构建水平井-直井联合开发模式实现难采储量经济有效动用

1、构建水平井-直井联合开发模式实现难采储量经济有效动用 大庆西部外围第九采油厂成立于1986年10月，主要从事油气田勘探开发和石油、天然气销售。建厂至今，陆续开发了龙虎泡、敖古拉等14个油田，在2002年原油产量攀升到102万吨后，由于未动用储量品位差，经济有效动用难度大，产量难以有效接替，到 2011年，原油产量下降到72.5万吨。因此，在做好已开发油田精细挖潜控递减的基础上，如何实现新区难采储量的经济有效动用成为制约采油九厂稳产上产的瓶颈问题。一、水平井-直井联合开发模式产生的背景（一）实现难采储量经济有效动用的需要已探明油气田18个，含油面积1548.0平方公里，探明石油地质储量3.549

2、0亿吨，未动用地质储量2.3885亿吨。与已动用储量对比，剩余未动用储量表现出以下几个特点，即油藏埋藏更深，平均埋深由1540m增加到1750m；单井厚度更薄，平均单井有效厚度由3.6m下降到2.5m；储层物性更差，平均渗透率仅6.7mD；储量丰度更低，仅18.5×104t/km2；油水关系更复杂，无统一的油水界面。从近几年直井开发区块投产情况看，单井产量由2000年的2.9t/d下降至2008年的1.7t/d，百万吨产能投资由42.6亿元上升到69.0亿元，单井产量低，经济效益差。针对这一实际，按照油田公司对外围油田“有效开发、稳定生产、适时调整、择机上产”的要求，改变以往直井开发

3、方式，提出了“少井高产”的思路，应用水平井-直井联合开发，探索难采储量经济有效动用的新途径，实现我厂原油70万吨保持箭头朝上的目标。（二）实现水平井-直井联合开发规模应用的需要水平井-直井联合开发需要解决以下四方面的关键问题：一是储层精度需要提高。为了满足水平井开发需求，提高水平井对砂体的控制程度，针对砂体规模小，厚度薄的地质特点，需要精细刻画储层展布特征；二是井网形式需要优化。需要针对各类储层优化相匹配的井网形式，充分发挥水平井技术优势；同时结合工艺技术进展，缝网结合优化井排距，最大限度降低井网密度；三是地质导向需要精准。一方面，由于地层厚度的非均质性，预测误差大，水平井着陆需要精确；另一方

4、面，钻进过程中随钻测录井信息滞后，轨迹控制需要准确；四是开发管理需要系统。水平井-直井联合开发成型的经验少，需要从开发规律的认识上、开发调整政策和管理上建立与之适应的开发管理体系。针对水平井-直井井网联合开发需要解决的关键问题，有必要构建水平井-直井井网联合开发模式，实现规模化推广应用，为难采储量经济有效动用奠定基础。二、水平井-直井联合开发模式构建的内涵和主要做法水平井-直井联合高效开发管理模式构建的内涵是立足我厂原油70万吨保持箭头朝上的目标，通过油藏工程、采油工程、生产管理多学科、多专业、多岗位的融合，形成一套“以储层精细研究为基础、以井网井型优化为关键、以精确地质导向为支撑、以精细开发

5、管理为保障”的水平井-直井联合开发模式，实现外围油田难采储量经济有效动用。水平井-直井联合开发模式具体做法上着力推进四个一体化，即：储层研究与区块优选一体化、井网部署与储层改造一体化、滚动跟踪与地质导向一体化、开发调整与精细管理一体化。（一）储层研究与区块优选一体化目前油藏评价面临的难题主要是流体识别难、油水规律认识难、成藏规律认识难、评价部署难、地震预测难、沉积特征研究难等，核心问题就是储层问题，搞清储层空间展布特征是提高井网部署的基础。为此，我们加强了储层预测技术研究，并形成了以“井震结合为基础”、“模式控制为辅助” 的砂体刻画方法。储层精细研究模式在储层精细研究基础上，因地制宜，优选主力

6、层突出、储层发育稳定的区块采用水平井-直井联合井网开发。近几年，共优选11个区块，优选面积75.57km2，可动用地质储量1559.9×104t。（二）井网部署与储层改造一体化在井网部署和完井优化上通过“两个转变”， 即：实现井网部署与压裂改造有机结合的转变，降低井网密度，节省钻井成本；实现地质方案与工程设计同步推进的转变，保障初期产能，提高措施效益。1、实现井网部署与压裂改造有机结合的转变。在搞清储层发育状况的基础上，按照“井网优化、缝网结合”的思路实施布井。在井网井型优化的过程中，由以往的压裂单纯改造储层转变为井网优化过程中充分利用压裂改造形成的人工裂缝，将以往井与井之间建立有效

7、驱替转变为井与裂缝之间建立有效驱替，通过缝网结合，实现拉大井距、降低井网密度的目的。井网井型优化流程图首先，按照缝网结合的思路，研究水平井方位与人工裂缝的合理匹配及注采关系，共设计了四套基础井网。其次，根据地质特点，组合出81套井网，通过地质建模和数值模拟等技术手段，对采出程度和万吨储量净收益等指标进行对比和评价，优选经济效益最好的井网形式。最后，在建立有效驱替的基础上，通过缝网结合，优化合理的井距排距。井网部署与压裂改造结合优化示意图通过水平井的应用以及由井与井之间建立有效驱替转变为井与裂缝之间建立有效驱替，降低井网密度，节省钻井成本。2、实现地质方案与工程设计同步推进的转变。在完井方式上，

8、地质方案与工程设计由“垂直式”前后衔接向“融合式”同步推进转变，工程设计与地质方案做到“三个结合”，即油藏特点与射孔方式相结合，优选完井方式；裂缝方向与射孔间距相结合，防止压裂窜层；压裂工艺与储层特点相结合，优选压裂工艺。井方式优化流程图一是油藏特点与射孔方式相结合，优选完井方式。对于高渗储层以及开发中后期加密的水平井，不考虑压裂投产，采用大段射孔方式完井，保证水线均匀推进，延长低含水采油期。例如齐家油田加密的水平井齐4-平3井，根据剩余油分布、实钻储层发育情况以及数值模拟结果，确定两端射孔10m，中部射孔154m。对于新区产能井，根据实际钻遇情况，为提高储量动用程度，对于主力层发育，上下发育

9、储层且隔层较小的井，考虑分段射孔，纵向穿层压裂的方式实施完井。二是裂缝方向与射孔间距相结合，防止压裂窜层。根据地应力方向和固井质量优化裂缝间距、射孔段长度；根据录井、测井资料，确定储层物性和含油级别，优选射孔位置。对于水平段方位与最大主应力方向夹角较大的井，射孔间隔设计在50m以上，射孔段长度控制在6-8m；对于水平段方位与最大主应力方向夹角较小的井，射孔井段间隔保证在70m以上，防止压窜，射孔段长度控制在3-5m。三是压裂工艺与储层特点相结合，优化压裂规模。根据人工裂缝与井筒、相邻水井的位置关系，考虑后期注水调整，优化压裂规模。对于裂缝延伸方向正对水井的部位只射孔不压裂；距离注水井近的压裂段

10、控制压裂规模；远离水井的压裂段加大压裂规模，以利于水平井均匀受效。对于砂岩钻遇率较低或水平段相邻储层发育好且隔层厚度薄的水平井，实施大规模穿层压裂，在具体实施过程中，做到压裂工艺与地质特点充分结合，对不同的地质需求采取不同的压裂工艺。第一种类型：裂缝穿透下部储层。采用大排量段塞式加砂，延时扩散使支撑剂下沉，保证下部储层形成有效支撑；第二种类型：裂缝穿透上部储层。采用大排量段塞式加砂，逐层压开储层，为防止支撑剂沉降，加入密度较小的纤维，提高上部储层的有效支撑；第三种类型：裂缝穿透上下储层。采用大排量段塞式加砂，提高前置液比例，确保三个层段全部有效支撑。2012年在新站大165区块和茂15-1区块

11、实施穿层压裂11口井，取得了较好的效果。新站油田大165区块投产23口井，其中6口水平井，水平井初期平均单井日产油13.6t，是直井产量的3.5倍。古龙南茂15-1区块投产8口井，其中5口水平井，水平井初期平均单井日产油11.0t，是直井产量的3.9倍。（三）滚动跟踪与地质导向一体化为了保证钻井效果，坚持直井“滚动跟踪”，深化地质认识，研究储层电性变化特征，结合地震反演结果，建立水平井地质导向前导模型，指导水平井钻井，提高水平井含油砂岩钻遇率。复杂油藏钻井运行思路在钻井运行上，按照“边钻井、边研究、边调整”的钻井运行原则，加强钻井跟踪研究，提高储层认识程度，为水平井的钻井打好基础。钻前，按照首

12、钻控制平面的原则，根据构造形态、砂体规模以及油水边界，运行上沿河道以及厚度优势方向，构造由高到低，兼顾非主力层；钻中，加强跟井对比研究，通过地震地质相结合、河流工程计算以及录井特殊测井，搞清井间储层变化，精细刻画河道规模，落实流体性质，保证钻井效果；钻后，多专业相结合，优化射孔方案、井别方案以及注水方案，深化地质认识。在水平井钻井方面，针对储层薄、微幅度构造变化大、随钻测录井信息滞后影响钻井效果的实际，通过“搭建一个平台，构建一个模型，应用一个系统”，实现了水平井地质导向由及时调整向提前预判的转变。搭建了水平井着陆对比平台，保证精确着陆。常规水平井着陆以邻近直井中发育稳定的一个或几个电性特征明

13、显的地层作为标志层，估算目的层的实际垂深，校正构造误差，指导着陆。由于标志层与目的层间地层厚度的非均质性，导致预测误差较大，而外围开发油田水平井储层厚度仅1m左右，预测的误差影响了着陆精度，造成水平段损失较大。为了提高着陆精度，以地层“旋回对比”理论为基础，搭建水平井着陆对比平台。钻前，在地质建模的基础上，将目标井周围直斜井做曲线校正，搭建对比平台。钻井过程中，实时将随钻测井曲线校正并加入对比平台，开展地层对比，逐个“沉积旋回”进行对比，及时调整钻井轨迹，精确确定着陆点位置。实现了由标志点对比向数字化连续对比的转变，克服了构造误差或地层厚度变化对着陆的影响，保证了精确着陆。建立了水平段导向前导

14、模型，准确控制轨迹。常规水平段地质导向中，由于测量点距离井底8-11m，只能在出层8m之后通过电性显示确定穿出油层，并且出层后需通过地质分析确定从油层顶部或底部穿出。这种方式难以及时、准确预判钻井轨迹，且计算分析过程繁琐，一定程度上影响了判断的精度。为提高水平段钻井轨迹的精细控制，研究应用随钻测井曲线的变化判断钻头在储层中的相对位置及走向，建立的目标区电性响应模型，能够实现模型内任意一条轨迹处可模拟出相应的测井响应特征。钻井过程中，在及时校正构造模型的基础上，对比模拟曲线与实钻曲线的差异，相关性较差时，通过与不同方向的模拟曲线对比，预判钻井轨迹的走向。应用远程导向实时监控系统，保证及时准确决策

15、。对现场随钻测量数据、录井综合数据及井眼轨迹等资料进行实时远传，便于后线集中多方面技术力量进行综合分析和判断，及时制定合理的调整对策。通过上述做法， 2012年完钻25口水平井，平均砂岩钻遇率82.0%，较以往提高了17.8个百分点。（四）开发调整与精细管理一体化为保证水平井投产后的效果，控制产量递减，坚持开发调整与精细管理一体化，强化制度与流程的建设。1、精细生产管理，保证开发调整效果。针对水平井产量比重越来越大的实际，加大水平井精细管理力度，重点建立“一项制度”，做到“两个及时”，确保“三个到位”，提高水平井开发效果。“一项制度”建立了水平井生产承包责任制度。将水平井按单井分摊给地质大队主

16、管大队领导、开发室主任、副主任以及作业区地质师，各责任人对自己分包的水平井存在的问题负责组织相关人员协调解决，提出合理的建议，最后制定调整方案，由相关单位负责执行。敖南油田水平井生产承包情况表责任人职务责任井措施曲瑛新副大队长南230-平257、南232-平255、南236-平252、南237-平2831、每周重点解剖一口井，每月召开一次例会，每季度开展一次地下形势分析；2、方案制定按照“三结合”，即地质、作业区技术队、技术员相结合，共同讨论决策，提高方案符合率。王晓静开发室主任南243-平297、南214-平287、南237-平297、南238-平294陈勇开发室副主任南221-平293、南

17、227-平287、南229-平284聂武杰开发室副主任南245-平295、南247-平293、南262-平255严晓峰开发室副主任南264-平240、南266-平251、南268-平243李晓东作业区地质师南219-平292、南209-平289、南209-平295、南211-平298 “两个及时”做到及时录取资料，及时方案调整。将水平井资料录取周期由直斜井的10天缩短至5天，特殊井1天，并建立水平井日生产动态变化曲线，及时分析。对于发现的含水上升井，要求第一时间停注水井，一周之内完成现场落实、方案制定、方案执行。“三个到位”确保落实到位、执行到位、跟踪到位。落实到位即对水平井区出现的异常变化井

18、、重大措施井，确保第一时间到现场落实情况，录取重要资料；执行到位即对水平井区方案调整井，确保优先安排调试。对生产出现问题的井，确保优先处理；跟踪到位即对作业、调试现场全过程跟踪监督，确保按工序实施。对措施、方案效果全过程跟踪评价，确保及时跟踪调整。2、建立综合调整体系，提升开发管理水平。以“促进水平井两侧均衡动用”为原则，建立了以完善注采关系为基础，以精细注水调整为关键，以适时措施改造为保障的综合调整体系，实现了水平井精细开发管理。水平井-直井开发综合调整体系图完善注采关系是保证水平井开发效果的基础。通过补钻注水井和转注油井，保证水平段均受注水井影响，同时增加水驱方向，近两年，在敖南油田水平井

19、区共补钻注水井4口，转注16口。实施后，水平井水驱状况得到明显改善，双向及多向水驱井数由9口增加到17口，水平井平均单井水驱含油砂岩长度增加113.4m，受注水影响的含油砂岩长度占钻遇含油砂岩长度的比例由61.2%提高到90.8%，提高了29.6个百分点。精细注水调整是保证水平井开发效果的关键。按照“远强近弱、基强缝弱”的注水调整原则，即针对注采距离近的井段先受效，采取加强远端、控制近端注水，促进水平井均匀受效；加强裂缝不发育方向注水、控制裂缝发育方向注水，缓解平面矛盾。层间上精细分层调整，平面上优化周期注水。层间上，根据储层物性差异以及裂缝发育状况精细分层调整，加强物性差、裂缝不发育层注水，

20、控制物性好以及裂缝发育层注水。通过精细分层注水，提高储层动用程度，缓解层间矛盾，控制水平井含水上升。平面上，以完善注采关系为基础，实施平面交替周期注水，通过不断优化注水强度和周期，缓解平面矛盾。在注水强度优化上，以数值模拟研究为手段，确定井区合理的注采比为2.1，以此为基础，根据不同类型水平井动态变化特征，优化合理的注水强度。对于未受效的水平井，根据产液稳定、含水稳定的特征，为促进水平井受效，适当加强注水，注采比控制在2.3，注水强度优化为2.6 m3/d.m；对于受效的水平井，根据产液上升、含水稳定的变化特征，为延迟见水时间，适当控制注水，注采比控制在1.9，注水强度优化为2.2 m3/d.m；对于见水的水平井，以控制含水上升为主，注采比控制在1.5，注水强度优化为1.8 m3/d.m。在注水周期优化上，根据水平井见水状况，根据数值模拟研究结合动态调整变化特征，确定见水水平井周期为开1个月关1个月，未受效水平井注水周期为开2个月关1个月，受效水平井合理周期为开2个月关2个月。适时措施改造是提高开发效果的保障。对于储层动用程度低的水平井，根据周围水井注水状况以及地层压力变化情况，适时补孔及重复压裂，提高储