运用水平井技术开发锦25-32-26块薄层超稠油油藏

水平井技术在薄互层稠油油藏二次开发中的研究与应用摘要：薄互层稠油油藏在进入开发后期后，普遍存在着纵向动用不均的矛盾，这些矛盾在蒸汽驱、热水驱等实验中都存在，受油藏及井况限制，平面、纵向均有剩余油无法采出，制约了开发效果的进一步提高。

因此，在二次开发之前，我们首先要通过精细油藏描述，精确认识油藏现阶段特点及剩余油分布规律，创新部署井间挖潜水平井方式，提高水平井产能，同时采取了一系列配套措施，通过注汽管柱、注汽量、采油管柱的优化及汽窜的防治，保证了水平井投产效果。

实践证明，薄互层稠油油藏吞吐后期以水平井井间加密方式进行二次开发从技术上是可行的；关键词：薄互层稠油油藏、二次开发、动用程度、剩余油分布、井间挖潜、水平井、【中图分类号】te345前言曙光油田薄互层油藏主要包括杜66、杜48块，属普通稠油，含油面积8.4km2，地质储量5629×104t。

杜66、杜48块储量基数大，储层物性好，剩余油相对富集，但吞吐效果随吞吐轮次的增加，无有效手段大幅度改善，在蒸汽驱、热水驱等转换开发方式试验无明显进展的情况下，选择适合的方式进行二次开发既是生产形势的需要，也是油藏开发的需要。

本项目通过对薄互层稠油油藏吞吐后期二次开发方式的探讨，明确了此类油藏以水平井挖潜为主的二次开发方向，为后续规模实施二次开发进行了技术准备，对曙光油田持续稳定发展具有重要的现实意义。

曙光油田薄互层油藏开发现状与存在问题1.1油藏开发现状曙光油田薄互层油藏于1979年开始勘探，1985年在1-37-35井进行蒸汽吞吐试验并获得成功。

1987杜66、杜48块相继投入开发。

其开发历史大致分为：上产阶段、稳产阶段、递减阶段。

截止2008年7月薄互层稠油油藏共有油井767口，开井582口，日产液2380t/d，日产油614t/d，综合含水74%，采油速度0.4%，采出程度20.24%，可采储量采出程度84.1%。

断块累积产油1139.0637×104t，累积产水1139.6088×104t，累积注汽1859.1595×104t （含转驱注汽97.4132×104t），累积注水73.4271×104t，累积油汽比0.61，累计采注比：1.09。

薄层油藏水平井优化数值模拟研究与应用摘要：采用petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究。

根据优化结果，在研究区域已实施水平井1口，产油量是周围直井同周期相同生产时间的5倍。

研究成果在稠油老区二次开发的现场应用中取得了较理想的开发效果。

关键词：水平井；层面构造；属性模型；数值模拟；二次开发；优化技术引言曙光油田稠油老区以薄互层稠油油藏为主，占稠油老区总地质储量的68.4%。

该类油藏于1986年开始投入热采开发，处于吞吐开发后期。

措施效果差、产量递减快、经济效益逐年下降。

按照现井网及开发方式，生产效果难以改善，采收率无法提高，开展二次开发方式探索已势在必行。

结合petrel作为地质建模软件，建立油藏层面构造模型和属性模型，得到油藏三维精细数据体。

利用数值模拟技术对杜66水平井的井位、射孔位置、水平段长度、水平井轨迹及注采参数进行优化研究，从而指导水平井二次开发的高效进行。

1 油藏概况1.1 油藏地质特征杜66块是曙光油田稠油老区薄互层状稠油油藏中最大的一个断块，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河街组沙四段上部杜家台油层，全块构造完整，断块构造形态为一个由北西向南东倾伏的鼻状构造。

油藏埋深-800～-1200m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m，平均孔隙度25.5%，净总厚度比0.396，地层水为nahco3型。

断块含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。

2 油藏三维地质模型及数值模拟2.1 精细三维地质模型建立以杜66块杜i组为研究对象，杜161井为中心的50口井区域作为水平井有利部署区。

纵向上共划分为15层，其中9个油层，6个隔夹层，另外杜ⅰ2层再细分为3个层，平面上建立12m×12m，共计47250个网格结点的构造模型。

侧钻水平井技术在锦17块西稠油薄层挖潜中的应用摘要：锦17块西兴隆台油藏为典型的边底水稠油断块油藏，在油藏精细地质研究的基础上，利用侧钻水平井技术在开发后期的潜力油层中进行挖潜。

挖潜后单井产油量是老井的4倍，达到了预期的效果。

该油藏利用侧钻水平井技术成功地提高了稠油薄层中的采收率，对同类油藏的高效开发有指导意义。

关键词：侧钻水平井；边底水稠油薄层；水淹规律；剩余油；采收率；锦17块西中图分类号：td 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）02-01-011.概况锦17块西构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段第一断阶带上的锦7块东部，开发目的层为下第三系沙一下和沙二段兴隆台油层，含油面积0.315km2，地质储量120.5×104t。

油层埋深940m —1020m，油水界面1020m，为边底水油藏。

储层岩性以砂砾岩为主，岩石成分以石英为主，分选差，胶结疏松，平均孔隙度34.2%，平均渗透率0.737mm2，泥质含量7.1%。

属高孔高渗油藏。

地面原油密度0.9570g/cm3，50℃时脱气原油粘度2158mpa·s，凝固点-8℃，含腊量2.01%，胶质+沥青质含量32.44%，属普通稠油。

原始地层压力9.5mpa，地层温度42℃。

该断块1991年投入开发，采用118米井距进行蒸汽吞吐开采，截止2011年，实施侧钻水平井之前，采油速度0.79%，采出程度17.68%，采收率预计达到32.3%。

由于此类油藏地质特征的影响，直井蒸汽吞吐开采后期边底水水淹十分严重，引起油井普遍高含水生产，单井产量低。

实施侧钻水平井之前，油井由于含水过高大部分关井，在直井间以及层间形成了大量的剩余油无法采出，开采效果较差。

为了进一步挖潜剩余油潜力，在精细油藏描述和明确剩余油分布空间的基础上，优选了侧钻水平井进行挖潜，以提高开发水平和改善开发效果。

2.剩余油分布2.1构造及储层特征该断块构造形态整体为四条断层切割的小型断鼻构造，构造高点在锦86井附近，由南西向北东方向倾没，地层倾角约4-5°。

水平井技术在杜255块薄互层稠油油藏二次开发中的应用[摘要]：曙光油田杜255块边部出砂、主体部位纵向动用不均、地层压力低，直井开采方式已不适应油藏开发形势的需要，提出利用水平井进行区块二次开发。

本文通过精细油藏特征再研究，结合油藏开发特点分析该块剩余油主要分布在井间、区块边部和局部低动用区，优化部署水平井、完井工艺设计、注采参数设计，使濒临报废的区块一跃成为日产油120吨的主力区块。

[关键词]：水平井二次开发杜255块中图分类号：te355.6 文献标识码：te 文章编号：1009-914x（2012）26-0264-01近几年，日益成熟的水平井技术逐渐可以实现对薄油层的效益开发。

杜255块s411为一个典型的薄互层油藏，由于直井进入吞吐开发末期，地层压力低，油井吞吐轮次高，低产矛盾突出，随后利用水平井重建井网二次开发试采。

2006年末至2007年初投产2口水平井实验，初期日产油78t。

2008年在先期试验井成功的基础上，在直井间实施水平井加密调整，水平井井距为100m，进行直井+水平井组合方式进行开发，取得了良好的开发效果。

1.地质特征研究1.1构造特征杜255块杜家台油层构造形态为一北西向南东倾斜的鼻状构造，区块四周被断层切割，区块内部被一条南北走向的曙1-17-063断层分为南北两个区域，地层倾角8°～11°。

1.2储层特征杜家台油层储层物性较好，平均孔隙度5.9%且纵向上变化不大。

储层为中渗储层，平均渗透率305×10-3μm2 ，纵向上三个油层组差别不大：杜ⅰ组321×10-3μm2，杜ⅱ组299×10-3μm2。

1.3沉积特征储层属于滨～浅湖环境的三角洲前缘亚相沉积体系，主要发育水下分流河道、河口砂坝、和前缘薄层砂等微相，其中河口砂坝微相为主要微相类型。

颗粒磨圆较好，主要为次圆～次棱角状，分选系数1.85，粒度中值0.18mm。

胶结类型以孔隙式为主。

改善稠油油藏开发效果研究与实践X翟龙津(辽河油田曙光采油厂,辽宁盘锦　124109) 摘　要:曙光油田普通稠油经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.5%,常规吞吐开发效果越来越差。

针对当前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,近年来,对纵向、平面、层内和潜山四类剩余油分布规律开展研究,并针对不同剩余油分布状况,从转换开发方式、调整开发井网、加大高效措施、应用组合吞吐技术等方面入手,通过开展蒸汽驱、火驱等开发方式转换、应用水平井技术调整开发井网、加大大修、侧钻、补孔等高效措施工作力度、应用配套组合吞吐技术,探索改善普通稠油吞吐后期开发效果的有效手段,并取得了较好效果,初步形成了普通稠油开发后期改善效果的工作思路,拓展了油藏剩余油挖潜的技术手段,对薄互层稠油油藏进一步提高采收率及油田的持续稳产具有重要的现实意义。

关键词:吞吐后期;开发方式;开发井网;配套措施;提高采收率 中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0152—03 曙光油田普通稠油油藏覆盖含油面积35.4km 2,探明地质储量占油田总储量的1/3以上。

经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.54%,平均单井日产只有1.4t,常规吞吐开发效果越来越差。

急待研究剩余油分布规律,探索改善普通稠油开发效果的有效对策。

1　概况曙光油田普通稠油构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段,纵向上开发大凌河、莲花、杜家台、古潜山等四套含油层系。

油藏类型包含薄互层状、厚层状、裂缝型潜山油藏等,具有油藏类型多、开发特征差异大的特点。

曙光油田普通稠油自1981年正式投入开发,随投入开发的油藏及动用储量不断增加和老区加密调整,经过1981-1993年的大规模上产阶段和1994-1999年的稳产阶段,2000年开始进入递减期。

截止到2009年底,投产油井1622口,当月开井875口,日产油水平1245t,综合含水78.7%,采油速度0.34%,可采储量采出程度87.54%。

调剖技术在锦45块（Ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱开发中的应用摘要：锦45块（ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱先导试验取得了较为理想的开发效果，但受油藏非均质性的影响，油藏层间矛盾突出。

蒸汽驱过程中出现蒸汽波及效率低，纵向上动用程度不均衡，吸汽不均和汽窜等现象。

针对这些问题，开展了油藏地质、蒸汽驱开发动态及数值模拟研究。

通过实施双井分注、化学调剖、双井分采、小型压裂等措施缓解层间矛盾，改变蒸汽流向，较大幅度的扩大注入蒸汽的波及体积、提高生产井周期采油量，取得了显著效果，有效地保障了蒸汽驱效果。

一、概述蒸汽驱试验区位于锦45块，该块1986年全面蒸汽吞吐开发，经过二十多年的高效开发，已处于吞吐开发后期，开发矛盾日益突出，严峻的开发形势难以持续稳产。

因此，2008年6月在该块进行了转蒸汽驱先导试验，该试验是2007年股份公司ⅱ类稠油油藏重大先导试验项目，与ⅰ类油藏相比，单层厚度小、净总厚度比小、非均质性强，并且受到边底水水侵影响。

试验区位于锦45块的次级断块锦91块西部。

油藏类型为中厚～薄互层状边水油藏，属中孔、高渗储层，非均质性严重；原油密度大，属于重质稠油。

汽驱目的层：于1组。

含油面积：0.34km2，地质储量：225×104t。

从数模跟踪的地下温度场分布来看，注采井间已经实现热连通，蒸汽腔得到有效扩展，目前处于有效驱替阶段。

二、汽驱井组开发矛盾1.平面矛盾转驱以来，井口温度由转驱时的33℃上升到目前的55℃。

从数模跟踪地下温度场分布看，井间已经实现热连通，但平面波及不均衡。

随着注汽量增加，平面上动用不均衡状况凸显，见示踪剂井明显减少，示踪剂方向性增强。

2.纵向矛盾从目前受效井产液剖面来看，纵向油层受效不均衡，层间矛盾突出，主要产液层为于ⅰ组2小层，其余1、3、4小层基本不产液或产液很少。

3.普通分注工艺难以实现注汽量有效调整一是配汽阀无法按需求投捞；二是上部两个密封头不能有效降温解封；三是解封负荷过大，小修作业难。

乐安油田水平井技术在草20区块开发中的应用摘要：乐安油田草20馆陶组砂砾岩油藏作为国内外少见的构造—岩性稠油油藏，受原油粘度高、层薄等的影响，各项指标均处于热采筛选标准下限，开发难度较大。

为此，在草20馆陶组开展了水平井精密筛管防砂完井技术的研究应用，逐步形成并完善了水平井精密筛管防砂完井及油层保护、酸洗、注汽、举升等稠油开采配套工艺技术，取得了突出效果，实现了稠油区块的高效开发，成为稠油上产的主导手段，这对水平井在低品位油藏热采领域的推广应用具有重要的指导意义。

关键词：草20区块；低渗薄层；稠油油藏；水平井；开发应用一、油藏概况草20馆陶为地层岩性特稠油油藏，馆陶组油藏埋深880-960m，薄层状分布，纵向上分为三个砂体：ng1、ng2、ng3，油层厚度为15-25m，其中主力层2砂体厚8-14m，区块纯总比低,为 0.4-0.5。

储层物性随岩性和泥质含量的不同变化较大，孔隙度10-40%，渗透率61-40000×10-3 um2。

泥质及部分稠油胶结、压实成岩性差，非均质严重。

馆陶组油藏具有统一的油水界面，深度-960米，有边水无底水，地面脱气原油比重 0.9671-1.061g/cm3 。

脱气原油粘度15000-35000 mpa.s 。

馆陶组油藏为常压系统，属有边水，埋藏较浅的薄层砂砾岩地层构造特稠油油藏。

调整区馆一与馆二含油面积2.3km2，地质储量278×104t，厚度4-8m，东区泥质含量较主体高，油层物性差。

二、水平井热采特征和应用现状1、水平井热采特征水平井与直井开发时吸汽指数、采液指数、采油指数、周期产油量、回采水率、油汽比大小。

可以看出，水平井的吸汽指数为直井的2-5倍，采液指数和采油指数为直井的2-3倍，周期产油量为直井的4-7倍，回采水率第一周期比直井高10%左右、前三周期高30%左右，油汽比一周期比直井高0.2、二周期高0.9，水平井开采稠油油藏比直井开采稠油油藏有明显的优势。

辽河油田曙光区块薄油层水平井地质导向技术应用辽河油田位于中国辽宁省辽河坳陷，是中国最大的陆上油田之一。

其中的曙光区块是辽河油田的一个重要开发区域，油藏特征主要为薄油层。

由于薄油层具有分布范围广、油井间隔小、孔隙度低、渗透率低等特点，常规的垂直井无法有效开发，因此水平井成为曙光区块开发的主要方式之一。

而水平井的地质导向技术在该区块的应用具有重要意义。

薄油层的地质导向技术是指在水平钻井过程中，通过利用测井仪器，对目标层位进行准确划分和定位，实现钻井路径的合理设计和调整，以保证水平井完整穿越目标层位，最大限度地利用储层。

1. 井位优选：通过综合分析、解释地质和地震资料，选定目标区域内适合进行水平井钻探的井位。

根据油田的构造特征和目标层位的分布规律，选择合适的启井点、止井点和钻孔弧线设计。

2. 钻井路径控制：根据地质模型和储层特征，合理控制水平段的起讫点位置、弧线角度和半径，使水平井穿越目标层位并最大限度地利用储层。

常使用的控制手段包括正压定向钻井、挖头角度调整、测井仪器反馈等。

3. 测井分析和解释：水平井钻探过程中需要进行测井作业，获得地质、地球物理和井身数据，然后对数据进行分析和解释。

通过测井数据的分析判断出水平井的位置和姿态，以及油藏层位和储层性质。

4. 钻井动态监测和调整：在水平井钻井过程中，通过不断跟踪、监测钻井参数和测量数据，及时掌握钻井状态和储层情况，并进行钻井路径调整。

根据实时测量数据对钻井参数进行调节，确保钻井过程的稳定和高效。

5. 薄油层水平井评价与预测：根据水平井钻探和测井分析的结果，对薄油层的油气储量和产能进行评价和预测。

由于薄油层具有油井间隔小、油层厚度薄等特点，通过综合解释地质、地球物理和工程数据，可以更准确地评价水平井的产能。

辽河油田曙光区块薄油层水平井地质导向技术的应用，对有效开发和提高石油产量具有重要意义。

通过科学、精细的地质导向技术，可以实现水平井穿越目标储层，最大限度地利用油田资源，提高油田开发效果。

利用水平井技术实现洼38块东二段二次开发摘要:洼38块东二段为薄层边水普通稠油油藏,地质储量1076×104t。

油藏含油饱和度低、含水高,长期处于低速开采状态。

自2006年以来,在综合地质研究的基础上,利用水平井提液增油思路,在2、3、4、7小层开展水平井二次开发试验,部署水平井14口,截至目前完钻并投产水平井13口,累产油50051t,取得了良好的开发效果。

实践证明,水平井提液增油适合低含油饱和度油藏的二次开发。

关键词:洼38块东二段开发1 油藏地质特征东二段油层为洼38块的主力开发层系,含油面积3.7km2,地质储量为1076×104t,油藏类型为层状边水普通稠油油藏。

1.1 构造平缓受大洼断层和洼38断层夹持的宽缓断鼻构造,呈扇形展开,向南倾没,构造幅度50～80m,构造平缓,腰部略陡,倾角2～6°。

1.2 沉积稳定洼38块东二段主要为扇三角洲前缘亚相沉积。

1.3 储层物性好东二段地层为一套浅灰色、灰色中、粗砂岩、粉细砂岩与灰绿色泥岩的频繁互层的岩性组合。

1.4 含油层数多、单层厚度小东二段油层埋深1160～1330m,地层厚度85～115m,平均约100m。

1.5 油品性质较差洼38块东二段油品性质属普通稠油,具有高密度、高粘度、高胶质沥青质含量、低含蜡量的特征,地层水总矿化度1174mg/L,属NaHCO3水型。

2 开发概况2.1 开发历程洼38块东二段油层1992年采用正方形、反九点井网、140m井距,以蒸汽吞吐方式投入开发,直井开发于1994年达到产量高峰期日产油117t/d,随后进入高含水期。

至2005底日产油降至84t/d。

2006年起开始进行水平井二次开发,截止2010年12月份共完钻水平井13口。

2.2 开发现状洼38块东二段至2010年12月共有油井103口,开井63口,断块核实日产油为176t/d,日产液为2683m3/d,综合含水为93.4%,累计产油量为87.6×104t,累计产水量为486.1×104m3,采油速度为0.57%,采出程度为8.1%。