下限为24%～27%。

2 超薄层单砂体精细对比与划分

陆9井区呼图壁河组为典型的三角洲前缘沉积，沉积厚度达800 m，纵向上，薄互层砂泥岩频繁交互；平面上，砂体连续性差。因此，砂体结构及空间形态十分复杂。同一个小层，平面上可能存在多个面积较小的构造、岩性、物性圈闭，油水界面难以划分。单纯依靠“旋回对比、岩性对比、厚度控制”等传统分层技术[7]，难以准确刻画超薄层单砂体形态。

陆9井区井控程度较高(平均为38 口/km2)，具有砂体精细解剖的条件。针对油藏自身特点，在砂体沉积特征研究和储层结构研究的基础上，综合油水分布规律、微构造、岩性、物性等控制因素，多侧面对比，形成了多层系、超薄层单砂体精细对比与划分技术，有效避免了传统分层技术忽略油水分布规律等问题，使超薄层单砂体划分既符合沉积规律，又符合成藏规律。

(1) 标志层控制。陆9井区呼图壁河组油藏各砂层具有良好的构造继承性，且构造幅度低、较平缓，地层厚度较稳定。对于砂体对应关系模糊的井，选取电性特征明显、厚度较大且稳定的砂岩或泥岩作为标志层，在标志层的控制下进行砂体对比。

(2) 旋回对比，分级控制。结合电性特征、沉积旋回与韵律对应关系，综合对比分析沉积相及测井相，将特征清晰、一致的井点组合在一起，先易后难，先清楚后模糊，掌握砂泥岩互层组合中小层与小层之间的对应关系。运用自然电位曲线结合自然伽马曲线来确定较大的沉积旋回的上下界面，运用自然伽马曲线来确定小旋回的对应关系。

(3) 油水界面控制。根据毛管力、油水相渗和油藏流体分布理论，以油层底界和水层顶界综合确定油水界面。位于油藏油水界面以下的油层，与该油藏不属于同一油水系统，即非同一套砂体。

以K1h11-2砂层为例。将K1h11-1和K1h11-3厚砂体分别作为上、下标志层(图1)，确定K1h11-2单砂层上下界面后，依据旋回特征及地层基本等厚原则，按照砂泥岩对应组合关系，将砂层内部的3个小旋回划为3个单砂体。L8井K1h11-2-2砂体和L7井K1h11-2-3砂体海拔深度接近，但通过油水界面控制，可以判断并不是同一套砂体。由此刻画出K1h11-2-2超薄层单砂体展布范围，纵向上位于K1h11-2砂层中部，L6、L7、L8、L9井所在区域的多个砂体交错叠置，在平面上形成连片。

采用上述3种控制手段，完成单砂体解剖后，再对单砂体划分的合理性进行验证。

图1 K1h11-2砂层电性对比

(1) 微构造控藏验证。将油层分布图与油层顶面构造等值线图叠加，验证油层分布是否符合构造控制，若构造高部位为油层，而低部位为水层，则表明油藏受构造控制，同一单砂体的划分准确。

(2) 物性控藏验证。综合分析对比储层物性与含油性特征，若油层分布在物性较好的构造低部位，物性较差的构造高部位没有油层分布，则表明油藏受物性控制，同一单砂体的划分准确。

(3) 油藏开采动态与动态监测综合验证。结合试油、试采、干扰试井等动态资料，综合验证单砂体划分的合理性。

以K1h11-2-2油藏为例。油藏北部2个含油单元的含油面积与背斜高部位形态拟合较好(图2)。

图2 K1h11-2-2油藏含油范围与砂体顶面构造叠加

在该区域，油层分布受构造控制。东南部含油单元位于构造较低部位，油层分布受物性控制，与北部含油单元的油水界面不统一。L9井区物性好，为油层；而L8井区虽然构造位置略高，但物性相对较差(图1)，储层小喉道内存在较多未被原油驱替的地层水，为水层。试采结果表明，以上3个含油单元为油层。由此证实了单砂体划分及油层展布刻画合理。

通过运用多层系、超薄层单砂体精细对比与划分技术，精细刻画出29个超薄层低阻油藏，落实石油地质储量309×104t。平均单油藏含油面积为0.17～1.98 km2，平均有效厚度为0.8～1.5 m，平均单油藏石油地质储量为3.7×104～48.0×104t。

3 超薄层水平井优化部署

由于超薄层低阻油藏砂体厚度薄、连续性较差、储量丰度低、直井开发效果差，而水平井具有单井控制含油面积大、控制储量大、累计产油量高的优势[8]。因此，确定采用水平井开发超薄层低阻油藏。

通过建立超薄层油藏地质模型，运用油藏数值模拟方法确定水平井开发部署参数。采用“新老直井分层注水+水平井采油”的方式进行整体开发部署，要求水平段油层厚度不小于0.8 m，部署区范围不小于300 m×100 m，单井控制石油地质储量不小于1.5×104t，经济极限累计产油量为4 500 t。水平井与注水井位置要适应油层及砂体平面几何形态，水平井部署在中心位置，注水井位于边部，最佳注采井距为200～400 m。由于超薄层油藏的边水能量较弱，注水井可部署在边水区，以补充地层能量。最佳水平段长度不小于150 m，为部署区长度的0.7倍。相对B点(水平段终点)而言，A点(水平段起点)应部署在油层厚度较大、含油性好、构造位置和井控程度较高的位置。考虑到超薄层水平井轨迹控制难度大，为保证油层钻遇率和有效水平段长度，轨迹可以在油层中上部或中部穿行。这不同于前期厚层水平井，为保证避水高度，提高采收率，要求轨迹贴顶的原则[9]。

按照以上部署原则，在29个油藏部署57口水平井，新钻20口注水直井，分注47口老井，产能为12.4×104t，动用石油地质储量309×104t。

4 超薄层水平井精细设计及实施优化

国内外已有各种成熟的水平井设计、地质导向及钻完井技术[10-25]。超薄层低阻油藏油层厚度仅1 m左右，发育不稳定，实钻地层对比困难，轨迹追踪油层难度大[26]，且有钻遇水层风险。因此，水平井实施风险大，与传统厚油层水平井实施方法也不同。精细的地质设计和轨迹控制是超薄层水平井成功实施的关键[27]，直接决定着超薄层低阻油藏水平井开发的成败。

4.1 水平井精细地质设计

以油层精细对比为基础，精细刻画部署区油层顶底构造及油层厚度变化，将水平段轨迹设计在油层中上部或中部。在井控程度高的区域，水平井轨迹设计采用常规二维地质设计方法，选择地层对应性好的邻井作为参考井，形成2～4条连井剖面，以此建立水平段轨迹剖面，计算出水平段深度、井斜等数据。设计时尽量多选参考井连井剖面，水平段中部增加1～3个轨迹控制点，达到精细设计水平段轨迹的目的。

在井控程度相对偏低的区域，引入三维建模方法精细设计水平井轨迹。利用邻井测井、钻井分层资料，采用确定性建模方法建立油藏构造模型。结合测井解释成果，采用随机插值的方法建立油藏三维饱和度模型，并利用新井实钻资料对其进行验证、调整。从油藏三维含油饱和度模型上，切出沿水平段方向的剖面。在此基础上，刻画油层展布特征，设计水平段轨迹。

4.2 水平井钻井优化调整

综合利用随钻测井、钻时录井、岩屑录井、气测录井等资料，开展实钻地层岩性、含油性综合研究，与邻井进行地层精细对比，找准地质目标，结合随钻测井地质导向技术、综合录井地质导向技术，实时对深度、井斜角、造斜率等轨迹参数进行预测和调整，对着陆、入靶、水平段钻井全程开展轨迹精细控制和调整。

首先，建立水平井钻前地质模型，包括标志层界面，油层顶、底界及设计水平井轨迹，预测和确定钻遇标志层、着陆、入靶等3个关键点的深度及位置。根据水平段在油层内垂向距顶约0.6 m左右的设计要求，结合钻井工具造斜及调整能力，确定水平井最佳靶前位移长度为250 m左右，轨迹着陆的最佳井斜角为86.5 °。

水平井着陆过程中，选取1～5套厚度稳定、特征明显的地层作为标志层，利用标志层实时对比，提前预测目的层顶部构造变化，并避免将干扰层误作设计目的层。通过钻时、岩屑、荧光、气测等录井资料，及时判断是否揭开目的层。由于砂体薄、平面连续性差，水平井实钻过程中目的层岩性和含油性经常发生较大变化。因此，着陆过程中，必须在确定进入目的层，以及确定目标层段岩性和含油性较好之后，轨迹才能增斜，回到目的层中部或中上部。尤其要注意的是，该区储层多为正韵律，物性和含油性最好的砂体一般在底部，进入目的层后，如果未见到良好的油层显示，则必须探至目的层底，将实钻地层岩性和含油性落实清楚，为后续轨迹调整提供依据。如果探至目的层底仍未钻遇好油层，则需要在平面上寻找好油层。

着陆后，参考着陆点实钻油层顶界海拔与设计差值(主要是由钻具与测井电缆之间的系统误差造成)，整体校正油层顶、底界面深度，即校正水平井地质导向模型，并由着陆点垂深预测入靶点垂深，及时增斜至合理井斜角，确保准确入靶。

入靶后，在油层中钻进时，结合实钻地质模型，按照设计井斜角，轨迹总体保持在油层中部或中上部钻进；也可结合清晰的随钻测井反演油层边界调整水平段垂深[28]。如果油层消失，可以结合实钻模型，在目的层顶、底界范围内寻找好油层。必须注意的是，重新进入油层后，应继续保持轨迹趋势(上翘或下倾)探0.5～1.0 m垂深，落实油层厚度，然后调整至设计井斜角钻进，否则，可能造成轨迹再次出油层时，无法准确判断轨迹与油层在纵向上的相互位置关系；若在探0.5～1.0 m垂深过程中，钻遇泥岩，则表明油层很可能在纵向上的相反方向，据此调整轨迹往相反方向钻进。

完钻后，根据水平段实钻油层显示情况，选择随钻测井电性好、录井显示好的水平段作为生产段。

以LHW1井为例。该井设计水平段长度为320 m，A、B点设计油层厚度分别为1.1、0.8 m。实钻过程中，通过着陆地层精细对比，持续下探至目的层底，发现实钻构造较设计高1.0 m，据此修正实钻地质导向模型；A点附近砂体厚度由设计的1.1 m减薄至0.3 m，且录井岩性和气测显示较差，电阻率低，表明含油性较差。因此，上调轨迹，结合修正后实钻目的层模型，在平面上钻进99 m后，找到综合录井和随钻测井电性显示较好的油层。进入油层后，继续保持轨迹上翘趋势上探0.5 m垂深，落实油层顶后下调轨迹，往油层中部钻进至完钻。该井最终钻遇油层段212 m，以此作为实际生产段。

通过实施优化调整，57口超薄层水平井钻井成功率达到100%，平均油层厚度为1.3 m(最薄仅为0.8 m)，平均单井油层段长186.0 m，平均油层钻遇率达到90.4%。

4.3 超薄层、低阻油藏水平井实施效果

在29个超薄层低阻油藏实施57口水平井，动用石油地质储量309×104t，建成产能12.4×104t/a，已累计产油52.8×104t，平均单井初期日产油为13.0 t/d，含水率为19.0%，取得了显著效果。

5 结 论

(1) 应用地质学、油藏工程理论，在常规油藏描述技术基础上，研究并形成了一套适合砂体叠置关系复杂、油水关系复杂的油藏，综合描述沉积韵律、油水分布规律、微构造、储层物性等特征，精细解剖多层系超薄层单砂体的新技术，从三角洲前缘800 m区域内86个砂泥岩薄互层含油砂层中，刻画出29个砂体厚度为1 m左右的超薄层油藏。

(2) 应用测井理论、毛管理论、多孔介质渗流理论，结合试油试采特征，建立了准确识别低阻超薄油层的实用技术，识别出的低阻超薄油层电阻率仅为水层电阻率的1.3倍。

(3) 在采用常规二维地质设计方法基础上，引入三维建模方法精细设计水平井轨迹，应用超薄层水平井随钻分析与调整方法，包括随钻地质建模、随钻测井技术、录井技术、地层对比、含油性分析、轨迹调整、优选生产段等，形成了超薄层水平井精细设计及钻井优化技术。

(4) 综合应用地质学、测井、油藏工程、地质建模、录井、水平井地质导向等多学科技术，开展多层系超薄层单砂体精细描述、低阻超薄油层准确识别、水平井优化部署、水平井精细设计及钻井优化研究，形成了三角洲前缘超薄层低阻油藏水平井开发技术，成功应用在29个超薄层低阻油藏，建成产能12.4×104t/a，开发效果显著。