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[摘要]欢2-14-18上块为边底水油藏，历经30年的开发，区块已经进入高含水阶段，由于开发初期依靠天然能量开发，该块层间非均质性强导致储层动用程度低，水淹速度快。经研究认为利用水平井技术在剩余油富集区域进行挖潜，提高区块采收率具有良好的应用前景。
[关键词]欢2-14-18上 边底水油藏 高含水 层间非均质 水平井 采收率
[中图分类号] P624 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-2-365-1
0前言
水平井技术是通过扩大油层泄油面积来提高油井产量和提高油田采收率的一项开发技术[1]。在油田开发进入中、高含水阶段，利用直井挖潜效益差的情况下，发挥水平井泄油面积大、能够抑制底水上升，提高储量动用程度等优势，使水平井技术逐渐成为老区挖潜的一种行之有效的手段。
欢2-14-18上块为纵向上小层众多的稀油边底水油藏，历经30年开发区块已进入开发中后期，各种开发矛盾十分突出，2010年以来，对区块地质特征进行了精细描述，对剩余油分布规律及水淹情况进行了重新认识，认为兴Ⅲ4油层组具有挖潜的潜力，在部署水平井前，先导试验了一口直井欢634，初期日产油10.5t，日产水3.9m3，为下一步水平井的部署提供了有利的依据。
1油藏概况
欢2-14-18上块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田高垒带的中南部，北邻欢26块、西接欢2-19-16块。开发目的层为古近系沙河街组沙二段兴隆台油层。其含油面积1.6Km2，油藏埋深-2034～-2190m，石油地质储量116×104t。平均孔隙度23.7%，平均渗透率值96.1×10-3μm2。地面原油密度0.893g/cm3，含蜡量为6.96%，凝固点16℃，沥青质加胶质含量12.92%，粘度6.38mPa.s。地下原油粘度0.98mPa.s。
2开发历程及现状
该块1981年3月投入开发，截至2010年底，共有各类油井21口，开井1口。日产油1.3t，日产水9.3m3，含水87.7%。经过30年的开发，目前该块最主要问题是油井严重水淹，除一口井外其余油井全部水淹关井，区块累计产油16.7×104t，累计产水47.7×104m3，采收率14.3%。
3水平井部署依据
该块兴隆台油层纵向上层数多，单层厚度在2～6m左右，层间非均质性强，投产初期多数都是众多小层合采，导致各小层动用程度严重不均，水淹速度加快。
针对目前区块存在的问题，复查三老资料及结合测井-地震资料联合反演技术对砂体的横向展部特征和砂体的发育区进行了研究，发现欢634～欢2-14-317一线兴Ⅲ4油层组剩余油富集，2011年1月对欢634井兴Ⅲ4油层组进行了试采，射开油层8.9m/2层，初期日产油10.5t，日产水3.9m3，含水6.6%。
通过将欢634井区油藏参数与水平井适宜油藏筛选标准对照发现，欢634井区油藏埋深、油层厚度、地层系数、储层渗透率、产能条件、地层压力等均适合利用水平井进行开发。水平井与普通直井相比，在相同采液量的情况，水平井有更低的采液强度[2]，生产压差较低，能有效的减缓底水锥进[3]，累积水油比小，储量动用程度高，实现最终达到提高采收率和提升经济效益的双重目的。
4水平井技术在欢2-14-18上区块的应用前景
通过对欢634井的试采，进一步印证了欢634井区兴Ⅲ4油层组剩余油的富集，因此可以选择在构造高部位，油层发育好的脊状部位实验部署水平井两口：欢2-兴H1、欢2-兴H2。
4.1水平段位置优化
水平井在油藏中的位置包含两个方面的意义：一是水平井的水平段在油藏中的延伸方向；二是水平井在油层中的纵向位置。因此水平井应平行于构造线和油水界面线的方向，欢634井区是稀油油藏，通过开展水平段的位置与开采机理相互关系的研究，水平段应设计在油层上部1/3厚度处。
4.2水平段长度优化
水平井的优越性之一就是水平井段穿越油层后扩大了与油层的接触面积，改善了油井的泄油条件[4]，有利于产能的提高.因此，从理想情况看，水平井段越长，其产能提高效果越佳.但生产实际表明，水平井产能与水平段长度并非简单线性正比关系。
根据数值模拟结合油藏地质条件，钻井和完井技术，确定欢634井区水平井水平段长度为200m。
4.3开发方式的优化
随着区块的不断开发，地层能量不断减少，依靠天然能量开发已经无法满足水平井开发的要求，因此针对欢634井区的开发现状，采取注水开发方式，以保持地层压力，控制储层含水上升速度，增加水平井控制储量，改善区块开发效果。在部署水平井区域构造低部位，优选两口直井进行注水试验。
该区块优化开发方式后，根据水驱经验公式预测，该区块最终水驱采收率为36.6%，和目前区块14.3%的采收率相比，提高22.3个百分点。
根据经验公式：稳产年限=R/V合理=7.7年
R=0.5Er =16.27%
V合理=1.208lg×（k×h）/μ-1.2697
其中：R为稳产期末阶段采出程度，Er=32.54%、K=96、μ=0.98
5结论
（1）在油藏开发的中后期，由于水平井技术生产压差小，能很好的抑制边底水的侵入，提高区块的储量动用程度，最终提高区块的采收率。
（2）利用水平井和直井相结合的注采井网，很好的补充了地层能量，扩大了水平井的采油面积，保持了水平井产能的稳定。
（3）由于水平井地质导向技术的发展，使稀油薄层油层的开发成为可能，欢2-14-18上块的开发经验对于其他邻块剩余油的挖潜具有很好的借鉴作用。
参考文献
[1]刘志平，史宏才，朱江庆，等.水平井应用及进展[M].北京：石油工业出版社，1997：56～91.
[2]金勇，刘红.小断块边底水油藏开发实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2006，25（6），53～55.
[3]唐海，李兴训，黄炳光，等.综合评价油田水驱开发效果改善程度的新方法[J].西南石油学院学报，2001，23（6）：38～40.
[4]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2003：22～48.
[关键词]欢2-14-18上 边底水油藏 高含水 层间非均质 水平井 采收率
[中图分类号] P624 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-2-365-1
0前言
水平井技术是通过扩大油层泄油面积来提高油井产量和提高油田采收率的一项开发技术[1]。在油田开发进入中、高含水阶段，利用直井挖潜效益差的情况下，发挥水平井泄油面积大、能够抑制底水上升，提高储量动用程度等优势，使水平井技术逐渐成为老区挖潜的一种行之有效的手段。
欢2-14-18上块为纵向上小层众多的稀油边底水油藏，历经30年开发区块已进入开发中后期，各种开发矛盾十分突出，2010年以来，对区块地质特征进行了精细描述，对剩余油分布规律及水淹情况进行了重新认识，认为兴Ⅲ4油层组具有挖潜的潜力，在部署水平井前，先导试验了一口直井欢634，初期日产油10.5t，日产水3.9m3，为下一步水平井的部署提供了有利的依据。
1油藏概况
欢2-14-18上块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田高垒带的中南部，北邻欢26块、西接欢2-19-16块。开发目的层为古近系沙河街组沙二段兴隆台油层。其含油面积1.6Km2，油藏埋深-2034～-2190m，石油地质储量116×104t。平均孔隙度23.7%，平均渗透率值96.1×10-3μm2。地面原油密度0.893g/cm3，含蜡量为6.96%，凝固点16℃，沥青质加胶质含量12.92%，粘度6.38mPa.s。地下原油粘度0.98mPa.s。
2开发历程及现状
该块1981年3月投入开发，截至2010年底，共有各类油井21口，开井1口。日产油1.3t，日产水9.3m3，含水87.7%。经过30年的开发，目前该块最主要问题是油井严重水淹，除一口井外其余油井全部水淹关井，区块累计产油16.7×104t，累计产水47.7×104m3，采收率14.3%。
3水平井部署依据
该块兴隆台油层纵向上层数多，单层厚度在2～6m左右，层间非均质性强，投产初期多数都是众多小层合采，导致各小层动用程度严重不均，水淹速度加快。
针对目前区块存在的问题，复查三老资料及结合测井-地震资料联合反演技术对砂体的横向展部特征和砂体的发育区进行了研究，发现欢634～欢2-14-317一线兴Ⅲ4油层组剩余油富集，2011年1月对欢634井兴Ⅲ4油层组进行了试采，射开油层8.9m/2层，初期日产油10.5t，日产水3.9m3，含水6.6%。
通过将欢634井区油藏参数与水平井适宜油藏筛选标准对照发现，欢634井区油藏埋深、油层厚度、地层系数、储层渗透率、产能条件、地层压力等均适合利用水平井进行开发。水平井与普通直井相比，在相同采液量的情况，水平井有更低的采液强度[2]，生产压差较低，能有效的减缓底水锥进[3]，累积水油比小，储量动用程度高，实现最终达到提高采收率和提升经济效益的双重目的。
4水平井技术在欢2-14-18上区块的应用前景
通过对欢634井的试采，进一步印证了欢634井区兴Ⅲ4油层组剩余油的富集，因此可以选择在构造高部位，油层发育好的脊状部位实验部署水平井两口：欢2-兴H1、欢2-兴H2。
4.1水平段位置优化
水平井在油藏中的位置包含两个方面的意义：一是水平井的水平段在油藏中的延伸方向；二是水平井在油层中的纵向位置。因此水平井应平行于构造线和油水界面线的方向，欢634井区是稀油油藏，通过开展水平段的位置与开采机理相互关系的研究，水平段应设计在油层上部1/3厚度处。
4.2水平段长度优化
水平井的优越性之一就是水平井段穿越油层后扩大了与油层的接触面积，改善了油井的泄油条件[4]，有利于产能的提高.因此，从理想情况看，水平井段越长，其产能提高效果越佳.但生产实际表明，水平井产能与水平段长度并非简单线性正比关系。
根据数值模拟结合油藏地质条件，钻井和完井技术，确定欢634井区水平井水平段长度为200m。
4.3开发方式的优化
随着区块的不断开发，地层能量不断减少，依靠天然能量开发已经无法满足水平井开发的要求，因此针对欢634井区的开发现状，采取注水开发方式，以保持地层压力，控制储层含水上升速度，增加水平井控制储量，改善区块开发效果。在部署水平井区域构造低部位，优选两口直井进行注水试验。
该区块优化开发方式后，根据水驱经验公式预测，该区块最终水驱采收率为36.6%，和目前区块14.3%的采收率相比，提高22.3个百分点。
根据经验公式：稳产年限=R/V合理=7.7年
R=0.5Er =16.27%
V合理=1.208lg×（k×h）/μ-1.2697
其中：R为稳产期末阶段采出程度，Er=32.54%、K=96、μ=0.98
5结论
（1）在油藏开发的中后期，由于水平井技术生产压差小，能很好的抑制边底水的侵入，提高区块的储量动用程度，最终提高区块的采收率。
（2）利用水平井和直井相结合的注采井网，很好的补充了地层能量，扩大了水平井的采油面积，保持了水平井产能的稳定。
（3）由于水平井地质导向技术的发展，使稀油薄层油层的开发成为可能，欢2-14-18上块的开发经验对于其他邻块剩余油的挖潜具有很好的借鉴作用。
参考文献
[1]刘志平，史宏才，朱江庆，等.水平井应用及进展[M].北京：石油工业出版社，1997：56～91.
[2]金勇，刘红.小断块边底水油藏开发实践与认识[J].大庆石油地质与开发，2006，25（6），53～55.
[3]唐海，李兴训，黄炳光，等.综合评价油田水驱开发效果改善程度的新方法[J].西南石油学院学报，2001，23（6）：38～40.
[4]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2003：22～48.