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摘要：非常规油田是采油厂2012年度开发重点，我们通过做好非常规区块整体开发设计、钻井施工“一体化”监督管理、优化压裂施工设计、精细压裂运行和制定详细合理的压裂后生产制度管理，确保非常规油田高效开发，取得最大经济效益。
关键词：非常规 压裂 组织
1 采油厂非常规油田概况
纯梁采油厂非常规油气藏主要集中在樊154块、樊116-20块，共计部署长井段裸眼分段压裂水平井14口，钻井进尺6.2×104m，新建产能5.9×104t。
2 非常规油田开发设计
2.1加强技术研究，做好非常规区块整体开发设计
2.1.1樊154块
樊154块位于大芦湖油田沙三中主体的东南部，区域构造上处于东营凹陷博兴洼陷东部，正理庄-樊家鼻状构造北端，主力含油层系为沙三中2砂组，油藏类型为低孔特低渗、高压异常稀油构造—岩性油藏。动用含油面积5.1km2，地质储量304×104t，井距300m，弹性开发，部署10口长井段裸眼分段压裂水平井，水平段长度800-1970m，平均水平段长度1270m，压裂段数10-20段，平均为14段，平均单井控制储量30.4×104t，新钻井9口，进尺4.1×104m，新建产能4.2×104t。
2.1.2樊116-20块
樊116-20井区地理位置位于大芦湖油田的东北部，区域构造处于东营凹陷博兴洼陷北部，主力含油砂体为沙三中二砂组22砂体。该井区沙三中22砂体含油面积2.9km2，平均厚度7m，石油地质储量122万吨，属常温高压、低孔特低渗透储层。部署多级分段压裂水平井5口，井距400米，初期采用弹性开发，后期考虑补充地层能量，采用套管完井、泵送桥塞分段压裂，人工裂缝半长140m，裂缝间间距200m，前三年平均单井日油11吨，新建产能1.7万吨，平均单井控制储量30.4×104t。
2.2非常规井钻井施工“一体化”监督管理，提高钻井质量
在非常规井施工中，加强钻井新技术的研究与运用，通过优化论证，配套聚合物（铝胺基）钻井液+优质完井液技术，使用高效钻头、长寿命螺杆等新工具。采用长水平段井眼轨迹控制技术。一是在满足地质要求的基础上，优化底部钻具组合和钻进参数，二是采取“预判少调”的措施，减少滑动钻进的比例。三是采用“钻头+单弯螺杆（1°）+欠尺寸扶正器”的底部钻具组合，进一步优化螺杆本体的扶正块外径和欠尺寸扶正器外径的相对尺寸大小。四是在地层认识较清楚的情况下，为缩短地质导向与钻头的距离，去掉电阻率短节，有利于控制井斜方位，同时降低卡钻风险。今年来我厂非常规井屡破钻井周期、建井周期最短的新纪录。2012年樊154和樊116块共完钻非常规水平井14口，钻井成功率100%，取得较好效果。
2.3反复研究论证压裂设计，做好非常规井压裂工艺设计
2.3.1压裂设计
一是分段压裂段数优化，为提高水平段末端的产能贡献率，在水平段末端加密分段间隔。二是分段压裂施工排量优化，结合分段压裂工具的球与球座具体尺寸，在保证工具性能的前提下，使用各级球座的最大排量。三是分段压裂加砂规模优化，结合区块平面构造图及纵向地震剖面图相邻直井位置情况，确定各段最大加砂量。四是分段压裂材料优化，优选压裂液体系及支撑剂。
2.3.2投产设计
为防止油层受到二次污染，采用不压井作业装置进行转抽作业。
管柱配置：根据供液计算结果，使用∮56mm泵，管柱采用∮75.9mm+∮62mm油管组合。
杆柱配置：杆柱采用三级抽油杆组合，其组合设计采用等强度理论，自下而上连接顺序为柱塞+安全接头+三级抽油杆组合。
地面设备：多采用高原皮带抽油机。皮带式抽油机结构简单、冲程大、可靠性强，非常适用于野外作业现场。
2.4精细压裂运行，确保非常规井按设计实施压裂
2.4.1超前组织，做好压裂前组织工作
采油厂生产办公室根据非常规井液量大，施工时间长，对压裂施工配合运行流程进行了详细梳理，制定了非常规压裂井工作程序，从上电配套、压裂配液水源供应、拉水车辆外雇协调、上水组织监控、井场道路修垫、工农关系保驾、施工区域照明配套、后勤生活保障等各个环节，进一步明确了各业务科室、相关单位的工作职责和完成期限，重点工作落实到人、运行到小时，同时积极做好与井下压裂现场施工人员的协调配合，为他们提供一切现场所需车辆和后勤服务，确保了压裂准备工作的顺利进行。
在F154P6压裂组织过程中，天降大雪、道路结冰，气温降至-14℃，采油厂生产办公室组织采油三矿、作业大队连接输送压裂液管线，确保了施工按时进行。
2.4.2压裂施工全程监控，确保压裂施工质量
为保证压裂施工质量，采油厂主管工艺副厂长、工艺所、作业科全程监控整个压裂过程，及时处理施工中遇到的技术问题，确保压裂施工顺利进行。
2.5强化压裂后生产制度管理，确保生产效果
2.5.1强化放喷管理，确保油井连续放喷，尽早见到产能
为保证非常规井放喷效果，采油厂工艺部门专门制定了放喷措施，并安排专人每天多次落实生产数据，需要变更时由工艺所安排油井管理单位实施，采油厂生产办公室进行检查。
2.5.1.1自喷返排压裂液阶段放喷制度
在返排初期为了最大限度的排出压裂液残液，降低压裂液残液对油层的伤害，初期采用放大油嘴排液，以利于压裂液残液的排出。
在裂缝闭合后，根据压力情况选择合适的大直径油嘴大排量返排液体，将井筒内低密度球返出地面，然后更换油嘴继续正常放喷；
每12小时化验水样一次，当水样矿化度达到地层水矿化度的70%或总返排量达到50%时，进入正常自喷生产阶段。
2.5.1.2自喷正常生产阶段放喷制度
根据计算，当井口压力达到以下条件时选择适当油嘴生产。
井口压力>12MPa时，采用∮4mm油嘴进行放喷；
井口压力在12-5MPa时，采用∮5mm油嘴进行放喷；
井口压力<5MPa时，采用∮6mm油嘴进行放喷；
2.5.2及时组织转抽，尽早见到产能
当自喷结束或产量达不到配产要求时，转人工举升，在井口压力降至1.5MPa时进行不压井转抽作业。
3效果统计
2012年，采油厂非常规井压裂投产10口，均达到了设计要求，为下步非常规油田开发提供了可靠的依据。
4结论
4.1通过加强技术研究，做好非常规区块整体开发设计，确保开发效益最大化。
4.2 通过钻井施工“一体化”监督管理，确保钻井质量合格，为油井生产打下坚实基础。
4.3 通过优化压裂施工设计，确保每口井的压裂设计合理。
4.4通过精细压裂运行，确保非常规井按设计实施压裂，达到设计要求。
4.5通过制定详细合理的压裂后生产制度管理，确保油井产能得到最大释放。
关键词：非常规 压裂 组织
1 采油厂非常规油田概况
纯梁采油厂非常规油气藏主要集中在樊154块、樊116-20块，共计部署长井段裸眼分段压裂水平井14口，钻井进尺6.2×104m，新建产能5.9×104t。
2 非常规油田开发设计
2.1加强技术研究，做好非常规区块整体开发设计
2.1.1樊154块
樊154块位于大芦湖油田沙三中主体的东南部，区域构造上处于东营凹陷博兴洼陷东部，正理庄-樊家鼻状构造北端，主力含油层系为沙三中2砂组，油藏类型为低孔特低渗、高压异常稀油构造—岩性油藏。动用含油面积5.1km2，地质储量304×104t，井距300m，弹性开发，部署10口长井段裸眼分段压裂水平井，水平段长度800-1970m，平均水平段长度1270m，压裂段数10-20段，平均为14段，平均单井控制储量30.4×104t，新钻井9口，进尺4.1×104m，新建产能4.2×104t。
2.1.2樊116-20块
樊116-20井区地理位置位于大芦湖油田的东北部，区域构造处于东营凹陷博兴洼陷北部，主力含油砂体为沙三中二砂组22砂体。该井区沙三中22砂体含油面积2.9km2，平均厚度7m，石油地质储量122万吨，属常温高压、低孔特低渗透储层。部署多级分段压裂水平井5口，井距400米，初期采用弹性开发，后期考虑补充地层能量，采用套管完井、泵送桥塞分段压裂，人工裂缝半长140m，裂缝间间距200m，前三年平均单井日油11吨，新建产能1.7万吨，平均单井控制储量30.4×104t。
2.2非常规井钻井施工“一体化”监督管理，提高钻井质量
在非常规井施工中，加强钻井新技术的研究与运用，通过优化论证，配套聚合物（铝胺基）钻井液+优质完井液技术，使用高效钻头、长寿命螺杆等新工具。采用长水平段井眼轨迹控制技术。一是在满足地质要求的基础上，优化底部钻具组合和钻进参数，二是采取“预判少调”的措施，减少滑动钻进的比例。三是采用“钻头+单弯螺杆（1°）+欠尺寸扶正器”的底部钻具组合，进一步优化螺杆本体的扶正块外径和欠尺寸扶正器外径的相对尺寸大小。四是在地层认识较清楚的情况下，为缩短地质导向与钻头的距离，去掉电阻率短节，有利于控制井斜方位，同时降低卡钻风险。今年来我厂非常规井屡破钻井周期、建井周期最短的新纪录。2012年樊154和樊116块共完钻非常规水平井14口，钻井成功率100%，取得较好效果。
2.3反复研究论证压裂设计，做好非常规井压裂工艺设计
2.3.1压裂设计
一是分段压裂段数优化，为提高水平段末端的产能贡献率，在水平段末端加密分段间隔。二是分段压裂施工排量优化，结合分段压裂工具的球与球座具体尺寸，在保证工具性能的前提下，使用各级球座的最大排量。三是分段压裂加砂规模优化，结合区块平面构造图及纵向地震剖面图相邻直井位置情况，确定各段最大加砂量。四是分段压裂材料优化，优选压裂液体系及支撑剂。
2.3.2投产设计
为防止油层受到二次污染，采用不压井作业装置进行转抽作业。
管柱配置：根据供液计算结果，使用∮56mm泵，管柱采用∮75.9mm+∮62mm油管组合。
杆柱配置：杆柱采用三级抽油杆组合，其组合设计采用等强度理论，自下而上连接顺序为柱塞+安全接头+三级抽油杆组合。
地面设备：多采用高原皮带抽油机。皮带式抽油机结构简单、冲程大、可靠性强，非常适用于野外作业现场。
2.4精细压裂运行，确保非常规井按设计实施压裂
2.4.1超前组织，做好压裂前组织工作
采油厂生产办公室根据非常规井液量大，施工时间长，对压裂施工配合运行流程进行了详细梳理，制定了非常规压裂井工作程序，从上电配套、压裂配液水源供应、拉水车辆外雇协调、上水组织监控、井场道路修垫、工农关系保驾、施工区域照明配套、后勤生活保障等各个环节，进一步明确了各业务科室、相关单位的工作职责和完成期限，重点工作落实到人、运行到小时，同时积极做好与井下压裂现场施工人员的协调配合，为他们提供一切现场所需车辆和后勤服务，确保了压裂准备工作的顺利进行。
在F154P6压裂组织过程中，天降大雪、道路结冰，气温降至-14℃，采油厂生产办公室组织采油三矿、作业大队连接输送压裂液管线，确保了施工按时进行。
2.4.2压裂施工全程监控，确保压裂施工质量
为保证压裂施工质量，采油厂主管工艺副厂长、工艺所、作业科全程监控整个压裂过程，及时处理施工中遇到的技术问题，确保压裂施工顺利进行。
2.5强化压裂后生产制度管理，确保生产效果
2.5.1强化放喷管理，确保油井连续放喷，尽早见到产能
为保证非常规井放喷效果，采油厂工艺部门专门制定了放喷措施，并安排专人每天多次落实生产数据，需要变更时由工艺所安排油井管理单位实施，采油厂生产办公室进行检查。
2.5.1.1自喷返排压裂液阶段放喷制度
在返排初期为了最大限度的排出压裂液残液，降低压裂液残液对油层的伤害，初期采用放大油嘴排液，以利于压裂液残液的排出。
在裂缝闭合后，根据压力情况选择合适的大直径油嘴大排量返排液体，将井筒内低密度球返出地面，然后更换油嘴继续正常放喷；
每12小时化验水样一次，当水样矿化度达到地层水矿化度的70%或总返排量达到50%时，进入正常自喷生产阶段。
2.5.1.2自喷正常生产阶段放喷制度
根据计算，当井口压力达到以下条件时选择适当油嘴生产。
井口压力>12MPa时，采用∮4mm油嘴进行放喷；
井口压力在12-5MPa时，采用∮5mm油嘴进行放喷；
井口压力<5MPa时，采用∮6mm油嘴进行放喷；
2.5.2及时组织转抽，尽早见到产能
当自喷结束或产量达不到配产要求时，转人工举升，在井口压力降至1.5MPa时进行不压井转抽作业。
3效果统计
2012年，采油厂非常规井压裂投产10口，均达到了设计要求，为下步非常规油田开发提供了可靠的依据。
4结论
4.1通过加强技术研究，做好非常规区块整体开发设计，确保开发效益最大化。
4.2 通过钻井施工“一体化”监督管理，确保钻井质量合格，为油井生产打下坚实基础。
4.3 通过优化压裂施工设计，确保每口井的压裂设计合理。
4.4通过精细压裂运行，确保非常规井按设计实施压裂，达到设计要求。
4.5通过制定详细合理的压裂后生产制度管理，确保油井产能得到最大释放。