桩西油田桩斜169井区设计的4口新井已全部完钻，在目的层下古生界均见到良好油气显示。目前已投产3口，平均单井初期日增油能力在80吨以上，其中桩169-斜5井完钻后，成功钻遇下古生界二类层14层178米，2017年底投产初期获得百吨高产。正因此，该井区被认为是油田2017年的“明星井区”。

　　纵观这一井区开发的成功历程，正是各方面持续优化的过程。桩西厂地质所研究人员认真抓好井位部署、方案、设计和实施四个层面的优化，从优化区块方案设计源头出发，优化单井投产方式，坚决贯彻优化无止境的理念，在各个方面各个层次持续不断优化，最终获得了高产油流，大幅提高了时效，节约了成本。

　　深化油藏认识，做实方案

　　地质基础

　　桩西油田桩斜169井区区域构造上位于桩东凹陷以西，北部以埕北断层为界，南接长堤潜山带。该区域主要含油层系下古生界为裂缝性储层、常压偏高温系统潜山稀油油藏。2004年，北部桩海10块上报古生界探明地质储量1008×104t。2015年，通过深化桩海叠前深度偏移三维地震资料应用转化，在桩海潜山南部新发现一组断块构造。2016年，在新断块部署探井桩斜169井，钻遇下古生界I、II类储层97.2米，试油试采获高产油流，使得桩海潜山下古生界含油面积向南进一步扩大，新增地质储量62×104t。桩海潜山方案是在桩斜169井成功钻探基础之上编制的，设计新钻油井4口。方案编制之初，他们便综合利用地震、钻井、测井等资料系统开展潜山评价，深化油藏认识，做实方案地质基础，优化方案部署，方案设计精益求精，整个方案获得成功。

　　与此同时，他们应用测井及录井资料，确定主要岩性和电性特征，开展地层对比与划分，明确出露地层分布特征;结合区域构造演化特征，利用新三维地震资料重新开展精细构造解释和断裂组合，明确了该块为断块-侵蚀型的潜山类型;开展储集空间类型和裂缝分布规律研究，运用地震反演技术预测有利储层，明确了储层在平面和纵向上的分布规律;开展单井储层综合评价及测井二次解释，进行分断块、分层位储量计算，明确方案区储量规模。

　　系统优化，方案设计是完全成本总源头

　　优化部署实施，打造桩斜169块古生界产能建设精品工程。在方案部署上，他们树立“方案设计是完全成本总源头”的理念，瞄准效益点和风险点，突出“一井一策”极致优化，提升方案整体经济效益。

　　首先开展的便是井位优化。他们从部署井位的数量、靶点设计等方面进行优化，做到“优化无死角”。桩海潜山方案井位的部署原则是整体部署、滚动实施，充分利用老井发的基础之上，采用拉大井距的方式，来增加单井控制储量，从原设计5口新井改为实施4口新井，单井控制储量在50万吨以上。数量优化的同时，也进行靶点的优化。为了降低风险，靶点位置尽量靠近产能落实井，单井设计也均采用“双靶点”设计，主探下古生界八陡组，并兼探冶里亮甲山组。通过一井多探、多层兼顾的方式，做到控制储量最大化。

　　在原方案设计的基础上，他们通过反复细致论证，开展井位靶点、地面井台、套管管材等方面优化，优化后新井井数减少1口，动用储量增加50万吨，地面井台及套管费用节省1593万元。方案规划动用储量268万吨，部署总井5口，其中新钻油井4口，新建产能3.1万吨。

　　加强多部门多工种技术交流，协作优化

　　在产能建设过程中，他们专门成立了以地质分析、钻井运行监督为主的运行项目组。针对下古生界地质条件复杂、工程施工难度大的特点，他们加强钻井过程中质量控制与关键节点监督，增加钻井、地质、录井等多部门技术交流协作，及时追踪井身轨迹，实时跟踪地层对比，增加分析化验项目，方案新井均按照设计要求2～3米准确无误地卡准潜山界面，确保井位顺利钻进。钻井液漏失是制约钻井进度的瓶颈，处理起来十分棘手，对堵漏材料的性能要求很高。经调研，他们用凝胶堵漏技术现场成功地解决了漏失和高难度“喷漏”同时存在的复杂井况。桩斜169块完井中四开井眼均为152.4毫米，钻进过程中优化选用PDC+直螺杆复合钻井技术，既减少起下钻次数、加快了钻井速度，又防止小钻头掉牙轮故障发生，钻井施工保证了高质量钻井。

　　桩海潜山地层经过长时间的风化剥蚀，本身裂缝和孔洞发育，具有良好的储集空间。为了让井位钻遇更加有利的储层，该区井位部署采用了不均匀布井方式，主要在裂缝发育部位布井。另外，由于该区位于滩海区，设计均为大斜度井。为了提高产能，设计到目的层时，井轨迹尽量垂直裂缝方向，以利于后期酸化压裂投产的实施。

　　除此之外，在井位具体实施时，又进行了井台优化。桩斜169井区位于滩海区，地面主要依托桩西海堤部署大位移斜井开展新区产能建设。设计之初，为了提高新井投产时率，采油厂决定采用单井单台实施井位，但这样会大幅增加井台施工及集输费用，为此，经综合考虑，采用了两井同台的方式，在保证新井投产时率不大幅增加的同时，大大节约了成本。

　　安全问题绝不可掉以轻心

　　在井位优化、井台优化之外，地质人员又进行了优化套管设计。为了保证井位的顺利实施，地质技术人员对桩海潜山已实施井位均进行了细致的排查。在排查过程中，他们发现桩海102井在钻井过程中曾发现H2S气体，为此，在设计之初，部署的4口新井均设计采用双防套管。但双防套管的费用较单防套管费用要大幅增加。经过综合考虑和细致论证，采油厂决定把风险防控做在前头：实施的井位距发现H2S气体的桩海102井较近且属同一构造单元的，选用双防套管;距桩海102井较远且有断层隔挡的，可选用Cr13防CO2套管。最终，2口新井采用双防套管，2口新井采用单防套管，钻井投资大幅缩减。

　　单井投产方式优化，让优化无处不在

　　这一组井，他们不仅从方案设计源头和整体运行上进行优化，在单井投产方式上，也根据实际情况进行了优化。首先，由单井项目负责人组织单井项目运行组全体成员讨论，地质、开发、工艺技术人员根据新井钻遇资料结合邻近开发区块相同层位的新井投产情况进行综合分析，开发技术人员要根据新井钻遇情况数值模拟出新井的投产方式及数据;然后，开发、工艺技术人员一体化结合新井，根据新井的钻井轨迹和完井情况，优化新井的投产作业流程，管、杆、泵组合，制定生产参数，提高新井投产效果。以桩169-斜5井为例，原设计桩169-斜5井为酸化压裂投产，但该井实施过程中，多次发生漏失，累计漏失量达310立方米，而最新得储层裂缝预测结果也显示，桩169-斜5井可能钻遇裂缝较发育地带，因此本井具备压裂工艺暂不实施的客观条件。经过研究讨论，该井最终以适配性高的酸化措施投产，不实施压裂措施，大幅缩减了费用，且作业后最终获得了百吨高产油流。