长庆油田攻克致密油效益开发关键技术解析
2017-09-18
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来源：[互联网]
[中国石油新闻中心2017-09-15]9月10日记者获悉，长庆油田今年投产的国内陆上最长水平井西平238-77井，水平段长度达2740米，采用可溶桥塞+大通径速钻桥塞体积压裂工艺，单井日产量32.1吨，是直井的15倍以上。
2011年以来，长庆油田以长水平井开发为支点，以形成的关键技术为杠杆，先后在安83区、西233区、庄183区等主力区块完钻长水平井92口，平均水平段长1622米。投产的63口井初期平均单井日产量10.4吨，已增产52万吨。长庆油田依靠自主研发，特别是在关键工具、压裂液体、方案设计这三个方面不断创新，助推长水平井技术快速突破和规模化应用见成效。
集中攻关
提高油层钻遇率
长水平井要效益开发，基础是提高长水平井油层钻遇率。如何实现“选好井、打好井”？
鄂尔多斯盆地致密油平面上受沉积作用和后期成岩作用影响，油层非均质性较强，局部还存在水层；纵向发育多套油层，但油层较薄，油层的连续性展布特征比较复杂，平面甜点筛选和纵向上主力贡献层优选难度大。加之多型地貌的影响，致密油大偏移距水平井剖面设计及井眼轨迹控制难度增大，长水平井轨迹设计及后期调整面临新挑战。
针对难点，长庆油田积极开展致密油攻关试验，经过前期评价、探索技术、创新提升、扩大试验四个阶段，首先攻关形成了长水平井优化布井技术，包括致密油甜点优选技术、长水平井轨迹设计和调整技术、水平井分段分级精细评价技术等多项关键技术，相继破解了长7致密油岩性、物性、含油性变化快、差异大、非均质性强、油层钻遇率低、压裂射孔段优选难等瓶颈。去年至今，油田成功实施25口长水平井，平均水平段长1812米，水平井Ⅰ+Ⅱ类油层钻遇率平均80.3%。
油田形成的长水平井丛式钻完井技术，主要以大偏移距三维水平井井身剖面优化设计及轨迹控制技术为核心领域，平均偏移距265米，单井组达到6口水平井；韧性水泥浆体系可优化固井工艺，水平井固井优良率提高至85％以上；复合盐防塌钻井液将水平井平均机械钻速提高28%，满足了复杂地貌条件下丛式水平井钻井、大规模体积压裂和工厂化作业的各项技术指标。
重点定位
填补长水平井技术空白
2011年，在长水平井试验初期，长庆油田压裂技术整体不能满足水平井体积改造的需求，缝网设计、多簇射孔、大排量压裂、低黏滑溜水、大型配套设备等均处于空白。
长庆油田通过创新开展大型露头压裂物模试验、压裂液渗吸油水置换实验等，突破了砂岩难以形成复杂裂缝、压裂液滞留伤害等传统理论认识，由此指导致密油体积压裂优化设计，形成了以“多簇射孔、大排量压裂、混合压裂液、多尺度支撑剂”为核心的设计模式。
长庆油田结合盆地致密油储层温度压力特点，借鉴国外技术，通过攻克复合材料、可溶金属配方，优化桥塞结构设计，配套常规油管钻塞工艺，形成了长庆特色的以“大通径桥塞＋快速可溶球＋常规油管钻塞”为核心的高效体积压裂技术，实现了致密油长水平井大排量体积改造。
科研人员研发高效减阻剂，并根据岩矿、填隙物及流体性质配套研制添加剂，形成了全过程挟砂滑溜水压裂液，通过调节添加剂浓度实现了滑溜水、基液、交联液三种液性功能，更有利于压裂返排液回收循环再利用。通过攻关试验，形成的水平井体积压裂技术实现了“增大储层改造体积、增加裂缝接触面积、增高地层能量水平、增快油水置换速度”的体积改造目标。
在开发实践中，长庆油田探索形成了致密油注水吞吐补充能量开发技术，揭示致密油注水吞吐存在驱替与渗吸两种机理，创新形成两种注水吞吐现场试验模式。
2014年以来，长庆油田重点在安83试验区开展第一周期注水吞吐试验，实施20井次，吞吐有效井组16个，有效率达到80%。见效井平均有效期265天，井组平均增油580吨，采出程度提高0.14至0.69个百分点。
工厂化作业
打造效益开发模板
长水平井要打出“高、精、准”水平，工厂化作业组织管理模式可谓不二之选。
工厂化作业是基于丛式井组的一种流水线作业模式，是致密油开发降本增效的核心。长庆油区地表为黄土塬地貌，粱卯交错、沟壑纵横，水资源匮乏。要实现工厂化作业，丛式布井、快速供水、返排液处理、大型装备等都面临挑战。
长庆油田通过优化部署，配合三维钻井技术，实现丛式井组开发，致密油水平井平台最多达到6口长水平井。综合利用水源，提前实施水源井，集合水源井、地表水及返排液多渠道实现快速供水。研制的橇装快速处理装置，将返排压裂液处理后循环利用再配制压裂液。配套大型压裂车组、大排量连续混配车、连续输砂器等装备，实现连续交替压裂。
长庆特色的工厂化作业模式率先在致密油安83区丛式大井组开展试验，35天完成了6口水平井56段压裂，三维井井身结构由原来的三开优化为二开井身结构，缩短单井建井周期12天，钻井液重复利用超过600立方米以上，钻井节约土地面积15亩，单井节约成本达25％以上。
随后，长庆油田按照“工厂化、低成本、动用高、更优化”的开发模式，在储层条件更差的陇东庄183井区部署了10口长水平井，试油完井全部获得百吨以上高产工业油，同时总体成本大幅下降。
长庆石油地质专家解读：鄂尔多斯盆地三叠系湖泊相、浅海相沉积的致密储层，由于具有砂体展布稳定、油藏平面分布较广和纵向上油层发育的特征，长水平井丛式井组开发具有较好的地质基础。
长庆石油人达成共识：要想最大限度提高长水平井效益，必须从“系统”角度出发，充分考虑生产的每个环节和每个要素，整体发力，提产增效。
开发方式的转变、方案的优化设计、工艺技术的改进，钻井、压裂、测井、录井利器的不断革新，才是油田大力开发长水平井的灵魂，才能让长水平井发挥魅力“青春常驻”。
延伸阅读
什么是长水平井？
长水平井是最大井斜角达到或接近90度，并在主要目的层位达到1500米或以上长度的水平井段的特殊井。
长水平井主要适用于国内低渗透致密油气藏，其目的在于增大油气层的接触面积和体积。在致密油储层开发长水平井必须优化水平段，最佳水平段开发应优选在1500米至2000米间，从地质结构分析，适用于三叠系湖泊相、浅海相的沉积地层，具有稳固的砂体展布，这段油藏储层稳定性最好。
长水平井的开发造价虽然高于垂直井，但对低渗透致密油藏开发效果明显，长水平井的单井产量大约是垂直井的6倍以上，是提高采收率的有效途径。