仿水平井开发技术在特低渗透油藏的应用
李菊红
摘要：樊142块沙三下位于正理庄油田的东北部，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，渗透率1.5*10-3μm2，属典型的高压特低渗透砂岩油藏。2010-2011年该块首次以仿水平井开发技术的新思路、新模式指导樊142块特低渗透砂岩油藏开发实践，通过核心技术探索研究与集成，应用仿水平井压裂完井工艺开发油藏取得了较好的阶段效果，为特低渗透油藏开发动用提供了新的思路及宝贵的经验。
关键词：特低渗透 仿水平井 开发
樊142沙三下构造位置位于东营凹陷南斜坡西段、樊家鼻状构造带东北翼，四周被正理庄、大芦湖、博兴油田包围。地面位置位于高青县城东15Km唐坊镇驻地。沙三下埋深为2800-2900m ，砂厚5-16m，剖面上呈典型透镜状，上下被大套油页岩所夹，为三角洲前缘-侧缘滑塌浊积沉积。储层孔隙度12-23%，平均17.1%；渗透率0.11-6.01×10-3μm2，平均1.5×10-3μm2。原始地层压力为44Mpa，原始压力系数1.49，为典型的中孔特低渗高压浊积岩油藏。区块平面呈扇形，由东、西两扇构成，整个扇体含油面积12.34Km2，储量440万吨，储量丰度35.66×104t/km2，其中西扇为产能建设区主体，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，平均厚度5.4m，储量丰度40.41×104t/km2，属典型的低丰度、低品位油藏。
1 仿水平井开发技术概念
仿水平井开发技术重在一个“仿”字，即特低渗透油藏通过油水井大型压裂改造，在井间形成类似水平井筒的长裂缝渗流通道，称为“仿水平井渗流通道”，以此布置注采渗流井网，以达到提高采收率的目的。该项技术要求裂缝要足够长，且裂缝闭合程度低，能够长时间保持渗流通道作用。
其技术优势有以下4个方面：①单井上，用“直井+定向定量压裂”技术组合达到水平井技术效果。②井排上，有效拉大井距，减少钻井数，单控储量有效增加。③井排间，建立起有效的驱替压差，形成有效注采关系。④整个井网范围内储量控制完善，采收率最高。
2 核心关键技术
2.1 仿水平井开发适应性评价技术
根据特低渗透油藏特点，研究仿水平井开发技术的适用条件，进行油藏环境和地应力环境两种适应性评价。
2.1.1 地应力环境适应性評价
①地应力垂向剖面评价：仿水平井的垂直裂缝要求主缝“高度”受控，“定长”延伸。地应力的垂向剖面对裂缝的垂向延伸起主控作用。缝高延伸受隔层的最小水平主应力影响，比较有利的地应力垂向剖面模式为油层最小水平主应力低于上下隔层，简称为夹心饼式，其隔层最小主应力高于油层5-7MPa，或上下隔层≥5m，可能将缝高控制在油层内；隔层与油层应力差为缝高主控因素，当差值≥5MPa时，隔层厚度下限5m；当差值＜5MPa时，上隔层厚度下限取50m，下隔层取20m。
②地应力平面环境评价，要求主缝“定向”形成。裂缝沿最大水平主应力延伸，方向受水平主应力的差值影响，两者的差值越大，越有利于裂缝的定向延伸。差值过小，裂缝的定向性将受到影响。确定：△σh≥20MPa。
2.1.2 油藏适应性评价
①油藏纵向剖面评价，裂缝影响范围内要求无水层，适用层系单一且被厚层围岩包裹油藏，上覆围岩厚度至少60m以上，下伏围岩厚度至少20-30m以上；对于多层油藏，适应非油即干。
②储层展布评价，仿水平井强调整体开发，能够形成“井网”，要求储层连通较好，具备一定规模，含油面积≥1.0km2，布井厚度下限一般要求为4m。
2.2 井网优化技术
2.2.1 井排方向优化：对于排状注水井网，井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期，有效控制中后期含水上升速度，减缓或防止水窜水淹；
2.2.2 井网方式优化：高压特低渗油藏可采取菱形反九点井网试注，充分发挥高压油藏天然弹性能量充足优势，在确定注水见效后，通过角井转注，转化为五点法井网实施排状切割注水。
2.2.3 排距和井距设计技术：排距确定主要参考有效渗流半径。根据低渗透油藏基本理论计算油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替，距离应控制在2倍的渗流半径之内。
井距由经济合理井距计算得到。根据最终采收率和井网密度计算公式，结合工业经济学原理，确定油价60＄/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2，据此计算在既定180m排距下，井距应为500m。
2.3 仿水平井压裂完井技术
仿水平井压裂完井技术的核心目标是方位、缝长、缝高等三方面控制，以“三控”目标为主导，进行射孔、压裂工艺配套优化。
2.3.1 定向控制：采用多相位（60o）射孔，避免裂缝的弯曲效应，迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。
2.3.2 缝高控制：采用“窄段”射孔技术，即油层中部只射2-4m，能够有效抑制缝高，又抑制多裂缝产生。
2.3.3 缝长控制：为确保施工成功并达到有效缝长，需对压裂液、施工工艺进行配套优化。
①压裂液优选，保障施工：优选具有延迟交联功能的Viking-D压裂液，该压裂液具有可控制交联时间、减小地面施工压力、实现大排量施工的需要；
②采用大排量施工（6m3/min）防砂堵技术，并提高前置液的用量，适当降低砂比等措施防止砂堵。
3 开发方案及应用效果
3.1 “仿水平井开发”方案部署
设计井排沿NE76°部署，油、水排排距180m，排上油、水井井距均500m。油水井压裂半缝长200m。设计总井38口（其中油井22口，水井16口），新钻井34口（其中油井18口，水井16口），利用老井4口（老井转注1口）。设计单井产能10t/d，新建产能6.6万吨。
3.2 应用效果
樊142仿水平井产能建设共完钻新井34口(油井18口、水井16口)，完成设计工作量的100%。新井投产33口，取得较好的产能建设效果。
3.2.1 新井产能效果:投产井33口(包括16口排液井)，初期30口井自喷，平均单井20.2t/d，目前自喷井1口，平均单井日油5.9t/d，平均单井累油2866t。
3.2.2 单元实施效果：目前单元日油能力达到213t/d，单元累产12.5897×104t，其中新井累产8.8901×104t，采油速度3.06%，采出程度4.69%，初步实现了产能建设阶段高产高效开发。
4 结论
4.1 樊142块低渗油藏应用仿水平井开发关键技术集成，取得了较好的效果。可以为该类型单一厚层油藏开发动用提供思路借鉴。
4.2 低渗油藏仿水平井开发尚处于初级阶段，注水开发效果还需要进一步探索验证。
摘要：樊142块沙三下位于正理庄油田的东北部，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，渗透率1.5*10-3μm2，属典型的高压特低渗透砂岩油藏。2010-2011年该块首次以仿水平井开发技术的新思路、新模式指导樊142块特低渗透砂岩油藏开发实践，通过核心技术探索研究与集成，应用仿水平井压裂完井工艺开发油藏取得了较好的阶段效果，为特低渗透油藏开发动用提供了新的思路及宝贵的经验。
关键词：特低渗透 仿水平井 开发
樊142沙三下构造位置位于东营凹陷南斜坡西段、樊家鼻状构造带东北翼，四周被正理庄、大芦湖、博兴油田包围。地面位置位于高青县城东15Km唐坊镇驻地。沙三下埋深为2800-2900m ，砂厚5-16m，剖面上呈典型透镜状，上下被大套油页岩所夹，为三角洲前缘-侧缘滑塌浊积沉积。储层孔隙度12-23%，平均17.1%；渗透率0.11-6.01×10-3μm2，平均1.5×10-3μm2。原始地层压力为44Mpa，原始压力系数1.49，为典型的中孔特低渗高压浊积岩油藏。区块平面呈扇形，由东、西两扇构成，整个扇体含油面积12.34Km2，储量440万吨，储量丰度35.66×104t/km2，其中西扇为产能建设区主体，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，平均厚度5.4m，储量丰度40.41×104t/km2，属典型的低丰度、低品位油藏。
1 仿水平井开发技术概念
仿水平井开发技术重在一个“仿”字，即特低渗透油藏通过油水井大型压裂改造，在井间形成类似水平井筒的长裂缝渗流通道，称为“仿水平井渗流通道”，以此布置注采渗流井网，以达到提高采收率的目的。该项技术要求裂缝要足够长，且裂缝闭合程度低，能够长时间保持渗流通道作用。
其技术优势有以下4个方面：①单井上，用“直井+定向定量压裂”技术组合达到水平井技术效果。②井排上，有效拉大井距，减少钻井数，单控储量有效增加。③井排间，建立起有效的驱替压差，形成有效注采关系。④整个井网范围内储量控制完善，采收率最高。
2 核心关键技术
2.1 仿水平井开发适应性评价技术
根据特低渗透油藏特点，研究仿水平井开发技术的适用条件，进行油藏环境和地应力环境两种适应性评价。
2.1.1 地应力环境适应性評价
①地应力垂向剖面评价：仿水平井的垂直裂缝要求主缝“高度”受控，“定长”延伸。地应力的垂向剖面对裂缝的垂向延伸起主控作用。缝高延伸受隔层的最小水平主应力影响，比较有利的地应力垂向剖面模式为油层最小水平主应力低于上下隔层，简称为夹心饼式，其隔层最小主应力高于油层5-7MPa，或上下隔层≥5m，可能将缝高控制在油层内；隔层与油层应力差为缝高主控因素，当差值≥5MPa时，隔层厚度下限5m；当差值＜5MPa时，上隔层厚度下限取50m，下隔层取20m。
②地应力平面环境评价，要求主缝“定向”形成。裂缝沿最大水平主应力延伸，方向受水平主应力的差值影响，两者的差值越大，越有利于裂缝的定向延伸。差值过小，裂缝的定向性将受到影响。确定：△σh≥20MPa。
2.1.2 油藏适应性评价
①油藏纵向剖面评价，裂缝影响范围内要求无水层，适用层系单一且被厚层围岩包裹油藏，上覆围岩厚度至少60m以上，下伏围岩厚度至少20-30m以上；对于多层油藏，适应非油即干。
②储层展布评价，仿水平井强调整体开发，能够形成“井网”，要求储层连通较好，具备一定规模，含油面积≥1.0km2，布井厚度下限一般要求为4m。
2.2 井网优化技术
2.2.1 井排方向优化：对于排状注水井网，井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期，有效控制中后期含水上升速度，减缓或防止水窜水淹；
2.2.2 井网方式优化：高压特低渗油藏可采取菱形反九点井网试注，充分发挥高压油藏天然弹性能量充足优势，在确定注水见效后，通过角井转注，转化为五点法井网实施排状切割注水。
2.2.3 排距和井距设计技术：排距确定主要参考有效渗流半径。根据低渗透油藏基本理论计算油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替，距离应控制在2倍的渗流半径之内。
井距由经济合理井距计算得到。根据最终采收率和井网密度计算公式，结合工业经济学原理，确定油价60＄/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2，据此计算在既定180m排距下，井距应为500m。
2.3 仿水平井压裂完井技术
仿水平井压裂完井技术的核心目标是方位、缝长、缝高等三方面控制，以“三控”目标为主导，进行射孔、压裂工艺配套优化。
2.3.1 定向控制：采用多相位（60o）射孔，避免裂缝的弯曲效应，迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。
2.3.2 缝高控制：采用“窄段”射孔技术，即油层中部只射2-4m，能够有效抑制缝高，又抑制多裂缝产生。
2.3.3 缝长控制：为确保施工成功并达到有效缝长，需对压裂液、施工工艺进行配套优化。
①压裂液优选，保障施工：优选具有延迟交联功能的Viking-D压裂液，该压裂液具有可控制交联时间、减小地面施工压力、实现大排量施工的需要；
②采用大排量施工（6m3/min）防砂堵技术，并提高前置液的用量，适当降低砂比等措施防止砂堵。
3 开发方案及应用效果
3.1 “仿水平井开发”方案部署
设计井排沿NE76°部署，油、水排排距180m，排上油、水井井距均500m。油水井压裂半缝长200m。设计总井38口（其中油井22口，水井16口），新钻井34口（其中油井18口，水井16口），利用老井4口（老井转注1口）。设计单井产能10t/d，新建产能6.6万吨。
3.2 应用效果
樊142仿水平井产能建设共完钻新井34口(油井18口、水井16口)，完成设计工作量的100%。新井投产33口，取得较好的产能建设效果。
3.2.1 新井产能效果:投产井33口(包括16口排液井)，初期30口井自喷，平均单井20.2t/d，目前自喷井1口，平均单井日油5.9t/d，平均单井累油2866t。
3.2.2 单元实施效果：目前单元日油能力达到213t/d，单元累产12.5897×104t，其中新井累产8.8901×104t，采油速度3.06%，采出程度4.69%，初步实现了产能建设阶段高产高效开发。
4 结论
4.1 樊142块低渗油藏应用仿水平井开发关键技术集成，取得了较好的效果。可以为该类型单一厚层油藏开发动用提供思路借鉴。
4.2 低渗油藏仿水平井开发尚处于初级阶段，注水开发效果还需要进一步探索验证。
