新投水平井只有70多口，而新增原油产量却超过700多吨，这是11月6日显示在长庆合水油田生产报表上的数据。面对久攻不破的致密油藏，长庆油田采油一处采取了什么招数将单井“含金量”提到如此之高？
水平井“出山” 致密油藏揭“面纱”
从1995年开发固1井开始，长庆油田在合水地区的石油勘探已走过了近20个年头。由于对储藏认识及在钻井、压裂工艺等方面存在的差异，合水油田的开发一直没有取得大的进展，埋藏在地层深处的原油就像深藏楼阁的“大家闺秀”，千呼万唤未使出。到2008年年底，合水油田达到150多口井的生产规模时，年产原油却仅为5万余吨，单井日产还不到1吨。
2009年开始，借助油田井网适应性、超前注水、储层改造和改变注剂性质等攻关试验已经积累的致密油藏规模开发技术基础，承担合水油田开发的长庆油田采油一处，坚持勘探开发一体化及多层系立体开发思路，通过对长8油藏的规模建产和对长3及以上浅层成藏规律的深层研究，虽落实了70多万吨的产能建设规模，但单井日产量却一直徘徊在2吨左右。就连后来实现了高效开发、单井日产达到10多吨的庄230区块，个别井的单井产量还是达不到1吨。
单井产量的高低决定着开发效益，不寻求新的开采模式单井产量就很难实现新的突破。2010年，合水油田在庄73井区进行水平井试验的第一口水平井，压裂求产获得12.8吨的日产量。今年，在距离固1井200米左右同地层部署的1口水平井，日产竟高达27.5吨。
水平井让合水油田的石油开发实现了由“山穷水尽”到“柳暗花明”的转变。仅2011年，合水油田井数比上年增长33.3%，原油产量增长了51.1%，水平井让油井的“含金量”成倍增加。
科技“出手” 连环施计治“顽症”
“水平井的水平段钻井能否成功穿行油层不一定，打开油层能否实现有效开采也不一定。”采油一处副总工程师吴大康说，“合水地区极为复杂的油藏环境，决定了油田开发过程中，在布井、钻井、压裂、试油、投产等各环节，都必须练就过五关斩六将的真功夫，坚持科技创新，才能从根本上攻克致密油开发上遇到的难题。”
在采取岩屑录井定点观察岩层变化情况的基础上，合水油田引进随钻岩性辨识导航装置，牢牢把握住每一个油藏的走向。目前，合水油田已完钻的100多口水平井，在平均水平段长达800米的情况下，油层钻遇率保持在90%以上。
针对不同储层在压裂过程中遇到的不同难题，合水油田又不断变换手法，在现有条件下，通过优化调整喷射工艺、加砂和泵注工艺，采取小砂比、小陶粒、多段塞和酸侵蚀等手段，让原本认为不可能压开的坚硬岩层乖乖地裂开了吐油的“嘴巴”，并创造了平均单趟钻改造5.1段，23口水平井实现“一趟钻”完井的纪录。目前，合水油田水平井单井日均产量达9吨以上，有40多口井在试采初期出现了自喷。
油井出油并不意味着万事大吉。面对水平井试油过程遇到的套管错断变形、沉砂遇阻、井下落物等特殊情况，合水油田的技术人员又先后试验了钢带长胶筒、钢丝短胶筒、卡瓦封隔器、液压扶正器+长胶筒、空心抽油杆内冲解卡等工艺，研究开发了旋流冲砂器、胶筒磨铣器、偏心扶正打捞器等工具，同时还自制了打捞解卡、磨铣打通道等20多种工具。
创新增效 水平井上再添“花”
在合水油田，有人给记者算了一笔账，传统的油井施工从土地征借、井场准备、钻井压裂到投产等整个过程所占用的全部时间中，纯钻井、压裂仅占1/3，而2/3的时间用在了生产组织上。生产组织时间的长短，不但直接影响油田的建设速度，而且也左右着油田开发的整体效益。
合水油田从大规模建设开始，综合分析油田建设过程中各环节可能出现的因等停而造成的窝工现象，及时提出不让钻机等井场、不让钻机等设计、不让压裂等水、丛式井组压裂双机交替作业、推行环保压裂液提高液体回收利用率等10个方面的提速措施，从根本上保证了油田建设速度的提升。
“在工艺技术挖潜达到一定程度的情况下，通过转变生产组织方式，实施后水平井时代的挖潜增效工作，我们已经尝到不少甜头。”负责合水油田开发的采油一处处长贺军生说：“按传统观念打水平井都需要大型钻机承担钻井，在合水油田钻井中，针对地层较浅的实际，我们在保证安全和油井质量的情况下，对打井钻机选择上降低了一个型号，采用小钻头钻井，钻井周期缩短了13天，钻井成本大大降低。”
合水地区属于山塬少水地区，而在水平井的钻井压裂过程中，又必须使用大量的水。在油田部署钻井计划时，合水油田就实施工厂化供水模式，提前打水源井，并建了两个分别能承担日供水2000立方米的供水点，满足了油田产能建设中的用水需求。
合水油田产能建设项目组试油压裂组负责人说，没有这两个供水点，就是把合水地区的地表水全部收集起来，也满足不了多套机组同时压裂的供水需要。
记者11月6日在合水油田采访时看到，原来给钻井、压裂供水的水源井又变成了油田后期开发的注水水源井，而原来的供水点已变成油田开发的注水站。
“以这种通盘考虑、统一设计、一次施工、多系统长期使用的供水系统建设模式为代表，合水油田灵活多样、科学有效的生产组织方式，不但降低了建设投资，而且将油田以往的非生产时间压缩了一半以上，油田建设速度成倍增长。”合水油田产能建设项目负责人说，“在典型的致密油藏，4年时间原油产量能净增70多万吨，并在1年时间实现完井100口水平井、新投水平井100口的‘双百’目标，实属奇迹。”
建好水平井，更要管好水平井
（勘探开发研究院副总工程师 胡永乐）
近年来，水平井技术已成为油气田企业提高单井产量、增加经济效益的有效途径。除应用规模迅速扩大以外，水平井钻采工艺技术和各项配套技术也不断进步。今后，不仅要建好水平井，更要管好水平井。在着力降低水平井钻井成本的同时，妥善解决水平井后期开采出现的难题，努力将水平井效用发挥到最大。
降低成本和技术进步，是水平井持续规模应用的两大关键。目前，个别油田部分水平井钻井成本是直井的3至5倍，而产量是直井的2至4倍，投入产出比较低。因此，在提高水平井单井产量的同时，降低成本成为水平井规模应用的先决条件。
此外，针对部分低渗透和特低渗透油藏层多、层薄、非均质性强、渗透性差、能量补充不上、无法发挥水平井优势的问题，科研人员应从新的井网形式、井型、能量补充方式等方面加强研究，尽快完善低渗透油藏水平井开发配套技术。
还需引起重视的是，随着大量水平井投产，水平井后期开发中可能存在的问题也将逐渐显露出来。针对水平井见水容易造成暴性水淹的难题，应在油藏认识的基础上，开展水平井控水稳油的相关研究与试验。同时，为解决水平井后期生产管理的难题，还应加快完善水平井大修作业等工艺技术和配套工具等。
总而言之，进一步规模推广应用水平井，是现阶段油藏高效开发的要求。油气田开发及调整方案，应首先考虑水平井的应用，缺少水平井论证的方案是不全面的。要坚持解放思想，突破瓶颈技术，降低开发成本，攻克水平井后期生产管理难关，持续推进水平井规模应用，为油公司上游业务健康发展做出更大贡献。 （记者 顾虹采访整理）
