老油田挖潜的新路径

　　玉门油田开发70多年，截至今年，玉门油田已开发的7个油藏剩余可采储量1350.1×104吨，未动用地质储量2865.97×104吨，潜力巨大。

　　玉门油田钻采院副院长寇明富曾说：“玉门油田进入开发后期，单纯依靠直井进行井网调整已不能满足剩余油挖潜的需求，选井难度和新钻直井出水风险也在逐年增大。为了保证老油田持续稳产，我们必须采用更先进的开发技术。”

　　2003年，油田在对各种开发技术深入研究与攻关后，低成本、低污染、精确轨迹的水平井开发技术进入油田科研人员的视野。能有效开发枯竭油藏、开采老油田剩余油的特点成为玉门油田增储上产的首选。

　　结合油田油藏构造和地质勘探实际，2003年5月20日，油田第一口水平井实验井LH-1井在老君庙油田开钻，20天后LH-1井投产，水平段长156.27米，初始产量为每天5.7吨，稳定产量每天3.9吨，比同区块的直井产量高出一倍之多。LH-1井的成功为油田大规模运用水平井开发技术奠定了基础。

　　2005年，玉门油田面对重建井网结构单纯依靠直井难以实现的难题，决定以“重构地下认知体系，重建井网结构”为理念，决定规模运用水平井技术，打开老油田产量被动的局面。

　　最有利于采用水平井技术的是储层埋深较浅的老君庙油田，老君庙油田L和M两个主力油藏，储层埋深均在1000米左右，有利于规模采用水平井开发技术。但是老君庙油田经过长时间的开发，地下套管错断、局部高压，且出现多处储量失控区域。油田技术人员经过了一年的论证，2007年，部署的38口水平井全面开钻，到2008年，这38口水平井平均单井日产1.21吨，是同区域新钻直井产量的2倍。截至目前，老君庙油田已经投入生产87口水平井，累计产油14.34万吨，综合含水57%，水平井产量占油井总产量的13.9%，井均日产达到直井的3.3倍，老油田找出了增储上产的新路径。

　　配套压裂提升增产效果

　　水平井应用领域越来越广，配套的压裂工程技术研究也迫在眉睫。老君庙油田属于典型的浅井低温、低压砂岩油田，属于低孔低渗裂缝性油藏，打出的新井通常具有不压裂不出油的特征。如何应用配套的水平井压裂工艺技术，释放地层能量，成为玉门油田需要解决的重点问题。

　　2011年，老君庙油田开展水平井压裂改造29井次，至2012年年底，这29口井累计增产原油1.697万吨，获得经济效益2615.78万元。其中由油田自主研发的水平井塑料球选择性压裂技术能有效改善剖面矛盾，在13口井上应用均获得成功。

　　2011年11月8日，油田把滑套封隔器分段压裂工艺运用在C226H井上，使这口井的日产油由0.08吨增加至6.4吨。滑套封隔器分段压裂工艺在C226H井上的成功运用，为这一区块油井压裂改造提供了很高的参考价值。2012年，老君庙油田在M油藏东低区开辟主战场，应用滑套封隔器分压工艺9井次/42段，措施有效率100%，累计增油4412吨。

　　截至2012年年底，老君庙作业区累计实施水平井压裂改造127井次，增油量累计达到3万吨。2012年实施21井次，增油6531吨，平均单井达到327吨，全年增产量达到8000吨以上。

　　目前，在浅井水平井压裂技术上，玉门油田已经形成了水平井塑料球选择性压裂技术、水平井砂塞预堵压裂技术、水平井双封单卡分段压裂技术、水平井滑套封隔器分段压裂技术四套高效的水平井分压工艺技术。

　　水平井技术在老君庙油田已经成熟应用，并取得显著成效，但在实现油田整体高效开发方面才刚刚起步。

　　2012年，玉门油田决定在中深井应用水平井开发技术，油田先后在鸭儿峡、雅布赖、柳沟庄等高应力储层的区块实验水平井。储层埋藏较深，地应力高，岩性复杂，储层温度高，这些都成了使用水平井技术开发的瓶颈。

　　2012年，油田在鸭儿峡区块新钻水平井鸭平4井，井深3450米。由于地层压力高，这口井油管压裂施工压力较高，对压裂工具性能要求高，同时还存在液体效率低、施工后期裂缝缝宽不够等问题。结合鸭平4井钻井资料，科研人员采取复合桥塞分段、多簇射孔、套管注入，对这口井进行限流压裂、分簇射孔。鸭平4井压裂后投产，日产油26.3吨，后来稳定日产油8吨，保持了高产水平，两个月累计产油586吨。

　　此后，玉门油田又先后在鸭平3井、鸭西111H井、雅探7H井开展水平井压裂技术攻关。油田逐步树立了“立足体积压裂，加强工艺与地质状况的结合，研发低黏压裂液体系，形成中深水平井体积压裂技术”的攻关目标，油田在中深水平井开发技术的应用上走上了快车道

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