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摘 要：胡尖山油田安83致密油藏地质储量1.4亿吨，储量规模大，但是油藏物性差，难动用。从2010年开始试验开发，通过定向井开发暴露出单井产量低的问题，从2011年实施水五点与七点水平井开发，水平井与定向井对比初期产量高，递减小，同时也出现水平井见水问题，2012年进行优化水平井井网，开展扩大井排距试验和自然能量开发试验。试验效果较好，初期平均单井产量突破10吨。
关键词：水平井 水驱动用程度 递减 裂缝 注水政策
通过2011-2012年在安83区开展水平开发试验，水平井初期产量高，递减小，是改善安83致密油藏开发的有效手段。同时试验以来暴露出水平井注水见效缓慢，液面下降快，容易见水，见水方向难判断等问题。该区水平井开发效果直接关系到1.4亿吨储量下步动用，及采油六厂两百万吨的实现及后期长期稳产情况。因此计划开展水平强化注水政策试验、注水井深部调驱、水平井措施挖潜、找堵水等综合治理措施，探索稳定并提高水平井单井产量的技术对策。
一、油藏特征
胡尖山油田安83长7油藏，长7油层组共分为3个小层（长71、长72、长73），其中长72是该区的主力含油层，其中，长722为主力含油小层。控制含油面积330km2，地质储量1.4亿吨，已动用地质储量1870万吨，剩余地质储量1.2亿吨。
长72层平均钻遇砂层18.1m，油层9.8m，差油层5.0m。孔隙度7.9%，渗透率0.17mD。
长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部河道交汇，水下分流河道砂体连片，在安83区域为有利的沉积相带。该区砂层较厚、油层连片，分布稳定。
安83区长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10～20°。局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60～80°。通过地层露头、成像测井、岩心及薄片分析该区裂缝又是方向为NE向。
二、开发现状
安83致密油藏从2010年开始试验开发，定向井共有5套井网，定向井初期产量低，初期单井产量1.19吨，递减较大，目前平均单井产能只有0.44吨。水平井初期产量7.26吨，目前7.71吨。水平井初期单井产量是定向井的6倍。
目前共投出水平井26口，日产油水平177t，平均单井日产油7.23t/d，综合含水51.9%，对应注水井51口，开井36口，平均单井日注11m3，月注采比1.92。
2011年投产水平井6口，水平段长度512m～652m，平均583m，井均钻遇油层350m，差油层116m；试油井6口，均采用分段多簇压裂，井均改造段数7段，井均日产油54.4m3；采用超前注水开发，初期井均日产油5.3t，含水47.2%，，目前日产油2.0t，含水78.6%。
2012年采取了交错七点井网、长水平段五点井网和自然能量生产试验。
交错七点井网完钻水平井11口，水平段长785m～1035m，平均827m，平均钻遇油层770m ，钻遇率93%；试油井7口，采用水压裂，井均改造段数8段16簇，井均日产油46.3m3/d；目前平均日产油9.28t，含水53.4%。配套注水井25口，目前已全部完钻，投注井20口，均采用超前注水，平均单井日注10m3。
长水平段五点井网完钻水平井9口，水平段长555m～935m，平均711m，平均钻遇油层676m ，钻遇率95%；试油井7口，其中完试井7口，采用水压裂，井均改造段数8段25簇，井均日产油64.1m3/d；目前平均日产油9.2t，含水25.5%。 配套注水井13口，完钻10口，投注8口，均采用超前注水，平均单井日注10m3。
2011-2012年先后对菱形反九点井网中7个井组通过动态验证表明该区存在NE75°优势见水方向。水平井表现出多方向性见水，主要由于水平井穿越油层长度大，导致见水层段多，动态表现出多方向见水。
三、存在问题
1.见水方向难判断
该区共有见水井6口，见水后动态表现动液面上升，含水上升，对应注水井较多，见水方向难判断。
安平12从2012年以来含水上升，对安238-38井停注47天后含水下降，同时示踪剂监测见到安237-39井注入水，已实施井下找水，目前日产液17.2m3，日产油1.07t，含水92.3%。
安平18试油日产油31.9m3，日产水95.3m3；2012年8月3日投产，投产初期日产液28.96m3，日产油2.81t，含水88.5%，套返7.1MPa。对应4口注水井全部停注，日产液19.89m3，日产油0t，含水100%，套返6.0MPa。
2.温和注水不利于能量补充
目前执行平均单井日注10方的温和注水政策，有效压力驱替系统建立缓慢，地层能量下降较快，动态表现出6口水平井动液面下降快。
安平15投产以来，动液面呈下降趋势，2012年6月恢复安239-33井注水后含水上升至100%，8月实施停注，目前含水下降至61.7%，动液面下降至1800m。
安平142投产初期日产液14.55m3，日产油8.79t，含水28.1%，动液面1033m。对应4口注水井，目前开注3口，平均单井日注13m3，目前日产液8.12m3，日产油3.53t，含水48.3%，动液面1451m。
3.常规压裂改造井递减较大
安平11钻遇油层568m，储层改造加砂160m3。投产初期日产液16.23m3，日产油8.12t，含水40.5%，动液面698m；其对应5口注水井，平均单井日注14m3，目前日产液5.33m3，日产油1.77t，含水60.7%，动液面1563m。阶段递减43.2%，递减较大。
四、治理对策
1.开展高强度注水试验
水平井对应注水井平均单井日注10m3，注采比1.92，目前地层压力保持水平89.2%，地层能量保持水平低，水平井液面下降较快，下步计划上调注水井配注，平均单井日注上提到15-20m3，注采比调整到2.88-3.84，注水强度1.2-1.5m3/（m.d）。
2.注水井深部调驱
对优势见水方向的通过动态验证和示踪剂判断清楚来水方向的注水井开展注水井深部调驱，提高注水井利用率，同时补充地层能量，计划实施3口。
3.低产井措施挖潜
针对常规压裂水平井安平11和安平15井目前液量低，下步计划优选安平11井开展混合水压裂，提高单井产量。
4.开展找油井堵水
根据安平12井下找水堵经验，下步计划针对目前含水较高的3口水平井开展找堵水工作：安平13、安平18和安平38。
5.优化动态监测部署
开展水平井压力监测及产液剖面测试工作，同时加大水平井对应注水井吸水剖面和吸水指示曲线的测试工作，指导油田注水调整。计划安排油井测压5口，产液剖面测试2口，吸水剖面测试15口，吸水指示曲线测试10口。
五、结论
1.水平井初期产量明显高于定向井，且水平井阶段递减相对定向井较小；
2.混合水压裂水平井产量明显高于常规压裂水平井；
3.井下找堵水是治理水平井见水的有效手段。
参考文献
[1]张文正；杨华；杨奕华；孔庆芬；吴凯；；鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩的岩石学、元素地球化学特征及发育环境[J]；地球化学；2008年01期.
[2]付金华，郭正权，邓秀芹；鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组沉积相及石油地质意义[J]；古地理学报；2005年01期.
[3]杨华，张文正；论鄂尔多斯盆地长_7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用：地质地球化学特征[J]；地球化学；2005年02期.
作者简介：卜广平（1984-）男，汉族，陕西西安人，油气田开发工程师，主要从事油田开发管理工作。
关键词：水平井 水驱动用程度 递减 裂缝 注水政策
通过2011-2012年在安83区开展水平开发试验，水平井初期产量高，递减小，是改善安83致密油藏开发的有效手段。同时试验以来暴露出水平井注水见效缓慢，液面下降快，容易见水，见水方向难判断等问题。该区水平井开发效果直接关系到1.4亿吨储量下步动用，及采油六厂两百万吨的实现及后期长期稳产情况。因此计划开展水平强化注水政策试验、注水井深部调驱、水平井措施挖潜、找堵水等综合治理措施，探索稳定并提高水平井单井产量的技术对策。
一、油藏特征
胡尖山油田安83长7油藏，长7油层组共分为3个小层（长71、长72、长73），其中长72是该区的主力含油层，其中，长722为主力含油小层。控制含油面积330km2，地质储量1.4亿吨，已动用地质储量1870万吨，剩余地质储量1.2亿吨。
长72层平均钻遇砂层18.1m，油层9.8m，差油层5.0m。孔隙度7.9%，渗透率0.17mD。
长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部河道交汇，水下分流河道砂体连片，在安83区域为有利的沉积相带。该区砂层较厚、油层连片，分布稳定。
安83区长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10～20°。局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60～80°。通过地层露头、成像测井、岩心及薄片分析该区裂缝又是方向为NE向。
二、开发现状
安83致密油藏从2010年开始试验开发，定向井共有5套井网，定向井初期产量低，初期单井产量1.19吨，递减较大，目前平均单井产能只有0.44吨。水平井初期产量7.26吨，目前7.71吨。水平井初期单井产量是定向井的6倍。
目前共投出水平井26口，日产油水平177t，平均单井日产油7.23t/d，综合含水51.9%，对应注水井51口，开井36口，平均单井日注11m3，月注采比1.92。
2011年投产水平井6口，水平段长度512m～652m，平均583m，井均钻遇油层350m，差油层116m；试油井6口，均采用分段多簇压裂，井均改造段数7段，井均日产油54.4m3；采用超前注水开发，初期井均日产油5.3t，含水47.2%，，目前日产油2.0t，含水78.6%。
2012年采取了交错七点井网、长水平段五点井网和自然能量生产试验。
交错七点井网完钻水平井11口，水平段长785m～1035m，平均827m，平均钻遇油层770m ，钻遇率93%；试油井7口，采用水压裂，井均改造段数8段16簇，井均日产油46.3m3/d；目前平均日产油9.28t，含水53.4%。配套注水井25口，目前已全部完钻，投注井20口，均采用超前注水，平均单井日注10m3。
长水平段五点井网完钻水平井9口，水平段长555m～935m，平均711m，平均钻遇油层676m ，钻遇率95%；试油井7口，其中完试井7口，采用水压裂，井均改造段数8段25簇，井均日产油64.1m3/d；目前平均日产油9.2t，含水25.5%。 配套注水井13口，完钻10口，投注8口，均采用超前注水，平均单井日注10m3。
2011-2012年先后对菱形反九点井网中7个井组通过动态验证表明该区存在NE75°优势见水方向。水平井表现出多方向性见水，主要由于水平井穿越油层长度大，导致见水层段多，动态表现出多方向见水。
三、存在问题
1.见水方向难判断
该区共有见水井6口，见水后动态表现动液面上升，含水上升，对应注水井较多，见水方向难判断。
安平12从2012年以来含水上升，对安238-38井停注47天后含水下降，同时示踪剂监测见到安237-39井注入水，已实施井下找水，目前日产液17.2m3，日产油1.07t，含水92.3%。
安平18试油日产油31.9m3，日产水95.3m3；2012年8月3日投产，投产初期日产液28.96m3，日产油2.81t，含水88.5%，套返7.1MPa。对应4口注水井全部停注，日产液19.89m3，日产油0t，含水100%，套返6.0MPa。
2.温和注水不利于能量补充
目前执行平均单井日注10方的温和注水政策，有效压力驱替系统建立缓慢，地层能量下降较快，动态表现出6口水平井动液面下降快。
安平15投产以来，动液面呈下降趋势，2012年6月恢复安239-33井注水后含水上升至100%，8月实施停注，目前含水下降至61.7%，动液面下降至1800m。
安平142投产初期日产液14.55m3，日产油8.79t，含水28.1%，动液面1033m。对应4口注水井，目前开注3口，平均单井日注13m3，目前日产液8.12m3，日产油3.53t，含水48.3%，动液面1451m。
3.常规压裂改造井递减较大
安平11钻遇油层568m，储层改造加砂160m3。投产初期日产液16.23m3，日产油8.12t，含水40.5%，动液面698m；其对应5口注水井，平均单井日注14m3，目前日产液5.33m3，日产油1.77t，含水60.7%，动液面1563m。阶段递减43.2%，递减较大。
四、治理对策
1.开展高强度注水试验
水平井对应注水井平均单井日注10m3，注采比1.92，目前地层压力保持水平89.2%，地层能量保持水平低，水平井液面下降较快，下步计划上调注水井配注，平均单井日注上提到15-20m3，注采比调整到2.88-3.84，注水强度1.2-1.5m3/（m.d）。
2.注水井深部调驱
对优势见水方向的通过动态验证和示踪剂判断清楚来水方向的注水井开展注水井深部调驱，提高注水井利用率，同时补充地层能量，计划实施3口。
3.低产井措施挖潜
针对常规压裂水平井安平11和安平15井目前液量低，下步计划优选安平11井开展混合水压裂，提高单井产量。
4.开展找油井堵水
根据安平12井下找水堵经验，下步计划针对目前含水较高的3口水平井开展找堵水工作：安平13、安平18和安平38。
5.优化动态监测部署
开展水平井压力监测及产液剖面测试工作，同时加大水平井对应注水井吸水剖面和吸水指示曲线的测试工作，指导油田注水调整。计划安排油井测压5口，产液剖面测试2口，吸水剖面测试15口，吸水指示曲线测试10口。
五、结论
1.水平井初期产量明显高于定向井，且水平井阶段递减相对定向井较小；
2.混合水压裂水平井产量明显高于常规压裂水平井；
3.井下找堵水是治理水平井见水的有效手段。
参考文献
[1]张文正；杨华；杨奕华；孔庆芬；吴凯；；鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩的岩石学、元素地球化学特征及发育环境[J]；地球化学；2008年01期.
[2]付金华，郭正权，邓秀芹；鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组沉积相及石油地质意义[J]；古地理学报；2005年01期.
[3]杨华，张文正；论鄂尔多斯盆地长_7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用：地质地球化学特征[J]；地球化学；2005年02期.
作者简介：卜广平（1984-）男，汉族，陕西西安人，油气田开发工程师，主要从事油田开发管理工作。