乾安扶余油层致密油有效动用技术_刘奇.pdf

乾安扶余油层致密油有效动用技术刘奇（中国石油吉林油田公司勘探开发研究院）摘 要：吉林油田乾安地区扶余油层为典型致密油资源，通过开展水平井参数优化设计、精细地质导向和投产方案优化设计等研究，形成了乾安致密油有效动用技术。该技术在吉林油田已得到广泛应用，适用性较好。“十三五”期间投产水平井达到效益开发标准，内部收益率大于6%，同时对吉林油田大情字井、大安、莫里青等非常规油气资源区块的开发具有一定的推广价值和借鉴意义。关键词：扶余油层；致密油；水平井54石油知识 双月刊技术装备/TECHNICAL EQUIPMENT乾安新区产能建设已经由特低-超低渗透油藏进入到致密油开发阶段，通过前期的油藏深化认识，水平井提产试验攻关，在采用市场化运作、一体化模式的基础上，建立了物探提高钻遇率、钻井二开降本、体积压裂提产的水平井开发配套技术，实现了技术可行、经济可行，为乾安地区致密油储层有效动用提供技术保障，进而带动吉林油田非常规资源的整体效益开发。1 研究区概况乾安致密油资源位于吉林省松原市乾安县，东与木头油田相连，北邻新立油田，西邻乾安油田，面积约560km2。构造位于松辽盆地南部中央凹陷区长岭凹陷，乾安鼻状构造北部、新立-两井鼻状构造西翼的西倾斜坡上。区域上为向西南倾的斜坡带，斜坡带受区域性挤压扭应力作用，自西向东发育三组断裂带，呈南北、北北西向展布，断层延伸长度一般16km，断距1060m。乾安致密油开发目的层为泉四段，分为4个砂层组13个小层，地层厚度110130m，砂岩厚度2357m，砂地比20%48%，整体表现为由西南向北东方向逐渐减薄的特点。其上部为灰色泥岩、灰绿色泥岩与灰色粉砂、细砂岩，泥质粉砂岩互层；中部、下部为紫红色泥岩与紫灰色粉砂岩、灰色粉砂岩、细砂岩互层。主力油层一般分布在砂层组、砂层组，储层孔隙度713，渗透率0.070.5mD，总体表现为特低孔隙度、特低渗透率特点（图1）。2 水平井参数优化设计2.1 井网及水平段长度优化在井网及长度设计过程中，充分利用理论研究、数学建模和调研等方式，形成了以南北向方位为主，1400m经济水平段长度，井距300m，依据砂体展布灵活调整的科学合理的单井设计参数。在利用井网进行整体部署的同时，更加突出单井的个性化设计。根据微构造、断层和岩性变化等情况优化单井水平段长度，一方面增加单井控制储量，另一方面可最大化地节约单井成本。2.2 井轨迹优化设计（1）物探方面：利用2号小层的“复波”特征，优选连续储层设计水平段，优化轨迹设计；（2）地质方面：针对地震强轴中不能识别的扶余图1 乾安扶余油层致密油、砂组物性分布2023 年第 1 期552023 年第 1 期油层1号小层，将扶余油层1号小层细分为1.1和1.2两个单砂体，通过刻画单砂体，利用井控砂体建立平面模型，优化设计及轨迹控制；（3）层位优选方面：针对多层叠合区，选择发育稳定的扶余油层2号小层，针对部分叠合、复波不连续区域，通过增加多靶点提高控制精度，实现不连续砂体的多个贯穿，提高动用储量。3 水平井精细地质导向3.1 钻前预案在水平井导向过程中，建立“钻前预案”模式，将待钻井的地质特征、邻井情况、本井构造倾角、有无微构造变化和控制点等情况编制详细预案。3.2 油层识别标准通过精细油层特性研究，建立本地区不同油层位置的岩-电关系。油层上部：灰黑色泥岩；油层中部：油层为油迹-油斑级显示细砂岩、粉砂岩，甲烷0.4%2.0%，电阻1020，GR值6090API，隔层为荧光级以下显示粉砂质泥岩；油层下部：含钙粉砂岩+下部高伽玛粉砂质泥岩，含钙粉砂岩为荧光级以下显示，甲烷0.4%，电阻20，GR70API，高伽玛粉砂质泥岩，GR120API。通过精细的水平井实施跟踪评价，建立了地质导向油层识别标准，有效提高了油层钻遇率。3.3 入窗模式针对地层倾角大于90的地层，以8788的角度入层，探底后缓增斜至地层倾角后，稳斜钻进；地层倾角小于90的地层，以8586的角度入层，并缓慢增斜，逐渐探底，摸清层厚，便于后期跟踪调整。3.4 动态校正在水平井单井个性化设计的基础上，把握设计的关键节点，根据单井构造、沉积、砂体平面变化预测，进行实时动态校正构造，通过地震“复波”特征变化预测砂体变化，指导轨迹调整，从而剖析平面与纵向油层变化，实现动态解剖单砂体，优化水平段轨迹，实现油层钻遇80%以上。4 水平井投产方案优化设计4.1 水平段甜点评价基于水平井测井资料，通过多指标融合，根据岩性、脆性、含油性、电性和油层位置等不同参数加权测算，开展水平段综合分类评价，其中类层段岩性为油迹-油斑粉砂岩，电性为伽玛值小于80API，电阻大于15；类层段岩性为油迹粉砂岩，电性为伽玛值8090API，电阻1215；类层段岩性为荧光-油迹粉砂岩或泥质粉砂岩，电性为伽玛值大于90API，电阻小于1012。4.2 压裂参数优化据统计，同一区块内水平井随着簇间距的减小，第二年日产量显著提高，同时考虑避免压窜的情况，目前类层段簇间距810m，类层段簇间距1015m，类层段簇间距1520m。根据水平段储层分类状况，优化射孔动用位置，保证射孔位置岩性、电性较好，提高压裂动用效果。应综合考虑分段情况，保证一段内岩性相近、物性相近，以便压裂时保证两簇同时压开，避免出现单缝扩展，影响缝网效果。大规模体积压裂可有效提高单井产量，通过开展加液强度、加砂强度与采油速度相关性统计，结果显示单位动用储量加液（砂）量越大，第二年采油速度越高，砂层组单井万吨储量加液强度1000m3，万吨储量加砂强度40 m3，砂层组单井万吨储量加液强度1500 m3，万吨储量加砂强度50 m3，采油速度可以达到1.0%。蓄能体积压裂后地层压力系数由1.04提高到1.33，自喷时间1431m，自喷能力强。目前乾安致密油水平井开发较长的有103口，生产时间57a，平均单井累计产液4.48104t、累计产油0.77104t，后评价内部收益率高于6%，真正实现了效益开发。5 结论及认识（1）通过水平井井网、水平段长度、井轨迹等重点参数的优化设计，一方面增加单井控制储量，另一方面为提高水平井油层钻遇率筑牢方案保障。（2）水平井导向过程中通过建立“钻前预案”模式，制定油层识别标准，设立入窗模式，以及实时动态校正倾角，实现油层钻遇80%以上。（3）水平井投产过程中，一方面通过水平段综合分类评价明确“甜 点”分布，另一方面通过优化压裂参数，明确优质层段簇间距为810m，单井万吨储量加液强度10001500m3，万吨储量加砂强度4050m3，综合上述研究实现乾安致密油水平井效益开发。参考文献1侯启军.深盆油藏：松辽盆地扶杨油层油藏形成与分布M.北京：石油工业出版社，2010.2邹才能，张光亚，陶士振，等.全球油气勘探领域地质特征、重大发现及非常规石油地质J.石油勘探与开发，2010，37（2）：129-145.3张国生，赵文智，杨涛，等.我国致密砂岩气资源潜力、分布与未来发展地位J.中国工程科学，2012，14（6）：87-93.（课题来源：致密油甜点区评价与新区新领域优选研究；编号2021DJ2205）