水平井在九區薄層稠油油藏挖潛中的應用

李建軍

（中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營 257237）

水平井在九區薄層稠油油藏挖潛中的應用

李建軍

（中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營 257237）

孤東油田稠油單元九區開發20多年，經歷了冷采階段、蒸汽吞吐試采階段和吞吐＋汽驅階段，矛盾和問題越來越多，剩余油主要集中在主力層邊部和非主力油層等難動用區域，分布更加零散，如何挖掘上述剩余油是我們探討的問題。文章通過精細地質研究、優化水平井井位設計、實施工藝配套等措施，對九區薄層實施水平井挖潛。與直井對比，水平井具有日產油能力高、含水低的特點，取得了較好的效果。

水平井；稠油油藏

隨著油田開發技術的進步，水平井開采技術日臻完善，在生產中獲得了明顯的經濟效益，特別是對薄層稠油油藏效果更好。孤東油田九區是典型的這類油藏，該區主力層邊部和非主力層具有“薄、差、散、小”的特點，采用直井開發難以形成規則井網，適用水平井挖潛。我們對主力層42、61層邊部、非主力層66層的連片區域實施水平井挖潛，有效解決了薄油層儲量開發問題，提高了儲量動用程度。目前九區已經投產水平井6口，投產后平均單井日產油達到17.3 t/d，是早期投產直井（6.5 t/d）的3倍，是新投直井（8 t/d）的兩倍。薄層水平井投產后初產高，含水低，單元采油速率由1.99%提高到2.14%。

1 九區薄層油層適合水平井挖潛

孤東油田九區含油面積1.2 km2，地質儲量375×104t，存在的主要問題是不同油層儲量動用存在差異，主力層中心區油層厚度8～13 m，井網完善，儲量動用好，非主力層66層、主力層42、61層的邊部油層厚度3～5 m，采用直井開發效益差，儲量一直未得到有效動用。例如66層地質儲量40.02×104t，累產油只有2.29×104t，采出程度只有5.7%，遠低于單元28.98%的平均水平。42層、61層南部井距大，儲量動用程度差，有11.5×104t儲量未有效動用。

九區66層及42層、61層南部存在油層薄（3～6 m），采用直井開發單井產量低，效益差，但是九區薄層油藏儲層發育連片，地層傾角2～3 °，采用水平井挖潛可有效增加控制面積，提高儲量動用程度，增加可采儲量。因此，在九區實施水平井挖潛主要解決薄層稠油油藏直井開發難度大的問題。

2 水平井井位優化的主要作法

在水平井挖潛實施過程中，重視精細地質研究，提高了新井鉆井的成功率。

2.1 優化井位設計，提高油井開發效果

在水平井設計中，根據油藏數值模擬結果，在水平段方位與長度的優化方面，主要按照以下原則：

（1）水平段位置部署原則。水平段的方向盡量平行于構造線，位置基本處于北部斷層與南部邊水中間，同時距生產上部層位的老井保持100 m以上的距離，以利于下步吞吐后轉汽驅。為保證水平井有一定的產能，保證水平井鉆遇油層有效厚度在4 m以上。

（2）垂向位置優化原則。由于水平井設計區較薄（4～6 m），水平段上下移動的余地不大，考慮到內部夾層的位置、稠油防砂等問題（蒸汽超覆、頂底蓋層熱損失等），垂向位置設計在油層中部。

（3）水平井段長度優化原則。水平井段的長度與油層條件、注汽及采油工藝技術有關。理論計算結果表明，當水平段長度超過220 m以后，蒸汽干度已降為0，溫度和儲量動用程度也下降，周期產油量和峰值產量的增長不明顯，因此，在目前工藝條件下，熱采水平段的最佳長度為200～250 m。考慮到九區有效厚度較薄的具體情況，在實際設計中盡可能加大水平段長度以求控制更多儲量。例如，GD9－P1井設計水平段長度450 m，采用分段投產，先期投產的篩管段長度186.4 m，兼顧單井控制儲量的技術界限與熱采注汽效果。

2.2 加強儲層構造認識，降低水平井鉆井風險

對砂體邊部無老井資料區域通過約束地層反演，落實儲層發育。例如九區主力層61層南部老井數量少，從普通地震剖面上只能做出較粗的構造描述，不能滿足水平井設計要求。為降低鉆新井風險，我們對該區進行了地層返演，落實砂體構造和厚度分布情況。結合返演結果和周邊老井生產情況分析，進行井位設計，完鉆后，水平段鉆遇油層235 m，投產后日產油15 t/d，綜合含水31.1%。

在斷層附近應用水平井薄層挖潛時，由于斷層上下盤的牽引作用，砂體構造可能發生變化，通過地震資料判斷斷層附近砂體構造較困難。由于新井井區斷層附近無鉆遇資料，通過其他層系新井加大進尺，落實水平井目的層地層發育情況。例如通過R2－X1井證實薄層66層在斷層附近砂體發育連續且構造平緩，成功設計GD9－P2井。

加強鉆井過程中的調整，在GD9－P2實際鉆井過程中，鉆至1 579 m時，根據鉆井情況發現該井砂體實際發育比原認識更加復雜，因此及時對原設計進行了修訂，靶點坐標由原來的兩個增加到三個，提高了設計精度，降低了設計風險，該井水平段鉆遇油層厚度334.4 m，投產后日產油達到23 t/d，含水僅6.8 %。

2.3 實施工藝配套，提高新井產能

針對九區稠油的生產特點，對調整新井從工藝、地面方面進行新工藝配套。主要有以下幾方面：①水平井采用篩管完井。針對水平井套管射孔完井，完善程度低，射孔后防砂占井周期長的問題，結合孤東油田稠油油藏的特點，為提高油井完善程度，降低由于打開不完善造成的表皮系數高，提高水平井產能，九區水平井全部采取了篩管完井。②采用注汽新工藝。由于水平井注汽在水平段長，水平段兩端地層吸汽量不同，頂端吸汽量要小于末端，為此，GD9－P1、GD9－P3井采用多點分配注汽管柱進行注汽，均衡水平段吸汽量。③配套智能滾筒抽油機，實現了長沖程、慢沖次，提高了抽油泵充滿系數，提高了泵效。

3 水平井開發效果

九區實施水平井挖潛以來，取得了明顯的效果，水平井產量明顯高于直井。截至目前，九區共投產薄層水平井6口，投產后日產油達到104t，平均單井日產油17.2 t/d。通過水平井挖潛，新增動用儲量41.4×104t，新增可采儲量9.4×104t，提高采收率2.5%。

4 結束語

九區本次調整主要是利用水平井對儲量動用差的油層實施挖潛。實踐證明，稠油油藏采用水平井進行挖潛與直井相比增產效果顯著。由于水平井的瀉油面積大，較低的生產壓差就會有較高的產量。與直井對比，水平井日產油能力高、含水低，對于薄層稠油油藏，具有明顯優勢。

在水平井挖潛過程中，應首先落實砂體發育情況，同時根據鉆井時出現的異常情況作出相應調整，降低水平井開發風險。對薄層油藏，前期的地質研究、水平井位置、水平段方位、長度優化對提高水平井開發效果具有顯著作用。選擇合適的水平井配套工藝技術可以起到提高水平井產能的作用。

1 陳月明.注蒸汽熱力采油［M］.東營：石油大學出版社，1996

2 張銳等.稠油熱采技術［M］.北京：石油工業出版社，1999

3 牛麗娟.薄層特稠油油藏水平井地質優化設計［J］.石油天然氣學報，2005（5）：635～637

4 鄭穎.平井開發薄層特稠油油藏的界限優化研究［J］.斷塊油氣田，2006（4）：34～35

Horizontal Well in Nine Area Thin Layer Thick Oil Oil Deposit Tapping Latent Potentialities Application

Li Jianjun

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TE355

A

1000－8136（2011）06－0037－02