ND火山巖油藏水平井開發(fā)調整技術

潘有軍，徐 贏，李道陽，張中勁，劉長地，杜春梅

（中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009）

ND火山巖油藏水平井開發(fā)調整技術

潘有軍，徐 贏，李道陽，張中勁，劉長地，杜春梅

（中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009）

針對ND火山巖油藏2007、2008兩年快速建產后出現(xiàn)的產量遞減快、目前單井產量低、處于低速開采的現(xiàn)狀及直井泄油范圍小、儲量動用程度低的問題。為了提高儲量動用程度，實現(xiàn)經濟有效開發(fā)，提高區(qū)塊產量，2013年試驗水平井大型體積壓裂獲得成功，揭開了ND火山巖油藏水平井開發(fā)的序幕。水平井開發(fā)中通過井震結合精細刻畫儲層、優(yōu)化水平井井網部署、分層系開發(fā)挖潛剩余油、優(yōu)化壓裂工藝等，取得了很好的效果，目前完鉆99口水平井油層鉆遇率達75%，已投產井初期平均單井日產油11.3 t/d，是直井的2.7倍，區(qū)塊產量止跌回升。ND火山巖油藏開發(fā)實踐表明對于儲層為縫洞體的火山巖油藏可以通過水平井大型體積壓裂提高單井產量、儲量動用程度和開發(fā)效益，為其他同類型油藏的有效開發(fā)提供很好的借鑒。

火山巖油藏；水平井；儲層刻畫；井網部署；分層系開發(fā)；提高單井產量試驗

ND卡拉崗組（C2k）火山巖油藏位于STH盆地ML凹陷ND構造帶上，屬于多期次、小規(guī)模、裂隙式噴發(fā)，為多個小規(guī)?；鹕襟w疊加形成[1]，屬斷鼻構造-巖性油藏[2]，平均埋深1 700 m，為中低溫、異常低壓系統(tǒng)油藏。儲層巖性主要為火山溢流相的玄武巖、安山巖[2-5]，基質物性差，孔隙度、滲透率較低，儲層非均質性強，單井產量差異大[6]（裂縫發(fā)育程度決定產量高低），軸部區(qū)裂縫發(fā)育產量高，翼部區(qū)裂縫不發(fā)育產量低[7]。ND火山巖油藏經過2007、2008年兩年快速建產后，由于大部分井為直井，泄油范圍小，產量遞減快，目前單井產量低，處于低速開采階段。

水平井是通過擴大泄油面積來提高單井產量、提高油田開發(fā)效益的一項開發(fā)技術[8]，然而水平井開發(fā)動用火山巖油藏的成功案例非常少[9-10]，ND火山巖油藏建產初期也試驗水平井開發(fā)，但未獲得預期效果，目前國內外的致密油大多采用水平井大型體積壓裂技術開發(fā)并獲得較好的開發(fā)效果[11]。為了提高ND火山巖油藏翼部區(qū)儲量動用程度，實現(xiàn)經濟有效開發(fā)，2013年對老井NDP2井試驗水平井大型體積壓裂提高單井產量技術獲得成功，揭開了水平井開發(fā)動用的序幕。通過井震結合精細儲層刻畫、優(yōu)化水平井網部署、分層系開發(fā)挖潛剩余油、優(yōu)化壓裂工藝等，取得了較好效果，水平井產量為直井的2.7倍，區(qū)塊產量止跌回升，形成了ND火山巖油藏水平井開發(fā)動用技術。

1 開發(fā)存在的問題

1.1 經過2007年、2008年快速建產后，目前處于低速開采階段

ND火山巖油藏自2006年馬17井在石炭系卡拉崗組1 515.0 ～ 1 543.0 m井段試油，5 mm油嘴獲日產油28.52 m3/ d、天然氣3 732 m3/ d的高產油氣流，從而發(fā)現(xiàn)了STH盆地ND2號構造石炭系卡拉崗組火山巖油藏，2007年至2008年開展了大規(guī)模產能建設，兩年共計完鉆井數(shù)135口，后期鉆探了少量調整井。經過4年多時間，區(qū)塊日產油由峰值的937.7 t / d快速遞減到目前的53 t / d，目前處于低速開采階段。

目前絕大多數(shù)井處于低產液、中高含水的水平，單井產量低，平均單井日產油僅0.49 t / d。統(tǒng)計目前開井的102口采油井，日產油大于5 t / d的井僅有3口；日產油小于1 t / d的井有91口，占總井數(shù)的89.2%，有17口井因低產低效間開。

1.2 補層效果差，難以彌補老井遞減

截至目前，ND區(qū)塊實施了39井次共42層補層壓裂措施，總體效果差。以2013年補層壓裂的4口井為例，4口井累計增油113 t，無經濟效益。放噴返排率最高為3.1%，是地層壓力低的表現(xiàn)。雖然措施井都是動用新層，而且與前期投產層位跨度達20 m以上，但是增產效果差，放噴返排率低，分析造成補層壓裂效果差的主要原因是高角度縫溝通上下部儲層，受老層采出影響，地層壓力在同步下降。

1.3 注水見效比例低，產量遞減快，單井產量低

ND火山巖油藏注水試驗見到一定效果，但是見效比例低，地層壓力保持水平低，產量遞減快，目前單井產量低。ND區(qū)塊合計有16個井組進行注水試驗，注水井單井均能滿足配注要求，區(qū)塊累計注水量72.25×104m3。截止目前，11個注采井組對應的55口采油井中，有注采反應的井數(shù)8口，其中明顯見效井1口，微弱見效井2口，已失效井3口，水淹井2口，總體見效比例低。

1.4 軸部含水程度高，見水后含水上升速度快

ND火山巖油藏以天然能量開發(fā)為主，見水井所見水主要是底水。從ND區(qū)塊投產井含水上升情況來看，區(qū)塊從基本不含水上升到含水40%只用6個月的時間，單井含水分級統(tǒng)計得出，軸部區(qū)含水大于60%的井占56.5%，翼部區(qū)含水大于60%的井占18.4%，軸部含水程度高，含水上升速度快。

1.5 直井泄油范圍小，翼部區(qū)儲量動用程度低

采用容積法對ND區(qū)塊翼部區(qū)地質儲量進行計算，計算30口直井地質儲量為119.83×104t，單井控制地質儲量3.995×104t。應用指數(shù)遞減Q = Q0e-Dt擬合，按極限產量0.1 t / d計算單井控制可采儲量為0.25×104t，由于ND翼部區(qū)注水未受效，以天然能量驅采收率為6.4%，計算得出30口井地質儲量為115.53×104t，與采用容積法基本吻合，反映出直井泄油范圍小的特征。

2 水平井開發(fā)調整技術

2.1 精細儲層刻畫技術

ND卡拉崗組火山巖油藏主要含油層段劃分為爆發(fā)相、溢流相、火山沉積相和火山通道相4種巖相，目前鉆井揭示的只有溢流相、爆發(fā)相和火山沉積相，以溢流相最為發(fā)育[12]。ND火山巖連井相和火山平面相分布刻畫研究表明[1]，平面上，火山相主要以溢流相為主（巖性以基性玄武巖和安山巖為主）；其次為爆發(fā)相（巖石類型主要為火山角礫巖和凝灰?guī)r，其次是火山集塊巖、熔結火山碎屑巖），火山沉積相只是局部零星發(fā)育[1，12，13]。溢流相頂部亞相自碎角礫狀熔巖（以自碎角礫狀安山巖為主）儲集性能最好，噴溢相上部亞相氣孔（杏仁）安山巖、玄武巖儲集性能較好，爆發(fā)相形成的火山角礫巖和火山集塊巖較差、凝灰?guī)r基本不具備儲集能力[12]。文獻[12]編制的巖相平面圖，反映出研究區(qū)火山巖巖相以溢流相為主，爆發(fā)指數(shù)一般小于40%?？傮w上爆發(fā)指數(shù)高值區(qū)主要沿斷裂帶呈串珠狀分布（即軸部區(qū)），地震屬性分析大致也反映出類似的特征[12]。

ND卡拉崗組火山巖油藏描述及儲層預測結果表明，由于受構造背景、巖相、溶蝕強度等多重物性控制因素的影響，平面上，構造高部位即軸部區(qū)（ND7排井以北）以k2、k3、k4、k5油藏為主，裂縫、孔洞發(fā)育，油井以中、高產為主，初期平均單井日產油20 t / d；而構造翼部（ND6排井以南）遠離火山溢流噴發(fā)中心，主要發(fā)育k1、k2油藏，后期改造作用相對較弱，構造裂縫發(fā)育程度較低，氣孔的連通程度差，故油井以低產為主，初期平均單井日產5 t / d。ND地區(qū)C2k組火山巖儲層分布特征，在區(qū)域共性中也存在一些異同點，表現(xiàn)為油井單井產能差異大（裂縫左右產量高低），儲層發(fā)育非均質性強，產量遞減快，自然產能低等特點。這也恰恰反映了火山巖儲集條件的復雜性[14]。

為研究ND卡拉崗組火山巖油藏裂縫發(fā)育規(guī)律、裂縫發(fā)育區(qū)范圍大小，采取了等比例劃分窗口技術，窗口頂界層位利用火山巖剝蝕界面追蹤的層位，窗口下沿層位采用相當于C2k的k5-1小層附近的一套強振幅、連續(xù)反射的地震同相軸追蹤的層位。按照地震原理，這套強振幅、連續(xù)反射的同相軸是由上下層具有ρν差值較大的界面如玄武巖和凝灰?guī)r之間才能產生，從地層沉積的角度看，兩套層位所包含的窗口之間可以看成是一套連續(xù)的沉積，然后在這套連續(xù)沉積的窗口內按時間比例劃分成4 ～ 5個小層，這樣求取的沿層相干屬性不會因層位解釋問題而出現(xiàn)人為因素的極值。按照上面劃分的窗口分別提取地震相干數(shù)據(jù)體各小層之間的相干數(shù)據(jù)振幅屬性，就可以得到各小層的平面相干振幅屬性，也可將各小層的相干振幅屬性疊合連片用來預測整體上的主要裂縫發(fā)育區(qū)。圖1是相干振幅屬性預測的裂縫發(fā)育區(qū)和高產井區(qū)的對比圖，相干振幅大于0.4為裂縫發(fā)育區(qū)，小于0.4則為裂縫不發(fā)育區(qū)，可以看出，得出的裂縫發(fā)育區(qū)與高產井區(qū)十分吻合，圖中的氣孔發(fā)育帶直井產量低，儲層動用程度低，是我們采用水平井開發(fā)動用的主要區(qū)域。

圖1 相干振幅屬性與高產區(qū)對比圖

通過井震結合、精細油層對比繪制的油層展布情況來看（圖2），k1、k2-1、k2-2小層的油層均呈北東向的條帶狀展布，反映出儲層主要為溢流相的特征。通過水平井開發(fā)能夠實現(xiàn)條帶狀儲層之間橫向連通，從而保證儲層的泄油面積，提高單井產量。

2.2 水平井優(yōu)化部署

圖2 K1、K2-1、K2-2小層油層展布圖

水平井按照“以經濟效益為中心，整體部署、分批實施、先易后難、先富后貧”的原則進行部署[15]。ND區(qū)塊軸部發(fā)育k1～ k5多套儲層，但是構造變化較大，而且儲層大多以薄儲層為主，而構造翼部區(qū)發(fā)育儲層相對軸部區(qū)要單一，單層儲層厚度大，儲層主要發(fā)育在k1～ k2小層，構造相對平緩。采用面積加權平均得出翼部區(qū)k1平均有效厚度為8.5 m；k2平均有效厚度為14.5 m，儲層厚度能夠滿足水平井開發(fā)的要求。因此，平面上井位主要部署在油層分布穩(wěn)定的翼部區(qū)，縱向上調整對象以k1、k2為主；布井方式以井組為單元，水平段方向垂直于油層展布方向，有利于溝通多個火山縫洞體。同時，也垂直于儲層最大主應力方向有利于儲層改造提高單井產量；水平段長度按照數(shù)值模擬結果兼顧壓裂工藝技術的實際情況，水平段長基本控制在400 ～ 700 m（圖3）；通過裂縫監(jiān)測，水平井壓裂半縫長為190 m，因此井排距為主應力方向上400 m。

圖3 水平段長與日產油關系曲線

ND發(fā)育多套儲層，且井網密度小，k1～ k2跨度大，為精細挖掘未動用油層潛力，通過精細小層對比，在進一步分析油層動用情況的基礎上，在翼部區(qū)和軸部部分區(qū)域探索水平井分層系開發(fā)。為保證井之間壓裂時不受影響，水平井縱向間隔須大于30 m；ND翼部及軸部部分區(qū)域k1～ k2跨度大于80 m，具備水平分層系開發(fā)的條件（圖4）。分層系開發(fā)水平井主要以k2油層組為主。2015年完鉆分層系水平井13口，油層鉆遇率77.5%，投產后初期平均單井日產油13.4 t / d，目前單井日產油7.7 t / d，超過方案設計目標。

2.3 提高單井產量技術

針對火山巖水平井產量遞減快的現(xiàn)狀（第1年遞減率57.1%），開展以注水（氣）、重復壓裂等方式為主的補充地層能量試驗，取得初步效果和認識。注水（氣）吞吐選井原則：①剩余油富集：鉆遇好，采出程度低，即優(yōu)選投產初期產量≥10 t / d且見油返排率低，有一定穩(wěn)產時間，預測累產在3 000 t以上，進入低產（產油3 t / d以下）時累計產油量2 000 t以上的井；②地層傾角大：選擇油層傾角較大的油井，有利于開采垂直滲透力比較好的頂部剩余油采出；③儲層親水：有利于油水置換。

重復壓裂選井原則及關鍵技術：①剩余油富集：優(yōu)選儲層發(fā)育井，優(yōu)選“甜點”段，優(yōu)選改造不徹底、未改造和規(guī)模小的層段，鄰井儲層發(fā)育的層段；②規(guī)模要大：重復壓裂裂縫一定要比前次長，排量比前次大，提高縫網溝通范圍；③對于較長段射孔段，補孔后重復壓裂；④先補虧空，后壓裂：地層虧空大的井壓裂時，加大前置活性水量，先補充地層能量，再實施壓裂，確保壓裂施工達到設計目標。

圖4 ND分層系開發(fā)示意圖

例如，NDP35井于2015年12月1日至12月23日開展注氮氣吞吐試驗，累計注入氮氣量128×104m3。2016年1月5日至17日放噴，累計出液106.7 m3，1月24日轉抽完井，日增油11.6 t / d，吞吐效果明顯，目前已累計增油400 t。

截止目前，火山巖開展注水吞吐2井次，重復壓裂1井次，氮氣吞吐2口井（1口井正在實施中），平均單井日增油7.6 t / d，已累計增油1 672 t。

3 實施效果

截至2015年底ND區(qū)塊共完鉆水平井99口，全部采用套管完井方式，平均井深2 293.5 m。實鉆水平段長395 ～ 800 m，平均577.6 m，實鉆油層厚度140.2 ～ 600.6 m，平均鉆遇油層433 m，油層鉆遇率75%，超過方案設計的70%。

完鉆的99口水平井主要采用速鉆橋塞和套內滑套壓裂方式投產，只有NDP11井使用水力噴砂壓裂方式投產。已投產井壓裂成功段數(shù)4 ～ 11段，大部分為5 ～ 6段。初期平均單井日產油11.3 t / d，大部分井日產油10 ～ 15 t / d，超過方案設計的初期單井日產油10 t / d的目標，是直井初期日產油的2.7倍。水平井開發(fā)取得了很好的效果，區(qū)塊產量止跌回升，產量由53 t / d提高至目前的467.5 t / d。

對比2014年新鉆井不同壓裂方式投產的效果，采用速鉆橋塞壓裂技術成熟，效果好；套內滑套壓裂效果目前只實施了3口井，效果差異大，有待進一步試驗分析；水力噴砂壓裂試驗證明效果相對較差，目前投產的井均采用速鉆橋塞壓裂技術（表1）。對目前速鉆橋塞壓裂技術投產井壓裂參數(shù)進行統(tǒng)計，平均壓裂段數(shù)為6段，平均入井凈液量3 344 m3，入井砂量330 m3，施工排量7.3 m3/ min。

通過裂縫監(jiān)測結果表明，火山巖速鉆橋塞多段壓裂可以形成體積縫網，如NDP4-1井裂縫監(jiān)測成果（表2），該井投產后初期日產油12.1 t / d，取得較好效果。

4 結論

（1）ND火山巖油藏采用水平井大型體積壓裂技術開發(fā)動用取得了較好的實施效果，水平井產量達到方案設計指標，表明對于儲層為縫洞體的火山巖油藏可以通過水平井大型體積壓裂技術提高縫洞體的鉆遇率，溝通更多的縫洞體，提高單井產量、儲量動用程度和開發(fā)效益。

（2）對于以溢流相為主的火山巖儲層，水平段方向垂直于油層展布方向，有利于溝通多個火山縫洞體，提高油層鉆遇率。

表1 壓裂工藝簡況匯總統(tǒng)計表

表2 NDP4-1井井下微地震裂縫監(jiān)測成果表

（3）加強地質與工程的一體化才能取得較好的效果，運用井震結合、油層精細對比進行水平井優(yōu)化部署和軌跡設計是基礎，水平井現(xiàn)場地質導向和大型體積壓裂是關鍵。

（4）針對火山巖水平井產量遞減快的現(xiàn)狀（第1年遞減率57.1%），開展以注水（氣）、重復壓裂等方式為主的補充地層能量試驗，取得初步效果，表明注水（氣）吞吐、重復壓裂是減緩產量遞減、提高單井產量的技術方法。

（5）對比不同壓裂方式投產的水平井效果，采用速鉆橋塞壓裂效果好。

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Horizontal Wells Development Adjustment Technology in ND Volcanic Reservoirs

PAN Youjun, XU Ying, LI Daoyang, ZHANG Zhongjin, LIU Changdi, DU Chunmei
（Research Institute of Exploration and Development, Tuha Oilfield Company, Petrochina, Hami 839009，China）

Since the rapid production constructing of ND volcanic reservoirs in the year 2007-2008, some problems such as rapid production decline, low single-well production, low production rate, small drainage area of the well and low reserves producing degree have occurred successively. In order to enhance the reserves producing degree, achieve the economical and effective development, increase the production, an experiment of large-scale horizontal fracturing was performed and achieved success in 2013, which opened the prelude to the development of horizontal wells in ND volcanic reservoirs. Based on the application of a series of technologies such as fine reservoir characterization, optimization of horizontal well deployment, remaining oil tapping by separate layer development, optimization of fracturing technology etc., quite good effect has been achieved. 75% of 99 horizontal wells drilled encountered the oil interval. The initial average single well production of 10.3 t/d is 2.7 times that of vertical well, and the production of exploration block begins to rally. The practice of horizontal well development in ND volcanic reservoirs indicates that for the volcanic reservoirs in which the reservoir space consists of fracture and pore, the large-scale horizontal fracturing can increase single well production, reserves producing degree and development benefits, and also be taken as a reference to the other similar reservoirs. Keywords: Volcanic reservoir; horizontal well; reservoir characterization; well deployment; separate layer development; experiment of increasing single-well production

TE355.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.04.065

1008-2336（2016）04-0065-06

2016-04-25；改回日期：2016-06-05

中石油科技重大專項課題“低品位儲量資源有效開發(fā)技術研究”（2012E-34-08）。

潘有軍，1984年生，男，工程師，從事油氣田開發(fā)研究。E-mail:yjypyj@petrochina.com.cn。