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随着钻井及导向跟踪技术的不断进步，薄油层可利用水平井开发。今年，通过优选确定了海1块边部海6-38井区d3Ⅰ5为目地层。在重新认识油藏地质特征的基础上，整体部署8口薄层水平井，使该井区注采井网一步到位。对优先实施的海6-34CH首次井采用斯倫贝谢导向跟踪技术和管外封配套完井技术，使油层仅为2.8米的油藏钻遇率达到100%。该井投产初期日产油达到10.3t/d，在取得较好开发效果的同时，钻井投资得到了有效控制。
1 部署区概况
1.1 部署区油藏概况
海6-38井区位于海1块边部，开发目的层为下第三系东营组马圈子油层，属于三角洲前缘亚相沉积。含油面积1.2km2，石油地质储量160×104t。油层平均有效厚度12m，油藏埋深-1700～-1930m，平均孔隙度20.2%，平均渗透率324×10-3μm2，20℃脱气原油密度0.9715g/cm3，50℃脱气原油粘度为1314mPa·s，原始地层压力17. 5Mpa，饱和压力16.1MPa， 油藏类型为层状边水油藏。
1.2 部署区开发现状
在部署水平井之前，海6-38井区共有油井5口，开井3口，日产液36.2m3/d，日产油6.6t/d，综合含水81.8%，年产油0.19×104t，累产油12.09×104t，累产水43.46×104m3，采油速度0.12%，采出程度7.7%。注水井共有4口，开井1口，日注水21m3，累注水38.2×104m3，月注采比0.56，累计注采比0.66。
1.3 部署区存在的主要问题
（1）单控储量低。海6-38井区单控储量为5.16×104t，而海1块主体部位单控储量为14.34×104t，约为其2.8倍。
（2）物性差。海6-38井区平均孔隙度20.2%，平均渗透率324×10-3μm2，而海1块主体部位平均孔隙度29.1%，平均渗透率633×10-3μm2。海6-38井区物性相对主体部位较差。
（3）油稠增加开采难度。该井2004年6月投产后，初期日产油7.3t/d，含水18%，到2004年12月份时日产油2.7t/d，含水55.6%，期间产量一直下降。通过油分析，该井50℃脱气原油粘度为3948mPas，该井油稠。因此认为产量下降的原因主要是受油稠的影响。2004年12月下电热杆后平稳生产。
相对海1块主体，由于海6-38井区单控储量低、物性差、油稠，因直井难以经济、有效开发，05年后未继续部署。目前井网控制程度低，海6-38井区井距为420m，约为海1块主体部位的2倍。
1.4 优选目的层
随着钻井及导向跟踪技术的不断进步，3～5m薄油层可利用水平井开发。水平井的明显优势体现在：泄油面积大、单控储量大、单井产量高。因此想在海6-38井区寻找有利目的层、有利部位部署水平井开发，来提高区块动用程度。
2 油藏地质特征再认识
2.1 落实构造
通过井震结合，对海6-38井区进行了构造解释，对该井区的构造特征有了新的认识。海8-30和海5断层的位置比原来更准确，同时新发现一组北西向的海4-30和海8-42两条小断层。海6-38井区目的层是一个受近北东向海8-30和北西向海5断层遮挡的断块，位于断层上升盘，是内部被2条北西向断层切割的单斜构造。部署井区向东南倾斜，圈闭顶点埋深-1882m，构造幅度32m，地层倾角约为2.5°，构造面积约为1.3km2。
2.2 落实沉积特征
通过对主要目的层段地震平均振幅属性等分析并结合测、录井资料，认为海6-38井区d3Ⅰ5地层属于三角洲前缘亚相沉积，主要发育3个朵叶状砂体，部署区位于分流河道和河口沙坝的有利相带上，目的层砂岩分布稳定，一般厚度3～5m。
2.3 油水分布及油藏特征
通过分析单井生产特征同时结合过井油藏剖面，确定该块油水界面为 -1912m左右，油水过渡带较窄，约100m，属于层状边水油藏。
2.4 储量计算
目的层油层碾平有效厚度为3.3m，含油面积0.81km2，各项计算参数选取依据充分，经容积法计算，目的层石油地质储量32.92×104t。
3 水平井部署及实施
3.1 薄层水平井部署原则
（1）部署水平井目的层单层有效厚度大于3m。
（2）部署水平井目的层单井控制地质储量大于3万吨。
（3）部署水平井目的层具有一定产能，直井大于3t/d。
3.2 薄层水平井部署依据
（1）构造落实，油层发育稳定。
（2）油水关系落实，油水界面明确。
（3）部署区产能落实。
（4）部署区采出程度低，剩余油富集。
3.3 薄层水平井油藏工程设计
（1）开发方式：早期利用天然能量开发，后期注水。
（2）井网：排距180m，井距150m。
（3）水平井优化设计：规则井网，平行于构造线，水平段长度250m左右 ，距顶1～1.5m。
3.4 薄层水平井部署结果
依据以上分析，部署区部署5口水平井， 利用3口长停井海6-34、海6-32和海4-30部署3口侧钻水平井。8口井平均剩余可采储量为1.36×104t，预计8口井日产能力80t/d，见图2。
3.5 完善注采井网
天然能量不足时，可优选2口水平井海6-34CH和海1-东H305和1口直井海42转注，完善部署区注采井网。
3.6 优先实施1口侧钻水平井
在构造有利、油层厚、老井产量高的有利部位优先实施海6-34CH。该井钻井实施顺利，投产效果好，为下步继续实施提供有力依据。
（1）应用斯伦贝谢导向跟踪技术。先进的水平井现场地质跟踪导向技术是实现地质设计要求的重要保障。针对油层薄的特点，选用了斯伦贝谢导向仪器，该仪器电阻率一般离钻头2～4m，在薄油层中钻进时能精确控制轨迹。
（2）应用管外封隔器固井技术。管外封隔器可以有效防止水泥浆下沉，造成水平段油层污染，有利于保护油气层。
（3）投产效果好。海6-34CH井2011年6月投产，为了降低油稠的影响，投产时下电热杆加热。初期日产液15.7m3/d，日产油10.3t/d，含水34.4%，目前日产液13.4m3/d，日产油8.3t/d，含水38.0%，截止目前累产油875t，累产水612m3。海6-34CH达到了预期日产10t的产能效果。
4 效果评价
（1）生产效果评价。海6-34CH井投产初期日产油10.3t/d，海6-38井目前日产油3.0t/d，海6-34CH井的日产油水平为直井的3.4倍，生产效果较好。
（2）钻井成本评价。海6-34CH井的钻井成本约为370万元，同等条件下，1口水平井的钻井成本约为1200万元，节约钻井成本约830万元，钻井成本得到有效控制。
（3）经济评价。对海6-34CH井进行了产量预测和经济指标预测。
评价期为8a，预测累产油约1.4×104t。
油价为60美元/桶，建设投资370万元，平均操作成本为56万元，预测创经济效益1228.6万元，投资回收期0.9年，效益较好。
5 结论
1、利用水平井开发有效解决了该井区因单控储量小、物性差和油稠等原因造成直井开采难以经济、有效开发的矛盾。
2、前期地质研究和后期跟踪调整到位是保证侧钻水平井成功的关键。
3、通过思路创新、技术创新、管理创新，实现该井区的开采方式由直井向水平井转变。
4、经过前期精细地质研究、部署方案的优化设计、全过程的跟踪管理及配套新工艺技术的应用，使该井区的难采储量有效动用，取得良好的经济效益。
1 部署区概况
1.1 部署区油藏概况
海6-38井区位于海1块边部，开发目的层为下第三系东营组马圈子油层，属于三角洲前缘亚相沉积。含油面积1.2km2，石油地质储量160×104t。油层平均有效厚度12m，油藏埋深-1700～-1930m，平均孔隙度20.2%，平均渗透率324×10-3μm2，20℃脱气原油密度0.9715g/cm3，50℃脱气原油粘度为1314mPa·s，原始地层压力17. 5Mpa，饱和压力16.1MPa， 油藏类型为层状边水油藏。
1.2 部署区开发现状
在部署水平井之前，海6-38井区共有油井5口，开井3口，日产液36.2m3/d，日产油6.6t/d，综合含水81.8%，年产油0.19×104t，累产油12.09×104t，累产水43.46×104m3，采油速度0.12%，采出程度7.7%。注水井共有4口，开井1口，日注水21m3，累注水38.2×104m3，月注采比0.56，累计注采比0.66。
1.3 部署区存在的主要问题
（1）单控储量低。海6-38井区单控储量为5.16×104t，而海1块主体部位单控储量为14.34×104t，约为其2.8倍。
（2）物性差。海6-38井区平均孔隙度20.2%，平均渗透率324×10-3μm2，而海1块主体部位平均孔隙度29.1%，平均渗透率633×10-3μm2。海6-38井区物性相对主体部位较差。
（3）油稠增加开采难度。该井2004年6月投产后，初期日产油7.3t/d，含水18%，到2004年12月份时日产油2.7t/d，含水55.6%，期间产量一直下降。通过油分析，该井50℃脱气原油粘度为3948mPas，该井油稠。因此认为产量下降的原因主要是受油稠的影响。2004年12月下电热杆后平稳生产。
相对海1块主体，由于海6-38井区单控储量低、物性差、油稠，因直井难以经济、有效开发，05年后未继续部署。目前井网控制程度低，海6-38井区井距为420m，约为海1块主体部位的2倍。
1.4 优选目的层
随着钻井及导向跟踪技术的不断进步，3～5m薄油层可利用水平井开发。水平井的明显优势体现在：泄油面积大、单控储量大、单井产量高。因此想在海6-38井区寻找有利目的层、有利部位部署水平井开发，来提高区块动用程度。
2 油藏地质特征再认识
2.1 落实构造
通过井震结合，对海6-38井区进行了构造解释，对该井区的构造特征有了新的认识。海8-30和海5断层的位置比原来更准确，同时新发现一组北西向的海4-30和海8-42两条小断层。海6-38井区目的层是一个受近北东向海8-30和北西向海5断层遮挡的断块，位于断层上升盘，是内部被2条北西向断层切割的单斜构造。部署井区向东南倾斜，圈闭顶点埋深-1882m，构造幅度32m，地层倾角约为2.5°，构造面积约为1.3km2。
2.2 落实沉积特征
通过对主要目的层段地震平均振幅属性等分析并结合测、录井资料，认为海6-38井区d3Ⅰ5地层属于三角洲前缘亚相沉积，主要发育3个朵叶状砂体，部署区位于分流河道和河口沙坝的有利相带上，目的层砂岩分布稳定，一般厚度3～5m。
2.3 油水分布及油藏特征
通过分析单井生产特征同时结合过井油藏剖面，确定该块油水界面为 -1912m左右，油水过渡带较窄，约100m，属于层状边水油藏。
2.4 储量计算
目的层油层碾平有效厚度为3.3m，含油面积0.81km2，各项计算参数选取依据充分，经容积法计算，目的层石油地质储量32.92×104t。
3 水平井部署及实施
3.1 薄层水平井部署原则
（1）部署水平井目的层单层有效厚度大于3m。
（2）部署水平井目的层单井控制地质储量大于3万吨。
（3）部署水平井目的层具有一定产能，直井大于3t/d。
3.2 薄层水平井部署依据
（1）构造落实，油层发育稳定。
（2）油水关系落实，油水界面明确。
（3）部署区产能落实。
（4）部署区采出程度低，剩余油富集。
3.3 薄层水平井油藏工程设计
（1）开发方式：早期利用天然能量开发，后期注水。
（2）井网：排距180m，井距150m。
（3）水平井优化设计：规则井网，平行于构造线，水平段长度250m左右 ，距顶1～1.5m。
3.4 薄层水平井部署结果
依据以上分析，部署区部署5口水平井， 利用3口长停井海6-34、海6-32和海4-30部署3口侧钻水平井。8口井平均剩余可采储量为1.36×104t，预计8口井日产能力80t/d，见图2。
3.5 完善注采井网
天然能量不足时，可优选2口水平井海6-34CH和海1-东H305和1口直井海42转注，完善部署区注采井网。
3.6 优先实施1口侧钻水平井
在构造有利、油层厚、老井产量高的有利部位优先实施海6-34CH。该井钻井实施顺利，投产效果好，为下步继续实施提供有力依据。
（1）应用斯伦贝谢导向跟踪技术。先进的水平井现场地质跟踪导向技术是实现地质设计要求的重要保障。针对油层薄的特点，选用了斯伦贝谢导向仪器，该仪器电阻率一般离钻头2～4m，在薄油层中钻进时能精确控制轨迹。
（2）应用管外封隔器固井技术。管外封隔器可以有效防止水泥浆下沉，造成水平段油层污染，有利于保护油气层。
（3）投产效果好。海6-34CH井2011年6月投产，为了降低油稠的影响，投产时下电热杆加热。初期日产液15.7m3/d，日产油10.3t/d，含水34.4%，目前日产液13.4m3/d，日产油8.3t/d，含水38.0%，截止目前累产油875t，累产水612m3。海6-34CH达到了预期日产10t的产能效果。
4 效果评价
（1）生产效果评价。海6-34CH井投产初期日产油10.3t/d，海6-38井目前日产油3.0t/d，海6-34CH井的日产油水平为直井的3.4倍，生产效果较好。
（2）钻井成本评价。海6-34CH井的钻井成本约为370万元，同等条件下，1口水平井的钻井成本约为1200万元，节约钻井成本约830万元，钻井成本得到有效控制。
（3）经济评价。对海6-34CH井进行了产量预测和经济指标预测。
评价期为8a，预测累产油约1.4×104t。
油价为60美元/桶，建设投资370万元，平均操作成本为56万元，预测创经济效益1228.6万元，投资回收期0.9年，效益较好。
5 结论
1、利用水平井开发有效解决了该井区因单控储量小、物性差和油稠等原因造成直井开采难以经济、有效开发的矛盾。
2、前期地质研究和后期跟踪调整到位是保证侧钻水平井成功的关键。
3、通过思路创新、技术创新、管理创新，实现该井区的开采方式由直井向水平井转变。
4、经过前期精细地质研究、部署方案的优化设计、全过程的跟踪管理及配套新工艺技术的应用，使该井区的难采储量有效动用，取得良好的经济效益。