利用浅层大平台技术挖潜扶余油田压覆区储量.doc

利用浅层大平台技术挖潜扶余油田压覆区储量摘要：扶余油田开发面积中有1/3为地面压覆区，针对地面压覆区由于地面条件、安全环保的要求影响了油田综合调整，造成的油水井井况差，井网不完善，措施挖潜难度大，储量得不到有效动用等问题，开展了浅层大平台水平井技术研究，通过对该项技术的研究与成功应用，在有限的地面条件下，使地下储量得到充分动用。为油田增加可采储量xx 吨，为油田“十二五”稳产百万吨奠定了坚实的基础。关键词：浅层大平台 压覆油藏 城平12abstract: fuyu oilfield development area in 1 / 3 for ground pressure, due to ground conditions, the requirement of safety and environmental protection effect of oilfield adjustment, resulting in oil water well poor condition , imperfect well pattern , the measures for tapping potential difficult, reserves not effectively use and issues in the ground of pressure zones, carry out the light layer platform horizontal well technology research, through that technical research and application, in the limited ground conditions, make full use of the underground reserves. for the oilfield recoverable reserves increase in xx tons, for the twelfth five-year plan millions of tons of oil field production and laid a solid foundation.keywords: shallow platform covered reservoir ping city 12引言：扶余油田位于吉林省松原市，有1/3的地面在市区内，并且与第二松花江相邻，因此地面条件对油田综合调整制约性比较强，影响了部分区块的调整，造成油水井井况差、井网不完善、措施挖潜困难、采收率低、采出程度低、采油速度低，造成压覆区储量得不到有效动用。扶余油田地面压覆区主要有居民区（城区、较大村屯）、工业园区、水域3种压覆类型。扶余油田压覆区块面积21.5km2。经过综合调整2007年底剩余压覆区13.9km2，储量4365104t，这些区块、这些储量能否有效动用将成为扶余油田“十二五”稳产百万吨的基础1,2。2005年以来利用浅层水平井技术对压覆区资源得到了很好的动用。2008年以来研究并且成功实施大平台水平井技术，实现对压覆区资源的有效动用3。下面将以城平12为例，进行详细分析。1城平12地质概况城区平台12区块地理位置位于松原市区，处于地面压覆区。在构造上位于扶余号构造中南部，其构造形态为被多条南北向正断层复杂化的背斜构造，西侧为向西倾没的单斜，东部为被数条南北向正断层切割而形成的多个条带状断块构造。区块面积1.35km2，地质储量为xx104t。处于城市中心区，油水井套变、套返严重，安全环保问题十分突出。区块开发效果很差，地质储量采出程度10.1%，采油速度只有0.2%，若不采取积极有效措施，采收率仅能达到14.7%，区块开发水平较低3,4。2 城平12压覆区开发存在问题2.1 油井产能低，储量动用程度低城平12压覆区自1971年投入开发，1976年开始注水，1981-1986年进行了一次加密调整，1995-1998年进行了二次调整，目前，压覆区因安全因素影响封井，导致井网极不完善。目前采出程度仅有10%，与油田23%的采出程度相比还差很多。目前平均单井日产液4.2t/d，油0.8t/d，综合合水为67%。2.2 城平12压覆区井况差，开井率低，井网不完善由于地面原因，在城区进行各种作业及维护都很困难，致使城区生产井井况较差，开井率低，导致目前区内井网极不完善。井网密度为51.2口/km2 ，其中套变井165口，套返井24口，占46.9%；目前开井总井数的40.7%，开井井网密度为21.03口/km2 。2.3 地层压力逐年降低，产量递减过快由于注水状况逐年变差，城区地层压力从1999年的4.28mpa下降到2002年的2.21mpa，2005年底为2.4mpa；到2007年6月为1.9mpa。年产液从1997年的34.4104t降到2002年的27.5104t；年产油由1997年的12.3104t下降到2002年的5.9104t，自然递减率高达20%。由于注采井数比过高，注采井网不完善，地下亏空严重，地层能量不足，影响了城区的整体开发效果，近年来注水、产液及产油量大幅度下降。2.4 城平12压覆区地面协调难度大，依靠直井开发难度大压覆区大部分地面被建筑物所占据，协调难度较大，因此依靠直井很难形成对储量的有效控制。2.5 剩余储量丰度较高，井网密度小，储量动用程度低，潜力大。剩余储量丰度为156万吨/平方千米，井网密度为10.6口/平方千米。以目前有的井数计算平均单井控制储量为21.3万吨/口。为了使城区压覆区资源得以动用，利用较小的地面区域，采用大平台水平井技术对压覆区储量最大化控制及动用。3 精细地质设计，实现对储量的最大控制在精细落实构造、精细储层研究基础上，利用沉积学原理结合钻井数据，对目的层的砂体分布特征和有效厚度分布特征进行预测，并预测砂内的夹层分布特征以及隔层分布特征。平面上，沉积微相研究和油层发育状况的精细刻画4,5，（水平段部署在主力层有效厚度大于3m的区域）。纵向上，精确的储层砂体预测技术。优化井位部署6，扶余城区特大平台城平12设计32口井(水平井23口、定向井9口)（图1）,动用储量502万吨，建产能3.56万吨。设计井深最深的达1050米，最浅的600米。 图1 城平12井位部署图4 浅层大平台钻井技术实现对压覆资源的有效动用平台12采用浅层大平台钻井技术使位于城区、河道等征地困难的地下剩余储量得到有效开发。 施工难点：（1）地面面积有限、油藏垂深浅、钻井数量多，平台布井困难，造斜点位置调整受到很大限制；（2）地下井眼轨迹密集，防碰问题极为突出；（3）地下形成多压力层系，极易发生井漏、井塌、水侵等复杂情况。4.1 平台井优化设计4.1.1 优化井口位置及整拖方位由于征地地面受限，地面井口位置不可能正处在所有靶点的中央位置，各个方位上的靶点密度不均衡，给各井井口选择带来很大难度。在地面条件有效的条件下，进行井口优化排布，实现平台布井最优化（图2）。造斜点在有效空间内得到最优选择，造斜点根据靶点方位与整拖方位之间的关系，在15m30m范围内灵活调整，而不是石油行业标准的50m，有效地解决了造斜点问题（图3） 图2 平台12井点地面示意图 图3 平台12井口靶点方位与整拖方位示意图4.1.2 优化造斜位置，实时防碰扫描、不断预测，实现防碰绕障排除了不同井排轨迹相互干扰问题：设计时下方运行的井加深造斜点、减小造斜率，使轨迹始终在下方运行，实现防碰绕障；先实施井眼轨迹在上方运行的井排，提高钻井施工的安全性，减少为防碰而增加的轨迹控制难度。存在防碰绕障的井段，采用实时进行防碰扫描、不断预测并重新设定井眼轨迹的方法，同时充分利用随钻定向仪器磁干扰现象，来判断与老井井眼的相对距离，确保绕障成功。城平29井施工时，根据以上方法，判断防碰井段与老井中8-54最近距离仅为0.44m，绕障成功。大平台未发生1起相碰事故。4.2 开展了扩展窄安全密度窗口防漏堵漏钻井液技术研究，制定出了相应的综合治理措施，实现了安全钻井，有效解决了漏失严重问题。漏失原因：平台井处老区井网内，由于长期注采以及套断，地下形成多压力层系，储层砂岩连通性较好，同时由于注水井开发过程中的重力分异作用，形成了顶部剩余油层和底部水淹层，施工中极易发生井漏、井塌、水侵等复杂情况8,9。平台12在施工前期5口水平井有4口发生不同程度漏失，为此开展了扩展窄安全密度窗口防漏堵漏钻井液技术研究，制定出了相应的综合治理措施，实现了安全钻井。5 地质、工程、现场导向相结合，实现大平台井钻遇率及安全。5.1 地质导向技术在扶余浅层水平井、大位移井中的应用（1）靶前位移一般控制在30米到50米之间，针对扶余油层埋藏浅的特点，井斜角控制在84度进行探油顶，井斜角的控制根据地层倾角的大小和所钻遇目的层而定，这样既能保证在进入水平段之前，较少的损失靶前位移，又有利于随时调整1,7。（2）进入目的层后的轨迹控制根据岩屑反映及荧光、气测值的分析，及时修正窗口位置，及时向工程定向人员下达地质调整指令，及时调整。进入窗口后，随时观察岩屑录井、lwd随钻测井曲线，结合邻井资料，地震剖面，随时分析、判断做出正确调整，确保砂岩钻遇率10。5.2 地质、工程密切配合，完成钻井任务，实现区块有效开发32口新井周围遍布“老井”，很不“合群”，为防止交叉相错的井与井之间发生“碰撞”，提高井身质量，施工中，通过轨迹的优化调整来有效控制扭矩和摩阻；分析设计施工方案，优选钻头、严格执行安全操作规程及井下事故预防工作，较好地控制了滑动钻进与复合钻进的比例，保证井眼的圆滑；推广应用了随钻承压、井壁稳定、抗油气污染等多项成熟的钻井液工艺技术，有效解决了井眼上部地层“缩径”、地层压力“不均衡”等施工难题，确保了每口井顺利施工。通过精细地质导向，精确地控制井身轨迹，取得了极高的中靶精度；6 结论及认识城平12大平台的成功，使吉林油田在浅层陆基平台井的技术方面处于国内领先水平。比预计工期提前42天投产，平均单井日产油4.3吨，是直井的4倍，是老井的7.1倍。节省占地面积19万平方米，节约占地费、地面建设、安全环保协调等各类费用合计9258万元。平台12采用浅层大平台钻井技术使位于城区、河道等征地困难的地下剩余储量得到有效开发。20052010年调整压覆区面积7.52平方千米，调整储量xx万吨。其中共完钻大斜度井、水平井合计164口。实现新增动用各类地质储量xx万吨，其中地面障碍区xx万吨，占75.4。（1）大平台水平井技术能有效的动用压覆区储量。（2）地质、工程、现场相结合是实现大平台钻井钻遇率及安全性的关键。（3）水平井钻井绕障技术在实现压覆区储量动用中至关重要。参考文献：1 刘高华.水平井技术在冷家油田二次开发中的应用前景j.特种油气藏，2007，14（6）：32-33.2 吴伟，华树常，高海龙，等扶余油田二次开发探索与实践j.特种油气藏，2009，16（5）：67-703 庄淑兰，张云海，何增军，等.利用水平井技术挖掘扶余油田潜力g/闫存章、李阳.高含水油田改善开发效果技术文集.北京：石油工业出版社，2006；341-346.4 魏忠元，张勇刚现代油藏描述技术的特点及发展动向j特种油气藏，2004，11(5)：5-75 申本科，胡永乐，田昌炳等油藏描述技术发展与展望j，石油勘探与开发，2003，30(4)：78-816 蔡星星，唐海，周科，等.低渗透薄互层油藏压裂水平井开发井网优化方法研究j.特种油气藏，2010，17（4）：72-74.7 魏