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中图分类号：TE35
一、邵家油田沾38块油藏特点及存在问题
1、油藏特点
邵家油田沾38块为一个北东东向延伸的牵引鼻状构造，内部被多条次级的断层复杂化，形成9个独立的封闭断块，断层落差小，断距一般在50m左右，倾角60--70度，断层对油、气、水的分布起着重要的控制作用。该区块助理层位东营组地层埋深为1470m—1730m。储层为河流相沉积的细砂、粉砂及含砾砂岩，砂体厚度一般在5-26米，油层厚度在0-22米。东营组油层胶结类型为泥质胶结，较疏松。油层物性好。平均孔隙度30.3%，平均渗透率为1202*10-3um2。东营组原油性质地面原油密度0.91-0.95 g/cm3，地面原油粘度一般29-185 mPa.s。地层水总矿化度12664mg/l，水型为NaHCO3。属常温常压系统。沾38断块为边底水油藏。水淹是以边水指进为主，井间剩余油富集。故可利用该井侧钻水平井开发断层附近剩余油。
2、开发存在的难点
从开发与采油角度看：⑴、钻穿沟通多垂直裂缝发育带。⑵、减少水锥和气锥现象。⑶、增加油气藏泻油面积。⑷、钻遇薄油层，提高开发效果。⑸、井筒内流态是直线流动，阻力小、流动平稳、压降低。
二、配套采油工艺的完善与优化
1、电热杆举升工艺配套低频控制柜
为了降低稠油井电热杆的电能消耗，应用电热杆地面低频控制柜，节能效果显著（在中频电源的基础上可节能20%以上），不仅运行平稳、安全，而且现场安装、管理方便，把电网频率的交流电变成可调频率的交流电，给出电路，减少电流变换的中间环节，并现场应用于稠油井加热电源，以减小变频自身损耗。降低、消除负载感抗的有效途径，有效减少负载感抗的干扰。
2、空心杆泵上掺水工艺
根据井筒温度场计算模型的计算结果以及实验结果，得出掺入液的温度需控制在60℃以上，才能保证井口产出液的温度在50℃左右。 根据实验结果可知，在同一温度条件下，油水混合物的粘度随含水率的变化呈两段规律。含水率0%-70%段，油水混合物的粘度随含水率的变化规律复杂；含水率大于70%段，油水混合物粘度随含水率增加显著下降，当含水大于90%以后，下降趋势变化不大。根据原油粘度及临界含水率的测定，当产液含水达到70%以上时，额外的水从内相中溢出，聚集并形成水连续相，体系发生转相，成为油水乳状-悬浮状态，粘度急剧下降。由此计算确定掺水量是油井日产液量的1-1.5倍。为保证掺入液能建立起有效的循环，在井口与井底之间必须存在一定的压差，确定将掺入压力控制在1.8-2.5Mpa之间。掺水深度主要取决于举升设备工作状况的影响程度，根据杆柱力学模型计算结果及区块单井的实际情况，将单流阀下深确定在950m-1050m。选用大泵径、长冲程、低冲次的生产模式。据现场实际经验，考虑到满足排量、减少进泵阻力、满足举升设备等条件要求，选择? 57mm长泵，冲程为4.2m，冲次1-3r/min。
3、 射孔工艺优化，变密度射孔，下相位射孔
1）对于射孔工艺，水平下相位射孔工艺，变密度射孔工艺。①根据套管大小选择射孔枪型；②根据井眼轨迹与油水界面的关系；③根据储层类型进行参数优化；④射孔深度必须穿过污染带。在埕14-侧平1井上返，我们采用油管输送，应用73枪，89弹，相位角为30°射孔。含有底水、边水地层射孔方位的选择 2）出砂地层的射孔方位选择。 直井出砂，主要由地层流体携带；水平井出砂，则是由地层流体携带和重力作用共同结果。选择180°、180°+150°等相位，同时防止出底水边水地层应避免180°方向射孔，以防止水淹速度过快根据生产需要，能实施多次变孔密、变方位的射孔作业，根据生产需要，实现定向射孔。今年在邵14-侧平4和邵38-侧平27上返过程中，我们应用了侧钻水平井射孔优化，为了防止油井出砂和底水锥进，经过优化选择∮73枪，配89H弹，下相位180°射孔，相位角控制在30°，避免底水上升和出砂，有利于射孔后防砂施工和防砂效果的提高。
4、小直径卡封工艺
罗古侧平7井是侧钻水平井，∮114.3mm套管悬挂器在1133.93米，由于水平段出水，含水达到了98.5%，09年4月底动态停井，为恢复该井产量，制定了卡封上返1680-1716米的S1段开采的设计方案。由于射孔井段在∮114.3mm小套管内，卡封高含水的水平井段，通过注灰难以实现，由此引进了一套可取式桥塞QSA-114-92，在∮114.3mm的水平段1755米处卡封丢手一次获得成功，
三、技术改进和创新点
1、举升方式的优化
⑴电热杆举升工艺配套低频控制柜；为了降低稠油井电热杆的电能消耗，应用电热杆地面低频控制柜，节能效果显著（在中频电源的基础上可节能20%以上），以减小变频自身损耗。降低、消除负载感抗的有效途径，有效减少负载感抗的干扰， ⑵空心杆泵上掺水工艺。掺入液的温度需控制在60℃以上，掺入量是油井日产液量的1-1.5倍。掺水压力控制在1.8-2.5Mpa之间。掺水深度，确定将抽油泵上。选用大泵径、长冲程、低冲次的生产模式，选择? 57mm泵，冲程为4.2m，冲次1-3r/min。
2、配套卡封工艺、射孔工艺的优化
完善了水平井压裂桥塞，罗古侧平7井是侧钻水平井，∮114.3mm套管悬挂器在1133.93米，由于水平段出水，含水达到了98.5%，09年4月底动态停井，卡封原来出水的水平井段，上返1680-1716米的S1段开采的设计方案。引进了一套可取式桥塞，在工艺所技术人员的指导下，可取式桥塞在∮114.3mm的水平段1755米处，卡封丢手一次获得成功，初期日产油量达12吨。边底水油藏侧钻水平井上返，为了防止油井出砂，优化了选择了∮73枪，配套89H弹，下相位180°射孔，相位角为30°，避免底水上升和出砂，有利于防砂施工和提高防砂效果。
四、推廣规模及效果
2013年实施侧钻水平井7口井，截止10月底，累增油1.39万吨。经济效益：邵家油田沾38块在2013年投产侧钻水平井7口井，配套采油工艺，累增油1.31 万吨，创效1965万元。原油外输价格按3000元，吨油成本以1500元。经济效益计算如下：经济效益=（3000-1500）元/吨×1.31万吨= 1965万元
五、项目目的意义
邵家油田沾38块、边底水油藏分布广泛，该类油藏埋藏浅、胶结疏松、出砂严重、边底水活跃，生产过程中底水锥进迅速，含水上升快；高含水井比例高，局部剩余油丰富，采出程度低。该区域边底水油藏底水锥进严重，含水达85%以上的井占总井数70%以上，局部剩余油丰富，挖潜潜力大；油稠、出砂，开发难度大。通过采油工艺方式的优化与完善，达到边底水油藏和水淹油藏的高效开发，为其他同类型油藏提供宝贵的借鉴作用。
一、邵家油田沾38块油藏特点及存在问题
1、油藏特点
邵家油田沾38块为一个北东东向延伸的牵引鼻状构造，内部被多条次级的断层复杂化，形成9个独立的封闭断块，断层落差小，断距一般在50m左右，倾角60--70度，断层对油、气、水的分布起着重要的控制作用。该区块助理层位东营组地层埋深为1470m—1730m。储层为河流相沉积的细砂、粉砂及含砾砂岩，砂体厚度一般在5-26米，油层厚度在0-22米。东营组油层胶结类型为泥质胶结，较疏松。油层物性好。平均孔隙度30.3%，平均渗透率为1202*10-3um2。东营组原油性质地面原油密度0.91-0.95 g/cm3，地面原油粘度一般29-185 mPa.s。地层水总矿化度12664mg/l，水型为NaHCO3。属常温常压系统。沾38断块为边底水油藏。水淹是以边水指进为主，井间剩余油富集。故可利用该井侧钻水平井开发断层附近剩余油。
2、开发存在的难点
从开发与采油角度看：⑴、钻穿沟通多垂直裂缝发育带。⑵、减少水锥和气锥现象。⑶、增加油气藏泻油面积。⑷、钻遇薄油层，提高开发效果。⑸、井筒内流态是直线流动，阻力小、流动平稳、压降低。
二、配套采油工艺的完善与优化
1、电热杆举升工艺配套低频控制柜
为了降低稠油井电热杆的电能消耗，应用电热杆地面低频控制柜，节能效果显著（在中频电源的基础上可节能20%以上），不仅运行平稳、安全，而且现场安装、管理方便，把电网频率的交流电变成可调频率的交流电，给出电路，减少电流变换的中间环节，并现场应用于稠油井加热电源，以减小变频自身损耗。降低、消除负载感抗的有效途径，有效减少负载感抗的干扰。
2、空心杆泵上掺水工艺
根据井筒温度场计算模型的计算结果以及实验结果，得出掺入液的温度需控制在60℃以上，才能保证井口产出液的温度在50℃左右。 根据实验结果可知，在同一温度条件下，油水混合物的粘度随含水率的变化呈两段规律。含水率0%-70%段，油水混合物的粘度随含水率的变化规律复杂；含水率大于70%段，油水混合物粘度随含水率增加显著下降，当含水大于90%以后，下降趋势变化不大。根据原油粘度及临界含水率的测定，当产液含水达到70%以上时，额外的水从内相中溢出，聚集并形成水连续相，体系发生转相，成为油水乳状-悬浮状态，粘度急剧下降。由此计算确定掺水量是油井日产液量的1-1.5倍。为保证掺入液能建立起有效的循环，在井口与井底之间必须存在一定的压差，确定将掺入压力控制在1.8-2.5Mpa之间。掺水深度主要取决于举升设备工作状况的影响程度，根据杆柱力学模型计算结果及区块单井的实际情况，将单流阀下深确定在950m-1050m。选用大泵径、长冲程、低冲次的生产模式。据现场实际经验，考虑到满足排量、减少进泵阻力、满足举升设备等条件要求，选择? 57mm长泵，冲程为4.2m，冲次1-3r/min。
3、 射孔工艺优化，变密度射孔，下相位射孔
1）对于射孔工艺，水平下相位射孔工艺，变密度射孔工艺。①根据套管大小选择射孔枪型；②根据井眼轨迹与油水界面的关系；③根据储层类型进行参数优化；④射孔深度必须穿过污染带。在埕14-侧平1井上返，我们采用油管输送，应用73枪，89弹，相位角为30°射孔。含有底水、边水地层射孔方位的选择 2）出砂地层的射孔方位选择。 直井出砂，主要由地层流体携带；水平井出砂，则是由地层流体携带和重力作用共同结果。选择180°、180°+150°等相位，同时防止出底水边水地层应避免180°方向射孔，以防止水淹速度过快根据生产需要，能实施多次变孔密、变方位的射孔作业，根据生产需要，实现定向射孔。今年在邵14-侧平4和邵38-侧平27上返过程中，我们应用了侧钻水平井射孔优化，为了防止油井出砂和底水锥进，经过优化选择∮73枪，配89H弹，下相位180°射孔，相位角控制在30°，避免底水上升和出砂，有利于射孔后防砂施工和防砂效果的提高。
4、小直径卡封工艺
罗古侧平7井是侧钻水平井，∮114.3mm套管悬挂器在1133.93米，由于水平段出水，含水达到了98.5%，09年4月底动态停井，为恢复该井产量，制定了卡封上返1680-1716米的S1段开采的设计方案。由于射孔井段在∮114.3mm小套管内，卡封高含水的水平井段，通过注灰难以实现，由此引进了一套可取式桥塞QSA-114-92，在∮114.3mm的水平段1755米处卡封丢手一次获得成功，
三、技术改进和创新点
1、举升方式的优化
⑴电热杆举升工艺配套低频控制柜；为了降低稠油井电热杆的电能消耗，应用电热杆地面低频控制柜，节能效果显著（在中频电源的基础上可节能20%以上），以减小变频自身损耗。降低、消除负载感抗的有效途径，有效减少负载感抗的干扰， ⑵空心杆泵上掺水工艺。掺入液的温度需控制在60℃以上，掺入量是油井日产液量的1-1.5倍。掺水压力控制在1.8-2.5Mpa之间。掺水深度，确定将抽油泵上。选用大泵径、长冲程、低冲次的生产模式，选择? 57mm泵，冲程为4.2m，冲次1-3r/min。
2、配套卡封工艺、射孔工艺的优化
完善了水平井压裂桥塞，罗古侧平7井是侧钻水平井，∮114.3mm套管悬挂器在1133.93米，由于水平段出水，含水达到了98.5%，09年4月底动态停井，卡封原来出水的水平井段，上返1680-1716米的S1段开采的设计方案。引进了一套可取式桥塞，在工艺所技术人员的指导下，可取式桥塞在∮114.3mm的水平段1755米处，卡封丢手一次获得成功，初期日产油量达12吨。边底水油藏侧钻水平井上返，为了防止油井出砂，优化了选择了∮73枪，配套89H弹，下相位180°射孔，相位角为30°，避免底水上升和出砂，有利于防砂施工和提高防砂效果。
四、推廣规模及效果
2013年实施侧钻水平井7口井，截止10月底，累增油1.39万吨。经济效益：邵家油田沾38块在2013年投产侧钻水平井7口井，配套采油工艺，累增油1.31 万吨，创效1965万元。原油外输价格按3000元，吨油成本以1500元。经济效益计算如下：经济效益=（3000-1500）元/吨×1.31万吨= 1965万元
五、项目目的意义
邵家油田沾38块、边底水油藏分布广泛，该类油藏埋藏浅、胶结疏松、出砂严重、边底水活跃，生产过程中底水锥进迅速，含水上升快；高含水井比例高，局部剩余油丰富，采出程度低。该区域边底水油藏底水锥进严重，含水达85%以上的井占总井数70%以上，局部剩余油丰富，挖潜潜力大；油稠、出砂，开发难度大。通过采油工艺方式的优化与完善，达到边底水油藏和水淹油藏的高效开发，为其他同类型油藏提供宝贵的借鉴作用。