勘探与钻采工程
卧龙河气田勘探开发综述
2009/1/16
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来源：中国石油石化工程信息网
[中国石化报2010年1月18日] 上世纪70年代至90年代，镇泾区块历经几轮勘探后，虽发现有油气显示，但没有达到工业开发水平。受限于当时地质认识和工艺技术水平，该区块成为“鸡肋区块”，一直没有形成规模勘探开发。
2004年，华北分公司深化油气成藏规律研究，改进工艺技术，创新管理体制，实现镇泾区块勘探开发模式的新突破和接替层位的新发现。目前，镇泾区块年产油4.42万吨，并呈现良好发展前景。
镇泾区块已成为华北分公司增储上产的主阵地，也是该公司实现“南油北气”战略的重点目标探区。经第三次资源评价，该区块潜在资源量4.2亿吨，远景资源量达5.7亿吨，具备建设中型油田的资源基础。为此，华北分公司确立了“十二五”期间把该区块建设成100万吨/年产能的目标。
转变找油思路，深化油气成藏规律研究
如今，随着岩性油藏生油理论的突破，尤其是在“地下所有资源都可以找到”、“再难动用的储量也可以动用”理念指导下，镇泾区块勘探开发思路得到转变。
镇泾油田的发现与发展，主要得益于对中生界岩性油藏成藏理论认识的新突破。华北分公司高级工程师刘长春说：“通过勘探实践和研究，我们认识到镇泾区块油气分布呈‘横向复合连片，纵向多层叠置’的总体格局，并逐步深化对该区长8油藏三角洲前缘水下分流河道砂体分布规律的认识，形成一套河道砂体有效预测、描述的技术方法，得出沉积相控储、储层控藏、裂缝高产的成藏基本认识。”
2004年，华北分公司经过充分论证，在镇泾区块部署两口探井，均获得较好油气显示，其中曙探2井经压裂试油，长62主油层初期日产原油15吨，获得重大突破。同年完成钻井31口，并实施同期注水先导性试验。
2004年~2006年，镇泾区块以开发长6、延9油藏为主，动用地质储量500多万吨。2007年，进行增产措施二次压裂改造的镇泾5井和红河21井，在81油层获得新突破，成为目前开发的主力油层。随后，红河26井长81油层射孔压裂后，日产油30吨。华北分公司通过分析成藏主控因素，认为长81油藏基岩致密、裂缝发育，地层能量低，油井高产稳产与井网部署和裂缝体系存在极大关系，提出“定层序、打河道、占高点、追裂缝”的钻探原则，规划“寻找富集区，落实建产区，实施超前注水试验区”一体化勘探开发思路。
2009年，红河42井又发现新的含油层位长82储层，经测试获自喷日产原油8.5吨，成为该区块首口不需压裂的高产自喷井。该井的突破使华北分公司对镇泾区块储层展布、裂缝体系有了更深刻认识，对增储上产和勘探开发方案调整具有重要意义。
重视油田效益，形成一系列适用工艺技术
对镇泾区块超低渗储层来说，只有探索实施低成本战略，运用适合油田开发的工艺技术，才能使油田实现高效开发。
低成本钻井工艺技术是镇泾区块一大特色。华北分公司推广使用地面循环系统，让钻井液通过地面大池进行循环，减少了除砂器、除泥器的使用，只配备振动筛和配浆罐，在不影响泥浆体系性能的前提下，降低用电量和搬迁车次，大大降低钻井成本。
针对镇泾区块地形地貌复杂的实际，他们摸索“四合一”钻具组合的快速钻井技术，实现一套钻具组合就能完成定向、增斜等施工程序，缩短钻井周期，降低钻井成本。目前，镇泾油田定向井平均钻井周期控制在10天以内，最短耗时仅为5.58天。
单井产量低是制约镇泾区块高效开发的瓶颈。要大幅度提高单井产能，就要选择合适的储层改造技术，为储层创造一个良好渗流环境。超前注水是储层改造的重要手段，就像给瘦弱的汉子补充体力一样，在采油井投产前投注注水井，建立起有效的地层压力驱替系统。
超前注水使油藏具有较高驱替压力，并扩大注入水的波及面积，达到提高单井产能和采收率目的。目前，华北分公司在红河105井区、红河26井区又部署38口油水井，进行超前注水试验，达到预计地层压力后，再开井生产。
与超前注水相配套的技术还有井网优化和裂缝缝长控制技术。针对镇泾区块裂缝较发育的地质特征，华北分公司采用菱形反九点注采井网，使菱形长对角线与最大
