华庆油田：由“多井低产”到“少井高产”(图)
[中国石油报2013-07-04]
编者按:被国际石油界认为无开发价值,以低压、低渗、低丰度为特征的“三低”油藏能否实现有效甚至高效开发？难动用储量如何实现规模有效动用？老油田能否再次焕发青春？这是当下石油工业面临的严峻挑战。
油田自然递减规律无法逆转。随着勘探开发程度的不断提高，许多主力油田综合含水率上升，采出程度达到75%以上，特别是低品位资源利用率低。地下有油不可少，思想有油最重要。近年来，中国石油坚持以解决思想问题为着眼点，科学分析“变”与“辩”，依靠技术进步和管理创新，加快转变发展方式，实现开发的高水平和高效益，积累了有益的经验。
中国石油报《石油记者基层万里行》栏目即日起，以全力打好“保增长保效益”攻坚战为主线，走进“三低”油气田、开发老区等，以案例解剖方式，打造系列组合报道，客观、生动地展示中国石油大力发展油气主营业务，推进油气藏精细开发稳产上产的有益探索。
水平井完钻井数与产能比例柱状图
截至6月底，长庆油田公司华庆油田已完钻水平井108口，年内预计将完钻150口。去年以来，华庆油田作为长庆超低渗透油藏上产主力区块，转变开发思路，规模应用水平井，2012年投产水平井单井日产油5.4吨，是常规定向井的3倍至5倍，并率先将元284区建成中国石油首个超低渗透油藏水平井规模应用示范区，区内不到11%的水平井，贡献了42%的产量。
从“多井低产”到“少井高产”，华庆油田凭借水平井规模应用，破解超低渗透油藏开发单井产量低的难题，为长庆丰富的超低渗透资源找到了效益开发的途径。
“思想有油最重要”，水平井开发更要强调各环节的高水平，系统谋划
跟特低渗透油藏相比，超低渗透油藏渗透率小于1个毫达西，储层更加致密、单井产量更低，曾被通俗地称作“两吨区”，国内外都没有成熟的开发经验。早在2010年以前，华庆油田主要打丛式定向井，单井平均日产油近1.3吨，效益低下一度让开发人员感到沮丧。
2010年，华庆油田受益于体积压裂工艺技术的进步，试验性地打了13口水平井，取得良好开发效果：单井产量达到常规定向井的4倍至5倍，功勋井庆平4井直到目前日产油还高达7.86吨。很多人意识到水平井正是解放超低渗透的“金钥匙”。
随后几年，华庆油田进一步认识到“此低渗透非彼低渗透”，高与低是相对的，实现超低渗透的高水平开发，必须在水平井开发的各个环节上做文章，通盘考虑。华庆筛选元284、白259等相对高渗高产区，试验并规模应用水平井，根据储层特征系统谋划，探索出水平井最佳布井方式、最佳钻完井方式和最佳开采参数等，持续提升开发效果。
以井网优化为例，初期华庆采用等缝长井网开发水平井，腰部容易见水，见水后产能损失严重。目前，已优化为五点井网和七点纺锤井网，2012年投产水平井见注入水比例显著下降至14.6%。
长庆超低渗透油藏第二项目部总地质师李亮总结道：“规模应用水平井，决不是简单追求数量，而是要从根本上转变开发方式，提高单井产量和采收率，实现超低渗透油藏开发规模与效益的统一，这个认识是华庆应用水平井成效显著的首要前提。”
开发方式转变，带动产量节节攀升。截至目前，华庆油田水平井开井127口，油田年产量从2009年的40.1万吨跃升至2012年的87.3万吨，今年预计将突破100万吨。
注重技术创新的投入产出比，经济、适用的技术才是好技术
“提高单井产量”和“降低投资成本”是长庆油田开发超低渗透油藏的两条工作主线。在研发华庆水平井规模开发技术时，长庆坚持“经济、适用的技术才是好技术”的理念，注重投入产出比，夯实水平井可持续发展基础。
据介绍，长庆一方面集成运用国内外水平井开发的成熟技术，另一方面结合开发实际和成本费用进行技术创新。目前，华庆油田已掌握成套技术，包括开发技术政策优化技术提高单井产量、快速钻井配套工艺技术缩短建井周期、钻井精确制导技术提高油层钻遇率、储层改造技术充分发挥油层潜力等，从各个环节提高超低渗透油藏开发效益。
曾有专家用“临门一脚”形容压裂对于水平井开发的重要性。特别是体积压裂跟传统压裂不同，压出的并非若干“缝条”，而是“缝网”，扩展了泻油体积，促使水平井更好地发挥效用，从而提高超低渗透油藏单井产量。
长庆超低渗透油藏开发部副总地质师王永康回忆，早年长庆曾引进过哈里伯顿等公司的体积压裂技术和设备，成本高得令人咋舌。随后长庆开展攻关，研发出具有自主知识产权的水力喷砂分段多簇压裂改造技术，以及低浓度胍胶液等，满足水平井施工需要的同时，成本明显下降。目前，长庆正推广应用混合水体积压裂技术，这是今后水平井储层改造的主要方向。
适用的技术体系，保障华庆油田持续规模应用水平井。超低渗透油藏第二项目部副处长、产建项目组经理马立军说：“目前，华庆用6%的水平井完成21%的产量。油井数量的减少，带来站场设施减少、管理难度降低等连锁效应，后期运行成本下降66.7%，投资回报率明显高于预期。”
运用“四维”管理法，向开发全方位、全过程延伸
“水平井初期产量能不能提起来，关键取决于井位优化和分段压裂改造效果。后期产量能不能稳得住，关键取决于注采管理。”超低渗透油藏第二项目部书记史成恩言简意赅。
采用注水开发是长庆水平井开发的特色，在国内外比较少见。这给稳产带来的难题就是管理不当易造成水淹。”史成恩详细分析，长庆作为典型三低油气田，低压特征要求通过注水补充能量开发；低渗透特征又要求改造储层，增加渗流体积，注入水就容易沿裂缝突进，形成裂缝水淹。为规避这种情况，井网、注水和压裂三者间必须高度匹配。
面对稳产复杂情况，华庆油田摸索出“四维”管理法，不仅覆盖储层管理、注采剖面管理和井筒管理三个空间维度，而且纳入动态管理这个时间维度，根据生产动态实时调整技术措施。超低渗透油藏第二项目部副处长刘宏义点题：“通过立体化、精细化、规范化的管理，降低初始递减、延缓见水期、最大限度实现水平井长期稳产。”
运用“四维”管理法，华庆油田根据生产动态不断优化注水开发技术政策，提高“小水量、长周期”超前注水和精细分层注水水平。刘宏义说：“今年，华庆不仅注重分层注水率，而且注重分注对应率，实现注水由数量型向质量型的转变。”数据显示，截至目前，华庆超低渗透油藏水驱动用程度达到66.4%，比常规区块开发初期提高16%。