胜 利 油 田 2 0 1 1 年 开发技术座谈会发言材料
内 部 资 料 注 意 保 密 特低渗透砂岩油藏仿水平井开发技术
----以樊142块沙三下浊积岩油藏为例
胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司
2011年2月
特低渗透砂岩油藏仿水平井开发技术
----以樊142块沙三下浊积岩油藏为例
编写：董 冬 孙国斌 陈步高
蒲玉国 李菊红
参加：姜忠新 周玉华 周玉龙
卢建勇 叶 亮 初审：赵光宇 陈 莉 审核：田 波
胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司
2011年2月
目录
一 思路的提出 .......................................... 1
1、油藏基本特征 ..................................................................................................................... 1
2、传统开发方式面临的困难 ................................................................................................. 2 3、仿水平井开发思路的提出 ................................................................................................. 2
二 关键技术及集成研究 ................................... 3
1、仿水平井开发适应性评价技术研究 ................................................................................. 4
2、地应力/裂缝分布和描述技术研究 .................................................................................... 6 3、井网优化设计技术 ............................................................................................................. 9 4、仿水平井压裂完井技术 ................................................................................................... 12 5、其它相关配套技术优化 ................................................................................................... 16
三 开发方案及实施效果 .................................. 17
1、开发方案 ........................................................................................................................... 17
2、方案实施 ........................................................................................................................... 19 3、实施效果 ........................................................................................................................... 20
四 认识与设想 ......................................... 21
1、初步认识 ........................................................................................................................... 21 2、下步设想 ........................................................................................................................... 22
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特低渗透砂岩油藏的高效开发动用一直是油田开发界面临的重大难题。2010年初开始，我公司在油田分公司及开发处、采油工程处等专家领导指导下，将毕总提出的“仿水平井开发”思路引入樊142块开发实践，在核心技术探索研究和集成基础上，编制完成了油田第一个特低渗透砂岩油藏仿水平井开发方案，开展了开发先导试验，取得较好的阶段效果。标志着胜利油田乃至国内第一个仿水平井开发试点取得初步成功，为特低渗油藏高效开发动用探索了新路。
一 思路的提出
1、油藏基本特征
樊142块位于东营洼陷南斜坡西段正理庄油田东北部，沙三下油藏埋深2800-2900m，为一套夹于大套油页岩中的、厚度5-16m的浊积砂岩，是金家三角洲沿缓坡由南向北推进过程中发生前缘-侧缘滑塌形成的浊积扇体高压（压力系数1.49）、特低渗透砂岩透镜体原生油藏。
樊142-301井系统取芯分析表明，该砂体纵向由十几期厚度20-100cm不等的、致密坚硬的浊积（正）韵律砂岩叠置而成，每期浊积具典型鲍马序列，其间见泥质夹层，显示出较强的垂向非均质性。含油砂岩以岩屑长石质细砂岩为主,粉砂岩为辅，前者主要对应鲍马序列中下部A-B序砂岩，约占剖面的60-70%；后者基本属鲍马序列中上部C-D序砂岩，约占剖面的30-40%。两者交互叠置，物性相近，孔隙度12-23%，平均17.1%；渗透率0.11-6.01×10-3μm2，平均1.5
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×10-3μm2。主要储集空间为直径7-31μm的微孔隙，最大孔喉半径0.77μm、平均孔喉半径0.228μm，属典型的中孔特低渗透油藏。
整个扇体由东、西两扇组成，面积12.34Km2，储量440×104t，平均储量丰度35.66×104t /km2。其中西扇是主体，平均厚度5.4m，含油面积8.73 km2，地质储量353×104t，储量丰度40.41×104t / km2。属典型的低丰度、低品位油藏。 2、传统开发方式面临的困难
对樊142沙三下这种薄层、低丰度、特低渗致密砂岩油藏来说，传统的开发方式难以实现效益开发。首先对直井弹性开发来说，为保持单井控制储量规模必然要采取较大的井距，但较大的井距必然造成井间形不成有效驱替，因此基本属单井衰竭式（夜猫子井）开发，产量递减快，采收率低，经济效益差。其次，小井距注采开发虽能形成井间驱替，但较大的井网密度必然造成开发投资过大，单控储量太低，加之注水见效后容易发生水淹，开发效益也较差。其三，近年探索的水平井分段压裂方式尚不能实现注水开发，仍属单井衰竭式开采，加之单井投资较大、技术应用尚待完善，也难实现有效动用。因此总体上，薄层特低渗油藏效益开发的技术瓶颈尚未突破。 3、仿水平井开发思路的提出
为探索樊142沙三下低丰度、特低渗油藏高效开发，2010年上半年，我们按照毕总设想，在开发处和采油工程处指导下，开展了樊
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142油藏“仿水平井开发”方案论证。主要论证思路是：①要实现低丰度、低渗透油藏有效开发，就必须立足注水开发；②注水开发要有效益，一是少打井，二是大幅提高单井产能；③要少打井，要么拉大排距，要么拉大井距，而特低渗油藏渗流半径小，拉大排距势必造成储量失控，因此拉大井距成为减少钻井的唯一选择；④要保持大井距间有效渗流并有效提高产能，必须实施大型压裂改造，在井间形成类似水平井筒的长裂缝渗流通道，我们可称为“仿水平井渗流通道”；⑤要在井间形成较长的“仿水平井”通道，井排需沿地应力方向部署，对排上油、水井实施大型压裂，并尽可能通过工艺优化，减少次要方向裂缝的产生，迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离，且长时间保持渗流通道作用。至此，“仿水平井压裂完井开发”技术构想初步完成。能否按照实现“地质-油藏-工艺”一体化思路，实现关键技术的研究突破和配套集成，成为“仿水平井开发”试验能否成功的技术关键。
二 关键技术及集成研究
针对前述仿水平井开发构想，首先在调研基础上构架了“仿水平井开发技术”框架体系（表1），并重点对四项关键技术进行了配套研究、优选和配套集成。
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表1 初步构架的“仿水平井开发”技术体系
一体化 环节 地质 地应力/裂缝分布描述技术 关键技术 仿水平井开发适应性评价技术 细分技术 油藏适应性评价技术 地应力环境适应性评价技术 裂缝监测技术 地应力场描述技术 井网方式优化 排距和井距设计 有效动用范围设计 效益比较 技术设计目标 射孔工艺优化 压裂材料优选技术 压裂规模设计 压裂施工优化 配套钻井技术 配套固井技术 配套采油技术 配套注水技术 油藏 井网优化设计技术 仿水平井压裂完井技术 工艺 其它配套技术 1、仿水平井开发适应性评价技术研究
仿水平井开发有其特定的适用条件，或成功的仿水平井开发要选择合适的对象。考虑至少进行油藏环境和地应力环境两种适应性评价。
1）油藏适应性评价
根据樊142油藏特点，初步提出现阶段仿水平井开发技术主要适用于下列油藏环境：
（1）油藏层系单一且被厚层围岩包裹：根据现有裂缝检测，上覆围岩厚度至少60m以上，下伏围岩厚度至少20-30m以上； （2）低丰度、低-特低渗：储量丰度50×104t /km2以下，渗透率50×10-3μm2以下。
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（3）油藏须具备一定规模：4m以厚区最好在1km2以上。 （4）在一定的空间邻域内（油层上方60m、下方30m范围内，油藏边界外300m内）不存在其它油藏和水层； （5）油藏自身无边、底水。
对适合上述条件的油藏，需在精细地质建模基础上进行油藏方案设计。前期我们综合钻井、地震、测井、岩心化验等信息对樊142沙三下油藏进行了精细构造、储层、沉积相、油藏等系统描述，中后期利用Direct软件初步完成了油藏地质建模，为仿水平井井网设计和中后期局部优化调整奠定了基础。 2）地应力环境适应性评价
为进一步评价仿水平井开发技术的适用性，至少应进行两项地应力评价。
（1） 地应力剖面环境评价
地应力剖面可通过多种方法获得。我们主要借助压裂软件评价了区内地应力剖面类型，表明该区地应力在剖面上具有油层段低、上下围岩段高的“夹心饼”特征，应力差5-8MPa。这种“夹心饼式”地应力剖面环境非常有利于裂缝在上下围岩围限下、沿油层内部作长距离横向延伸，即有利于造长缝。如果地应力剖面结构较为复杂，或在压裂缝高延伸范围（通常为油层上下80m）地应力剖面存在多个“夹心饼”结构（即多套油、水层交互），则仿水平井压裂很可能造成油、水层串通，进而造成不利结果。 （2）地应力平面环境评价
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地应力平面环境评价主要是考察最大水平主应力和最小水平主应力差。较大的水平主应力差有利于裂缝沿最大水平主应力（即地应力）方向定向延伸，而较小的水平主应力差将不利于定向造长缝目标的实现。根据前期5口井压裂监测，该区最大水平主应力（NE76°方位）83.7 MPa左右，最小水平主应力（NE166°方位）55.5 MPa左右，水平主应力差达28 MPa左右，非常适合于大型压裂裂缝沿地应力方向（76°方向）定向延伸。初步认为，水平主应力差20 MPa以上的地区比较适合于开展仿水平井开发。 2、地应力/裂缝分布和描述技术研究
在适合仿水平井开发的地区，地应力/裂缝分布和描述技术是合理部署井排方向和井网设计的核心基础。为此，地应力/裂缝监测技术和地应力场2D/3D综合描述技术是仿水平井开发的关键技术之一。 1）地应力/裂缝检测技术
地应力/裂缝监测技术有很多，可包括压裂监测、地球物理资料分析、岩芯实测、应力模拟计算等多类方法（表2）。考虑技术的可得性、周期性和性价比，我们优选“压裂监测法”作为本区地应力/裂缝方位和裂缝长度检测的基本方法。即通过检测压裂过程中岩石破裂产生的微地震波震源的空间分布来监测地应力或人工裂缝展布的方法。根据检波器布置的不同，可分地面和地下（井筒）两种方法。“地面监测法”是在地面设置高精度检波器，可在提供裂缝方位信息基础上，结合压裂参数模拟出裂缝长度、高度、宽度等辅助信息，技
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术的性价比较高。“井筒监测法”则是沿井筒纵向布置系列精密三分量检波器。胜利油田物探公司已完成整套技术研发，应用条件较为严格，现时试验费用较高。
表2 地应力/裂缝检测技术对比筛选表
大类 压裂监测类方法 小类 地面监测法 井筒监测法 双井径法 多极子声波法 地球物理类方法 测井资料分析法 地层倾角测井法 成像测井法 声波时差-密度法 地震波属性分析法 定向取芯资料分析法 岩石声发射法 岩心测定类方法 差应变法 扁千斤顶法 刚性包体应力计法 松弛应变测量法 计算机模拟类方法 有限元模拟法 3D Move模拟法 综合研究模拟类方法 FRS ReFrac 波速各向异性法 种类 对5口压裂井进行了地面法监测先期试验，除1口井外，其它4口井实测地应力展布方位与断层走向基本一致，认为监测效果较为理想。对1口井（樊142-311）进行了地面法和井筒法对比监测，在裂缝走向、长度上取得了基本一致的检测结果（表3）。对3口井进行了示踪测井缝高监测，暂未取得一致性结果。
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表3 地面和井筒方法对樊142-311井压裂主裂缝监测结果对比表
裂缝参数 方法 实际油层井段 地面监测法 井筒监测法 方位长度宽度高度（度） （m） （mm） （m） / / / 16.2 NE76° 2 14.2 4.32 NE75° 2 37.7 / 67.5 70.0 备注 井段（m） 2812.6-2828.8 2788.4-2855.9 2800.0-2870.0 由此，选择压裂监测法中的“地面监测法”作为产能建设中地应力和裂缝检测的基本方法，可逐井进行裂缝检测。 2）地应力场预测描述技术
在裂缝检测基础上，综合断层展布、地层曲率等地质信息以及地震波属性、测井等多种信息进行的2D/3D应力场描述是实现精细井网设计的重要基础。
当前地应力场预测描述的软件方法主要包括3D Move、FRS、ReFrac等。3D Move是一种主要根据地质规律对地应力场和裂缝分布进行预测模拟的方法，油田物探院可提供试验。FRS是一种在叠前地震弹性参数反演构建精细非均质力学模型基础上，与应力场数值模拟相结合，综合构造、断层、地层厚度、岩性等影响裂缝发育的地质因素使模拟结果准确率大大提高的综合描述系统，国内有商家（恒泰艾普油气技术服务公司）提供商业服务。ReFract则是美国GSS公司研发的一种应用模糊逻辑技术，综合与裂缝关系密切的地质、地震、测井等数据综合进行裂缝分布模拟的软件系统，国内有代理商（北京宇畔公司）提供商业服务。三种方法裂缝描述的综合性渐次提升，理论描述精度也相应越高。
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限于周期和费用的考虑，本方案编制前我们只根据5口井地面压裂监测结果结合油层顶面曲率、主断裂走向等信息对应力场进行了较为简略的描述，初步确定北块主应力方位为NE63°，中块和南块为NE76°。
3、井网优化设计技术 1）井网方式优化技术 （1）井排方向优化
过去一段时间曾流行井排方向应避开地应力方向、与地应力方向形成一定夹角的观点。但根据近期理论分析，我们认为对排状注水井网来讲，井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期，减缓或防止水窜水淹；而45°夹角方向则因在地应力方向造成油水井间互，最易形成水窜和水淹。实际上，抚余、朝阳沟、头台等典型特低渗油藏注水开发经验及胜利油区桩23-11-11井组和疃3块注水试验结果也说明，斜交地应力方向部署井排通常造成在平行及接近水井排上的油井见水早、含水上升快、甚至暴性水淹，而垂直或接近垂直水井排的油井注水受效缓慢。为避免出现类似问题，设计将井排方向设计为最大水平主应力/主裂缝方向，以最大限度延长油井无水采油期，有效控制中后期含水上升速度。 （2）井网方式优化
特低渗油藏的有效开发必须立足注水开发。对均质性较好的特低渗油藏来说，为强化注采和合理提高采油速度，应考虑排状切割注水，
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即油井排和水井排按1:1交互分布，排间油、水井错位分布。对高压特低渗油藏，水井初期需要排液，可采取菱形反九点井网试注，以充分发挥高压油藏天然弹性能量充足优势，有效提高采油效率；在确定注水见效后，可通过角井转注，轻松转化为五点法井网实施排状切割注水，以强化注采，提高最终采收率。 2）排距和井距设计技术
仿水平井井网以矩形井网为基本特征，需对排距和沿排方向的井距进行适当设计，以取得最佳储量控制和开发效果。
（1）排距设计：
排距的确定主要是参考有效渗流半径来确定。根据当前胜利油田地质院低渗透油藏基本理论计算本油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替，距离应控制在2倍的渗流半径之内。由此确定油水排排距为180m，符合胜利油田特低渗油藏理论极限井距小于200m的一般规律。
（2）井距设计：
沿排方向的井距设计考虑了几种方法。
一是经济合理井距计算法。根据最终采收率和井网密度计算公式，结合工业经济学原理，确定油价60＄/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2（折算方形井网下井距426m），据此计算在既定180m排距下，井距应为500m。
第二种方法是基于最佳半缝长与有效渗流半径的综合考虑。根据压裂模拟，本区最佳压裂半缝长为200m（详见后述），而本区有效
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渗流半径为90-100m，要在保证两裂缝末端区形成有效渗流，应考虑保留1-2倍于渗流半径（即90-180m左右）的基质渗流带。据此，可将沿排井距设计为440-580m。
综合两种方法结果，设计本区排上基本井距500m。 3）油水井布置关系：
为取得最佳注水效果，设计平面上油排上的油井与水排上的水井在平面上错位分布，油水井间距308m。 4）其它配套设计技术
除上述特殊考虑外，其它参数如油井经济界限初产、经济动用厚度、经济日产能力、水井日注能力、合理注采比等的设计参照胜利油田现行低渗透油藏设计技术进行设计，不作赘述。 5）优势分析 （1）技术优势分析
初步分析仿水平井开发至少存在四方面技术优势。一是从单井看，用“直井+定向定量压裂”技术组合达到了水平井技术效果，且工期短，操作简便；二是井排上，有效拉大了井距，减少了钻井数，单控储量有效增加。三是井排间建立起有效的驱替压差，形成有效注采关系；四是整个井网范围内储量控制非常完善，最终采收率高。 （2）经济优势分析
针对樊142沙三下油藏实际，做了两种对比测算。
一是对比测算了仿水平井开发与常规井距常规压裂开发方式下的钻井数，表明同等储量控制程度下，仿水平井开发有效减少约20%
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左右的钻井井数。二是对比测算了200m半缝长仿水平井与常规压裂直井的技术经济指标（见表4），表明在单井开发投资增加29%（仿水平井压裂投资）前提下，仿水平井单井井控面积、储量均比直井提高60%，吨油开发成本下降约20%。表明仿水平井开发技术具有显著的效益优势，值得作为特低渗油藏经济有效动用的有效方法加以探索和试验。
表4 樊142沙三下仿水平井与直井普通压裂技术经济指标对比测算结果
单井 单井 单井 单井 吨油 控油 控制 可采 开发 开发 备注 面积储量 储量 投资 成本(km2) (×10t) (×10t) (万元) （＄/bbl） 加砂0.061 5.5 8250 680 16.82 20-40m3 压裂半缝0.097 8.8 13200 880 13.61 长200m 44井别 普通压裂直井 仿水平井 仿/直 1.59 1.60 1.60 1.29 0.81 4、仿水平井压裂完井技术
在确定了仿水平井井网后，能够实现定向、定量造长缝的“压裂完井技术”即成为下一个关键技术问题。 1）压裂规模优化
为确定合理的压裂规模，利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响，显示随着缝长比的不断增加，油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好，此后随缝长增加，产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及500 m设计井距确定最优半缝长为180～200m，加砂规模也由此相应设计为80～120 m3。这与根据前述最优井距500m、渗流
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半径90m测算的、保持井间完全泄流的最佳半缝长160m-205m的结果基本一致。
综合上述分析结果，确定本区最优压裂半缝长为200m。 2）裂缝的定向与定量化控制
裂缝的定向与定量化控制是仿水平井压裂完井技术的核心目标。主要可分解为裂缝的方位、缝长、缝高等三方面控制。以“三控”目标为主导，对压裂及射孔配套工艺进行了配套论证和优化集成。 1）定向控制
裂缝的定向控制目标，即是在充分抑制多向裂缝产生和延展的前提下，尽可能迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。为达到这个目标，首先需选择具备较大的水平地应力差的油藏环境，其次定向射孔也具有非常有效的定向作用，45°/60°等多相射孔尽管难以避免多向裂缝的产生，但在地应力环境约束下，多向裂缝将很快向地应力方向转向，造成与主裂缝一致的定向结果。 2）缝长控制
缝长控制是仿水平井压裂完井技术的技术核心。主要目的是通过有效的工艺组合，促使主裂缝沿地应力方向有效延伸，直至达到设计长度。根据前述设计，本区中深层高温高压特低渗油藏仿水平井压裂规模一般较大（半缝长200m，加砂量80-120m3）。为确保大型压裂顺利进行，达到有效的“造长缝”的仿水平井压裂完井目的。为实现这个地质目标，需对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。 （1）压裂液优选
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设计压裂液应具备下列性能：
① 延迟交联时间适当、低摩阻，便于仿水平井所需的大排量施
工顺利进行；
② 有效粘度高、抗滤失，有利于主裂缝的有效形成与延展； ③ 粘温性能好，有利于高砂比施工；
④ 破胶彻底、返排率高、残渣含量少，有利于延长压裂有效期。 围绕上述要求，按照经济有效的原则对压裂液进行了筛选。最终优选BJ公司Viking-D压裂液（近年研发的新型低聚合物浓度的压裂液体系）。根据性能测试，该压裂液在未加破胶剂时在120℃高温下能在数小时内保持较高的粘度（100 mPa.S）以上。加入不同比例的破胶剂后，能够在宽频时间段内灵活有效地调节破胶时间。同时，该压裂液比常规ＨＰＧ交联冻胶压裂液粘度高，有利于造长缝和限制缝高；聚合物用量少，能有效减少压裂液残渣与伤害，促进压裂液残渣返排，有利于保护油层；成本也较表面活性剂压裂液低。是相对理想的仿水平井压裂液体系。 （2）支撑剂优选
高温高压油藏要求压裂支撑剂具有足够的支撑强度。为避免裂缝闭合造成支撑剂破碎，引起导流能力急剧降低，将水平最小主应力值设为压裂裂缝闭合压力。根据统计的停泵压力，计算本区破裂压力梯度0.0190-0.0211MPa/m下，瞬时停泵时储层最小水平主应力在53.0MPa-57.8MPa之间（表5），据此综合确定油井生产过程可能受到的裂缝闭合应力在50MPa～60MPa之间。以此为标准，对常用的十
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几种陶粒砂性能进行了筛选，检测指标包括粒径组成、球度、圆度、破碎率（52MPa）、破碎率（86MPa）、酸溶度、密度、视密度等。结果发现大部分国产陶粒在闭合压力在50-60MPa间导流能力多在80×10-3μm2之下，山西阳泉陶粒最好，在80-100×10-3μm2之间。同等压裂条件下，国外陶粒导流能力均在160×10-3μm2至上，最高可达350×10-3μm2之间。参照SY5108-86部分标准，按照技术经济综合最优原则，选取国外组中性能中等的Carbo-lite陶粒作为仿水平井压裂支撑剂。
表5 储层最小水平主应力计算表
井号 层位 s3 s3 s3 s3 s3 s3 s3 施工井段 m-m 2891.0-2901.0 2836.6-2846.6 2829.8-2836.5 2837.4-2846.4 2796.0-2807.0 2828.6-2841.6 2756.5-2762.1 平均 压裂日期 地面破裂 压力MPa 46 56.5 48.5 46.6 54.3 51.2 53 50.9 停泵压力MPa 26.6 28.4 32 砂堵 30.6 30 31 29.8 最小水平主应力MPa 53.0 54.3 57.8 / 56.1 55.8 56.1 55.5 井底破裂压力梯度MPa/m 0.0190 0.0198 0.0211 / 0.0207 0.0204 0.0210 0.0203 井底破裂压力 55.0 56.3 59.8 / 58.1 57.8 58.1 57.5 最大水平主应力 78.0 81.1 88.2 / 85.1 84.2 85.4 83.7 F142-1-2 F142-1-4 F142-1-5 F142-3-X4 F142-5-X5 F142-301 F146-1 09.09.27 09.08.04 09.12.01 09.04.03 09.09.15 10.03.13 09.02.13 （3）压裂施工优化
为了满足仿水平井大型压裂需要，还对压裂施工方式进行了两项优化。
①前置细粒段塞技术
根据压裂总体规模，设计压裂前置泵注一个25m3左右的段塞（2 m3左右30/60目较细粒陶粒加入少量交联剂），以疏通液流通道，减
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少井筒效应，帮助后续大规模段塞顺利进入地层。 ②大排量施工防砂堵技术
为防止大型压裂过程中容易出现的砂堵，有效提高压裂施工质量，降低滤失并提高压裂液利用效率，设计采用大排量施工（6m3/min）技术，并适当提高前置液用量、适当降低砂比等措施。 3)缝高控制
缝高控制的目的在于抑制人工裂缝的垂向延展，避免压穿邻近储层。为达到这个目标，有效选择“单层夹心饼”式的垂向地应力环境是至关重要的。此外，“窄段射孔技术”也非常有助于抑制裂缝垂向延伸（即控制缝高）。因此，对低渗透油藏，有必要改变过去全井段射孔的做法，优选渗透率相对高的2-4m油层段实施射孔。 5、其它相关配套技术优化 1）钻井技术优化
特低渗透油藏尽管采用压裂完井，但钻井中的油层保护不可忽视，尤其本区属微孔隙性储层，储层又具有中-弱水敏，保护不当可造成井周砂岩内粘土基质的膨胀，进而造成基质渗透率封闭。
根据本区储层微孔、特低渗、中-弱水敏及强亲水（自吸水量25.15-44.39%，吸油量0%）特征，设计钻井液采用聚合物防塌钻井液体系。考虑高温高压油藏（压力系数1.49，地温梯度4.5℃/100m）特征，设计油层段泥浆密度小于1.35g/cm3*衡钻进。 2）固井技术优化
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根据本区多为丛式斜井的实际，设计井斜角控制在30°以内，适当提高井筒泥浆密度（1.35-1.40g/cm3）、采用微膨胀水泥等多种措施，有效提高固井质量。 3）采油技术优化
根据本区高压油藏（压力系数1.49），多数投产后基本自喷的实际情况，设计自喷采油，停喷后转机采的配套方案。 4）精细注水技术 （1）注水水质：
根据石油天然气行业标准SY/TY5329-94确定注水水质为A1级。由于本区块自身污水较少，设计在注水站附近钻浅层水源井实施精细过滤。
（2）注水规模：
测算单井日注量12.3m3/d～19.7m3/d，初期9口注水井最大日注量177m3/d。 （3）注水方式：
初期采用菱形反九点法试注，确认效果后逐步转为排状切割注水以加大注水强度。
三 开发方案及实施效果
1、开发方案
以上述关键技术研究为基础，结合精细油藏描述结果，综合设计了樊142沙三下特低渗油藏仿水平井开发油藏方案。
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1）储量动用范围
根据研究，该油藏在60＄/bbl油价下的经济有效动用厚度界限为4m，由此确定储量动用范围为西扇4m以上的核心区域。动用面积4.3km2，石油地质储量268×104t。 2）仿水平井井网
设计北块（樊142-1-2块）井排沿NE63°方位部署，中块（樊142-301块）和南块（樊142-313块）井排沿NE76°部署。油、水排按1:1部署，排距180m；排上油、水井井距均为500m，主体实施半缝长200m、加砂量60-120m3的大型仿水平井压裂。
方案总井38口（其中油井22口，水井16口），新钻井34口（其中油井19口，水井15口），利用老井4口（老井转注1口）。钻井进尺9.758×104m，新建产能6.6×104t，百万吨产能新增开发投资55.6亿元。
3）方案预测指标
预测第1年单井日油11t/d，区块日油251t/d，年油7.53×104t，采油速度2.81%；
预测前3年单井日油10t/d，区块日油227t/d，年油6.80×104t，平均采油速度2.53%；
第15年单井日油2t/d，区块日油49t/d，采油速度0.55%，累油56.72×104t，采出程度21.2%。
详见表6。
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表6 方案指标预测表
单井数 年序 油水井 井 日液 日油 日产（t/d） 单井日液（t/d） 井日油（t/d） 1 22 16 264 251 12 2 22 16 255 229 12 3 22 16 240 200 11 4 22 16 230 177 10 5 22 16 225 158 10 6 22 16 225 140 10 7 22 16 231 125 11 8 22 16 232 111 11 9 22 16 234 99 11 10 22 16 235 88 11 11 22 16 231 78 11 12 22 16 227 69 10 13 22 16 222 62 10 14 22 16 211 55 10 15 22 16 201 49 9 11 7.53 7.9 7.53 0.4 2.81 2.8 396 11.9 1.5 21.8 1.3 30.5 1.2 38.8 1.2 46.9 1.2 55.0 1.2 63.3 1.2 71.7 1.2 80.1 1.2 88.6 1.2 96.9 1.2 10 6.87 7.6 14.40 1.2 2.56 5.4 331 9 5.99 7.2 20.39 2.4 2.23 7.6 288 8 5.32 6.9 25.71 4.0 1.99 9.6 276 7 4.73 6.7 30.44 6.0 1.77 11.4 270 6 4.21 6.8 34.65 8.5 1.57 12.9 270 6 3.74 6.9 38.39 11.7 1.40 14.3 278 5 3.33 7.0 41.72 15.4 1.24 15.6 279 4 2.96 7.0 44.68 19.4 1.10 16.7 281 4 2.63 7.1 47.31 23.8 0.98 17.7 283 4 2.34 6.9 49.66 28.4 0.87 18.5 277 年油 年液 年产 （×104t） 累产 （×10t） 4采油 采出 日注速度程度（m3累注 注（×采43 比 累油 累水 （%） （%） /d） 10m）3 2.08 6.8 51.74 33.1 0.78 19.3 272 105.1 1.2 3 1.86 6.6 53.60 37.9 0.69 20.0 266 113.0 1.2 3 1.65 6.3 55.25 42.6 0.62 20.6 254 120.6 1.2 2 1.47 6.0 56.72 47.2 0.55 21.2 241 127.9 1.2 2、方案实施
为加快开发进度，保障开发效果，方案实施过程中重点进行了三项优化。一是井场布置优化，即按照地下、地面一体化的思路，将26口井集中部署为8个丛式井组，既有效减少了总占地面积和费用，也有效减少了地面协调工作量和工农关系费，对有效加快项目运行节 奏起到重要作用。二是钻井顺序优化，初期优先实施油井工作量，以便根据地质情况适当优化水井位置。三是压裂规模优化，即根据邻井实测缝长的实际情况动态适当调整部分井压裂规模，实现井网动态优化。
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3、实施效果
樊142仿水平井开发产能建设从2010年8月下旬开始实施，经过4个多月紧张有效的组织实施，当年完钻新井27口，完成方案设计新井工作量的80%；当年投产仿水平井19口（含排液井6口），占方案总井数的56%。取得了较理想的产能建设效果。 1）钻遇厚度
2010年完钻新井26口，钻遇油层厚度250.2m，平均单井钻遇油层垂厚9.07m，比方案设计平均单井钻遇油层厚度8.3m的指标增加0.77m，厚度增幅9.2%。优于方案设计效果（表7）。
表7 钻遇厚度统计表
项目 27口井累计 单井平均 设计垂厚 钻遇视厚 (m） （m） 224 8.3 259.9 9.63 钻遇垂厚 完钻进尺 (m） （m） 244.8 9.07 78944 2924 2）压裂效果
（1）压裂规模：方案设计单井加砂量68-118m3，平均89 m3，单井加砂强度4.5 m3/m-13.95 m3/m， 平均 12 m3/m。实际17口仿水平井实际单井加砂量60 -115.8 m3，平均86 m3/m；加砂强度4.3-13.95 m3/m，平均8.07 m3/m ；基本达到方案设计要求。
（2）裂缝方向：方案部署确定樊142-1-2块地应力方向为北东63°，其它储量动用部分地应力方向确定为北东76°。根据26口新井统计，实测地应力监测结果，总体与方案部署基本一致。
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（3）裂缝半长：方案设计平均裂缝半长200m，实测平均半缝长194m，基本达到方案设计要求。 3）产能建设效果
当年投产的19口仿水平井（包括6口排液水井）18口自喷。初期产量457t/d（自喷井为3mm油嘴产量），平均单井24.1t/d；年末平均单井日产10.5t/d（13口自喷井为3mm油嘴产量)。新井当年产油1.981×104t，平均单井产油1043t。
2010年末核算单元产能4.85×104t。开井23口（含4口老井），井口日液276t/d，日油255.2t/d，综合含水14.2%，平均单井日油11.1t/d，采油速度3.5%，单元年产油3.8872×104t，平均单井年产油1690吨，采出程度1.44%。基本实现了高效产能建设的阶段性目标。
四 认识与设想
通过近一年来在樊142块沙三下特低渗透砂岩油藏的仿水平井开发先导研究与开发试验，对特低渗透油藏仿水平井开发提出下列认识与建议。 1、初步认识
1）总体上，仿水平井开发技术核心理论基础和关键技术体系已构架完成，完善了特低渗透油藏高效开发理论基础，填补了特低渗透油
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藏开发技术空白，对推进胜利油区特低渗透油藏高效开发进程做了一定技术准备。
2）初步看，樊142沙三下特低渗透油藏作为国内第一个“仿水平井开发”先导试验，已经取得良好的阶段产能建设效果，基本达到方案设计目标。初步证实仿水平井开发技术可行、效益显著，标志着特低渗油藏高效开发动用的技术瓶颈已初步打破，特低渗油藏高效开发时代即将开启。
3）樊142块沙三下特低渗透油藏作为胜利油区乃至国内第一个“仿水平井开发”先导项目，有其特定的地质环境和油藏条件。从全局看，特低渗透油藏仿水平井开发总体还处在先导开发试验初级阶段，理论体系有待深化，配套技术有待完善，规模推广尚待时日。今后，我们既要按照“科技创新”的要求积极探索、深化完善，又要按照“科学发展”的要求稳步扩展、扎实推进，有序推进技术成熟进程，稳妥把握技术推广节奏。 2、下步设想
为积极有序地推进“仿水平井开发”技术探索和应用，对下步研究和试验提出两点设想和建议。
1）以樊142为研究基地，进一步探索完善“单层油藏仿水平井开发模式”，为单层特低渗油藏高效开发动用尽快趟出条成熟的新路子。
设想主要围绕以下五个方向继续开展研究、探索和总结。
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（1）完善特低渗透砂岩油藏渗流机理评价，开展油藏动态数模跟踪。作为生产单位，我们在前期研究中，在特低渗透油藏渗流机理方面研究不足；今后也希望借助樊142这个典型，在后期油藏开发管理中实现数模跟踪。希望取得分公司进一步技术指导和支持。 （2）继续探索仿水平井压裂的定向和定量化控制技术，促进仿水平井压裂完井技术不断成熟。仿水平井压裂完井技术的灵魂是地质目标导向下压裂定向和定量造缝控制。前期我们围绕这个核心目标开展了射孔、压裂、后期井网调整等系列优化配套探索，设想下步进一步引入优化喷砂压裂辅助径向钻井技术，不断完善裂缝的定向与定量化控制技术，最大限度地完善仿水平井开发配套技术，实现技术应用的精准控制。
（3）继续加强裂缝监测配套技术，实现更准确的裂缝三维定量化监测。一是适当加强平行监测，优化技术筛选；二是适当开展测井地应力监测技术，例如双井径、多极子声波、成像测井、地层倾角测井等；三是进一步探索缝高直接监测技术。争取通过上述工作，使压裂裂缝的三维检测精度提升一个大的台阶，对压裂裂缝展布模式有一个更深入的认识，为仿水平井网的精准设计奠定更坚实的基础。 （4）积极开展应力/裂缝场模拟，提升仿水平井开发井网精细设计水平。设想在提升检测水平基础上，充分利用先导试验区大量的监测资料，优化开展3D Move、FRS、ReFrac等模拟研究，一方面总结完善地应力/裂缝分布模型，为后续仿水平井井网精细设计提供详尽的基础，又为樊142后期开发调整提供可靠的指导。
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（5）积极开展樊142仿水平井开发精细调整，确保胜利油田第一个仿水平井开发试验最终取得成功。
樊142是胜利油田、也是全国第一个仿水平井开发的先导实验基地，仿水平井的概念从这里提出、理论从这里创建、试验从这里开展，我们也必须保证项目的最终成功。为此，我们将一方面积极做好后续产能建设的优化收尾工作，另一方面积极开展注水干扰试验，同时局部开展径向钻井优化井网试验，争取在准确把握井间状况基础上，精确控制流场分布，为准确把握转注时机和转注顺序、最终按方案实现整体成功转注做好充分的技术保障。
2）积极准备多层特低渗油藏仿水平井开发探索，为实现仿水平井技术在更大范围内的成功应用打下初步基础。
目前的仿水平井探索集中在单层油藏，多层特低渗透油藏的探索尚未开始。但鉴于胜利油区多层特低渗油藏更丰富的现实，及时启动多层油藏仿水平井开发探索势在必行。但与单层油藏不同，多层特低渗油藏地质特点更加复杂，仿水平井开发的技术难度更大，经济风险更大。为稳步推进这项探索，提出三点建议。一是精选单井或试点小区。建议首选地质认识较为精细的、“非油即干”的、多砂组间存在较厚泥岩隔层的中深层多层油藏区（例桩23、车66沙三下砾岩体油藏）开展试验。二是做好精细油藏描述。准确描述油水层空间分布，建立地质模型和油水层评价。三是合理划分开发层系。根据以往压裂监测结果和裂缝空间展布认识，在最大缝高控制范围内合理划分开发层系。
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在胜利油田分公司领导下，2010年取得樊142仿水平井开发的初步胜利。相信在油田分公司正确领导下，2011年仿水平井开发技术将取得更大进展，特低渗油藏高效开发配套技术将更加完善，特低渗油藏必将开创高效开发动用的新局面！
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