水平井开发致密油效果评估范文

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《石油化工应用杂志》2014年第五期

1致密开发技术及效果评价

1.1体积压裂技术应用

1.1．1配套工艺方法及特点工艺改造技术在黄36长81、盐31长63、吴464长72三个致密油水平井开发试验区开展水平井psk分段多簇压裂、环空加砂压裂、常规分段压裂工艺。psk分段多簇压裂实现了密集布缝，高效解放油层。环空加砂压裂排量由2.5上升到6m3/min，单段压裂改造体积增大50%。常规体积压裂：形成多方向、多维度裂缝，实现油层整体打碎（见图9）。水平井通过体积压裂改造技术，水平井单井初期单井产能8.0t，是常规开发井的6～8倍（见图10）。

1.1．2配套工艺优选通过对比三种工艺在盐31改造后的初期产量、递减率、施工周期指标，认为环空加砂工艺较为适用，产量高、递减小、试油周期相当。吴464区长72完试2口，均采用“环空加砂”工艺，初期井均单井产量12.9t。在工艺改造优选认为水平井压裂采用“环空加砂”工艺效果更佳。

1.2钻井优化技术

优化为二开井身结构中下部入窗，井眼轨迹进入油层最大井斜小于76°，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，建井周期缩短至23.8天/井。

1.3开发效果评价

1.3．1产量评价通过对黄36、盐31、吴464区块定向井与水平井开发后单井产量对比，水平井为定向井的6～8倍。黄36区块定向井的菱形反九点初期井均日产油1.7t，目前井均日产油1.0t，改为水平井七点开发后，初期井均日产油8.8t，目前井均日产油8.1t；盐31区块定向井菱形反九点开发井初期井均日产1.5t，目前井均日产油0.6t，改水平井七点后初期井均日产油6.6t，目前井均日产油6.1t；吴464区块定向井菱形反九点初期井均日产油6.1t，目前井均日产油1.9t，采用水平井七点后，初期井均日产油10.2t，目前井均日产油10.1t，水平井开发同比定向井开发都有好的开发效果。

1.3．2递减及含水评价通过对黄36、盐31、吴464区块定向井与水平井开发后递减及含水对比，水平井开发前3个月月度递减控制在1.9%～7.9%，含水控制在24.7%～42.1%，见水风险相对较小（见图11，图12）。

1.3．3单井评价盐31区块的盐平32-17井布井方式为五点法，水平段长500m，布缝密度1.3段/100m。改造方式为体积压裂滞留液2138m3具有较长的稳产期，实现水平井高效开发，单井日产产量稳定在10.5t。黄平35-22井布井方式为七点法，水平段长度800m，布缝密度1.5段/100m。改造方式体积压裂滞留液6282m3，目前产量、含水保持稳定，保持长期稳产在日产油11.5t。

2面临的技术难题及下步有利区预测

目前水平井主要有两方面突出矛盾的难题，（1）2013年完钻水平井产量递减受控因素不明（盐31区块2口下降4.3t，黄36区块6口下降10.5t），是否目前开发基本没注水导致。（2）根据目前水平井开发情况而言，注水时机如何确定。根据目前水平井开发经验和借鉴其他厂水平井实施情况分析，水平井最佳注水时机是同步注水。根据水平井开发技术应用及效果评价，下步继续采用井距500m，排距200m，在盐31、新17五点法水平段长500～600m，黄36、吴464采用七点法水平段长800～1000m，布缝密度1～1.5段/100m。部署钻井260口，其中水平井100口，配套注水井160口，设计单井产能8.0t，建产能24.1万吨。

3结论及认识

（1）水平井井网优化技术、水平井钻井技术、工厂化作业和体积压裂改造技术为核心的水平井开发技术，单井日产油达到8.0t以上，实现了致密油资源有效开发。（2）水平井井网优化采用井排距500×150m，五点法采用水平段长度500～600m；七点法采用水平段800～1000m，采用水平井井网开采月递减降低控制1.9%～7.9%，含水控制在24.7%～42.1%，见水风险相对较小。（3）开发致密油实施“水平井+体积压裂”工艺技术，体积压裂滞留液补充地层能力，恢复原始地层压力131%，具有较长的稳产期，实现水平井高效开发。（4）过现场实践发现产量与施工参数呈正相关性，分析认为水平段长度≥800m、压裂排量≥4m3/min、入地液量≥4000m3、布缝密度≥1段/100m，水平井初期产量可达到8t以上。（5）下步在盐31、黄36、吴464、新17区域部署钻井260口，其中水平井100口，配套注水井160口，设计单井产能8.0t，可建产能24.0万吨。

作者：苏幽雅李化斌张彬徐宁张晓莉单位：中国石油长庆油田分公司第三采油厂