李俊杞

（中国石油辽河油田分公司金海采油厂采油作业一区，辽宁盘锦 124010）

近40多年以来，我国经济发展迅猛，各个行业都取得了非常大的进步和成就，对煤、石油、天然气等自然资源的需求日益增加。目前，我国原油进口总量高居全球第一，在这种情况之下，油田企业更应该采取先进的工艺技术，提高油藏的开发水平和效率，节约成本，进而提高油田的产量和企业的经济效益，从而满足我国经济发展的需求[1]。

目前，辽河油田进入了勘探开发中后期，很多区块的含水率不断增加，采收率不断降低，油藏长期处于低速开采的状态，例如W 块东二段。W 块东二段已经进入了高含水的开发阶段，单井产量不断减少，由于多种因素的影响，导致该地区薄互层油藏开采难度日益增大，开发形式严峻[2-3]。在油田开发过程中，水平井技术是一种非常重要的技术手段，不但可以提高单井的采收率，而且可以延长稳产的时间，进而充分挖掘油藏中的剩余油，从而提高油田的产量。在W 块东二段薄互层油藏的开发中，水平井技术已经取得了比较好的效果，但是也存在着一些问题，因此，需要采取相应的对策予以解决。本文主要以W 块东二段为例，对水平井钻完井新工艺在薄互层油藏开发中的应用进行了分析与研究，以期对同类型的油藏开发提供一定的参考和借鉴。

1 区域概况

W 块位于辽宁省盘锦市大洼县小洼村东部，南距大洼县城6km，北距盘锦市5km。构造位置处于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带的北端，西以大洼断层为界，处于大洼断层上升盘，西南为大W 油田，东靠中央隆起，东北为冷家堡油田，是一受大洼断层和W38断层遮挡的断鼻构造[3—4]。大洼断层与W38断层形成上倾遮挡，构造高点位于北部的W38井附近，向南东和南西两个方向倾没。W38块地层从下至上发育太古界基底、下第三系沙三段、东三段、东二段、东一段及上第三系馆陶组[5]。W 块开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段。

2 实施背景

东二段为W 块的主力开发层系，含油面积3.7km2，地质储量1.076×107t，油藏埋深-1 150～-1 330m，主要地质特征为：

1）构造平缓。东西长约5km，南北约3km，断鼻范围内断层不发育，构造北部高，向南东、南南西方向倾没，地层倾角约2.0°。

2）沉积稳定，储层物性好。东二段属于三角洲前缘亚相、前三角洲亚相沉积，物源为北东向。主要发育水下分流河道、河口砂坝、分流河道间、前缘薄层砂及远岸砂坝等沉积微相，各小层乃至单砂体受沉积相带控制，展布形态不同。储层岩性以细砂岩为主，平均孔隙度31.8%，平均渗透率1 088mD，属高孔高渗储层。

3）多套油水组合，多种油藏类型。东二段为层状边水油藏，可划分为3个砂岩组，进一步细分为8个小层，具有6套油水系统。

3 开发现状及生产特点

该块1992年采用141m×141m 正方形井网，以蒸汽吞吐方式投入开发，稳产3a 后产量急剧下降，从年产120kt 下降到19kt；后经d3、S3油井批量调层上返，年产油量维持在34kt；2006年以来，通过水平井直井组合开发技术进行分层开发，到2014年6月共部署水平井23口，年产油量升至64.7kt，实现产量翻番。主要生产动态特点：

1）低含油饱和度油藏，含水上升迅速。原始含油饱和度55%，油井没有无水采油期，综合含水在60%以下时，采出程度仅2.3%。

2）多轮次吞吐，地层能量保持较好。主体部位平均吞吐轮次为9轮，虽然经过高轮次注汽开发，但由于边水能量供应充足，目前地层压力保持较好，为8.625MPa，地层压力系数为0.76，同期开发的东三段地层压力仅为3.794MPa，地层压力系数为0.28。

3）油水关系复杂，剩余可采储量分布零散：平面上构造高部位水淹程度相对较低，井间剩余油较多；纵向上，2、3、4主力小层水淹严重，而7小层水淹程度较低，可实施挖潜。

4 水平井钻井中存在的主要问题及采取对策

4.1 水平井钻井中存在的主要问题

一是储层变化快，水平井钻进过程中调整难度大。该块为粉细砂岩与泥岩频繁互层的岩性组合，河道宽度为100～300m，单层厚度最小2.5m，平均5m。早期水平井水平段长度平均为300m。

二是井身结构相对复杂，水平井钻井周期长。先期实施的水平井均采用三开完井方式，钻井周期最长为61d，平均为29d，其中二开环节平均为22d。

4.2 采取的主要对策

1）应用旋转导向技术，使水平井钻进过程中调整更灵活。

与常规LWD 导向组合相比，旋转导向具有盲区小、调控灵活的优点。该仪器测试精度高，盲区在3m 左右，保证钻头始终在油层中钻进。同时能够更好地携带岩屑，清洁井眼，提高井眼质量，减少井眼垮塌和卡钻风险，有助于提高测井数据质量，精确控制轨迹，提高钻遇率-造斜率控制，使水平井调整更为灵活。

2）采用两开完井方式，缩短钻井周期

水平井的井身结构是影响钻井周期的重要因素，优化井身结构可以减少工期，从而达到水平井提速目的。传统的三开完井方式是在下入技术套管固井后，才进行水平段的钻进，中完环节用时长，在一定程度上增加了钻井周期。通过对该块地层压力分析，认为该块地层压力保持较好，且上下不存在异常压力层，因此对完井方式进行优化，采用两开完井技术，省去传统三开完井的中完环节，两开后直接钻进水平段，从而保证了水平段钻进过程的连续性，缩短了钻井周期。

3）采用管外封隔器固井技术，保证固井质量

为了保证两开完井的顺利实施，必须对固井方式进行优化。常规的水泥伞固井方式，水泥伞与井壁不能完全紧密贴合，水泥浆漏失量大，容易对油层造成污染。为此利用管外封隔器固井技术，钻井完成后，下入完井管柱，从下到上依次为引鞋，Φ177.8mm 割缝筛管，盲板，管外封隔器，分级注水泥器，Φ177.8mm 套管。下入管柱后打压9～13MPa，胀封套管外封隔器胶囊，并稳压5min，然后继续升高压力到18MPa，建立循环，注入水泥固井，下胶塞碰压至23～25MPa，关闭分级箍，待水泥凝固后，钻塞并实施通井。该项固井技术可以有效防止水泥浆下沉造成水平段油层污染，有利于保护油气层。

5 实施效果及认识

在应用上述钻完井新工艺以后，该块水平井油层钻遇率由86.1%提高至92.5%，钻井周期缩短了18d，其中水平段钻进时间缩短了3d，平均单井节约投资100万元。得到以下三点认识：

1）水平井新型钻完井工艺适合于薄互层稠油油藏，新技术的应用为扩大部署提供了强有力的保障。

2）新型钻完井工艺的应用保证了油层钻遇率，缩短了钻井周期，减少了钻井液对储层的污染，水平井取得了良好的投产效果。

3）新型钻完井工艺的应用节约了钻井投资，为当前低油价下稠油的二次开发探索出了一条节约成本的新思路。