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(zhì)儲量20242.9×104t，發(fā)育于樓、興隆臺等八套含油層系，為一典型的復(fù)雜斷塊油田。歡西油田于1979年投入開發(fā)至今，稀油區(qū)塊井距150～180m，已經(jīng)進(jìn)入“雙高期”開發(fā)階段；稠油區(qū)塊井距83～100m，已經(jīng)進(jìn)入蒸汽吞吐采油的后期。

隨著油田動用程度的提高，油田產(chǎn)能建規(guī)模逐年減小，已由“十五”期間的141口下降到2008年的35口，年產(chǎn)油由21×104t下降到6.5×104t，直井年產(chǎn)油由1475t下降到890t。近年來隨著精細(xì)油藏描述技術(shù)的提高和鉆井技術(shù)的進(jìn)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(fā)育相對穩(wěn)定，部分區(qū)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(qū)塊，地質(zhì)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(fā)區(qū)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(fā)提供了有利的條件。同時，由于水平井具有產(chǎn)量高、經(jīng)濟效益好的特點，近年來水平井在產(chǎn)能建設(shè)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?dāng)?shù)2.8%，日產(chǎn)油280t，占產(chǎn)量的9.6%，水平井對歡西油田保持一定的產(chǎn)量規(guī)模，發(fā)揮了重要作用。

1 歡西油田水平井應(yīng)用狀況

歡西油田從1997年開始進(jìn)行側(cè)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(chǎn)，由于受到多方面因素的制約 （如隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)等），導(dǎo)致早期水平井效果均較差。形響了水平井的生產(chǎn)效果。隨著油田公司水平井實施規(guī)模的逐步擴大，水平井的各方面的優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)出來，加上技術(shù)的不斷成熟，錦州采油廠水平井實施規(guī)模逐步擴大，截止到2011年12月，全廠共投產(chǎn)各類水平井71口，開井49口，日產(chǎn)液1662t，日產(chǎn)油280.7t，綜合含水83%，累產(chǎn)油48.28×104t，累產(chǎn)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(xiàn)錦612塊興隆臺油層勘探開發(fā)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(zhì)儲量442×104t，構(gòu)造形態(tài)為一個受斷層控制的向南東方向傾沒的斷鼻構(gòu)造?？紫抖?7.0%～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(zhì)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(fā)現(xiàn)了興隆臺油層，油層厚度只有8～10m，無法用直井進(jìn)行開采，為了確定區(qū)塊的產(chǎn)能，在利用三維地震進(jìn)行構(gòu)造研究的基礎(chǔ)上，部署滾動水平探井一口，錦612－平1井，獲得日產(chǎn)油20t的好效果，但由于油井出砂，只生產(chǎn)1年套壞停產(chǎn)，2007年在精細(xì)油藏描述的基礎(chǔ)上，又部署了2口開發(fā)評價水平井錦612－興H6和錦612－興H7井，其中錦612－興H6井日產(chǎn)油70t，進(jìn)一步確定了錦612塊的整體水平井開發(fā)方式，2007～2008年全塊共部署水平井8口，目前已全部投產(chǎn)，日產(chǎn)油114t，采油速度2.44%，采出程度2.06%，全塊已井入全面開發(fā)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(fā)育，相變十分頻繁。同時受圈閉面積和形態(tài)所限，設(shè)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(fā)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(nèi)部夾層發(fā)育，因此在設(shè)計中給出的8～10m的油層厚度，通常情況下都是一套油層內(nèi)部發(fā)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(diào)整的難度。

錦612塊興隆臺油層的水平井在跟蹤過程中發(fā)現(xiàn)，油層實際發(fā)育形態(tài)并非平直的線狀，而是在構(gòu)造影響下成高低起伏狀，呈現(xiàn)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(diào)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(diào)整的難度，例如錦612－興H15井在導(dǎo)眼完鉆后，沒有油層發(fā)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(fā)育不穩(wěn)定，因此在設(shè)計過程中充分利用三維地震技術(shù)和儲層反演技術(shù)對儲層發(fā)育狀況進(jìn)行跟蹤，同時采用斯侖貝謝公司的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向和成像技術(shù)，在鉆井時派熟悉本區(qū)塊地下情況的技術(shù)人員進(jìn)行全方位跟蹤，對有異常變化的區(qū)域，進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計導(dǎo)眼，保證了油井的順利實施，提高了油層的鉆遇率。

2.2 精細(xì)油藏描述，利用水平井實現(xiàn)錦16于樓油層南塊的二次開發(fā)

錦16于樓油層南塊含油面積0.35km2，地質(zhì)儲量106×104t，開發(fā)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(chǎn)，到1996年6月，全塊由于水淹及井況等原因而全部停產(chǎn)。共有11口油井，平均吞吐3.6周期，累計產(chǎn)油5.4×104t，累計產(chǎn)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(fā)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(yán)重。為了落實南塊油水分布規(guī)律，通過對該塊鉆遇于樓油層的60多口井進(jìn)行了精細(xì)對比，同時對出水井進(jìn)行試采和找水工作。研究結(jié)果表明，于Ⅰ1油層全區(qū)分布穩(wěn)定，油層厚度5～12m，平均油層厚度7.7m，構(gòu)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(fā)效果差，針對區(qū)塊油水分布特點，在科學(xué)論證的基礎(chǔ)上，提出了利用水平井技術(shù)實現(xiàn)斷塊的二次開發(fā)的方式。在于Ⅰ1油層構(gòu)造的有利部位布井11口，設(shè)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(fā)效果，評價油井的產(chǎn)能，根據(jù)區(qū)塊的油水分布特點，決定優(yōu)先完鉆投產(chǎn)構(gòu)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)油77t，產(chǎn)水365t。下泵初期日產(chǎn)液43t／d，日產(chǎn)油27.7t，含水35.6%，一周期累產(chǎn)油4119t，油汽比1.36，取得了好效果，目前區(qū)塊11口水平井已全部投產(chǎn)，日產(chǎn)液328.9t，日產(chǎn)油82.4t，綜合含水74.9%，采油速度2.85%，斷塊得以實現(xiàn)二次開發(fā)。

2.3 加強儲層“四性關(guān)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(zhì)儲量177×104t，油層埋深852～910m?？紫抖?4.7%，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(fā)，停產(chǎn)前區(qū)塊采出程度僅0.27%。開發(fā)效果差的主要原因是儲層含油性認(rèn)識不清，從35－22井側(cè)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(dǎo)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(jù)取心和油井試采結(jié)果，根據(jù)儲層的四性關(guān)系，重新確定了區(qū)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(yù)計日產(chǎn)油5t，建產(chǎn)能0.56×104t。本著邊投產(chǎn)邊評價的原則，優(yōu)選錦99－興H1井進(jìn)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(chǎn)液20.1t，日產(chǎn)油8.9t，7月3日放噴結(jié)束，自噴期生產(chǎn)40d，產(chǎn)油279t，產(chǎn)水431t。7月6日下泵開，最高日產(chǎn)油16.9t，周期產(chǎn)油787t，產(chǎn)水655t，9月12日由于供液差，進(jìn)行第二周期生產(chǎn)，目前自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液6t，日產(chǎn)油4.7t。該井累計產(chǎn)油1400t，累計產(chǎn)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(xù)實施水平井開發(fā)提供了依據(jù)，根據(jù)油層發(fā)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(guī)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(jīng)驗的同時，開展了水平井合理注汽參數(shù)數(shù)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(jìn)行了分析，研究認(rèn)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(jù)錦州采油廠水平井所處油藏的開發(fā)特點，進(jìn)行加大注汽量、實施CO2復(fù)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(zhì)＋瀝青質(zhì)含量為47.56%），導(dǎo)致初期熱采效果非常差，第一周期生產(chǎn)周期僅33d，累產(chǎn)油27t，累產(chǎn)水106t。為了改善生產(chǎn)效果，根據(jù)原油物性特點，研究認(rèn)為可以利用CO2復(fù)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(fù)合吞吐后取得了好的效果，到目前該井已累計產(chǎn)油8361t，為區(qū)塊進(jìn)一步提高儲量動用提供了方向。

3 開發(fā)效果分析

3.1 水平井取得較好產(chǎn)能

該項技術(shù)在歡西油田中應(yīng)用，總體部署水平井71口，完鉆71口，投產(chǎn)71口，初期日產(chǎn)液2095t，日產(chǎn)油982.7t，綜合含水為53.1%，平均單井日產(chǎn)油為13.8t。目前開井49口，日產(chǎn)液1662t，日產(chǎn)油280.7t，綜合含水為83%，累計產(chǎn)油為48.28×104t，全部超過設(shè)計指標(biāo)。水平井初期日產(chǎn)油是周圍直井的2.7倍，完成周期的井周期產(chǎn)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(xiàn)了區(qū)塊的有效開發(fā)，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(zhì)儲量為598.23×104t，新增可采儲量為98.46×104t，區(qū)塊吞吐階段采收率由17%提高到36%。

3.4 經(jīng)濟效益顯著

通過整體優(yōu)化部署方案的實施，71口水平井已累計產(chǎn)油48.28×104t，創(chuàng)經(jīng)濟效益為5.55×108元，經(jīng)濟效益顯著。