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【摘要】随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，本文将利用水平井技术结合地质、钻井、录井、测井、地震、精确随钻地质导向等技术和方法，对锦州油田薄层油藏及难采储量进行有效开发，实现了边际储量的有效利用。
【关键词】地震 沉积相 薄层油藏 难采储量 水平井
锦州油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面积69.61km2，探明地质储量20242.9×104t，发育于楼、兴隆台等八套含油层系，为一典型的复杂断块油田。随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，已由“九五”期间的141口下降到2012年的20口，年产油由21×104t下降到1.9×104t。近年来随着精细油藏描述技术的提高和钻井技术的进步，用水平井来动用直井无法动用的薄层储量已成为下一步的主要工作。
1 锦州油田水平井生产状况
锦州油田从1997年开始进行侧钻水平井试验（锦45-16-26CP），2001年8月第一口水平井锦27-平1井投产，由于受到多方面因素的制约，影响了水平井的生产效果。随着油田公司水平井实施规模的逐步扩大，水平井的各方面的优势逐渐显现出来，加上技术的不断成熟，我厂水平井实施规模逐步扩大，解决了产能接替不足的现状。
2 水平井实施过程主要做法及成果
2.1 加强钻井跟踪工作，实现锦612块兴隆台油层勘探开发一体化
锦612块兴隆台油层位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭上台阶，含油面积1.97km2，地质储量442×104t，构造形态为一个受断层控制的向南东方向倾没的断鼻构造。
2001年锦612井在钻探大凌河油层时发现了兴隆台油层，油层厚度只有8-10m，无法用直井进行开采，为了确定区块的产能，在利用三维地震进行构造研究的基础上，部署滚动水平探井一口，锦612-平1井，获得日产油20t的好效果，据此确定了锦612块的整体水平井开发方式，2007-2012年全块共部署水平井11口，全块已井入全面开发阶段。
2.2 精细油藏描述，利用水平井实现锦16于楼油层南块的二次开发
锦16于楼油层南块含油面积0.35km2，地质储量106×104t，1992年投产，到1996年6月，全块由于水淹及井况等原因而全部停产。
锦16于楼油层南块吞吐开发4年，采出程度仅5.14%，采出程度低的主要原因是油藏水淹严重。为了落实南块油水分布规律，通过精细对比，同时对出水井进行试采和找水工作，研究结果表明：于I1油层全区分布稳定，油层厚度5～12m，平均油层厚度7.7m，构造高部位为油层，在低部位为水层。由于油层厚度小，采用直井开发效果差，针对区块油水分布特点，提出了利用水平井技术实现断块的二次开发的方式。在于Ⅰ1油层构造的有利部位部署水平井11口，断块得以实现二次开发。
2.3 合理利用水平井，锦612块大凌河油层高效开发
锦612块大凌河油层含油面积0.24km2，油层厚度22.6m，地质储量31.4×104t，为典型的块状底水油藏。
2007年通过采用VSP测井、三维地震解释和储层反演，对区块构造和储层发育状况进行落实和研究。研究认为，区块构比效复杂，区块存在2条新断层。该井区发育两个独立的砂体大II1、大II2。
根据研究结果，在2个层位各部署水平井1口，2口井投产后日产油均达到100t以上。
2.4 加强储层“四性关系研究”，利用水平井动用难采储量
锦99块兴隆台油层含油面积1.0km2，探明地质储量177×104t。该块1991年投入开发，1995区块全面停产，停产前区块采出程度仅0.27%，被列为“老区难采储量区块”。开发效果差的主要原因是储层含油性认识不清，从35-22井侧钻取芯情况来看，取芯4层17.5m，含油较高的只有下部的8.9m/2层，而上部原解释油层为砾石层（粒径50—200mm），导致电阻率增高，解释为油层，实为干层。为了提高储量动用，根据取芯和油井试采结果，根据储层的四性关系，重新确定了区块的油水分布，2008年部署水平井3口，实现难采储量有效动用。
2.5 分支水平井实现薄油层大面积动用
锦612-12-18块兴隆台油层含油面积0.66km2，石油地质储量140.73×104t，区块油井控制程度低，但由于区块油层有效厚度小，只有6-10m，不适合直井开发，水平井投资又大，为保证较少的投资动用较大面积，2012年分支水平井1口，设计有4个分支，主井眼长452.5米、四分支长度共647.0米，油层钻遇率達到100%，动用含面积是正常水平井3倍，实现了单井控制较大面积的薄层储量的可能。3 存在问题
3.1 薄层油藏油层跟踪技术不能满足目前水平井发展的需要
锦州油田水平井多处于区块的边部，布井区内沉积变化大，构造复杂，由于井网控制程度低，三维地震技术对5m以下的薄层和10m以下的断层识别能力低，设计方案与实际差别较大，导致钻井过程中追踪困难，油井钻遇率低。
3.2 边水侵入，造成油井水淹
由于水平井区块油藏性质为边底水油藏，随着采出程度的提高，地层压力下降，地层水向内侵入，造成油井高含水，同时由于水平井全部为筛管完井，无法实施堵水。3.3 完井技术不能满足目前开发的需要
锦州油田多为边底水油藏，目前水平井大多采取筛管完井技术，油井见水后没有配套的堵水措施，目前已有22口井见地层水，油井含水95%以上，处于低效生产，由于筛管完井而无法采取有效的措施。
4 结论
（1）锦州油田边部薄层油藏及难采储量适合进行水平井开发，并能取得较好的开发效果。
（2）锦州油田位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带，属河流相沉积，构造破碎，相变频繁，必须加强水平井的跟踪调整，以确保水平井实施成功。
（3）分支水平井具有以相对较少的投资动用较大含油面积薄油层的优势，将成为水平井发展的主要趋势。
参考文献
[1] Joshi S D.水平井工艺技术[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 万仁溥.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
【关键词】地震 沉积相 薄层油藏 难采储量 水平井
锦州油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面积69.61km2，探明地质储量20242.9×104t，发育于楼、兴隆台等八套含油层系，为一典型的复杂断块油田。随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，已由“九五”期间的141口下降到2012年的20口，年产油由21×104t下降到1.9×104t。近年来随着精细油藏描述技术的提高和钻井技术的进步，用水平井来动用直井无法动用的薄层储量已成为下一步的主要工作。
1 锦州油田水平井生产状况
锦州油田从1997年开始进行侧钻水平井试验（锦45-16-26CP），2001年8月第一口水平井锦27-平1井投产，由于受到多方面因素的制约，影响了水平井的生产效果。随着油田公司水平井实施规模的逐步扩大，水平井的各方面的优势逐渐显现出来，加上技术的不断成熟，我厂水平井实施规模逐步扩大，解决了产能接替不足的现状。
2 水平井实施过程主要做法及成果
2.1 加强钻井跟踪工作，实现锦612块兴隆台油层勘探开发一体化
锦612块兴隆台油层位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭上台阶，含油面积1.97km2，地质储量442×104t，构造形态为一个受断层控制的向南东方向倾没的断鼻构造。
2001年锦612井在钻探大凌河油层时发现了兴隆台油层，油层厚度只有8-10m，无法用直井进行开采，为了确定区块的产能，在利用三维地震进行构造研究的基础上，部署滚动水平探井一口，锦612-平1井，获得日产油20t的好效果，据此确定了锦612块的整体水平井开发方式，2007-2012年全块共部署水平井11口，全块已井入全面开发阶段。
2.2 精细油藏描述，利用水平井实现锦16于楼油层南块的二次开发
锦16于楼油层南块含油面积0.35km2，地质储量106×104t，1992年投产，到1996年6月，全块由于水淹及井况等原因而全部停产。
锦16于楼油层南块吞吐开发4年，采出程度仅5.14%，采出程度低的主要原因是油藏水淹严重。为了落实南块油水分布规律，通过精细对比，同时对出水井进行试采和找水工作，研究结果表明：于I1油层全区分布稳定，油层厚度5～12m，平均油层厚度7.7m，构造高部位为油层，在低部位为水层。由于油层厚度小，采用直井开发效果差，针对区块油水分布特点，提出了利用水平井技术实现断块的二次开发的方式。在于Ⅰ1油层构造的有利部位部署水平井11口，断块得以实现二次开发。
2.3 合理利用水平井，锦612块大凌河油层高效开发
锦612块大凌河油层含油面积0.24km2，油层厚度22.6m，地质储量31.4×104t，为典型的块状底水油藏。
2007年通过采用VSP测井、三维地震解释和储层反演，对区块构造和储层发育状况进行落实和研究。研究认为，区块构比效复杂，区块存在2条新断层。该井区发育两个独立的砂体大II1、大II2。
根据研究结果，在2个层位各部署水平井1口，2口井投产后日产油均达到100t以上。
2.4 加强储层“四性关系研究”，利用水平井动用难采储量
锦99块兴隆台油层含油面积1.0km2，探明地质储量177×104t。该块1991年投入开发，1995区块全面停产，停产前区块采出程度仅0.27%，被列为“老区难采储量区块”。开发效果差的主要原因是储层含油性认识不清，从35-22井侧钻取芯情况来看，取芯4层17.5m，含油较高的只有下部的8.9m/2层，而上部原解释油层为砾石层（粒径50—200mm），导致电阻率增高，解释为油层，实为干层。为了提高储量动用，根据取芯和油井试采结果，根据储层的四性关系，重新确定了区块的油水分布，2008年部署水平井3口，实现难采储量有效动用。
2.5 分支水平井实现薄油层大面积动用
锦612-12-18块兴隆台油层含油面积0.66km2，石油地质储量140.73×104t，区块油井控制程度低，但由于区块油层有效厚度小，只有6-10m，不适合直井开发，水平井投资又大，为保证较少的投资动用较大面积，2012年分支水平井1口，设计有4个分支，主井眼长452.5米、四分支长度共647.0米，油层钻遇率達到100%，动用含面积是正常水平井3倍，实现了单井控制较大面积的薄层储量的可能。3 存在问题
3.1 薄层油藏油层跟踪技术不能满足目前水平井发展的需要
锦州油田水平井多处于区块的边部，布井区内沉积变化大，构造复杂，由于井网控制程度低，三维地震技术对5m以下的薄层和10m以下的断层识别能力低，设计方案与实际差别较大，导致钻井过程中追踪困难，油井钻遇率低。
3.2 边水侵入，造成油井水淹
由于水平井区块油藏性质为边底水油藏，随着采出程度的提高，地层压力下降，地层水向内侵入，造成油井高含水，同时由于水平井全部为筛管完井，无法实施堵水。3.3 完井技术不能满足目前开发的需要
锦州油田多为边底水油藏，目前水平井大多采取筛管完井技术，油井见水后没有配套的堵水措施，目前已有22口井见地层水，油井含水95%以上，处于低效生产，由于筛管完井而无法采取有效的措施。
4 结论
（1）锦州油田边部薄层油藏及难采储量适合进行水平井开发，并能取得较好的开发效果。
（2）锦州油田位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带，属河流相沉积，构造破碎，相变频繁，必须加强水平井的跟踪调整，以确保水平井实施成功。
（3）分支水平井具有以相对较少的投资动用较大含油面积薄油层的优势，将成为水平井发展的主要趋势。
参考文献
[1] Joshi S D.水平井工艺技术[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 万仁溥.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