水平井在薄层稠油油藏中应用
运用水平井技术开发锦25-32-26块薄层超稠油油藏
ｏ Ｃ时 脱 气
了一口分支水平井锦２ ５ 一 Ｈ１ ｚ ，水平段长度２ １ ０ ｍ，水平段解释
稠 油层 ＋ 低产 油 层８ ２ ． ５ ｍ／ ４ 层 ，油 层 钻遇 率 ３ ９ ． ３ ％，但该 井 生产 效 果 较 好 ，共 生产 ｌ ２ 怙 ｊ 期 ，累计产 油 达８ ４ ０ ３ ｔ 。
红— 一
２ ０ １ ５ 年 ． 第６ 期
锦２ ５ — ３ ２ ～ ２ ６ 块 位 于 辽 河 盆地 西 部 凹 陷 西 斜 坡 欢喜 岭 油 田 西 部 ， 区 块 于 楼 油 层 原
油粘度 大且油层 薄，利用直 井开发 油汽 比低 ，无法实现经济有效开发 ，区块 自２ ０ ０ ４ 年 至今 一直处 于低 效 开发状态 ， 目前开 井只有２ 口， 日产油５ ｔ ，采 油速度 只有０ ． ５ ５ ７ ０ ， 区块处 于基 本停产状 态。针 对 区块存 在 的ｆ ， ｌ 题 ，通 过油藏 精细描述 、油藏 工程 等方 法 ，在 精细构造 研 究及精确储稠 油利用水平
延 伸 最 大
锦２ ５ — ３ ２ — ２ ６ 块位于 锦２ ５ 块北 部 ，是 锦２ ５ 块 的 一个 次级断
块 ，开 发 目的层 为于 楼 油 层 ．区 块 构造 形 态 是 由三 条 断 层 控制
由东向西倾斜的单斜构造 ，地层倾角１ ． ５ 。～ ６ 。 ，构造高点位于 锦２ ５ — ２ ６ 一 ｌ ８ 井附近 ，高点埋深８ ３ ０ ｍ，含油面积０ ． １ ８ ｋ ｍ 。 ，石 油
锦２ ５ — ３ ２ — ２ ６ 块平而组合断层共８ 条 （ 均为正断层 ）。工区内的断
裂系 统 按 其 走 向 划 分 为 二 类 ：北 东 向断 裂 和 近 东 西 向断 裂 。对
薄层稠油热采水平井开采技术研究及应用
流孑前后压差 ， Ｌ 即节流压降 ，ａＰ为孔前压力 ，ａＰ Ｐ；￣ Ｐ ； 为孔后 力 ，ａ Ｐ；
Ｐ为流体密度 ，咖 ｋ 。 （） ２储层 吸汽模型 湿蒸汽从注汽管柱进入地层是一个压力驱动过 程 ： 油套 环空内压 力高 ， 则储层吸汽能力大 ： 油套环空内压力低 ， 则储层 吸汽能力 小。即 储层的吸汽能力与注汽能力应该是统一的 在注汽过程中 ． 注汽速率 和井底注汽压力之 间满足下列关系［ ： ８ ］
Ｑ ＡＰ ｔ ＝ － （） ２
，一
互 巫： ２ ㈨ Ｋ Ｋ ｈ ￣ Ｋ） ｏ
Ｉ ０５ １ ｏ ｎ—． ７ Ａ
—
一
０７ Ｓ ．５＋
，
２ｎ ）３ ６ ｆ似。 一 ． ８
ｚ 。 ）２７ ｎ 一 ．１
…
式中， Ｑ为蒸 汽体 积流量 ， ｄ ＡＰ为注 汽压差 ， ａＪ 为生产 ｍ ／； ＭＰ ；ｏ
井采液指数 ， （ ・ Ｐ ） ｍ／ Ｍ ａ； ｄ 为储层吸汽指数 ， 因次 ； 无 卢为单位换算系 数 ， 因次 ； Ｋ 为储 层水 平和垂直渗透率 ， ； Ｋ 为油 、 无 Ｋ 、 ＤＫ 、 水的相
１滨南采油厂稠油热采水平井开采现状 ．
（ 加压不超过 ２Ｋ ）同时检查井 口剩余油管 ， ０Ｎ ． 校验下人深度与设计是
如果相符 ． 则表示到位 水平井是通过扩 大油层泄油面积提高油井产量 ． 提高油 田开发经 否相符 ． （） ３ 调节好深度 ． 按反洗井方式 连接地面管汇 ， 闭环 空闸门 ， 关 地 济效益的一项开发技术 ， 具有直井无法 比拟的突出优势 。单 ２ １ 平 井 ０ Ｐ 于 １ ９ 年完钻 ． ９４ 是滨南采油厂第一 口稠油热采水平井 。截至 ２ ０ 年 面管汇试压 ２ Ｍ ａ ０６ ３３均匀注汽工艺研究 － 底 ．滨南采 油厂共有稠油热采水 平井 ６口．投产初期 平均单井 日 液 ３３１配 注器 节 流 模 型 ． ． １． ／ ． ９ ｔ 单井 日 ７ ｄ ． ８ｄ 油 ． ｄ 含水 ６ ． Ｏ ４ ％。目前均因低产 、 ６ 高含水等原 因停 （） １配注器流量公式 井． 累计产油 １ ２ 吨， ．万 ２ 生产效果差。生产效果差的主要原 因有 ： ①油 配注器 的泄流孔属于薄壁节流孔 流体通过配注器流 出时 ． 由于 井完善程度低 ．造成产能损失 。 ②储层污染严重 。水平井油层井段 会产生一定 的压降 。 依据薄壁节流孔 流量公式 １ ， 长． 泥浆造成储 层污染严 重 ． 无有效 的油层处 理措施 ， 影响油 井的产 泄流孔 的节流作用 ， 能。 ③防砂工艺单调 ， 防砂效果不理想 ， 影响油井产能 。 ④水平段 注汽 湿蒸汽流经配注器前后的压降和流量 的关系如下 ： 效果差 。 水平井段 ２ ０ ０ 米左右 ， 出汽点过于集 中， 造成水平段 吸汽范 围 小： 多轮次注汽后 ， 蒸汽会优先进入 已被加热或原油枯竭 的通道 ， 水平 段吸汽不均匀 ． 影响水平井段 的利用率 。
应用分支水平井技术实现薄层超稠油油藏高效开发
兴 Ⅵ组油 藏 ２ ０ ０ ０年 投入 开 发 ， 采用 直井 进行生
产， 区 块生 产 过 兴 Ⅵ组 的直 井有 ２ ９口， 大 多与 Ｖ组
合采 。受 Ｖ ２出水 影 响 ， 生 产兴 Ⅵ组 油 井在 ２ ０ ０ ３以
பைடு நூலகம்
后陆续停关或上返 ， 剩余动用油井仅有 ８口， 采 出程
度低 于 １ ５ 。 １ ． ２ 油层 发 育稳 定
汽沿 分 支井 眼 向水 平段 两 侧 推 进 ， 增 加蒸 汽 腔在 横 向上 的扩展 ， 增 大 泄油 面积 ， 提高 开 采效 果 。与直井
和 常 规 水平 井 相 比 ， 分 支 水 平井 具 有 单井 控 制储 量 大， 泄 油面 积 大 的特点 。 ２ 分 支水 平 井地 质设计
水平 井水 平 段短 ， 单 井控 制储 量低 。 经 过地质 分析 和
科 学论 证 ， 在 该油 层 部署 分 支 水 平井 进 行 开发 是 可
行的。
１ ． １ 储 量 动 用 程 度 低
蒸汽沿分支井眼 向水平段两侧雅 进 ， 增加蒸汽腔在
横 向上 的 扩展 ， 扩大泄油面积 ， 实 现 油 层 均 匀动 用 ，
提高 开采 效果 。 ２ ０ ０ ６ 年 以来 ， 在杜 ２ ２ ９块 兴 Ⅵ组 薄 层 状 超 稠油 油藏 中实施分支水平井试验来探索水平井部署厚度 界 限， 先 后 部 署 了 ３口分 支 水 平 井 —— 杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ １ Ｚ井 ～杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ ３ Ｚ井 ， 实 施后 生 产效 果显
１ 分 支水 平 并可行 性 分析
通过 油层 对 比研究 表 明 ， 兴 Ⅵ组油层 发育 稳定 ，
平 面上 连 片分 布 ， 连通 性 好 ， 厚度可达 ５ ～８ ｍ， 上 下
水平井技术在薄互层稠油油藏二次开发中的研究与应用
水平井技术在薄互层稠油油藏二次开发中的研究与应用摘要：薄互层稠油油藏在进入开发后期后，普遍存在着纵向动用不均的矛盾，这些矛盾在蒸汽驱、热水驱等实验中都存在，受油藏及井况限制，平面、纵向均有剩余油无法采出，制约了开发效果的进一步提高。
因此，在二次开发之前，我们首先要通过精细油藏描述，精确认识油藏现阶段特点及剩余油分布规律，创新部署井间挖潜水平井方式，提高水平井产能，同时采取了一系列配套措施，通过注汽管柱、注汽量、采油管柱的优化及汽窜的防治，保证了水平井投产效果。
实践证明，薄互层稠油油藏吞吐后期以水平井井间加密方式进行二次开发从技术上是可行的；关键词：薄互层稠油油藏、二次开发、动用程度、剩余油分布、井间挖潜、水平井、【中图分类号】te345前言曙光油田薄互层油藏主要包括杜66、杜48块，属普通稠油，含油面积8.4km2，地质储量5629×104t。
杜66、杜48块储量基数大，储层物性好，剩余油相对富集，但吞吐效果随吞吐轮次的增加，无有效手段大幅度改善，在蒸汽驱、热水驱等转换开发方式试验无明显进展的情况下，选择适合的方式进行二次开发既是生产形势的需要，也是油藏开发的需要。
本项目通过对薄互层稠油油藏吞吐后期二次开发方式的探讨，明确了此类油藏以水平井挖潜为主的二次开发方向，为后续规模实施二次开发进行了技术准备，对曙光油田持续稳定发展具有重要的现实意义。
曙光油田薄互层油藏开发现状与存在问题1.1油藏开发现状曙光油田薄互层油藏于1979年开始勘探，1985年在1-37-35井进行蒸汽吞吐试验并获得成功。
1987杜66、杜48块相继投入开发。
其开发历史大致分为：上产阶段、稳产阶段、递减阶段。
截止2008年7月薄互层稠油油藏共有油井767口，开井582口，日产液2380t/d，日产油614t/d，综合含水74%，采油速度0.4%，采出程度20.24%，可采储量采出程度84.1%。
断块累积产油1139.0637×104t，累积产水1139.6088×104t，累积注汽1859.1595×104t （含转驱注汽97.4132×104t），累积注水73.4271×104t，累积油汽比0.61，累计采注比：1.09。
浅谈侧钻水平井在改善薄层_底水稠油油藏开发效果中的运用
文章编号: 1006- 6535( 2007) 04- 0088- 03
特种油气藏 Special Oil and Gas Reservoirs
Vol 14 No 4 Aug 2007
浅谈侧钻水平井在改善薄层、底水 稠油油藏开发效果中的运用
杨 智, 丁 艺 , 羊玉平, 张利锋, 戴 翔
综上所述, 在考虑保证满足水平井产能的前提 下, 优选此次侧钻水平井的长度为 250 m。
4 3 产量预测结果
根据以上模拟条件, 对 250 m 水平段长度下侧 钻水平 井产 量预测 主要生 产指 标是 初期 产量为 145 t d, 第 1 a 平均日产油量为 95 t d。
4 4 实际生产效果
按照以上地质设计, 新疆油田公司钻井工艺研 究院于 2004 年 12 月在北布扎奇油田成功实施了 NB31 短半径开窗侧钻水平井, 该井投产后获得日 产 234 t d 的高产油流后, 产量一直稳定在 178 t d,
用于侧钻的井必须是报废井、低产、低效井; 原 井在平面或纵向上已无利用价值; 原井周边的油 藏在侧钻技术能力达到的条件下, 有明确的增产地 质目标区, 并且预计通过侧钻实施后有良好的经济 效益; 井况良好, 侧钻点以上井段必须有良好的 井况, 保证侧钻工艺顺利实施。
根据对低产井侧钻条件的统计结果, 在满足侧 钻水平井试验条件的前提下, 按先易后难的原则优 先选择 NB31 井开展侧钻水平井试验, 待成功后再 逐步将 试验扩大 到其他低 产井。NB31 井 于 2001 年 6 月完钻投产, 产层为 J10B 层, 砂层厚度为 30 m, 射 孔厚度为 20 3 m。投产初 期日产 油 90 t d, 微 含 水; 2002 年 2 月 ( 投 产 8 个 月 后 ) 含 水 上 升 至 56 5% , 平均日产油 79 t d, 2002 年 3 月含水上升到 80% , 截至 2004 年 7 月, 该井日产油 20 t d, 含 水 86% , 累计产油 4 9 104t。经 分析认为该井 含水 高的主要原因是底 水锥进。因此 NB31 的侧 钻目 的是利用侧钻水平井避开水锥、水淹区提高产量。 该井的主要地质参数见表 1。
应用水平井开发薄互层超稠油油藏
单 井日产对 比图
Ｊ — Ｊ
围 ２ 薄 油 层 水 平 井 与厚 油 层 水
直 井 开 发 效 果 对 比 图
６ 结论及 稠 油 油藏 在经 济 和技 术上 是 可行 的 ， 本 文 规 范 超 稠 油 薄 互 层 水 平井 的开 发界 限为 ４ ｍ 以上 厚度 ， 单 控 储量 大 于 ３ ． ４ Ｘ１ ０ ‘ ｔ ； 精 细地 质 研 究 ， 落实剩余 油潜力 ， 遵 循 部 署 界 限， 是 水 平井 开 发 薄 互 层 超 稠 油 油藏 成 功 的基 础 和 关键 ； 通 过 开 展 薄层 水 平 井 试 验 并 实 施 推 广 ， 取 得 较 好 效果 ， 对 同类 型油 藏具 有 重 要 的指 导和 借鉴 意义 ； 研究表明 ， 水 平 井 蒸 汽 驱 可 以克 服 蒸 汽驱 存 在 单 层 突进 、 能量存 用 率 不 高等 问题 ， 建 议 薄互 层油 藏 水平 井开 发 后期 可转 入 直井 一 水平 井 组合 或水 平井
表２ 牡８ ４ 一兴Ｈ ２ ０ ０ １ 、 杜８ ４ 一￣Ｈ ３ ０ ４ ７ 生产数据 统计 表
５ Ｏ ０ Ｏ ４ ０ Ｏ ０ ３ ０ Ｏ Ｏ ２ ０ Ｏ Ｏ ｌ ０ ０ ０
０
利用 岩 心 、 录测 井 资 料 ， 结合地震解释， 依据 沉 积 旋 回特 征 ， 进行地层 对 比， 绘 制 油 藏 所 有 排 列 剖 面， 完 成油 层组 、 砂 岩组 、 小 层 及局 部单 砂 体 图件 ， 全 面 落 实地质 体 。经 过 精细 对 比 ， 兴 Ｉ、 Ⅲ组 共 划分 为 ６ 个 砂 层组 和ｌ ２个 小 层 。 并 由粗 到细 绘制 了“ 油层组 砂层 组一 小 层 ” 的厚 度 等 值 图 ， 确保地质体可控， 为 部 署水 平井 提供 物 质基 础 。 ３ ． ２ 动静 结合 ， 落 实剩余 油分 布 在 深 入 地 质研 究 的基 础 上 ， 利 用 单 井 油 层 静态 数 据 按有 效 厚度 劈 分 储 量 ， 同时结 合 单 井 动 态 生产 数据依据吸汽剖面、 产液剖面和厚度将产量进行劈 分， 算 出单 井采 出程 度 并绘 制 采 出程度 等 值 图 。 掌 握 不 同 区域不 同油 层 的采 出 状况 ， 落 实剩 余 油 富集 区 域， 保 证产 能 可控 。
水平井技术在稠油油藏中的应用
９ 南 肛 科 ｊ ２ ｏ ￣ 第６ ９ 吏 ｏａ 期
技 术 创 新
水 平 井 技 术在 稠 油 中的应 用 油 藏
宋 鸿 斌
（ 利 油 田孤 东 采 油 厂 地 质 研 究 所 ） 胜
摘 要 水平 并技 术是９ 年代世界 油田开发迅速发展的一项新技 术 ２ ｏ 年孤 东采 油厂部署稠 油油藏水平 并２ １ ，在 油田开发 中 Ｏ ０７ ８２ ＂
４ 整 装 稠油 油 藏
该类油藏 具有一 定的 油层厚度 ，储量 丰度高 ，采 出程度 普遍较 高 ，而且随 着开发程度的不断加 深 ， 受地 下油 水流度 比差异 以及 பைடு நூலகம்伦 次 吞吐 、汽驱井 汽窜等因素影响 ， 含水不断 上升 ，剩余油高度零散 ， 利 用直井 加密初 期产量较 高 ，含水较低 。但随着 吞吐伦次的增加 ，往 往 开发效 果较差 ，经济效益差。由于直井泄油面积 小 、 产能低 ，利 用 水平井则可 以开 采商部位的剩 余油，并可 以抑制含水上升速度 ，增加
５ 水平井所适应的稠油油藏参数研 究
通过 水平井的实施 ，认为稠 油水平井适官的油藏参数如下 ： （） １ 原油 粘度 ：随原 油粘 度的增大 ，水平井开 采效果变差 。在 目前 工 艺 技 术 条 件 下 ，原 油 粘 度小 于 ３ ００ Ｐ ． 适 宜 ， 大 于 ００ ｍ ａ 较 Ｓ
１０ ２ ０ ８ ｍ一 ３ ｍ之 『 。 日 Ｊ ６ 结 论
的构造形态及断 裂系统 ，分析 图 Ｄ ８Ｐ 过 平 设 油 剖 示 图 ！Ｋ １ ４ 水 段 计 藏 面 意 一井 油层的微构造 ；根据储层的沉 积模式 ， 究主力层的沉积微相 ； 后 研 然 根据高精度的储层参数解 释模 式 ，计算主力层的储层参数 ；应用岩心 分析等资料 ，分析储层特征 ； 终确定储层空 间展布规律 ．为布置水 最 平井提供基础信息。最后 ，优化出水平井的各项参数 ，并结合相应的 配套措施最终实施水平井技术在滩海油田薄层稠油油藏中的效益最大 化和最优化 。在此基础 Ｊ ， 二 进行 局部水平井设计或利用水平井对区块 进行整体 调整以及新区新建产能 。
水平井在薄层稠油油藏中的应用
水平井在薄层稠油油藏中的应用作者：许佩勇来源：《科技创新导报》 2011年第20期许佩勇(大庆油田有限责任公司第九采油厂黑龙江大庆 163853)摘要:江37稠油试验区作为采油九厂第一个稠油开发试验区,其原油在油层温度下的粘度为18600.0mPa·s,属于典型的稠油。
由于原油粘度高,通常采用蒸汽吞吐的方式开采原油。
由于区块地质储量低,油层厚度薄,直井开采效果较差。
为改善开发效果,试验区开展了水平井蒸汽吞吐试验,取得了较好的试验效果。
关键词:稠油蒸汽吞吐水平井中图分类号:TE3 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)07(b)-0039-011 区块概况江37区块位于松辽盆地西部斜坡江桥、泰来构造带富拉尔基-大兴阶地中段,整体上为东倾的单斜,倾角1.5°左右。
其地质储量为19.85×104t,含油面积0.22km2,主要目的层为萨尔图和高台子油层,平均砂岩厚度6.4m,平均有效厚度4.5m,平均有效孔隙度33.1%,平均空气渗透率783×10-3um2,属于高孔、中高渗透稠油油层[1]。
2 直井蒸汽吞吐开发现状目前试验区18口直井中,普遍存在着蒸汽吞吐有效期短,产量递减速度快的问题。
直井蒸汽吞吐平均有效期为163天,周期内日产液、日产油符合指数规律递减,分别由初期的3.7t和2.2t下降到周期结束时的0.9t和0.5t,周期内产油量平均月递减为11.0%,单井平均周期产油量仅255t,开发效果较差。
3 水平井蒸汽吞吐现场试验试验区于2009年8月投产江37-平1井,该井水平段砂岩厚度1.8m,有效厚度0.7m,水平段长度217m,有效长度195m。
从投产以来的首轮蒸汽吞吐效果分析,水平井蒸汽吞吐取得良好的效果。
3.1 水平井蒸汽吞吐效果好的原因分析水平井吸汽条件好,可以提高注汽速度,减少地面和井筒热损失率,提高热利用率。
水平井的水平段长,与油层接触面积大,蒸汽的加热面积大。
应用水平井技术挖潜薄层稠油
布范 围广 ， 最 大有 效厚 度 为 ５ ３ ． ８ ｍ， 最小 为 １ ． ４ ｍ， 平均为 １ ９ ． ２ ｍ。
莲 Ⅱ组 ： 全 区 均有 分 布 ， 平 面上 油 层 连 片 ， 主要 受 构 造 控 制 ， 最 断 块 内断 层发 育 ， 按 走 向大 致可 分 为北 东 、 北西 向两组 ， 按 规 模 可分 大有 效厚 度 为 ５ １ ． ９ ｍ， 最小 为 ０ ． ７ ｍ， 平均 １ ６ ． ７ ４ ｍ。 为 Ⅱ级 、 Ⅲ级 、 Ⅳ 级 断层 ， 这些 断层 控 制 不 同 时期 的地 层 沉积 、 油藏 莲 Ⅲ上 组 ： 平 面 上 主要 是零 星 分 布 。最大 有效 厚 度为 ３ ４ ． ７ ｍ， 最 的形成 及油 水 分布 。属 于 薄互层 稠 油油 藏 ， 油 水关 系复 杂 ， 层 间油 品 小为 ０ ． ７ ｍ， 平均 １ １ ． ３ ｍ。 性 质差 异较 大 。１ ９ ９ ５年采 用 １ １ ８ 一 ｌ ６ ７ ｍ井 距反 九点 井 网分 三套 层 系 莲 Ⅲ下 组 ： 平 面 上 主要 是零 星 分布 。最 大 有效 厚 度为 ３ ７ ． ８ ｍ， 最 投入开发 ， 目前 采 出程 度 ２ ９ ％， 平 均 单 井吞 吐 １ ３周 期 ， 累 计 采 注 比 小为 ０ ． ８ ｍ。 平均 １ ０ ． ８ ８ ｍ。 １ ． ４ ７ ， 周 期油 汽 比仅 为 ０ ． ２ ５ ， 累计 油 汽 比 ０ ． ５ ３ 。主体 部 位油 层 压 力仅 齐１ ０ ８ 块 莲 花 油 层 属 于层 状 油 藏 ， 因其 层 数 多 而 薄 ， 油 水 关 系 为１ － ２ ＭＰ ａ ， 已经 进入 开 发 后 期 ， 常 规性 措 施 筛 选 难度 加 大 ， 产 量 接 较为 复 杂 ， 没 有 统 一 的油 水 界 面 ， 尤 其 在 区块 内部 有 很 多夹 层 水 的 替 困难 ， 为保 持该 块 的稳 产 ， 必 须 寻求合 理 有效 方式 进行 二 次开 发 。 存 在 。从 宏 观 上 看 ， 莲花 油层有两套油水 系统 ， 油 水 界 面分 别 为 ２ 存在 的问题 １ １ ｌ Ｏ ｅ和 一 ｒ １ ２ ７ ５ ｍ左 右 。
水平井开发技术在薄层稠油油藏中的推广应用
水平井开发技术在薄层稠油油藏中的推广应用杨新华【摘要】2007年以来,面对孤东采油厂化学驱单元投入不足、水驱单元稳产难度大、稠油油藏特别是薄层稠油油藏储量动用差的问题,结合薄层稠油油藏的开发现状及特点,推广应用了"六位一体"的水平井开发技术,将水平井作为一项系统工程,突出各个系统节点,取得了比较好的开发效果,为薄层稠油油藏储量动用率、采收率的提高以及后续产能接替提供了有力的技术保障和现实依据.【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2011(032)004【总页数】1页(P112)【关键词】水平井;薄层稠油油藏;应用;地层对比;沉积微相【作者】杨新华【作者单位】中国石化胜利油田分公司孤东采油厂地质研究所【正文语种】中文稠油产量占采油厂的产量比重是逐年递增，目前如何确保稠油产量的相对稳定对于采油厂的科学可持续发展具有重大意义。
2007年以来，在孤东油田九区和新滩油田KD18块、KD32块等单元实施以水平井加密为主的老区井网加密调整方案，同时在新区产能建设中也突出水平井技术的应用，将水平井作为一项系统工程，突出各个系统结点，实施“三化一控”的水平井动态管理理念为支撑，推广应用“六位一体”的水平井开发技术，实现了水平井技术应用观念上的转变即从中厚油藏向薄层油藏的转变，为稠油油藏的开发及后续产能接替提供了技术保障和现实依据，并取得了比较好的开发效果。
（1）精细构造与地层对比，井震联作，为水平井钻遇有效储层提供依据。
首先是精细构造解释，利用地震剖面这一反应储层最直接的资料，并充分利用工程测井等其他资料，做到地震与地层对比的有机结合；二是精细地层对比，应用“相控旋回”对比方法，按“旋回对比、分级控制”的技术流程[1]，在研究区开展高精度成因地层等时对比；三是研究沉积微相平面分布，沉积微相的研究能够指导一定区域特别是井控程度较差区域的储层预测，同时为水平井地质设计、轨迹跟踪调整及后续开发管理提供指导。
水平井堵水技术在稠油油藏中的应用
SPE 106908水平井堵水技术在稠油油藏中的应用Francesco Verre和Martin Blunt，石油工程师学会,伦敦帝国学院，AlanMorrison Tony McGarva, Chevron摘要分析水平井堵水技术在稠油油藏中的适用有两种不同的处理方法：无机凝胶和相对渗透率改性剂（RPM）。
在此文件的第一部分，已经给出稠油油藏行为的大概描述，调查处理方法是否适合于这种类型的油藏。
然后分析结果应用到实际情况下，Captain油藏。
Captain是一个利用水平井进行开发的高均质稠油油藏。
由于大量生产油井高含水的出现，它一直被视为要进行堵水试点项目的候选。
考虑对Captain的性质采用六种不同的情景模拟研究来测试处理方法对生产井的处理效果。
这些都是在利用水平井开发的稠油油藏中发现的典型的生产者/喷油器的配置。
目的是要分析不同油藏条件下的不同的产水机理和评估处理的效果。
还调查了注水率，原油粘度，喷油器处理和聚合物吸附的影响。
研究表明，产水机理对堵水的处理效果有很大的影响。
特别的是，如果凝胶适用于整个井中，稠油油藏的水锥现象可以得到有效的治理。
以及，值得注意的是，渗透率变化的影响：低Kv /Kh的比率有可能对处理注入形成优惠的路径从而有效地拖延来自横向喷油器/含水层的水，而并非来自水锥。
聚合物的吸附对高渗透层性能有负面的影响。
处理方法对低含水油井，低粘度油没有效果，而且不适合注水井。
一、引言水驱油藏可能会导致高含水的出现。
随着时间的推移，由于要处理和消除产水的必要性，生产成本将增加。
特别是稠油油藏由于与水不利流动性的对比，受早期水突破和通常生产高产水率的影响。
堵水技术通过减少产水量降低成本提高原油采收率。
相比传统的三次采油技术，堵水技术的费用较低，但处理效果严格依赖于油藏类型，凝胶体系的应用，凝胶动力学，和凝胶在油藏中的放置位置。
这项研究旨在探讨堵水技术在均质稠油油藏水平井中的适用性，分析不同井的结构和流体性质。
水平井在陈南薄层稠油油藏中的应用
水平井在陈南薄层稠油油藏中的应用摘要：陈家庄油田南区主要以特稠油为主，具有油层薄，原油粘度高，易出砂，含油饱和度低的特点，自2007年以来，通过开展水平井开发经济技术政策界限，利用数模技术优化井网、井距、水平段长段、注汽参数等，成功动用陈家庄南区边部薄层稠油，建产能23.2万吨，取得良好效果。
关键词：薄层稠油水平井蒸汽吞吐一、油藏概况陈家庄南区位于东营市利津县陈庄镇境内，区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部，是一个具继承性发育的受基岩控制的披覆构造稠油油藏，。
主要含油层系为上第三系馆陶组Ng下1-5砂组，油藏埋深1180～1320m，地面原油粘度10000～50000mPa.s，平均有效厚度 4.5m，平均有效孔隙度32%，渗透率2500×10-3μm2，属高孔高渗油层。
二、开发历程2006年开始在陈家庄南区开始注蒸汽吞吐开发。
但是直井开发热损失大，产量递减大。
根据计算，热损失达60-80%，第一周期年递减51.5%。
含水上升较快，周期间含水上升速度快4.8%，油田年含水上升率13.7%。
因此开展了开发方式、井网、井距等开发技术政策研究，确定了以水平井开发薄层稠油油藏。
通过数模研究不同油价下水平井、直井布井极限厚度，在50美元/桶情况下确定水平井布井区极限厚度要大于3m；合理的注汽强度为15m3/m左右。
利用水平井模型和井组模型，对该块蒸汽驱的井网、井距和转驱时机进行了优化，确定水平井与水平井组合方案最佳，水平井段长度为250m左右，生产井距离注汽井150m左右。
2007年底设计该区第一口薄层稠油水平井陈373-P1井，投产后峰值日油能力24t/d，目前日油9.3t/d，是直井的1.7倍。
2008-2013年在陈373外围薄层稠油设计以水平井为主开发，部署水平井102口，建产能25万吨。
投产初期平均单井日油13.5t，是直井的3倍，累计产油67.8万吨，取得良好效果。
三、水平井存在的主要问题1.油藏条件差，开发难度大陈家庄南区稠油油藏类型为层状构造-岩性稠油油藏，由于该区储层为一套河流相沉积，其平面变化快，各砂体平面分布形态以条带状为主，地面脱气原油粘度一般10000～50000mPa·s，原油性质在平面上具有由北到南粘度变大的变化趋势。
应用水平井技术挖潜薄层稠油
应用水平井技术挖潜薄层稠油目前欢喜岭油田稠油热采油藏已经进入高轮次吞吐阶段，在目前开发方式下，老区调整余地小，调整效果和措施效果逐年变差，导致欢喜岭油田区块产量大幅度下滑，为了稳定和提高欢喜岭油田稠油产量，实现资源向效益的合理转化，对地质体进行论证、开发效果进行评价，利用水平井技术挖掘稠油油藏剩余可采储量，保持持续稳产。
标签：薄层稠油;水平井1 概况欢喜岭油田齐108块地层由北西向南东倾，地层倾角8°～10°。
断块内断层发育，按走向大致可分为北东、北西向两组，按规模可分为Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层，这些断层控制不同时期的地层沉积、油藏的形成及油水分布。
属于薄互层稠油油藏，油水关系复杂，层间油品性质差异较大。
1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，目前采出程度29%，平均单井吞吐13周期，累计采注比1.47，周期油汽比仅为0.25，累计油汽比0.53。
主体部位油层压力仅为1-2MPa，已经进入开发后期，常规性措施筛选难度加大，产量接替困难，为保持该块的稳产，必须寻求合理有效方式进行二次开发。
2 存在的问题2.1 井网不规则，井距小齐108块1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，为保持区块产量的稳定，已经实施侧钻井188口，导致该块井网混乱，油井的井距没有固定值，大致50～70m，井距较小。
2.2 采出程度高，常规吞吐开发剩余潜力小齐108块采出已达29%，地下亏空严重，吞吐效果逐年变差，表现在年油气比逐年降低，年油气比由开发初期的1.41降至目前的0.25。
2.3 油井吞吐轮次高，地层压力低，油井生产能力低齐108块平均单井吞吐周期13轮，10周期以上油井263口，占总井57.3%。
由于吞吐轮次高，采注比高，地层能量严重不足，地层压力为1～2MPa左右，仅为原始地层压力的20.6%，油井常规吞吐效果日益变差，平均单井周期日产油由高峰期的7.4t下降到2.4t。
薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用
薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用摘要：采用petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。
利用数值模拟技术对水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究。
根据优化结果，在研究区域已实施水平井1口，产油量是周围直井同周期相同生产时间的5倍。
研究成果在稠油老区二次开发的现场应用中取得了较理想的开发效果。
关键词：水平井；层面构造；属性模型；数值模拟；二次开发；优化技术引言曙光油田稠油老区以薄互层稠油油藏为主，占稠油老区总地质储量的68.4%。
该类油藏于1986年开始投入热采开发，处于吞吐开发后期。
措施效果差、产量递减快、经济效益逐年下降。
按照现井网及开发方式，生产效果难以改善，采收率无法提高，开展二次开发方式探索已势在必行。
结合petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。
利用数值模拟技术对杜66水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究，从而指导水平井二次开发的高效进行。
1 油藏概况1.1 油藏地质特征杜66块是曙光油田稠油老区薄互层状稠油油藏中最大的一个断块，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组沙四段上部杜家台油层，全块构造完整，断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的鼻状构造。
油藏埋深-800～-1200m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m，平均孔隙度25.5%，净总厚度比0.396，地层水为nahco3型。
断块含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。
2 油藏三维地质模型及数值模拟2.1 精细三维地质模型建立以杜66块杜i组为研究对象，杜161井为中心的50口井区域作为水平井有利部署区。
纵向上共划分为15层，其中9个油层，6个隔夹层，另外杜ⅰ2层再细分为3个层，平面上建立12m×12m，共计47250个网格结点的构造模型。
水平井技术在锦7块薄层稠油挖潜中的应用
水平井技术在锦7块薄层稠油挖潜中的应用摘要：锦7块兴隆台油藏为典型的边底水稠油断块油藏，采用蒸汽吞吐开发。
目前已进入高周期，高含水，低油汽比的吞吐采油后期。
针对油藏特点，在油藏精细地质研究的基础上，利用水平井技术在开发后期的潜力油层中进行挖潜。
挖潜后单井产油量是老井的4倍，达到了预期的效果。
该油藏利用水平井技术成功地提高了稠油薄层中的采收率，对同类油藏的高效开发有指导意义。
关键词：水平井技术边底水稠油薄层水淹规律剩余油采收绿锦7块兴隆台油藏一、概况锦7块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段第一断阶带上，开发目的层为下第三系沙一下和沙二段兴隆台油层，含油面积4.3km2，地质储量1486×104t。
为边底水油藏。
储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度34.2%，平均渗透率0.737mm2，泥质含量7.1%。
属高孔高渗油藏。
地面原油密度0.9570g/cm3，50℃时脱气原油粘度6918mPa·s，凝固点-8℃，含腊量 2.01%，胶质+沥青质含量32.44%，属普通稠油。
原始地层压力9.5MPa，地层温度42℃。
经过25年的开采历程，目前全块总井264口，开井130口，日产液2372t/d，日产油191t/d，综合含水91.9%，累产油457.5246×104t，累产水1734.4835×104m3，累注汽860.0884×104t，累积油汽比0.53，年度油汽比0.33，回采水率201.7%，采油速度0.47，采出程度30.79%，地层压力7.0Mpa，平均单井所处周期14.99。
面对区块处于高周期，高含水，低油汽比的蒸汽吞吐开发后期，为了进一步提高采收率，挖潜剩余油潜力，在精细油藏描述和明确剩余油分布空间的基础上，优选了利用水平井技术进行未水淹薄层稠油的挖潜，以提高开发水平和改善开发效果。
二、水平井技术提高稠油吞吐开发后期未水淹薄层采收率的可行性研究1.水平井可利用原来停产的直井进行水平侧钻，这样就节省了打新井的部分资金，同时提高了老井利用率。
水平井在九区薄层稠油油藏挖潜中的应用
水平井在九区薄层稠油油藏挖潜中的应用摘要：孤东油田稠油单元九区开发20多年，经历了冷采阶段、蒸汽吞吐试采阶段和吞吐＋汽驱阶段，矛盾和问题越来越多，剩余油主要集中在主力层边部和非主力油层等难动用区域，分布更加零散，如何挖掘上述剩余油是我们探讨的问题。
文章通过精细地质研究、优化水平井井位设计、实施工艺配套等措施，对九区薄层实施水平井挖潜。
与直井对比，水平井具有日产油能力高、含水低的特点，取得了较好的效果。
关键词：水平井；稠油油藏随着油田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，在生产中获得了明显的经济效益，特别是对薄层稠油油藏效果更好。
孤东油田九区是典型的这类油藏，该区主力层边部和非主力层具有“薄、差、散、小”的特点，采用直井开发难以形成规则井网，适用水平井挖潜。
我们对主力层42、61层边部、非主力层66层的连片区域实施水平井挖潜，有效解决了薄油层储量开发问题，提高了储量动用程度。
目前九区已经投产水平井6口，投产后平均单井日产油达到17.3 t/d，是早期投产直井（6.5 t/d）的3倍，是新投直井（8 t/d）的两倍。
薄层水平井投产后初产高，含水低，单元采油速率由1.99%提高到2.14%。
1九区薄层油层适合水平井挖潜孤东油田九区含油面积1.2 km2，地质储量375×104 t，存在的主要问题是不同油层储量动用存在差异，主力层中心区油层厚度8～13 m，井网完善，储量动用好，非主力层66层、主力层42、61层的边部油层厚度3～5 m，采用直井开发效益差，储量一直未得到有效动用。
例如66层地质储量40.02×104 t，累产油只有2.29×104 t，采出程度只有5.7%，远低于单元28.98%的平均水平。
42层、61层南部井距大，储量动用程度差，有11.5×104 t储量未有效动用。
九区66层及42层、61层南部存在油层薄（3～6 m），采用直井开发单井产量低，效益差，但是九区薄层油藏储层发育连片，地层倾角2～3 °，采用水平井挖潜可有效增加控制面积，提高储量动用程度，增加可采储量。
211004423_薄层油气藏开发勘探中水平井技术的运用分析
268超薄油藏是指自然形成的层间油藏，这类油藏厚度一般只有1~2米，在开采过程中需要面对诸多技术难题，而且整体产量有限，经济效益较差，一般只有老油田或深度开采过量油田，会针对薄层油气藏进行持续开采，利用水平井技术优势完成相关工作内容。
当下薄层油气藏水平井开采技术包括钻井完井液技术、井壁稳定技术、井眼轨迹控制技术、钻测技术等等，水平井段曲率半径越小，相关技术难度也就越高，而利用长水平段水平技术可以有效增加薄层油气藏出油面积，进一步提升油田开采经济效益。
1 油田概况某区域11—14是油田东部的一个四级小断块，整体呈西高东低的单斜构造，由周围的五条小断层交错形成。
进行开采的主要目的层是埋深1895~1988m左右，含油面积超过2km 2，平均油层厚度5m，属于典型的薄层油气藏。
此油藏平均孔隙度15%，平均渗透率29×10-3μm 2，属于低渗透层，25℃地面原油密度0.8g/cm 3，50℃原油粘度3.7mPa·s，测试地层压力为16MPa，一般地层温度为35℃，可以看作是常温、常压稀油油层。
该地区在2003年正式开发，由于油层渗透率较低，油井生产工作一直保持低液低含水模式生产，整体生产效益萎靡，自正式开发以来，先后有四台油井试油试产，目前开井3口，日均产油量2.5t，累计产水量大约7000㎡。
在经历近20年的开采，区域采出程度仅为7.0%，直井开采技术应用程度较低，采油速度较低，为了能够提升采油量，改善油田开发效果，在2010年正式使用水平井开采技术。
2 薄层低渗透油藏水平井开发技术说明2.1 直井开发效果分析每一口高质量油井在生产初期拥有较高产量，由于地质构造影响，各部位产能存在差异，导致部分油井产能呈断崖式下滑[1]。
处于较高部位油井产能稳定，日常产油量大约14t，而采油强度达到2.5t/（m·d），随着开采工作的继续，结构较低位置产能下滑，日产油量达到0.58t，采油强度低于0.02t/（m·d），每三个月平均递减16%，后期采油总量处于不确定状态[2]。
水平井技术在薄互层稠油油藏二次开发中的应用
水平井技术在薄互层稠油油藏二次开发中的应用摘要：曙光油田杜84块边部出砂、主体部位纵向动用不均、地层压力低，直井开采方式已不适应油藏开发形势的需要，提出利用水平井进行区块二次开发。
本文通过精细油藏特征再研究，结合油藏开发特点分析该块剩余油主要分布在井间、区块边部和局部低动用区，优化部署水平井、完井工艺设计、注采参数设计，使濒临报废的区块一跃成为日产油120吨的主力区块。
关键词：水平井；二次开发；杜84块【中图分类号】te3451.地质特征研究1.1构造特征杜84块杜家台油层构造形态为一北西向南东倾斜的鼻状构造，区块四周被断层切割，区块内部被一条南北走向的曙1-17-063断层分为南北两个区域，断层控制油水关系，不控制沉积，地层倾角8°～11°。
1.2储层特征杜家台油层储层物性较好，孔隙度一般为22～30%，平均25.9%，纵向上变化不大，杜ⅰ组与杜ⅱ组孔隙度平均值分别为25.7%、26.4% 。
储层为中渗储层，平均渗透率305×10-3μm2 ，纵向上三个油层组差别不大：杜ⅰ组321×10-3μm2，杜ⅱ组299×10-3μm2。
1.3沉积特征储层属于滨～浅湖环境的三角洲前缘亚相沉积体系，主要发育水下分流河道、河口砂坝、前缘薄层砂和湖泥等微相，其中河口砂坝微相是该区沉积模式的主要微相类型。
颗粒磨圆较好，颗料主要为次圆～次棱角状，分选系数1.85，粒度中值0.18mm。
胶结类型以孔隙式为主，胶结物中泥质含量8%，碳酸盐含量6.7%，粘土矿物以蒙脱石为主，含量75.1%，伊利石16.9%，高岭石5.6%，绿泥石2.4%。
1.4油层特征杜家台油层自上而下分为两个油层组、六个砂岩组。
两个油层组自上而下依次为杜ⅰ油层组和杜ⅱ油层组。
其中杜ⅰ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜ⅰ1、杜ⅰ2、和杜ⅰ3砂岩组。
杜ⅱ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜ⅱ1、杜ⅱ2、和杜ⅱ3砂岩组，油层主要集中在杜ⅱ21、杜ⅱ11-2和杜ⅰ32小层，单层厚度为3～22.2m。
薄层特稠油油藏水平井开发技术研究与应用
薄层特稠油油藏水平井开发技术研究与应用王丹玲（长江大学，湖北 武汉 ４３０１００）摘要：我国属于石油储存量较多的国家之一，而油藏开采技术伴随石油需求量的不断增多而在逐步完善，特别是针对薄层特稠油的开发更为重视，在某种程度上促使油藏水平井开发技术得以全面应用，并且取得了相对理想的应用效果。
本文中较为深入探究薄层特稠油油藏水平井开发技术的具有应用，并且运用具体案例阐述该技术的应用情况。
关键词：薄层特稠油油藏；水平井开发技术；研究；应用石油是推动我国社会发展的经济脉搏，对油田的开发也逐渐引起极大的重视，特别是针对薄层特稠油油藏水平井的开发技术可谓是发展速度极快。
针对水平井开发技术而言，其属于较为系统的工程，在设计过程中要突出系统结构点，并且将优化水平井地质作为前提，推动水平井开发技术得以稳步发展，最终促进稠油单元开发效能，增加经济效益值。
一、案例概况简介我国石油资源相对丰富，在我国多个地区均有分布，并且根据技术应用的不同开采效果差异显著。
以四川油田为例，该油田位于四川盆地，具有６０年的历史，气田个数为８５个，油田１２个，具有四个气区，油田储藏量较高，地理位置相对比较特殊，高陡复杂是其主要的特征，在实地检测中运用最先进的技术。
再以新滩油田为例，在地理位置方面也具有特殊意义，由此延伸出优势特征，具体表现为油层埋深浅，同时还兼具地层压实作用差等，油层埋藏深度１０２０ｍ－１１１０ｍ，通过类型结构施以分类，从某种意义上来说是构造岩油藏。
２００７年以来，该油田在开采过程中的情况给予相应的改进技术，并且做好相应的井网完善工作，从观念上进行新技术应用的渗透，从实际反馈可知取得了效果显著。
二、水平井做法分析一般来说，对于水平井而言，其属性是系统工程，在系统构建过程中，需要重点彰显系统结点，对精细构造、地层，需要对其施以相应的对比，并作为基础，达到极好的水平井地质设计，而将水平井轨迹跟踪调整作为重点内容，也是其中不可或缺的环节。
利用水平井热采技术成功实现薄层特稠油油藏的产能突破
图 ２ 不同吨油成本不 同油价 下蒸 汽吞吐经济极限油汽比图
４ ２ 开 发技 术界 限研 究 ．
水平井开发边部薄层油层效果 明显 ， 能实现薄 层 的有 效 动用 。 平 开发 优 势如下 ： 水平 井开 发可 水 ① 以有效地解决直井套管管外窜问题 。②水平井吸汽 能力强 ， 热能利用率高 。③水平井控制储量大 ， 生产 效果 好 。产油 能 力为 直井 的 ２ ＂５倍 ， 井周 期 产 油 单 量为直井的２ 以上。 倍 ④减缓边水水窜速度 ， 提高开 发 效 果 ， 了 延 缓 边 水 入 侵 速 度 ， 必 要 水 平 井 开 为 有 发。⑤ 目前 已完钻水平井获得较高产能 ， ２ 块热 草 ｏ
累计 油 汽 比 ０ ３ ｔｔ 累计采 水率 １ ３ ０／， 出程度 ． ０／ ， １ ． 采 ９ ６ １ Ｏ ％ ； 二 累注 汽 １ ８ ３ ×１ ， ．７ 馆 ． ６ ８ ０ｔ 累采油 ０ ７ ８ × ． ４６ １ ‘， ０ｔ 累采 水 ０ ８ ３ Ｘ１ ‘， ． １ ８ ０ｔ 累计 油 汽 比 ０ ４ ｔ ｔ 累 ．０／，
注工 艺 。
［ 参考 文献 ］ Ｅｉ 罗英 俊 ， 仁薄 ． ｌ 万 采油 技术 手册 （ 下册 ）Ｍ ］ 北 ［ ． 京： 石油 工业 出版社 ，０ ５ ２０ ．
收稿 日期 ：０ １ ６ ５ ２ １ 一Ｏ —１
作者 简介 ： 代￣ ＇１ ７ － ） 工程师 ，０ ２ （９ ３ ， ２ ０ 年毕 业干石 油大学（ 华东） 石油工程专 业， 现从 事油田开发工作 。
２ ０ ． １ 和 水 平 井 前 期 评 价 阶 段 （０ ０ ４ ０ ０ ０ ２ １） ２ １． —２ １． １） ２ 。自１ ７ ８月开 始对 草 ３ ９ ７年 ３井进 行试 油 ， 先后 投 产 ３口直井 ， 投产初期平均 日油 １． ｔｄ 后来 由于 ０ ９／ ， 井况 和 地面 原 因均 关井 ， 过试 采 ， 通 认识 到直 井 热采
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水平井在薄层稠油油藏中的应用
摘要:江37稠油试验区作为采油九厂第一个稠油开发试验区,其原油在油层温度下的粘度为18600.0mpa·s,属于典型的稠油。
由于原油粘度高,通常采用蒸汽吞吐的方式开采原油。
由于区块地质储量低,油层厚度薄,直井开采效果较差。
为改善开发效果,试验区开展了水平井蒸汽吞吐试验,取得了较好的试验效果。
关键词:稠油蒸汽吞吐水平井
中图分类号:te3 文献标识码:a 文章编
号:1674-098x(2011)07(b)-0039-01
1 区块概况
江37区块位于松辽盆地西部斜坡江桥、泰来构造带富拉尔基-大兴阶地中段,整体上为东倾的单斜,倾角1.5°左右。
其地质储量为19.85×104t,含油面积0.22km2,主要目的层为萨尔图和高台子油层,平均砂岩厚度6.4m,平均有效厚度4.5m,平均有效孔隙度33.1%,平均空气渗透率783×10-3um2,属于高孔、中高渗透稠油油层[1]。
2 直井蒸汽吞吐开发现状
目前试验区18口直井中,普遍存在着蒸汽吞吐有效期短,产量递减速度快的问题。
直井蒸汽吞吐平均有效期为163天,周期内日产液、日产油符合指数规律递减,分别由初期的3.7t和2.2t下降到周期结束时的0.9t和0.5t,周期内产油量平均月递减为11.0%,单井平均周期产油量仅255t,开发效果较差。
3水平井蒸汽吞吐现场试验
试验区于2009年8月投产江37-平1井,该井水平段砂岩厚度1.8m,有效厚度0.7m,水平段长度217m,有效长度195m。
从投产以来的首轮蒸汽吞吐效果分析,水平井蒸汽吞吐取得良好的效果。
3.1 水平井蒸汽吞吐效果好的原因分析
水平井吸汽条件好,可以提高注汽速度,减少地面和井筒热损失率,提高热利用率。
水平井的水平段长,与油层接触面积大,蒸汽的加热面积大。
3.2 水平井蒸汽吞吐开采特征
3.2.1 产液、产油能力高(表1)
水平井的峰值产油量是超短半径水平井的1.3倍,是直井的2.3倍;放喷天数比超短半径水平井长10天,比直井长17天;周期产油量是超短半径水平井的1.5倍,是直井的2.3倍数。
3.2.2 含水下降快,低含水期长(图1)
与直井相比:
水平井排水期短,江37-平1井的排水期为0天,而直井的排水期一般为7-15天。
水平井含水下降较快,10天左右含水可由70%降至25%左右,采油中后期含水基本稳定在20%～30%之间,而直井含水下降缓慢,且含水只能下降到40%～50%。
4 后期应采取的治理措施
为改善江37-平1开发效果,最主要的工作是尽可能地排出地下存水,提高周期回采水率。
由于蒸汽吞吐方式采油其产量递减快,吞吐
初期是产液、产油高峰期,为提高周期产油量和回采水率,应尽可能最大限度地发挥油井生产能力。
4．1 适当延长江37-平1井第二周期生产时间,增加排水量
江37-平1井第一周期地下存水1474t,第二周期注汽2252t,目前地下存水多达3000t,为改善下一轮蒸汽吞吐的开采效果,应当适当延长该井的吞吐周期,增加排水量,提高回采水率。
4．2 强排助排,降低地下存水
由于造斜段、抽油杆的限制,有杆泵能够下入地下的深度有限,不能更好地发挥油井的产油潜力,后期可以考虑更换为潜油电泵[2]。
降粘助排剂具有优良的耐温和乳化性能,形成泡沫稳定,与破乳剂
配伍性良好,满足稠油热采的开发需要。
目前,该技术已在河南稠油油田运用,效果良好[3]。
江37-平1井在蒸汽吞吐中期、产量下降到一定程度时,可以考虑向油层注入助排剂,以增加油井的产液量,提高回采水率。
5 结语
研究及现场实验表明水平井蒸汽吞吐是适应薄层超稠油开发有
效技术手段,但由于周期回采水率低,影响了下一周期的蒸汽吞吐
效果。
因此,为改善下一周期吞吐效果,必须采取各种提高回采水率,以更好地发挥水平井的生产潜力。
参考文献
[1] 万仁傅．中国不同类型油藏水平井开采技术[m]．北京石油工业出版社,1997．
[2] 郭耿生.薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发研究[j]．内江科技,(2009,(3):92．
[3] 张红玲,张琪,刘秋杰.水平井蒸汽吞吐生产动态研究[j]．石油钻探技术,2002,30(1)。