孫 穎，梁 斌，于富美，賈欣磊，嚴華峰，張露露

(1.中國石油渤海鉆探工程公司油氣合作開發(fā)分公司，天津 300457；2.中國石油大港油田分公司，天津 300280)

大港油田地處津京冀腹地，環(huán)境敏感、建設用地難。近年來，隨著農(nóng)村耕地管理的加強，國家對安全環(huán)保的要求更高。采油廠過去的“跑馬圈地”型建設，粗放型的油水井管理模式已不能適應新時代的發(fā)展要求。面對新形勢，樹立和踐行“綠水青山就是金山銀山”的理念，堅持人與自然的和諧共生，及時出臺了“采油廠綠色礦山建設規(guī)劃”。目前，大港油田已進入高含水開發(fā)階段，受注水或邊底水侵入影響，剩余油分布規(guī)律復雜，傳統(tǒng)的產(chǎn)能建設模式難以適應油田效益開發(fā)的需求，降低成本、提升效益、趨向智能化的油氣藏開發(fā)方式成為當前發(fā)展的主要方向，井叢場建設成為一項重要的工程[1-4]。陸上油田井叢場建設已逐步由小規(guī)模向大規(guī)模過渡，在軌跡防碰論證、鉆井批鉆實施以及數(shù)字化配套建設等方面難度增大。通過對大港最大陸上井叢場建設過程中的關鍵技術進行論述，圍繞“整體部署、集中實施、效益優(yōu)先、快速建產(chǎn)”的新開發(fā)思路，及“質(zhì)量、技術、綠色、效益”的井叢場建設模式，深化地質(zhì)工程一體化工作機制，著力打造大型井叢場工程[5-8]，為油田效益開發(fā)、數(shù)智化建設提供了寶貴的技術經(jīng)驗。

1 油藏潛力分析

港西開發(fā)區(qū)四區(qū)位于大港油田港西開發(fā)區(qū)西南部，開發(fā)層系為明化鎮(zhèn)組和館陶組。明化鎮(zhèn)組屬曲流河沉積，主力油層為NmⅢ2-1層，儲層非均質(zhì)性較嚴重，從3口取心井滲透率數(shù)據(jù)分析得知，變異系數(shù)為0.18～0.59，平面上滲透率變化級差為4倍，縱向滲透率級差達30倍；館陶組屬辮狀河沉積，主力油層為NgⅡ3-1層，砂層內(nèi)泥質(zhì)、低滲夾層較發(fā)育，縱向上非均質(zhì)性較嚴重，應用示蹤劑分析，證實泥質(zhì)、低滲夾層對滲流具有一定的分隔和遮擋作用。為了提升注采井網(wǎng)的有效性，開展儲層剩余油潛力研究，并針對兩個主力油層NmⅢ2-1層和NgⅡ3-1層開展井叢場設計，從而進一步提高油藏采收率[9]。

1.1 基于曲流河沉積砂體油藏數(shù)值模擬剩余油

港西開發(fā)區(qū)四區(qū)主力儲層NmⅢ2-1層為曲流河沉積，沉積微相主要有泛濫平原、決口扇、邊灘和河床滯留沉積等，不同的沉積微相間連通性的變化通常受砂體的厚度、物性、疊置關系或巖性變化的影響。在以往的注采井網(wǎng)部署時，很少考慮儲層的分布特征，而實際生產(chǎn)中，注采井組普遍存在不見效或見效不明顯的問題，注水開發(fā)或注聚開發(fā)驅油效率低，油藏采收率處于較低水平。

通過井震聯(lián)合約束解釋方法，對曲流河砂體邊界、形態(tài)及厚度分布特征進行刻畫(圖1)，砂層厚度較大的砂體為邊灘微相，是單向環(huán)流將凹岸掏蝕的物質(zhì)帶到凸岸沉積形成的沉積體，分選好，厚度較大，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。NmⅢ2-1砂體為多期曲流河橫向擺動形成，多個規(guī)模不一的邊灘砂體零散分布。

圖1 NmⅢ2-1曲流河相砂體形態(tài)及厚度分布

NmⅢ2-1層目前處于高采出程度、高含水階段，歷史上注水井較多，在油藏內(nèi)部形成錯綜復雜的驅替水線，對剩余油分布規(guī)律的精細描述存在較大困難?；趦犹卣餮芯砍晒Y合井約束建立油藏地質(zhì)模型(巖相模型及屬性模型)，并開展油藏數(shù)值模擬。從圖2可以看出，剩余油主要分布在注水難以波及到的斷層和砂體邊部，其次分布在受儲層非均質(zhì)性影響的無效注采井間。

為保證注采井網(wǎng)的連通性及剩余油挖潛的需求，井叢場的井網(wǎng)設計盡可能以單個邊灘砂體或疊置連通砂體部署五點法注采井網(wǎng)，并結合油藏數(shù)值模擬結果優(yōu)選剩余油富集區(qū)設計油井井位。

1.2 基于辮狀河沉積砂體油藏數(shù)值模擬剩余油

港西開發(fā)區(qū)四區(qū)主力儲層NgⅡ3-1層為辮狀河沉積，主要發(fā)育河床和河漫亞相，其中河床亞相中的心灘微相為主要含油氣層。河流侵蝕河道兩岸在河床底部逐漸堆積沉積物形成心灘，心灘沉積物復雜，粒度較粗，變化范圍較寬，長軸平行河道方向，具有底平頂凸的外部特征。單個心灘頂部往往發(fā)育有泥質(zhì)落淤層，對心灘間的有效連通性產(chǎn)生影響。鉆遇NgⅡ3-1層的開發(fā)井測井解釋證實砂體內(nèi)部存在油水關系復雜、注采井不見效的問題。通過應用井震聯(lián)合約束解釋方法，對辮狀河砂體特征進行刻畫(圖3)，砂層厚度較大的砂體為心灘，屬于優(yōu)質(zhì)儲層。井叢場的井網(wǎng)設計，盡可能以單個心灘作為五點井網(wǎng)的建設單元。

圖3 NgⅡ3-1辮狀河河相砂體形態(tài)及厚度分布

NgⅡ3-1層目前也處于高采出程度、高含水階段，油藏內(nèi)部的驅替水線錯綜復雜，剩余油分布規(guī)律的精細描述認識困難?；趦犹卣餮芯砍晒?，建立了油藏地質(zhì)模型并開展數(shù)值模擬分析，從圖4可以看出，剩余油主要分布在斷層邊部及歷史注水未波及的井間。通過合理部署五點法井網(wǎng)，可以最大程度地滿足井網(wǎng)的連通性及剩余油挖潛需求。

圖4 NgⅡ3-1砂體油藏數(shù)值模擬剩余油分布

2 大型井叢場集約化、一體化方案

2.1 井叢場方案設計及存在難點

港西油田XX大型井叢場建設規(guī)劃遵循高標準、集約化設計理念，基于主力油層NmⅢ2-1層和NgⅡ3-1層的剩余油分布特征，建立兩套層系井網(wǎng)，井叢場地面規(guī)劃采用四組雙排布井方式，一組14口井，井組間距35 m，井排間距8 m，共部署井數(shù)56口(圖5)。

圖5 港西XX井叢場井場部署

該井叢場的建設存在以下難點：

(1)井場面積有限，且歷史老井分布較密，導致井眼軌跡優(yōu)化難度大。在滿足油藏開發(fā)需求的情況下，設計井井間軌跡相互制約，且存在造斜點淺、造斜率大、井斜角大等問題，疏松地層方位易飄移，控制難度大，且井斜較大易出現(xiàn)攜巖攜砂困難的情況。

(2)港西XX井叢場設計井數(shù)量較多，且已完鉆鄰井密度較大，設計井防碰問題突出。井叢場涉及鄰井約200余口，且大部分鄰井為60—80年代的老井，井身數(shù)據(jù)可靠性差，防碰危險系數(shù)高。設計井叢場數(shù)量較多，部分靶點方位集中，目的層段附近防碰難度加大。

(3)利用有限的井場面積，優(yōu)化鉆井設計，實施更多的產(chǎn)能井，有效緩解地上、地下矛盾，同時提鉆速、縮周期、降低鉆井成本，實現(xiàn)降本、提質(zhì)、增效的目標。

針對存在難點，重點從軌跡設計、鉆井過程控制及數(shù)字化配套建設方面進行技術提升與優(yōu)化，實現(xiàn)高標準、集約化目標。

2.2 密集井網(wǎng)下井軌跡的設計與優(yōu)化

由于老區(qū)征地難度大、地面選址困難，大型井叢場設計面臨的不僅是井場地下開發(fā)程度高、井網(wǎng)密度大、井間優(yōu)化難的問題，還要面臨因井網(wǎng)密集而造成的防碰關系復雜的問題，因此，井叢場軌跡問題處理難度較大。

港西XX井叢場設計井數(shù)多，井型多樣，水平井與常規(guī)井混合整體實施，對井間防碰要求更高。綜合考慮地質(zhì)需求，通過以下四步對井叢場井口、靶點整體匹配開展可行性論證：①井口靶點初匹配，每一組按照靶點位移由大到小的順序將其依次匹配至最近井口；②井口靶點再調(diào)整，通過對井口和靶點匹配關系的調(diào)整，解決設計井與鄰井的防碰問題；③井眼軌跡優(yōu)化，通過造斜點“√”字型設計、預斜或雙增扭方位設計、地質(zhì)靶點微調(diào)等方法實現(xiàn)；④進行設計軌跡防碰掃描計算，若防碰距離安全，則井叢場設計完成。

如果采用造斜點錯移、發(fā)散軌跡等方式仍不能錯開井筒軌跡，就需要進行繞障設計。結合叢式開發(fā)特點(設計井井口、井間距離小、并行井段長等)，采用扭方位繞障與上部小井斜預造斜的新思路，保障設計井與完鉆井的井間防碰安全，有效實現(xiàn)單井軌跡的優(yōu)化處理，各井位上部井段防碰距離大于5 m，下部井段大于10 m，達到了軌跡可行的安全距離。

通過地質(zhì)工程一體化化論證，軌跡參數(shù)優(yōu)化調(diào)整4輪次、井眼軌跡優(yōu)化224井次，完成了三維空間井軌跡模型，為井叢場的實施奠定了基礎。

2.3 鉆井過程的控制與優(yōu)化

井叢場鉆機運行應用導軌式鉆機平移技術[10-11]，對鉆機鋪設導軌，使其便捷地沿井排移動。單部鉆機先在每個井組進行單排7口井的表層批鉆施工，再進行二開批鉆施工，7口井施工完，移井架至本組下一排7口井再進行表層、二開批鉆施工，鉆井泥漿全程循環(huán)利用；井組施工完成后，進行下一井組施工。這樣的運行安排，大幅度縮短了鉆井周期，井叢場平均單井鉆井周期較單眼井縮短了37%，建產(chǎn)周期縮短70天。

鉆井過程中，增加高效PDC(聚晶金剛石復合片)鉆頭等工具的使用，提高機械鉆速，降低油層浸泡時間；增強泥漿的抑制性、封堵性，適當降低泥漿密度，鉆至油層前加入油層保護材料，嚴格控制失水；針對防碰問題，防碰井距小于15 m的井段，使用牙輪鉆頭鉆進，密切監(jiān)測定向參數(shù)，確保軌跡達標；延長導向跟蹤井段，按照鉆井設計嚴格控制井眼軌跡，打造規(guī)則平滑的井眼軌跡，杜絕過大的全角變化率。

2.4 井叢場數(shù)字化配套

采油井以電動潛油螺桿泵舉升工藝為主，注水井、注聚井以分層注入工藝為主，針對油井數(shù)據(jù)(油壓、套壓、回壓、含水率和液量)及水井數(shù)據(jù)(油壓、套壓和流量)采用一拖多的數(shù)據(jù)傳輸模式。在中心控制室設立中控機及井叢場遠程控制平臺，中控機主要展示現(xiàn)場油水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)(計量出口壓力、液量、含水率)以及電動潛油螺桿泵運行參數(shù)等；遠程控制平臺具備潛油螺桿泵遠程啟停功能、現(xiàn)場異常和生產(chǎn)異常自動保護機制等。

井叢場配備視頻安防系統(tǒng)，監(jiān)視設備運行情況、周邊人員出入情況；配備雙向語音對講系統(tǒng)，網(wǎng)絡攝像機端和監(jiān)控中心視頻安防管理平臺可以同時講話或者監(jiān)聽，實現(xiàn)與井場人員通話；利用生產(chǎn)過程管理子模塊，對井叢場現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行查詢并對油井巡檢過程進行錄入，實現(xiàn)油井巡檢全過程管理。

2.5 大型井叢場建設效果

港西油田XX井叢場通過地質(zhì)工程、技術經(jīng)濟一體化論證、集約化建設，實現(xiàn)了“集中建、少占地、少修路、批量鉆、降噪音、少排碳、易管理、降成本”的目的，建成大港油田陸上最大井叢場(圖6)。

圖6 港西xx井叢場實鉆構造井位部署

新井投產(chǎn)效果與數(shù)值模擬剩余油吻合率87%，單井日產(chǎn)油能力是預期的2.2倍，取得了良好的產(chǎn)能建設效果。與常規(guī)單口井場建設對比，土地利用率提高67%，節(jié)約占地43 km2；地面工藝管道建設長度降低80%，減少管道建設5.2 km；鉆井、試油運行效率提升45%，累計減少碳、氮化物排放量5 492 t；油水井的管理趨于簡易，人均管井數(shù)提高6口。

3 結論

(1)針對大型井叢場地質(zhì)潛力研究，應用井震聯(lián)合約束解釋方法，對主力油層的儲層分布特征進行刻畫，并進行地質(zhì)建模及油藏數(shù)值模擬分析；結合剩余油分布規(guī)律，指導油、水井的合理部署，較大程度地提高注采井網(wǎng)的連通性，保障后期注采開發(fā)的有效性。

(2)遵循高標準、集約化設計理念，針對井場地下開發(fā)程度高、井網(wǎng)密度大、水平井與常規(guī)井混合、防碰危險系數(shù)高等問題，通過地質(zhì)工程一體化化論證，應用四步論證及細節(jié)處理的方法，完成了56口新井軌跡的可行性論證。

(3)鉆井過程中，對鉆機鋪設導軌，批鉆實施，大幅度縮短了鉆井周期，鉆井泥漿循環(huán)利用。井叢場地面建設配備視頻安防系統(tǒng)、遠程控制平臺、雙向語音對講系統(tǒng)等。整個實施過程及相關配套設備，確保井叢場建設趨向環(huán)保、低投資、智能化的特點，為國內(nèi)油氣田開發(fā)行業(yè)數(shù)智化發(fā)展積累了認識和經(jīng)驗。