水平井技術在歡西油田的應用實踐

烏麗娟 （中石油遼河油田公司錦州采油廠，遼寧 盤錦121209）

歡西油田位于遼河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面積71.04km2，探明地質儲量20242.9×104t，發育于樓、興隆臺等八套含油層系，為一典型的復雜斷塊油田。歡西油田于1979年投入開發至今，稀油區塊井距150～180m，已經進入“雙高期”開發階段；稠油區塊井距83～100m，已經進入蒸汽吞吐采油的后期。

隨著油田動用程度的提高，油田產能建規模逐年減小，已由“十五”期間的141口下降到2008年的35口，年產油由21×104t下降到6.5×104t，直井年產油由1475t下降到890t。近年來隨著精細油藏描述技術的提高和鉆井技術的進步，用水平井來動用直井無法動用的薄層儲量已成為下一步的主要工作。歡西油田的上臺階的于樓油層和興隆臺油層埋深較淺，儲層物性好，油層平面上發育相對穩定，部分區塊邊角部位油層厚度2～5m，且動用較差或基本沒有動用，主要分布在錦612塊興隆臺油層、錦7塊的東部、錦16塊于樓油層、錦45塊南部等區塊，地質儲量約500×104t；另外由于于樓和興隆臺油層為層狀油藏，已開發區塊中還存在著儲量動用程度低的油層，為下一步利用水平井開發提供了有利的條件。同時，由于水平井具有產量高、經濟效益好的特點，近年來水平井在產能建設中比例越來越大，由2004年的2.7%，上升到最高占54%。目前錦州采油廠共完鉆各類水平井71口，占錦州采油廠總井數2.8%，日產油280t，占產量的9.6%，水平井對歡西油田保持一定的產量規模，發揮了重要作用。

1 歡西油田水平井應用狀況

歡西油田從1997年開始進行側鉆水平井試驗 （錦45－16－26CP），2001年8月第一口水平井錦27－平1井投產，由于受到多方面因素的制約 （如隨鉆地質導向技術等），導致早期水平井效果均較差。形響了水平井的生產效果。隨著油田公司水平井實施規模的逐步擴大，水平井的各方面的優勢逐漸顯現出來，加上技術的不斷成熟，錦州采油廠水平井實施規模逐步擴大，截止到2011年12月，全廠共投產各類水平井71口，開井49口，日產液1662t，日產油280.7t，綜合含水83%，累產油48.28×104t，累產水136.27×104t。

2 水平井實施過程主要做法及成果

2.1 加強鉆井跟蹤工作，實現錦612塊興隆臺油層勘探開發一體化

錦612塊興隆臺油層位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺上臺階，含油面積1.97km2，地質儲量442×104t，構造形態為一個受斷層控制的向南東方向傾沒的斷鼻構造。孔隙度27.0%～35.0%，平均31.9%，滲透率 （0.249～3.641）×10－3μm2，平均1.427×10－3μm2，屬高孔高滲型儲層，該塊地面原油密度為0.9917g／cm3，50℃原油黏度為8 278.9mPa·s，含蠟量平均為2.3%，膠質瀝青含量平均為40.24%，為普通稠油。

2001年錦612井在鉆探大凌河油層時發現了興隆臺油層，油層厚度只有8～10m，無法用直井進行開采，為了確定區塊的產能，在利用三維地震進行構造研究的基礎上，部署滾動水平探井一口，錦612－平1井，獲得日產油20t的好效果，但由于油井出砂，只生產1年套壞停產，2007年在精細油藏描述的基礎上，又部署了2口開發評價水平井錦612－興H6和錦612－興H7井，其中錦612－興H6井日產油70t，進一步確定了錦612塊的整體水平井開發方式，2007～2008年全塊共部署水平井8口，目前已全部投產，日產油114t，采油速度2.44%，采出程度2.06%，全塊已井入全面開發階段。

由于錦612塊位于西八千扇三角洲前緣，水下分流河道和河口壩砂十分發育，相變十分頻繁。同時受圈閉面積和形態所限，設計的水平井軌跡需要橫穿沉積相帶，因此實鉆過程中，地層巖性及油氣顯示也常發生變化，油層厚度很不均一，時厚時薄，最薄處視厚度只有0.25m。油層內部夾層發育，因此在設計中給出的8～10m的油層厚度，通常情況下都是一套油層內部發育了厚度不等的多個夾層，將油層分為厚度不均的多個小層，厚度一般1～2m，而在實鉆過程中，又往往只能追蹤其中的某一個小層，大大加大了實鉆過程中軌跡跟蹤調整的難度。

錦612塊興隆臺油層的水平井在跟蹤過程中發現，油層實際發育形態并非平直的線狀，而是在構造影響下成高低起伏狀，呈現出波浪、褶皺的形式，地層傾角也在不斷變化，實鉆過程中必須不斷調整軌跡，以保證其盡可能在油層中穿行，既薄且起伏的油層，勢必帶來軌跡分析、調整的難度，例如錦612－興H15井在導眼完鉆后，沒有油層發育，錦612－興H3井和錦612－興H10縮短了水平段的長度，由于油層發育不穩定，因此在設計過程中充分利用三維地震技術和儲層反演技術對儲層發育狀況進行跟蹤，同時采用斯侖貝謝公司的隨鉆地質導向和成像技術，在鉆井時派熟悉本區塊地下情況的技術人員進行全方位跟蹤，對有異常變化的區域，進行優化設計導眼，保證了油井的順利實施，提高了油層的鉆遇率。

2.2 精細油藏描述，利用水平井實現錦16于樓油層南塊的二次開發

錦16于樓油層南塊含油面積0.35km2，地質儲量106×104t，開發目的層為于樓油層，油藏埋深1070～1115m，孔隙度31%，滲透率0.394μm2，20℃脫氣原油密度0.972g／cm3，50℃脫氣原油黏度2621mPa·s。1992年投產，到1996年6月，全塊由于水淹及井況等原因而全部停產。共有11口油井，平均吞吐3.6周期，累計產油5.4×104t，累計產水29.5×104t，累注汽13.8×104t，油汽比0.39，回采水率213%。

錦16于樓油層南塊吞吐開發4年，采出程度僅5.14%，采出程度低的主要原因是油藏水淹嚴重。為了落實南塊油水分布規律，通過對該塊鉆遇于樓油層的60多口井進行了精細對比，同時對出水井進行試采和找水工作。研究結果表明，于Ⅰ1油層全區分布穩定，油層厚度5～12m，平均油層厚度7.7m，構造高部位為油層，在低部位為水層。由于油層厚度小，采用直井開發效果差，針對區塊油水分布特點，在科學論證的基礎上，提出了利用水平井技術實現斷塊的二次開發的方式。在于Ⅰ1油層構造的有利部位布井11口，設計水平段長度250～350m，水平井排距150m，水平井與邊水距離150m。

為了保證水平井的開發效果，評價油井的產能，根據區塊的油水分布特點，決定優先完鉆投產構造高部位的錦16－于H12井。該井2005年12月完鉆，電測解釋稠油層173.4m／6層，低產油層24.1m／2層，水淹層69.2m／1層，其中水平井段為1310.9～1519.9m，共198.2m／8層，電測解釋稠油層104.9m／5層，低產油層24.1m／2層，水淹層69.2m／1層，油層鉆遇率94.8%。在完井工藝上，采用上固下不固二開篩管完井。第一周期注汽量3018t。自噴期累產油77t，產水365t。下泵初期日產液43t／d，日產油27.7t，含水35.6%，一周期累產油4119t，油汽比1.36，取得了好效果，目前區塊11口水平井已全部投產，日產液328.9t，日產油82.4t，綜合含水74.9%，采油速度2.85%，斷塊得以實現二次開發。

2.3 加強儲層“四性關系研究”，利用水平井動用難采儲量

錦99塊興隆臺油層，含油面積1.0km2，探明地質儲量177×104t，油層埋深852～910m。孔隙度34.7%，滲透率2.198μm2。20℃地面原油密度0.9858g／cm3，50℃脫氣原油黏度為3 398mPa·s。該塊1991年投入開發，停產前區塊采出程度僅0.27%。開發效果差的主要原因是儲層含油性認識不清，從35－22井側鉆取心情況來看，取心4層17.5m，含油較高的只有下部的8.9m／2層，而上部原解釋油層為礫石層 （粒徑50～200mm），導致電阻率增高，解釋為油層，實為干層。為了提高儲量動用，根據取心和油井試采結果，根據儲層的四性關系，重新確定了區塊的油水分布，2008年部署水平井4口，水平段長度分別為300～350m。井號為錦99－興H1、錦99－興H2、錦99－興H3、錦99－興H4，預計日產油5t，建產能0.56×104t。本著邊投產邊評價的原則，優選錦99－興H1井進行試驗，水平段長331.97m，綜合解釋油層93.5m／10層，油層鉆遇率28.2%。注汽壓力17.4MPa，溫度348℃，干度72%，注汽量3014t。5月23日放噴，初期日產液20.1t，日產油8.9t，7月3日放噴結束，自噴期生產40d，產油279t，產水431t。7月6日下泵開，最高日產油16.9t，周期產油787t，產水655t，9月12日由于供液差，進行第二周期生產，目前自噴生產，日產液6t，日產油4.7t。該井累計產油1400t，累計產水1324t。利用水平井挖潛興隆臺油層難采儲量初見成效，為下一步繼續實施水平井開發提供了依據，根據油層發育情況，下步實施順序為錦99－興H3、錦99－興H4、錦99－興H2。

2.4 探索水平井注汽規律，避免了無效注汽

為了提高注汽效果，在借鑒其它油田成功經驗的同時，開展了水平井合理注汽參數數模研究，對不同長度、不同厚度、不同粘度和不同周期的合理注汽量進行了分析，研究認為，油井注汽強度第一輪為15～25t／m，以后每輪注汽增加10%～20%。同時，根據錦州采油廠水平井所處油藏的開發特點，進行加大注汽量、實施CO2復合式吞吐等措施，取得了較好的效果。錦25－H1Z井位于錦25－32－26斷塊于樓油層，油層厚度只有4m，水平段長73m，同時由于斷塊原油物性較差 （50℃地面原油黏度為12.29×104mPa·s，膠質＋瀝青質含量為47.56%），導致初期熱采效果非常差，第一周期生產周期僅33d，累產油27t，累產水106t。為了改善生產效果，根據原油物性特點，研究認為可以利用CO2復合吞吐降低原油黏度，降低界面張力，提高原油流動能力，實施CO2復合吞吐后取得了好的效果，到目前該井已累計產油8361t，為區塊進一步提高儲量動用提供了方向。

3 開發效果分析

3.1 水平井取得較好產能

該項技術在歡西油田中應用，總體部署水平井71口，完鉆71口，投產71口，初期日產液2095t，日產油982.7t，綜合含水為53.1%，平均單井日產油為13.8t。目前開井49口，日產液1662t，日產油280.7t，綜合含水為83%，累計產油為48.28×104t，全部超過設計指標。水平井初期日產油是周圍直井的2.7倍，完成周期的井周期產量是直井的3.2倍。

3.2 儲量動用程度得到提高

利用水平井實際提高歡西油田儲量動用程度，實現了區塊的有效開發，儲量動用程度由0%～45%提高到52%～87%。

3.3 可采儲量增加

新增石油地質儲量為598.23×104t，新增可采儲量為98.46×104t，區塊吞吐階段采收率由17%提高到36%。

3.4 經濟效益顯著

通過整體優化部署方案的實施，71口水平井已累計產油48.28×104t，創經濟效益為5.55×108元，經濟效益顯著。