王蘭婷，王學(xué)忠，王建勇，劉小波，周 正，陶建強，曹 坤

（1.西南財經(jīng)大學(xué) 社會發(fā)展研究院，成都 610074；2.中石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司，山東 東營 257000；3.中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728）

油田開發(fā)實踐取得成效后進行系統(tǒng)性總結(jié)很有必要。準(zhǔn)噶爾盆地西緣春風(fēng)油田超稠油，開發(fā)難度較大。通過技術(shù)攻關(guān)，動用一部分產(chǎn)量，建成產(chǎn)能。本文涉及幾個專有名詞，先做簡要說明：①中石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司（以下簡稱為新春公司）負(fù)責(zé)勝利油田新疆探區(qū)的油氣勘探開發(fā)及生產(chǎn)銷售任務(wù)。②孫煥泉院士[1-2]領(lǐng)銜研發(fā)的水平井、氮氣、降黏劑、蒸汽吞吐復(fù)合開發(fā)技術(shù)，簡稱HDNS，HDNS 是水平井（Horizontal well）、油溶性復(fù)合降黏劑（Dissolver）、氮氣（Nitrogen）和蒸汽（Steam）4 個英文詞組首字母組合。③超稠油的界定，按照我國稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，油層溫度下脫氣原油黏度大于50 000 mPa·s 的原油屬于超稠油。④地質(zhì)淺孔，本文中是指采用淺孔鉆機鉆打地質(zhì)淺孔，可以長井段、連續(xù)取心，還可以測井。與常規(guī)鉆井取心相比，春風(fēng)油田實施的地質(zhì)淺孔每米進尺費用下降50%，取心收獲率由40%提高到90%。⑤極淺層指埋藏深度小于200 m 的儲層，也可以適當(dāng)拓寬到埋藏深度300 m 左右的儲層。⑥超短半徑水平井是指曲率半徑遠比常規(guī)短曲率半徑水平井更短的一種水平井[3]，也稱之為短曲率半徑水平井，是設(shè)計井眼曲率大于60°/30 m 的水平井。超短半徑徑向水平鉆完井技術(shù)轉(zhuǎn)彎半徑小、入靶準(zhǔn)確，適合于含油面積較小的區(qū)塊。⑦費孝通[4-5]、馬寅初開創(chuàng)的中國社會學(xué)主要是通過社會調(diào)查，對于社會現(xiàn)象進行調(diào)查、研究、分析和解決。本文無意強調(diào)社會科學(xué)理論給予春風(fēng)油田開發(fā)實踐的指導(dǎo)價值，而是著力通過社會學(xué)視角還原春風(fēng)油田最新的一些艱苦卓絕的開發(fā)體驗，以高質(zhì)量調(diào)查研究推動高質(zhì)量發(fā)展。王梓坤院士[6]所著的《科學(xué)發(fā)現(xiàn)縱橫談》，縱談科學(xué)發(fā)現(xiàn)的一般過程，橫談科研人員應(yīng)具備的品質(zhì)——德、識、才、學(xué)，對于本文寫作啟發(fā)很大。

1 極淺層超稠油開發(fā)思路

2021 年10 月21 日，習(xí)近平總書記到勝利油田視察并作出重要指示。他指出,石油戰(zhàn)線始終是共和國改革發(fā)展的一面旗幟,要繼續(xù)舉好這面旗幟,在確保國家能源安全、保障經(jīng)濟社會發(fā)展上再立新功、再創(chuàng)佳績。新春公司牢記囑托高舉旗幟，保障國家能源供應(yīng)。

1.1 春風(fēng)油田極淺層超稠油開發(fā)思路分析

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣是淺層超稠油富集帶，具有埋深淺，溶解氣量小，天然驅(qū)動能量弱，黏度特別高等特點。準(zhǔn)噶爾盆地西緣是我國重要的稠油熱采生產(chǎn)基地，相關(guān)單位和技術(shù)人員在蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（SAGD）和火燒油層技術(shù)領(lǐng)域積累豐富經(jīng)驗[7-11]，但對于春風(fēng)油田埋藏深度170 m 左右的極淺層環(huán)烷基超稠油油藏來說，上述技術(shù)應(yīng)用效果并不理想。關(guān)于極淺層的提法，在國內(nèi)學(xué)者的文章中可以見到[12]。1939 年，老君廟1 號井鉆至115.5 m 時發(fā)現(xiàn)油層，日產(chǎn)油10 t。2005 年，克拉瑪依油田誕生當(dāng)時國內(nèi)最淺水平井HW9802 井，垂直井深144.1 m。與大多數(shù)稠油油藏相比，春風(fēng)油田極淺層超稠油油藏埋藏更淺，更難以建立有效的生產(chǎn)壓差；油層厚度更薄，以至熱采過程中熱損失更大；原始狀態(tài)下地層原油不能流動，直井蒸汽吞吐后獲得工業(yè)油流，但產(chǎn)量遞減迅速，經(jīng)濟效益差。當(dāng)然，油藏埋藏淺也有好處，注蒸汽過程中井筒熱損失較小，鉆井進尺少，鉆井投資較少。

新春公司超過80%的產(chǎn)量來自準(zhǔn)噶爾盆地西緣春風(fēng)油田。態(tài)度決定一切，春風(fēng)油田開發(fā)伊始就確定5 年建成百萬噸級油田目標(biāo)，而且這一目標(biāo)如期實現(xiàn)。春風(fēng)油田科技創(chuàng)新，應(yīng)用HDNS 技術(shù)，投產(chǎn)水平井700 余口，建成百萬噸級油田[13]，實現(xiàn)埋藏深度400～700 m 超稠油效益開發(fā)，其核心技術(shù)“薄儲層超稠油高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用”獲得2019 年度國家科學(xué)技術(shù)進步獎二等獎。深化成本經(jīng)營和價值創(chuàng)造是企業(yè)永恒的追求，春風(fēng)油田人均勞動生產(chǎn)率在中國石化同行中名列前茅。新春公司發(fā)揮體制機制優(yōu)勢，促進了儲量產(chǎn)量穩(wěn)步提升，公司經(jīng)營業(yè)績持續(xù)攀升。組建勘探、開發(fā)、鉆完井和采油工程4 大專業(yè)部門，做強勘探開發(fā)核心業(yè)務(wù)，同步優(yōu)化業(yè)務(wù)流程。以油藏單元為主體，實施“預(yù)算配置、效益評價、經(jīng)營分析、治理提升”全過程管理，實現(xiàn)產(chǎn)量、工作量、成本、效益、指標(biāo)“五到區(qū)塊”，效益評價、成本分析、治理提升“三到單井”，以效益為導(dǎo)向提升油藏單元管理水平。強化信息化支撐，實現(xiàn)油井生產(chǎn)智能控制、站庫運行自動巡檢、生產(chǎn)管理實時監(jiān)控和決策指揮智能推送，大多數(shù)油井實現(xiàn)無人值守，相較傳統(tǒng)模式減少用工52%。新春公司的工區(qū)遠離勝利本土3 700 km，只有200 余人。采用不養(yǎng)隊伍管隊伍的承包商管理模式。新春公司扎根祖國西北，在大漠和戈壁灘上艱苦創(chuàng)業(yè)、接力奮斗，自2015 年建成百萬噸油田以來，連續(xù)8 年實現(xiàn)產(chǎn)量正增長，為端牢能源飯碗作出極大貢獻。新春公司已為國家奉獻原油1 162×104t，2022 年產(chǎn)油140×104t，4 次榮獲中國石化“紅旗采油廠”殊榮。

隨著勘探開發(fā)不斷深入，春風(fēng)油田周邊發(fā)現(xiàn)埋藏深度110～200 m 的新區(qū)塊，直井蒸汽吞吐試采效果不理想。由于原油黏度高、薄儲層散熱快、熱利用效率低，這部分極淺層超稠油采用傳統(tǒng)注蒸汽熱采技術(shù)產(chǎn)量低，難以經(jīng)濟有效動用。前人的一些研究成果值得學(xué)習(xí)借鑒，例如朱維耀等[14]研究稠油油藏蒸汽吞吐產(chǎn)能預(yù)測新模型，生產(chǎn)壓差越大，油藏有效動用半徑先增加，后趨于平緩，日產(chǎn)油量增加，不是說生產(chǎn)壓差越大越好，但過小生產(chǎn)壓差確實不利于稠油熱采獲得較高產(chǎn)能；擬啟動壓力梯度越大，有效動用半徑逐漸變小，且遞減幅度逐漸變緩，日產(chǎn)油量逐漸降低；擬啟動壓力梯度對天然能量和蒸汽吞吐開采影響均不能忽略，且對蒸汽吞吐開采影響較大；直井和水平井產(chǎn)能均隨擬啟動壓力梯度增加而減小，且水平井產(chǎn)能降低幅度較大。受此啟發(fā)，可以從水平井單井產(chǎn)量預(yù)測模型角度考慮，提高極淺層區(qū)塊單井產(chǎn)能，通過增加生產(chǎn)壓差，努力擴大油藏有效動用半徑，擴大油藏供給范圍。吳曉東等[15]基于克拉瑪依油田九7 區(qū)薄淺層超稠油開發(fā)實踐，蒸汽參數(shù)對開發(fā)效果影響順序從大到小依次為生產(chǎn)時間、注汽干度、周期注汽量、注汽壓力和燜井時間；優(yōu)化結(jié)果為生產(chǎn)時間60 d，注汽干度70.0%，周期注汽量2 210 t，注汽壓力4.0 MPa，燜井時間3 d。還可以考慮淺層稠油熱坑道內(nèi)開采[16]、淺層超稠油挖掘開采[17]、淺層稠油魚骨型分支水平井[18]和原位改質(zhì)，電加熱輔助蒸汽熱采，風(fēng)、光、氫儲聯(lián)合產(chǎn)生蒸汽。綜上，文章研究方向有一定意義，但應(yīng)更突出創(chuàng)新性，一些關(guān)鍵技術(shù)及問題應(yīng)更深入論述。有些想法還需要進一步下功夫做深入研究。

1994 年，克拉瑪依油田九區(qū)98260 井油層埋深163.5～187.0 m，套管直徑244.5 mm，蒸汽吞吐后峰值日產(chǎn)油24.0 t，第一周期產(chǎn)油1 969 t[19]。2019 年，筆者意識到，對于極淺層超稠油，還是采取HDNS 比較妥當(dāng)，最大的技術(shù)屏障是鉆不成水平井，主要是造斜點太淺。2020 年，《中國石油報》報道《大慶油田完成首口稠油熱采淺層大井眼水平井》。可見，前人已經(jīng)進行大井眼直井及水平井的鉆探開發(fā)實踐。受此啟發(fā)，新春公司管理團隊決定引入常用于固體找礦領(lǐng)域的低成本地質(zhì)淺孔連續(xù)取心技術(shù)，應(yīng)用短半徑水平井技術(shù)鉆成水平井，探索春風(fēng)油田極淺層超稠油開發(fā)新路徑。初步判斷，以HDNS 為代表的熱復(fù)合熱采技術(shù)引領(lǐng)稠油熱采技術(shù)方向，對于春風(fēng)油田極淺層超稠油也可能是有效的，但實施難點在于：一是找到好的儲層發(fā)育區(qū)，二是能夠順利鉆成水平井。

1.2 春風(fēng)油田開發(fā)決策面臨的挑戰(zhàn)

春風(fēng)油田不僅開發(fā)技術(shù)面臨難題，開發(fā)決策水平也有待提高。油田開發(fā)屬于實踐性很強的技術(shù)領(lǐng)域，具有高投入、高風(fēng)險的特點，勘探取得油氣新發(fā)現(xiàn)后，需要試采：根據(jù)新認(rèn)識，部署評價井，開發(fā)準(zhǔn)備井，開展開發(fā)先導(dǎo)試驗，以上均需要試采；根據(jù)新認(rèn)識，編制開發(fā)方案，開展產(chǎn)能建設(shè)；根據(jù)新認(rèn)識，編制開發(fā)調(diào)整方案，確保長期效益開發(fā)。春風(fēng)油田重大開發(fā)先導(dǎo)試驗、風(fēng)險探井、重點開發(fā)產(chǎn)能建設(shè)項目由中國石化總部決策。中等規(guī)模開發(fā)產(chǎn)能建設(shè)項目由勝利油田決策；較小規(guī)模開發(fā)產(chǎn)能建設(shè)項目由新春公司決策，至于維護性生產(chǎn)措施決策權(quán)已下放到采油管理區(qū)。通常油田開發(fā)決策機制是：負(fù)責(zé)匯報部門單位提前編制項目可行性報告，會上討論后組織實施，實施3 年后開展項目后評估。一個新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)項目往往需要編制石油地質(zhì)、油藏工程、鉆采工程、地面工程和經(jīng)濟評估報告。

油田開發(fā)決策面臨的主要挑戰(zhàn)：①油田開發(fā)決策涉及很多技術(shù)領(lǐng)域，以至于油田開發(fā)主要決策者固有知識往往不夠用。②有的開發(fā)試驗井組屢屢受挫，何去何從，如何決策？③有些開發(fā)決策過于草率則是因為對油藏認(rèn)識不充分，對試采認(rèn)識不充分，沒有哪一個開發(fā)決策者可以作出科學(xué)決策，這種情況下就需要耐心試采，多次組織方案論證會，盡可能穩(wěn)妥逼近真實情況，切莫冒進。但急功近利現(xiàn)象仍會發(fā)生。在取得油氣發(fā)現(xiàn)后，在方方面面認(rèn)識不到位的情況下，匆忙、草率做出決策，往往帶來的是不可逆轉(zhuǎn)的損失。④有時候因為技術(shù)不配套而難以作出正確開發(fā)決策，還需要耐心地研發(fā)或引進新技術(shù)，通過技術(shù)進步循序漸進、穩(wěn)中求進解決油田開發(fā)面臨的難題，建立容錯糾錯機制很重要。⑤眾人多次反復(fù)討論，議而不決也不行。為此，筆者堅持守正創(chuàng)新、穩(wěn)中求進，開展開發(fā)決策方法優(yōu)化研究。

1.3 科學(xué)范式需要與時俱進

恩格斯說過，社會一旦有技術(shù)上的需要，則這種需要就會比十所大學(xué)更能把科學(xué)推向前進?？茖W(xué)研究必須深深扎根于社會生產(chǎn)實踐的需要，實踐出真知，學(xué)術(shù)成就源自創(chuàng)新方法。費孝通作為我國社會學(xué)開拓者，認(rèn)為“這些年來所得到的知識很少，也不見得都正確，但是我確實是從實際生活當(dāng)中得到的”。劉大椿[20]是我國科學(xué)技術(shù)哲學(xué)專業(yè)的領(lǐng)軍學(xué)者，在研究科學(xué)范式的過程中，既研究華羅庚、陳省身這樣的科學(xué)大師，也研究梁啟超、陳寅恪這樣的人文大師。夏大杰等[21]基于技術(shù)治理與政民互動視角，開展大數(shù)據(jù)背景下大氣污染治理績效提升機制研究。許佳欣等[22]研究了稠油侵入對鉆井液流變性影響。孫倩等[23]研究全球價值鏈風(fēng)險、能源安全與“雙碳”目標(biāo)。

周正等[24-25]認(rèn)為“即便在相同情形中，每個人所做決策也有千差萬別，導(dǎo)致決策個體差異因素之一就是數(shù)學(xué)能力”，其研究發(fā)現(xiàn)“價格的信息加工過程涉及價格的表征與比較、記憶、推理和情緒等一系列心理過程”。張恭慶院士認(rèn)為“任何一門成熟科學(xué)都需要用數(shù)學(xué)語言來描述，在數(shù)學(xué)模型框架下來表達它們的思想和方法”。加大數(shù)據(jù)挖掘力度并提升數(shù)據(jù)價值，是油氣勘探開發(fā)面臨的新挑戰(zhàn)[26]。長慶油田應(yīng)用地質(zhì)工程一體化智能決策系統(tǒng)，實現(xiàn)室內(nèi)現(xiàn)場遠程互動、生產(chǎn)過程實時監(jiān)控、方案部署動態(tài)優(yōu)化[27]。計秉玉等[28]認(rèn)為，隨著不同類型新儲量不斷投入，表征油田整體開發(fā)技術(shù)與經(jīng)濟效果關(guān)鍵性指標(biāo)，如產(chǎn)量、可采儲量、采收率和開發(fā)成本也隨之改變優(yōu)選。

再好的理論也要通過人的實踐轉(zhuǎn)化為增儲上產(chǎn)動力。讓專業(yè)部門做專業(yè)事。油田開發(fā)是由眾人協(xié)作完成，以人為本非常重要，尊重知識，尊重人才，注重調(diào)查研究。油田開發(fā)過程中，對未動用儲量，既不能放棄，也不能期望值太高，要有科學(xué)態(tài)度，堅持穩(wěn)中求進。

2 極淺層超稠油開發(fā)探索

2.1 地質(zhì)淺孔技術(shù)應(yīng)用研究

做任何事情都要講究方法，方法正確才能使問題迎刃而解。春風(fēng)油田應(yīng)用地質(zhì)淺孔-評價井模式實現(xiàn)未動用儲量低成本快速精準(zhǔn)評價。迄今，已在春風(fēng)油田鉆打地質(zhì)淺孔200 井次，以地質(zhì)淺孔為標(biāo)尺，水平井油層鉆遇率高，提高單井產(chǎn)能達標(biāo)率。

地質(zhì)淺孔在我國有悠久的歷史，廣泛應(yīng)用于礦產(chǎn)勘查、地質(zhì)調(diào)查、工程勘察和工程建設(shè)。鄂爾多斯盆地南緣奧陶系具有與盆地中東部完全不同的沉積、巖溶環(huán)境和巖溶儲層特征，其中一口淺鉆井揭示碎屑物質(zhì)充填巖溶洞穴的存在[29]。地質(zhì)淺孔在春風(fēng)油田產(chǎn)能方案編制、剩余油研究、落實油水邊界和探明儲量中發(fā)揮重要作用。本次統(tǒng)計分析春風(fēng)油田地質(zhì)淺孔103 口（圖1），精細(xì)刻畫多個極淺層超稠油油藏。

圖1 P609-Q19 地質(zhì)淺孔巖心照片（埋深184m）

有些勘探風(fēng)險較大區(qū)域，淺鉆取心沒有獲得較好油氣發(fā)現(xiàn)，但卻規(guī)避了開發(fā)風(fēng)險。從淺鉆取心獲得的有些油氣可以發(fā)現(xiàn)，因為油層薄，短期內(nèi)也可能難以實現(xiàn)有效開發(fā)。需要指出，區(qū)塊地質(zhì)淺孔取心鉆遇油氣顯示情況，并不代表區(qū)塊油氣顯示全貌。統(tǒng)計新春公司大部分地質(zhì)淺孔取心資料（表1），均位于準(zhǔn)噶爾盆地，可以很容易識別出隔夾層。

從表1 統(tǒng)計情況看，共統(tǒng)計地質(zhì)淺孔103 口。其中油氣顯示井?dāng)?shù)為79 口，占比為76.7%。油藏埋深115～716 m。平均單井鉆遇油層數(shù)1.1 個，平均單井鉆遇油層厚度4.2 m。大多數(shù)鉆遇油層非常薄，目前技術(shù)條件下難以得到有效開發(fā)。前人對于鉆遇水層缺乏研究，筆者統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，上述103 口地質(zhì)淺孔中，77 口井鉆遇水層，占比74.8%。表明，部分井區(qū)地下水資源非常豐富。這部分地下水有無開采價值，尚有待落實。無論是油砂體，還是水砂體，大部分儲層的孔隙度均大于30%。某井鉆遇煤層4 層，埋深68～241 m，煤層厚度10.5 m。其中240.6～241.3 m 煤層厚度為0.7 m，孔隙度31%，含油飽和度37.65%，這是否表明煤層生油呢？前人認(rèn)為，淺層稠油稠化過程中產(chǎn)生天然氣，但上述103 口井未發(fā)現(xiàn)天然氣藏，是解釋方法局限，還是確實未找到天然氣藏，還有待進一步落實。此處說地質(zhì)淺孔好，并沒有否定鉆井取心和鉆打油藏評價井有效性，彼此之間可以取長補短、優(yōu)勢互補。

2.2 短半徑水平井技術(shù)應(yīng)用研究

為提高稠油熱采及小規(guī)模砂體開發(fā)效果，大慶油田設(shè)計施工側(cè)鉆超短半徑水平井J37-26-P14 井，該井完鉆井深629 m，造斜率20°/m，曲率半徑僅為3.3 m，造斜段水平位移為2.9 m，總水平位移為22.7 m，水平段長19.5 m[30]。2021 年12 月21 日，中國石油網(wǎng)介紹“大慶鉆探超短半徑水平井技術(shù)提高采收率”，大慶鉆探超短半徑水平井技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用23 口井，形成曲率半徑小于30 m、水平段200 m 以上超短半徑水平井鉆完井技術(shù)。

春風(fēng)油田排609 區(qū)塊新近系沙灣組油藏埋深160～230 m，有效厚度1～6 m，地下脫氣原油黏度75 000～100 000 mPa·s，沉積類型為扇三角洲沉積。排609 區(qū)塊處于近物源區(qū)，儲層巖性復(fù)雜，橫向變化快，相隔百米井鉆探下來，儲層厚度、隔夾層變化都比較大。油水關(guān)系復(fù)雜，有效儲層識別難度大；直井產(chǎn)能低，平均單井日產(chǎn)油1.7 t，油汽比0.2。利用地質(zhì)淺孔取心，落實儲層平面變化情況；識別有效儲層，落實含油情況及油水分布。排609區(qū)塊實施地質(zhì)淺孔8 口，取心進尺93.27m，巖心長79.40m，平均收獲率86.1%，平均單孔鉆遇砂層厚度9.9 m，平均單孔鉆遇有效厚度3.6 m（表2）。

表2 排609 區(qū)塊地質(zhì)淺孔取心情況統(tǒng)計表

春風(fēng)油田首口極淺層短半徑水平井P609-P2 井垂深188 m（圖2），水平段長150 m，造斜70 m，水平位移290m，最大造斜率12.9°/100 m，位垂比1.54。在水平井施工中，井深越淺、井徑越粗，施工難度越大。根據(jù)P609-P2井施工經(jīng)驗，針對導(dǎo)管、二開鉆井A 靶點不能調(diào)整的難題，采取地質(zhì)精細(xì)落實油層展布及A 靶點深度；針對直井口造斜難度大的難題，采取導(dǎo)管、二開導(dǎo)管造斜；針對二開篩管下入自重不足的難題，采取篩管前端安裝旋轉(zhuǎn)引鞋，遇阻時，增加上部管柱重量輔助加壓。采用裸眼割縫篩管分段完井，采用注采一體化管柱，∮57 mm 注采一體化泵。P609-P2 井蒸汽吞吐后投產(chǎn)，峰值日產(chǎn)油17 t，含水率25%，已開采2 個周期，階段產(chǎn)油2 103 t，油汽比0.5，為春風(fēng)油田200 m 極淺層超稠油開發(fā)提供了新路徑。

圖2 P609-P2 短半徑水平井水平井完井管柱示意圖

3 排634 區(qū)塊開發(fā)試驗

3.1 地質(zhì)淺孔技術(shù)應(yīng)用情況

排634 區(qū)塊屬于扇三角洲沉積淺層超稠油砂巖油藏，含油層系為新近系沙灣組，油藏埋深175 m 左右，地層傾角1°，平均有效厚度5.5m，孔隙度28.5%，滲透率1102mD，地層壓力2.1 MPa。油層溫度下脫氣原油黏度88 740～141 300 mPa·s，50 ℃脫氣原油黏度參考值4 795.0 mPa·s，地面原油比重0.95。2013 年鉆探投產(chǎn)的P634 井油層中深183 m，有效厚度13.4 m，蒸汽吞吐后峰值日產(chǎn)油4.0 t，泵深154.2 m，動液面143 m。含礫砂巖膠結(jié)疏松，油層段常規(guī)取心收獲率低，例如，P634 井179.0～190.0 m 取心，總進尺11.0m，巖心長5.7m，其中油浸級油氣顯示2.3m。為此，排634 區(qū)塊通過8 口地質(zhì)淺孔，豐富了油藏認(rèn)識（表3）。

表3 排634 區(qū)塊開發(fā)效果統(tǒng)計

對比春風(fēng)油田主力開發(fā)區(qū)塊，排634 區(qū)塊油藏更淺、油層更薄、非均質(zhì)性更強，油藏埋深166～210 m，油層有效厚度2～6 m，增斜井段穿越水層、泥巖層及灰質(zhì)層井段，定向造斜困難，水平井靶向鉆井難度大。選擇排634 區(qū)塊開展超淺層水平井開發(fā)試驗，面臨的開發(fā)風(fēng)險很大，因為從地質(zhì)淺孔取心情況看，單層油層厚度實在太薄，開發(fā)效果不理想容易動搖在超淺層推廣短半徑水平井的決心和實施力度。

3.2 開發(fā)方案設(shè)計要點

排634 及排634-2 區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)部署總井?dāng)?shù)57口，其中利用老井6 口，部署短半徑水平井51 口，井距130 m，排距130 m，水平段長度150～200 m，采用HDNS 技術(shù)開發(fā)，新建產(chǎn)能10×104t/a。采用二開井身結(jié)構(gòu)，裸眼濾砂管完井，∮57 mm 偏置閥泵舉升。

3.3 實施效果

排634 塊區(qū)2022 年新鉆21 口水平井、1 口直井，建成產(chǎn)能3.4×104t/a（表4），平均單井鉆井周期5.3 d，平均單井日產(chǎn)油7 t。單井日產(chǎn)油較設(shè)計產(chǎn)能提高40%。排634區(qū)塊水平井單井峰值日產(chǎn)油1～10 t。水平井單井第一周期平均產(chǎn)油324 t，周期生產(chǎn)時間60 d。這樣的開發(fā)指標(biāo)不是特別耀眼，但考慮到這部分儲量之前幾乎無法開采，這樣的成績值得肯定。受此鼓舞，排634 鄰塊部署3 口開發(fā)準(zhǔn)備井，新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)井19 口，預(yù)測油層厚度2.0～6.0 m，預(yù)計單井日產(chǎn)油3.0～6.0 t。毋庸諱言，個別井實施效果不理想，造成新井低產(chǎn)低效的原因主要是儲層發(fā)育，還是注采參數(shù)不合理，尚不清楚。在埋深僅為170 m 左右的極淺層推廣短半徑水平井及HDNS 攻關(guān)方向沒有很大問題，問題是在開發(fā)試驗階段，還是要盡量選擇油層厚度大于6 m并且含油飽和度大于60%的井區(qū)，以確保實現(xiàn)高效開發(fā)。

表4 排634 區(qū)塊開發(fā)效果統(tǒng)計

4 進一步討論

2023 年，新春公司鉆成多口分支水平井，為難采稠油資源的效益開發(fā)提供了技術(shù)支撐。通過這批井的工程實踐，凝練形成獨具特色的超淺層短半徑長水平井鉆完井技術(shù)。例如，針對油藏淺的地質(zhì)特點及軌跡控制難、套管下入摩阻大的技術(shù)難點，應(yīng)用了雙短螺桿強造斜定向、旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)；針對油層薄的地質(zhì)特點及儲層識別難的技術(shù)難點，應(yīng)用了近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，并特別重視現(xiàn)場卡層與前期地質(zhì)淺孔取得地質(zhì)認(rèn)識的融合，特別注重迭代學(xué)習(xí)；針對儲層膠結(jié)疏松的地質(zhì)特點及井眼易擴散坍塌、地層易出砂的技術(shù)難點，應(yīng)用了封堵防塌鉆井液體系、水平井篩管分段完井技術(shù)；針對油層距離水層很近的地質(zhì)特點及易發(fā)生水竄的技術(shù)難點，應(yīng)用了雙密封免鉆塞深下、高強抗溫塑形微膨脹水泥漿技術(shù)。在開發(fā)井型上，實現(xiàn)了直井、水平段長150 m 常規(guī)水平井、水平段長200～300 m 常規(guī)水平井和多分支長水平井的迭代提升。短半徑分支水平井P634-P46 井，采取HDNS 技術(shù)，同時實施注汽管內(nèi)分隔分段按需注汽，依據(jù)鉆遇井身軌跡、隨鉆曲線等資料，優(yōu)化分支井配注器位置，并在每個分支井眼附近增加配注器數(shù)量。P634-P46 井投產(chǎn)后，峰值日產(chǎn)油17 t，第一周期生產(chǎn)52 d，周期產(chǎn)油567 t，目前處于第二周期生產(chǎn)，日產(chǎn)油12 t，含水率僅為53.1%。與傳統(tǒng)水平井相比，無論峰值日產(chǎn)油、周期產(chǎn)油、生產(chǎn)周期，分支水平井均占優(yōu)勢。

許多重大的科學(xué)發(fā)現(xiàn)確實有益于人民，論文是科研能力的體現(xiàn)，把投入大量人力物力形成的開發(fā)經(jīng)驗提煉為學(xué)術(shù)論文，有助于同類型油藏少走彎路。學(xué)習(xí)借鑒兄弟油田的經(jīng)驗很重要。例如，遼河油田在杜84-興H106 井400 kW 井下大功率電加熱干度提升試驗取得成功，為推進稠油熱采電動化、清潔化探索出新路徑[31]。科技創(chuàng)新源自不斷學(xué)習(xí)總結(jié)，依靠科技創(chuàng)新打造核心競爭力。

5 結(jié)論

1）準(zhǔn)噶爾盆地西緣春風(fēng)油田極淺層超稠油油藏，通過地質(zhì)淺孔、評價井落實可動用儲量，通過短半徑水平井輔助HDNS 采油，排634 區(qū)塊產(chǎn)能示范區(qū)建設(shè)取得成功，在保障國家能源安全中展現(xiàn)更大擔(dān)當(dāng)。

2）大道至簡，實干為要。如何在今后的開發(fā)實踐中規(guī)避排634 區(qū)塊出現(xiàn)的投產(chǎn)即低效的難題，還有很長的一段路要走。以高質(zhì)量調(diào)查研究推動高質(zhì)量發(fā)展，一方面在提高鉆探成功率上苦苦追求，另一方面學(xué)習(xí)借鑒社會學(xué)領(lǐng)域的先進經(jīng)驗拓展思路，不間斷學(xué)習(xí)、迭代提高技術(shù)，民主決策，秩序漸進。