水平井技术在欢西油田的应用实践

乌丽娟 （中石油辽河油田公司锦州采油厂，辽宁 盘锦121209）

欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面积71.04km2，探明地质储量20242.9×104t，发育于楼、兴隆台等八套含油层系，为一典型的复杂断块油田。欢西油田于1979年投入开发至今，稀油区块井距150～180m，已经进入“双高期”开发阶段；稠油区块井距83～100m，已经进入蒸汽吞吐采油的后期。

随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，已由“十五”期间的141口下降到2008年的35口，年产油由21×104t下降到6.5×104t，直井年产油由1475t下降到890t。近年来随着精细油藏描述技术的提高和钻井技术的进步，用水平井来动用直井无法动用的薄层储量已成为下一步的主要工作。欢西油田的上台阶的于楼油层和兴隆台油层埋深较浅，储层物性好，油层平面上发育相对稳定，部分区块边角部位油层厚度2～5m，且动用较差或基本没有动用，主要分布在锦612块兴隆台油层、锦7块的东部、锦16块于楼油层、锦45块南部等区块，地质储量约500×104t；另外由于于楼和兴隆台油层为层状油藏，已开发区块中还存在着储量动用程度低的油层，为下一步利用水平井开发提供了有利的条件。同时，由于水平井具有产量高、经济效益好的特点，近年来水平井在产能建设中比例越来越大，由2004年的2.7%，上升到最高占54%。目前锦州采油厂共完钻各类水平井71口，占锦州采油厂总井数2.8%，日产油280t，占产量的9.6%，水平井对欢西油田保持一定的产量规模，发挥了重要作用。

1 欢西油田水平井应用状况

欢西油田从1997年开始进行侧钻水平井试验 （锦45－16－26CP），2001年8月第一口水平井锦27－平1井投产，由于受到多方面因素的制约 （如随钻地质导向技术等），导致早期水平井效果均较差。形响了水平井的生产效果。随着油田公司水平井实施规模的逐步扩大，水平井的各方面的优势逐渐显现出来，加上技术的不断成熟，锦州采油厂水平井实施规模逐步扩大，截止到2011年12月，全厂共投产各类水平井71口，开井49口，日产液1662t，日产油280.7t，综合含水83%，累产油48.28×104t，累产水136.27×104t。

2 水平井实施过程主要做法及成果

2.1 加强钻井跟踪工作，实现锦612块兴隆台油层勘探开发一体化

锦612块兴隆台油层位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭上台阶，含油面积1.97km2，地质储量442×104t，构造形态为一个受断层控制的向南东方向倾没的断鼻构造。孔隙度27.0%～35.0%，平均31.9%，渗透率 （0.249～3.641）×10－3μm2，平均1.427×10－3μm2，属高孔高渗型储层，该块地面原油密度为0.9917g／cm3，50℃原油黏度为8 278.9mPa·s，含蜡量平均为2.3%，胶质沥青含量平均为40.24%，为普通稠油。

2001年锦612井在钻探大凌河油层时发现了兴隆台油层，油层厚度只有8～10m，无法用直井进行开采，为了确定区块的产能，在利用三维地震进行构造研究的基础上，部署滚动水平探井一口，锦612－平1井，获得日产油20t的好效果，但由于油井出砂，只生产1年套坏停产，2007年在精细油藏描述的基础上，又部署了2口开发评价水平井锦612－兴H6和锦612－兴H7井，其中锦612－兴H6井日产油70t，进一步确定了锦612块的整体水平井开发方式，2007～2008年全块共部署水平井8口，目前已全部投产，日产油114t，采油速度2.44%，采出程度2.06%，全块已井入全面开发阶段。

由于锦612块位于西八千扇三角洲前缘，水下分流河道和河口坝砂十分发育，相变十分频繁。同时受圈闭面积和形态所限，设计的水平井轨迹需要横穿沉积相带，因此实钻过程中，地层岩性及油气显示也常发生变化，油层厚度很不均一，时厚时薄，最薄处视厚度只有0.25m。油层内部夹层发育，因此在设计中给出的8～10m的油层厚度，通常情况下都是一套油层内部发育了厚度不等的多个夹层，将油层分为厚度不均的多个小层，厚度一般1～2m，而在实钻过程中，又往往只能追踪其中的某一个小层，大大加大了实钻过程中轨迹跟踪调整的难度。

锦612块兴隆台油层的水平井在跟踪过程中发现，油层实际发育形态并非平直的线状，而是在构造影响下成高低起伏状，呈现出波浪、褶皱的形式，地层倾角也在不断变化，实钻过程中必须不断调整轨迹，以保证其尽可能在油层中穿行，既薄且起伏的油层，势必带来轨迹分析、调整的难度，例如锦612－兴H15井在导眼完钻后，没有油层发育，锦612－兴H3井和锦612－兴H10缩短了水平段的长度，由于油层发育不稳定，因此在设计过程中充分利用三维地震技术和储层反演技术对储层发育状况进行跟踪，同时采用斯仑贝谢公司的随钻地质导向和成像技术，在钻井时派熟悉本区块地下情况的技术人员进行全方位跟踪，对有异常变化的区域，进行优化设计导眼，保证了油井的顺利实施，提高了油层的钻遇率。

2.2 精细油藏描述，利用水平井实现锦16于楼油层南块的二次开发

锦16于楼油层南块含油面积0.35km2，地质储量106×104t，开发目的层为于楼油层，油藏埋深1070～1115m，孔隙度31%，渗透率0.394μm2，20℃脱气原油密度0.972g／cm3，50℃脱气原油黏度2621mPa·s。1992年投产，到1996年6月，全块由于水淹及井况等原因而全部停产。共有11口油井，平均吞吐3.6周期，累计产油5.4×104t，累计产水29.5×104t，累注汽13.8×104t，油汽比0.39，回采水率213%。

锦16于楼油层南块吞吐开发4年，采出程度仅5.14%，采出程度低的主要原因是油藏水淹严重。为了落实南块油水分布规律，通过对该块钻遇于楼油层的60多口井进行了精细对比，同时对出水井进行试采和找水工作。研究结果表明，于Ⅰ1油层全区分布稳定，油层厚度5～12m，平均油层厚度7.7m，构造高部位为油层，在低部位为水层。由于油层厚度小，采用直井开发效果差，针对区块油水分布特点，在科学论证的基础上，提出了利用水平井技术实现断块的二次开发的方式。在于Ⅰ1油层构造的有利部位布井11口，设计水平段长度250～350m，水平井排距150m，水平井与边水距离150m。

为了保证水平井的开发效果，评价油井的产能，根据区块的油水分布特点，决定优先完钻投产构造高部位的锦16－于H12井。该井2005年12月完钻，电测解释稠油层173.4m／6层，低产油层24.1m／2层，水淹层69.2m／1层，其中水平井段为1310.9～1519.9m，共198.2m／8层，电测解释稠油层104.9m／5层，低产油层24.1m／2层，水淹层69.2m／1层，油层钻遇率94.8%。在完井工艺上，采用上固下不固二开筛管完井。第一周期注汽量3018t。自喷期累产油77t，产水365t。下泵初期日产液43t／d，日产油27.7t，含水35.6%，一周期累产油4119t，油汽比1.36，取得了好效果，目前区块11口水平井已全部投产，日产液328.9t，日产油82.4t，综合含水74.9%，采油速度2.85%，断块得以实现二次开发。

2.3 加强储层“四性关系研究”，利用水平井动用难采储量

锦99块兴隆台油层，含油面积1.0km2，探明地质储量177×104t，油层埋深852～910m。孔隙度34.7%，渗透率2.198μm2。20℃地面原油密度0.9858g／cm3，50℃脱气原油黏度为3 398mPa·s。该块1991年投入开发，停产前区块采出程度仅0.27%。开发效果差的主要原因是储层含油性认识不清，从35－22井侧钻取心情况来看，取心4层17.5m，含油较高的只有下部的8.9m／2层，而上部原解释油层为砾石层 （粒径50～200mm），导致电阻率增高，解释为油层，实为干层。为了提高储量动用，根据取心和油井试采结果，根据储层的四性关系，重新确定了区块的油水分布，2008年部署水平井4口，水平段长度分别为300～350m。井号为锦99－兴H1、锦99－兴H2、锦99－兴H3、锦99－兴H4，预计日产油5t，建产能0.56×104t。本着边投产边评价的原则，优选锦99－兴H1井进行试验，水平段长331.97m，综合解释油层93.5m／10层，油层钻遇率28.2%。注汽压力17.4MPa，温度348℃，干度72%，注汽量3014t。5月23日放喷，初期日产液20.1t，日产油8.9t，7月3日放喷结束，自喷期生产40d，产油279t，产水431t。7月6日下泵开，最高日产油16.9t，周期产油787t，产水655t，9月12日由于供液差，进行第二周期生产，目前自喷生产，日产液6t，日产油4.7t。该井累计产油1400t，累计产水1324t。利用水平井挖潜兴隆台油层难采储量初见成效，为下一步继续实施水平井开发提供了依据，根据油层发育情况，下步实施顺序为锦99－兴H3、锦99－兴H4、锦99－兴H2。

2.4 探索水平井注汽规律，避免了无效注汽

为了提高注汽效果，在借鉴其它油田成功经验的同时，开展了水平井合理注汽参数数模研究，对不同长度、不同厚度、不同粘度和不同周期的合理注汽量进行了分析，研究认为，油井注汽强度第一轮为15～25t／m，以后每轮注汽增加10%～20%。同时，根据锦州采油厂水平井所处油藏的开发特点，进行加大注汽量、实施CO2复合式吞吐等措施，取得了较好的效果。锦25－H1Z井位于锦25－32－26断块于楼油层，油层厚度只有4m，水平段长73m，同时由于断块原油物性较差 （50℃地面原油黏度为12.29×104mPa·s，胶质＋沥青质含量为47.56%），导致初期热采效果非常差，第一周期生产周期仅33d，累产油27t，累产水106t。为了改善生产效果，根据原油物性特点，研究认为可以利用CO2复合吞吐降低原油黏度，降低界面张力，提高原油流动能力，实施CO2复合吞吐后取得了好的效果，到目前该井已累计产油8361t，为区块进一步提高储量动用提供了方向。

3 开发效果分析

3.1 水平井取得较好产能

该项技术在欢西油田中应用，总体部署水平井71口，完钻71口，投产71口，初期日产液2095t，日产油982.7t，综合含水为53.1%，平均单井日产油为13.8t。目前开井49口，日产液1662t，日产油280.7t，综合含水为83%，累计产油为48.28×104t，全部超过设计指标。水平井初期日产油是周围直井的2.7倍，完成周期的井周期产量是直井的3.2倍。

3.2 储量动用程度得到提高

利用水平井实际提高欢西油田储量动用程度，实现了区块的有效开发，储量动用程度由0%～45%提高到52%～87%。

3.3 可采储量增加

新增石油地质储量为598.23×104t，新增可采储量为98.46×104t，区块吞吐阶段采收率由17%提高到36%。

3.4 经济效益显著

通过整体优化部署方案的实施，71口水平井已累计产油48.28×104t，创经济效益为5.55×108元，经济效益显著。