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[摘 要]利用水平井在低压油藏中的开发优势，以进入蒸汽吞吐开发后期的薄互层稠油油藏杜255块为研究对象，通过部署方案优化、水平井地质设计优化及完井工艺优选等手段降低实施风险，实施8口水平井取得较好效果，为曙一区同类油藏整体二次开发的实施奠定了基础。
[关键词]水平井；二次开发；薄互层；油藏；稠油
中图分类号：TW811 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）25-0282-01
前言
稠油薄互层油藏是曙光油田主力油藏，地质储量1.02亿吨，占全油田16.4%。目前这部分油藏采用单一的蒸汽吞吐方式开采，采收率平均仅为16.5%，其采出程度平均已达到15%，可采储量采出程度更高达90%以上，采油速度不足1%，开发效果难有改善。
近年对该类油藏进行了水平井二次开发探索研究，通过对不同开发方案进行优选，确定利用水平井与直井组合开发方式在部分区块进行二次开发实践，2010年底优选出杜255进行先导试验，2012年开始水平井规模实施。
1.区块概况
杜255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四上杜家台油层，含油面积2.3 km2，石油地质储量441×104t。地面（50℃）原油粘度为1210 mPa·s，区块油层分布受岩性、构造双重影响，为岩性—构造油藏。
截止到2010年12月全块共有采油井51口，开井19口，断块日产油31t，日产液172m3，综合含水63.7%，采油速度0.34%，采出程度为14.34%，累积产油59×104t。
2. 水平井二次开发潜力研究
2.1. 一次开发存在的问题
（1）直井开发出砂现象较严重
（2）油井利用率仅为37%，老井措施年增油量逐年下降
（3）平均吞吐8.5周期，正常吞吐井仅为6口，仅占30%，单井日产油仅为1.7t
（4）采油速度低，最终采收率低，2006年11月采油速度仅为0.21%，平面采出状况差异较大
2.2.水平井开发可行性分析
根据地质特点、开发特征及剩余油分布规律的深入认识，认为该块具备水平井二次开发的潜力：
1、油藏条件适合
根据国内外水平井开发经验，从水平井适应的油藏类型、深度，油气层有效厚度及地层系数、构造幅度等综合分析，认为该块油藏条件适合水平井开发。（表1）
2、局部采出程度低，主体有一定井间剩余油
3、油层产能落实
根据区块动态监测资料，主力层杜Ⅰ3、Ⅱ1、2均具备较高产能，为区块主力产层。
3. 二次开发方案研究
3.1. 目的层选择
根据目前水平井钻井技术条件及稠油开发产能情况，确定水平井目的层厚度在4m以上，且具有一定的连续分布范围，最终优选出杜Ⅰ32、杜Ⅱ11-2、杜Ⅱ21三套目的层。
3.2. 井网井距
杜255块直井为100 m井距正方形井网，针对该块剩余油分布特点利用水平井的技术优势，尽量在原直井井间剩余油富集区开展部署，确定水平井井距为100m。
3.3. 开发方式
利用数值模拟对杜255块继续利用直井开发、水平井与直井组合开发、应用水平井整体替代直井开发等三种开发方式进行模拟计算，根据计算结果，认为水平井整体替代直井开采效果优于其他方案，预计采收率达到30%。
3.4. 部署结果
分三套层系共部署水平井20口，其中杜Ⅰ323口，杜Ⅱ11-2 13口，杜Ⅱ21 4口，单井平均控制储量8.8×104t。
4. 实施及效果评价
4.1. 实施方案优化
4.1.1.水平井设计优化
水平井地质设计建立在精细油藏描述基础之上，关键是把握好油层的空间展布，储层、岩性及物性的空间三维变化，保证水平井轨迹位于油层的最佳部位，具体做法：
（1）根据钻井和地震资料，落实油层构造形态。
（2）进行沉积相研究，落实沉积相带，选择有利相带布井。
（3）识别储层、隔夹层，识别过水平井和平行水平段设计轨迹的岩性剖面。
（4）以测井曲线为基础，结合试油试采资料开展油层研究，编绘油层等厚图。
（5）开展储层研究，进行储层分类和含油性、物性分析，描述储层特征及储层类型的纵横向变化，使水平段位于最有利的储层类型。
4.1.2.水平段长度优选
根据Borisov稳定流状态下的水平井产能公式，水平井水平段越长，水平井采油指数会越高，但增大水平段长度会导致钻井成本大幅度增加，结合经济评价对不同水平段长度进行经济指标对比，水平井水平段长度为300--400m左右最优。
此外，根据区块油藏深度条件，水平井钻井进尺平均在1800m以上，注汽时会有较大的热损失，因此认为较适宜的水平段长度应为250～350米。
4.1.3.水平段垂向位置确定
由于采用热采开发，在油层不存在底水时，保证水平段处于有利储层的前提下，水平段位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以减少储量损失，同时要考虑钻井误差因素。因此，杜255块水平井纵向上部署在距油层底界2～3m的位置。
4.1.4靶前轨迹优化
由于区块已经经历了较长时间的吞吐开发，主体区域地层压力较低，平均仅为1.9MPa，油井要正常生产，必需保证尽可能低的泵下入深度，因此在靶前轨迹设计时，采用了鱼钩形轨迹，即在入点与井口之间增加一个最低点，使水平井有尽可能低的造斜点。
4.1.5.完井方式优选
由于杜255块为泥质胶结，储层较为疏松，储层粒度中值仅为0.18mm，且出砂现象较普遍，因此选用弹性防砂筛管完井方式：
4.1.6.注汽参数优化
（1）注汽干度
提高注汽干度是改善热采效果的关键。根据现有技术条件和区块现场实际，水平井口蒸汽干度保持在75%以上。
（2）注汽速度
高速注汽是降低热损失，减少注汽时间，提高热能利用率的重要条件。数模分析认为，水平段长度300m时，注汽速度应为15-20t/h。
（3）焖井时间
焖井时间的长短直接影响油层被加热区的范围和热量的有效利用。根据数模计算结果，焖井时间在6—7天时，可获得最佳效果。
4.2.效果评价
截止2013年12月，共实施水平井8口，初期平均单井日产油31t，累产油1.6×104t。
在区块西部直井未动用区域，水平井初期日产油达到40t以上，一周期产量达到2100t，为相邻直井10倍以上。且由于弹性筛管的应用，出砂现象根本好转。
区块主体低压区域水平井杜212-杜H11井初期日产油16t以上，为相邻直井5—6倍，由于采用鱼钩形靶前轨迹，在动液面较低的情况下，抽油泵仍能保持一定沉没度，对维持水平井稳定生产起到了重要作用。
5.结论
1、利用水平井对杜255块进行二次开发是可行的
区块在水平井投产后开发效果得到了根本改善，断块日产油由水平井投产前的26t上升到最高的155t，采油速度由0.21%上升到1.28%，出砂情况也明显好于直井。
2、油藏特征认识清楚是水平井成功实施的基础
只有区域储层展布、剩余油分布、产能状况及油水关系认识清楚才能提高水平井油层钻遇率、保障水平井投产效果。
3、多学科技术协同攻关提高了水平井实施质量
曙光油田老区水平井开发实践中，从前期地质研究到随钻跟踪、完井工艺选择、投产方案制定的整个过程中，三维地震精细解释、沉积相研究、近钻头地质导向、高强度弹性防砂筛管等一大批关键技术的应用为水平井的优质高效实施提供了保障。
[关键词]水平井；二次开发；薄互层；油藏；稠油
中图分类号：TW811 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）25-0282-01
前言
稠油薄互层油藏是曙光油田主力油藏，地质储量1.02亿吨，占全油田16.4%。目前这部分油藏采用单一的蒸汽吞吐方式开采，采收率平均仅为16.5%，其采出程度平均已达到15%，可采储量采出程度更高达90%以上，采油速度不足1%，开发效果难有改善。
近年对该类油藏进行了水平井二次开发探索研究，通过对不同开发方案进行优选，确定利用水平井与直井组合开发方式在部分区块进行二次开发实践，2010年底优选出杜255进行先导试验，2012年开始水平井规模实施。
1.区块概况
杜255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四上杜家台油层，含油面积2.3 km2，石油地质储量441×104t。地面（50℃）原油粘度为1210 mPa·s，区块油层分布受岩性、构造双重影响，为岩性—构造油藏。
截止到2010年12月全块共有采油井51口，开井19口，断块日产油31t，日产液172m3，综合含水63.7%，采油速度0.34%，采出程度为14.34%，累积产油59×104t。
2. 水平井二次开发潜力研究
2.1. 一次开发存在的问题
（1）直井开发出砂现象较严重
（2）油井利用率仅为37%，老井措施年增油量逐年下降
（3）平均吞吐8.5周期，正常吞吐井仅为6口，仅占30%，单井日产油仅为1.7t
（4）采油速度低，最终采收率低，2006年11月采油速度仅为0.21%，平面采出状况差异较大
2.2.水平井开发可行性分析
根据地质特点、开发特征及剩余油分布规律的深入认识，认为该块具备水平井二次开发的潜力：
1、油藏条件适合
根据国内外水平井开发经验，从水平井适应的油藏类型、深度，油气层有效厚度及地层系数、构造幅度等综合分析，认为该块油藏条件适合水平井开发。（表1）
2、局部采出程度低，主体有一定井间剩余油
3、油层产能落实
根据区块动态监测资料，主力层杜Ⅰ3、Ⅱ1、2均具备较高产能，为区块主力产层。
3. 二次开发方案研究
3.1. 目的层选择
根据目前水平井钻井技术条件及稠油开发产能情况，确定水平井目的层厚度在4m以上，且具有一定的连续分布范围，最终优选出杜Ⅰ32、杜Ⅱ11-2、杜Ⅱ21三套目的层。
3.2. 井网井距
杜255块直井为100 m井距正方形井网，针对该块剩余油分布特点利用水平井的技术优势，尽量在原直井井间剩余油富集区开展部署，确定水平井井距为100m。
3.3. 开发方式
利用数值模拟对杜255块继续利用直井开发、水平井与直井组合开发、应用水平井整体替代直井开发等三种开发方式进行模拟计算，根据计算结果，认为水平井整体替代直井开采效果优于其他方案，预计采收率达到30%。
3.4. 部署结果
分三套层系共部署水平井20口，其中杜Ⅰ323口，杜Ⅱ11-2 13口，杜Ⅱ21 4口，单井平均控制储量8.8×104t。
4. 实施及效果评价
4.1. 实施方案优化
4.1.1.水平井设计优化
水平井地质设计建立在精细油藏描述基础之上，关键是把握好油层的空间展布，储层、岩性及物性的空间三维变化，保证水平井轨迹位于油层的最佳部位，具体做法：
（1）根据钻井和地震资料，落实油层构造形态。
（2）进行沉积相研究，落实沉积相带，选择有利相带布井。
（3）识别储层、隔夹层，识别过水平井和平行水平段设计轨迹的岩性剖面。
（4）以测井曲线为基础，结合试油试采资料开展油层研究，编绘油层等厚图。
（5）开展储层研究，进行储层分类和含油性、物性分析，描述储层特征及储层类型的纵横向变化，使水平段位于最有利的储层类型。
4.1.2.水平段长度优选
根据Borisov稳定流状态下的水平井产能公式，水平井水平段越长，水平井采油指数会越高，但增大水平段长度会导致钻井成本大幅度增加，结合经济评价对不同水平段长度进行经济指标对比，水平井水平段长度为300--400m左右最优。
此外，根据区块油藏深度条件，水平井钻井进尺平均在1800m以上，注汽时会有较大的热损失，因此认为较适宜的水平段长度应为250～350米。
4.1.3.水平段垂向位置确定
由于采用热采开发，在油层不存在底水时，保证水平段处于有利储层的前提下，水平段位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以减少储量损失，同时要考虑钻井误差因素。因此，杜255块水平井纵向上部署在距油层底界2～3m的位置。
4.1.4靶前轨迹优化
由于区块已经经历了较长时间的吞吐开发，主体区域地层压力较低，平均仅为1.9MPa，油井要正常生产，必需保证尽可能低的泵下入深度，因此在靶前轨迹设计时，采用了鱼钩形轨迹，即在入点与井口之间增加一个最低点，使水平井有尽可能低的造斜点。
4.1.5.完井方式优选
由于杜255块为泥质胶结，储层较为疏松，储层粒度中值仅为0.18mm，且出砂现象较普遍，因此选用弹性防砂筛管完井方式：
4.1.6.注汽参数优化
（1）注汽干度
提高注汽干度是改善热采效果的关键。根据现有技术条件和区块现场实际，水平井口蒸汽干度保持在75%以上。
（2）注汽速度
高速注汽是降低热损失，减少注汽时间，提高热能利用率的重要条件。数模分析认为，水平段长度300m时，注汽速度应为15-20t/h。
（3）焖井时间
焖井时间的长短直接影响油层被加热区的范围和热量的有效利用。根据数模计算结果，焖井时间在6—7天时，可获得最佳效果。
4.2.效果评价
截止2013年12月，共实施水平井8口，初期平均单井日产油31t，累产油1.6×104t。
在区块西部直井未动用区域，水平井初期日产油达到40t以上，一周期产量达到2100t，为相邻直井10倍以上。且由于弹性筛管的应用，出砂现象根本好转。
区块主体低压区域水平井杜212-杜H11井初期日产油16t以上，为相邻直井5—6倍，由于采用鱼钩形靶前轨迹，在动液面较低的情况下，抽油泵仍能保持一定沉没度，对维持水平井稳定生产起到了重要作用。
5.结论
1、利用水平井对杜255块进行二次开发是可行的
区块在水平井投产后开发效果得到了根本改善，断块日产油由水平井投产前的26t上升到最高的155t，采油速度由0.21%上升到1.28%，出砂情况也明显好于直井。
2、油藏特征认识清楚是水平井成功实施的基础
只有区域储层展布、剩余油分布、产能状况及油水关系认识清楚才能提高水平井油层钻遇率、保障水平井投产效果。
3、多学科技术协同攻关提高了水平井实施质量
曙光油田老区水平井开发实践中，从前期地质研究到随钻跟踪、完井工艺选择、投产方案制定的整个过程中，三维地震精细解释、沉积相研究、近钻头地质导向、高强度弹性防砂筛管等一大批关键技术的应用为水平井的优质高效实施提供了保障。