1、非常规油藏“阶梯式优化提升”管理摘要：非常规井开发包括勘探、钻井、完井、压裂、监测、管理等过程，为有效降低非常规开发成本，提高开发效益，找出优化提升潜力点，开展“开发技术” 、 “组织运行”和“生产管理”等三阶段模块化设计，借助“阶梯提升曲线” ，逐井实现全过程关键指标阶梯式的环比提升，并指导其他非常规水平井施工，进一步推进非常规油藏开发效益有效提升。 关键词：非常规油藏 开发技术 阶梯提升 纯梁采油厂通过“一体化”运行，应用“系统节点”精细管理模式对非常规水平井实施运行和现场管理全过程的节点分解，在实施过程中，不断地总结经验、改进做法，完善制度，为致密砂岩的开发提供了宝贵经验。 一、剖析非常
2、规井开发全过程关键节点，为“阶梯式优化提升”找准潜力点 樊 154P1 井是胜利油田第一口非常规试验井，该井于 2011 年 1 月 30日开钻，钻井周期 81 天，建井周期 102 天；钻井搬家、组织井场道路维修、转罐、压裂，历时 15 天。从钻井到放喷合计用时 127 天，钻井、压裂费用达 3657 万元。樊 154P1 完井后，采油厂结合提速提效工作对该井每个施工节点进行了总结分析，进行潜力再挖掘，措施再优化。建井周期、压裂前准备是导致用时过多主要因素，而利用国外技术、完井工具和邀请国外专家指导导致单井费用偏高。 采油厂联合钻井公司、钻井院、采油院、井下作业公司等单位，对建井周期、投产运
3、行等各关键环节进行分析，并制定了下一步的改进措施，通过开展技术攻关和试验，提升技术水平和实现工具自主设计，进一步降低了单井投资。 二、推进开发技术创新应用，实现关键技术能力“阶梯式优化提升”以提高单井经济可采储量为目标，实现地质、钻井、压裂、生产一体化优化，施工单位设计伊始全程介入，将常规单向接力式设计优化为各专业多向优化设计，水平井段长度、裂缝间距、井距得到有效优化，钻井、完井、压裂等技术得到有效提升，成功钻非常规井 15 口，投产 13口，建井周期从樊 154P1 井的 103 天下降到了 F116P1 井的 48 天。 1、设计优化。通过樊 154P1、樊 154P2 井分析认为，随着水
4、平段增加，末端压裂规模逐渐减小，裂缝控制储量降低，钻速下降，钻井难度及成本增加。另外，水平井井筒内存在压降损失和流体流动的摩擦阻力，过长的水平段反而得不到有效的利用。为获得较高产能的水平段长度，同时避免裂缝干扰，通过开展致密油水平井渗流规律研究，樊 154 块逐步优化水平井段长度控制在 1000-1400 米，百米水平段自喷稳定累油贡献值呈逐步上升趋势。 2、钻井优化。根据钻进方式、动力钻具寿命、工序衔接等影响因素，相继采用 LANDMARK 等软件优化剖面设计，利用裸眼减摩降扭工具降低摩阻和扭矩，优选钻头和泥浆体系，减少因仪器原因起下钻次数，开展钻具组合力学分析，优化双扶正器尺寸，提高复合钻
5、进比例，由 85%提高至94%，实现水平段单趟钻进尺最大化。 樊 154P2 创中石化小井眼水平井水平段最长纪录，实现了小井眼稳斜钻具单次入井进尺 507.12m，最高日进尺 144.87m，累积进尺1081.56m，水平段机械钻速 6.1m/h，是樊 154P1 井的 1.71 倍；樊 154P4井单趟钻平均进尺达 476m，采用进口复合片 PDC 钻头+高压喷射 18-22MPa，直井段机械钻速 38.4m/h，是樊 154P1 井 3.5 倍；直井段 1 趟钻完成，定向段 2 趟钻完成，水平段 2 趟钻完成；平均螺杆工作时间达 131小时，进尺 581m，比樊 154P2 第一只螺杆工作
6、时间长 64.2h，进尺多钻213m；通过加强工序衔接，简化测固井质量环节，中完仅 7.6 天，比樊154P2 节约 9 天，创中石化非常规裸眼水平井井钻井周期、建井周期最短的两项新纪录，提速效果明显。 3、完井优化。针对致密油的特点，按照“边引进学习，边应用提升，边自主研发”的思路，紧跟世界技术发展潮流，开展了技术引进、攻关和试验，技术水平不断提升。自樊 154P3 起实现了长井段裸眼水平井自主设计、自主施工技术突破，大幅度降低了成本。自有工具及技术服务费用约为国外公司的 3/4。自有技术应用后，外方工具及技术服务费用下降了 20%，服务的积极性和主动性明显提高。樊 116 块成功实施了套管
7、固井完井泵送桥塞分段压裂完井工艺，为下步非常规井注水开发提供了保障。 4、 “井工厂”模式优化。 “井工厂”即一个井场钻多口油井，以工厂模式进行流程生产，是降低非常规开发成本的有效手段。目前在樊 116、樊 154 区块形成了一台 2 井、一台 3 井的“井工厂”模式。实现了钻机整拖、钻井液重复利用、管线集中输水和整体压裂。压裂、送桥塞及射孔交替施工，提高设备运行效率；边施工、边现场配液及补液，每组罐群 60 个罐，减少储液量，减少占地；水源井供水与现场储水相结合，满足压裂用水需求。提高时效 15%，单井总投资下降 17.9%。有效降低了管理、操作成本，管理等成本得到有效控制，体现出了规模化效
8、益。 三、推进投产运行管理优化，实现关键运行效率“阶梯式优化提升”樊 154-1HF 投产过程中，涉及到多个部门的协调合作，有些工作量可以交叉进行。剖析投产非常规井运行环节影响因素，制定单井技术负责人、单井写实、六个关键环节技术交底和专家把关等制度，固化了超前、统筹、控制、高效的工作经验，尤其是许多费时费力的关键施工环节由以前的“串联时间安排”转变为“并联时间安排” ，该同时施工的尽量同时施工，在确保非常规油井顺利投产的同时，投产运行天数从樊154-1HF 井的 35 天缩短到了 F116-1HF 井的 18 天，提速提效十分明显。 1、超前运行，强化协调。常规井钻前施工时以井口和进井道路为基
9、准，对井场布局进行合理优化，明确泥浆池、施工区域、设施摆放的具体位置，为压裂施工提供了充足的空间。钻井施工中建立钻井、地质、工艺、工农、地面的信息共享机制，及时解决制约钻井进度的问题，保证钻井的快速运行。完井期间与井下压裂大队联合现场办公，编制压裂井场布置图、排出压裂运行表，提前落实压裂临时占地、上电等工作，提高施工效率。由于非常规井压裂后关井时间较短（4-6 小时） ，需提前准备压裂放喷工作，主要做法是在井场或相邻井场提前上好 40m3 高架罐，协调好维修人员，压裂车组撤离后，在关井时间内及时连接好井口自喷流程，以保证压裂液及时返排。 2、控制细节，充分准备。由主要领导干部专门负责现场的组织
10、协调事宜，对现场的施工设施摆放、地面配套布局、施工区域照明、压裂管汇保温、施工用电负荷、井场道路整修、现场安保、施工安全、后勤保障、车辆行驶路线及停放等细节进行精确控制。 3、统筹组织，加强运行。通过深入分析施工投产过程，将钻井搬家至投产放喷阶段细化为 14 个环节，制定出非常规井的投产运行实施计划表，明确各运行环节的实施时间、工作内容、责任人、完成期限，按照运行计划表严格检查落实，有效提高非常规井的运行速度。 4、优化方案，精细提效。樊 154-1HF 配液用水全部用罐车拉运方式，供水周期 11 天，工期长、运输工作量大，费用高，严重影响了压裂施工进度。鉴于该环节存在的问题，对配液用水方案优
11、化为利用集输管线输送方式，樊 154-2HF 井配液用水 6900 方，仅用 5 天时间，后期投产非常规井也都利用了此方案，运行效率得到大幅提升。总结备水经验，确定了先钻水源井后安排 F154-8HF、-9HF、-10HF“井工厂”钻机搬上的方案，同步铺设地面集输管线，保证 F154-8HF、-9HF、-10HF 压裂用水需要。 四、推进生产管理制度创新，实现关键管理水平“阶梯式优化提升”创新管理和精细管理是保证非常规开发效果的关键。针对非常规油井压裂规模大、资料录取密集等问题，以“非常规手段管理非常规井”为指导思想，横向上创新统筹“一体化”运行管理，纵向上应用“系统节点”精细化管理模式超前制
12、控关键节点，全面探索非常规致密砂岩采油开发规律和配套技术，总结提炼非常规井采油三字经等管理方法，劳动生产率从樊 154-1HF 井的 11 人/口降低到了 F116-1HF 井的 4 人/口，实现了非常规油藏管理水平不断提升。 1、压裂液返排优化提升。非常规井压裂后 4-6 小时内需要进行放喷，返排压裂液，总结樊 154 块非常规井排液见油规律，排液到四分之一时开始见油花，排液到三分之一时开始见油，二分之一含水降到正常水平，现场工作人员根据累排液计算即可预测到含水下降程度，节约了车辆高密度送样和化验员 24 小时值班；后期投产非常规井，在樊 154-7HF 井设置临时值班点，含水稳定后直接倒入
13、流程生产，由原先的 4-5 名干部职工管理 1 口非常规井提升到 2 名职工管理 6 口，不但提高了劳动生产率，还大幅度节约了倒油费用，开发效益明显提高。 2、自喷管理优化提升。多级压裂水平井划分为 4 个渗流阶段：裂缝内线性流、近裂缝流动、裂缝间流动和裂缝外拟径向流。油井压力大于10MPa 时，采用 7mm 油嘴放喷；压力 10-5MPa 时，采用 9mm 油嘴放喷；即保证了压裂液残液及时排出，避免油层污染和储层稳定，也确保了返排液稳定。 3、机采生产优化提升。油井转抽生产后进入机采生产阶段，主要是合理供排关系和做好井筒管理。合理供排关系，重点是要摸索出最佳平衡点，优化泵挂、冲程、冲次，通过
14、动液面稳定确保井筒稳定、出液稳定。需要在实践不断摸索和制定出相应的管理办法和制度，以实现非常规油井的管理增效和最优化生产的目的。 五、综合效果评价 （一）经济效益 樊 154 块投产非常规井 13 口，平均单井日油稳定在 10 吨以上，正常井平均自喷 230 天。水平井平均单井产量是直井的 7 倍，实现了特低渗浊积岩储量有效动用。 通过各环节优化，非常规单井投资已控制在 6000 万元以内。根据实际产量及模拟，樊 154 块单井当年产量在 0.51 万吨、10 年单井累油可达到 2.0 万吨左右，初期投资按照 10 年期全部折旧，原油价格按照 4800元/吨计算（2012 年） ，已实现效益开
15、发。随着开发成本的进一步控制，效益将进一步提高。 F154-1HF 井当年经济效益为：以采油厂变动成本节约额及原油产量为依据，按照相关因素合成计算法（PCP）计算经济效益。计算公式为： Ep：按 PCP 方法计算的相关多因素的合成效益； 单井原油生产 0.51 万吨，经济效益为 0.51 万吨*4800 元/吨=2448万元 电费、运费、材料费、修理费等成本性费用 90.0 万元 当年投资折旧 635 万元（初期投资 6349 万元，按照 10 年期折旧）非本成果效益 260.0 万元 成果实施费 80.0 万元 因此，单井当年经济效益为： EP=2448.0-90.0-635.0-260.0
16、-80.0=1383.0 万元，结合下表能够看出，非常规油藏开发整体效益较为可观。 （二）社会效益 1、形成了非常规油藏开发技术规范。通过不断摸索开发运行规律，制定了中石化第一部非常规通用技术规范，实现了地质、钻井、压裂、生产一体化优化，施工单位设计伊始全程介入。 2、形成了非常规井运行管理规范。通过运用“系统节点”精细化管理模式并不断总结现场管理经验，形成了以“一体化”设计理念和管理为纲，建立健全了项目运行管理和实施机构；制定了项目运行“系统节点”图，实施了系统节点控制，保障了单井施工质量。 3、形成了非常规井生产管理规范。一是“三四五”工作法。建立了以“全、准、细”为核心的资料录取分析制度，做好“三项工作” 、 建立“四本台账” 、坚持“五个一制度” ，做到“全”面覆盖整个生产过程，“准”确到每一个时间点， “细”致到每一个数据。 在我国原油对外依存度（2012 年 57%）不断提高的背景下，发展非常规油气是调整能源结构的重要路径。通过“阶梯式优化提升”管理走低成本战略，非常规油藏开发将有大规模发展，为实现采油厂高质量、高效益的发展之路提供了有力保障。 参考文献 1李道轩，薄互层低渗透油藏开发技术M.东营：中国石油大学出版社，2007 2 5 赵振峰，吴晓东，黄伟等，特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析，石油钻采工艺，2011 年 04
