水平井轨迹精细控制，高效挖潜厚油层顶部剩余油
胜坨油田经过五十多年的注水开发，目前已进入特高含水开发后期，对应剩余油认识随着挖潜深度的加大和井况的日益复杂，难度也越来越大。
综合对比分析不同时期水平井与直井效果，水平井单井控制储量大、单井泄油面积大，由点渗流转化为线渗流，由锥进变为脊进，大幅度减缓含水上升速度，具有初产高、含水低和累产高的特点。
低油价下，在胜坨老区厚油层顶部富集区部署水平井，通过对水平段进行井身轨迹跟踪与控制，完成水平井钻探、提高油层钻遇率，实现油藏精细高效开发。
标签：胜坨油田；厚油层；水平井；轨迹控制
1 前言
胜坨油田厚油层油藏地质储量（单层有效厚度大于5米）1.46亿吨，占胜坨油田总储量的32.6%，是胜坨油田最大的阵地，虽然综合含水达到95%，但水驱开采程度仅为32%左右，厚油层中仍然存在大量剩余油。
因此，加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、并采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。
本次研究在搞清楚厚油层顶部剩余油的成因以及分布的特点基础上，开展水平井技术政策界限研究，并在随钻过程中运用水平井跨断层入层技术和水平井轨迹控制技术确保轨迹始终沿油层顶部剩余油富集区钻进，从而实现低油价下油藏精细高效开发。
2层内剩余油分布模式研究
对于已进入“三高”开发阶段老区，剩余油是水平井设计的物质基础，搞清剩余油分布是设计水平井的关键。
2.1 韵律性的影响.对于厚油层层内底部水窜严重，剩余油集中在厚油层顶部。
无夹层影响的厚油层层内，受物性差异和重力的影响，注入水势必沿着底部高渗透层段窜流，致使油层底部水淹；并且由于注入水沿着高渗透条带的窜流，在纵向上的波及系数减少，渗透性较差的顶部油层未被注入水波及或波及程度低，剩余油相对富集。
2.2 层内夹层的影响.利用水平井挖潜隔层上部的剩余油时，隔层的非渗透性能有效阻止底水脊进，并改变油水流动路径，因此隔层面积对水平井动态会产生很大的影响。
2.3 注采井间.注水开发过程中，由于受压力场和渗流场分布的影响，油水井间各点压力梯度有明顯差异，在主流线附近油层水淹严重，而非主流线区域油层水淹程度较低，位于油水井排间和油井排低含水附近油层顶部含油饱和度较高。
3水平井技术政策界限研究
3.1 平面位置.选取距油井排120m，90m，10m，和油井间等位置进行优化，模拟结果表明，水平井距离油井排越近，井组开发效果越好，但同时也会干扰直井的生产。
同时对水平井的平面位置是平行于还是垂直于构造线进行了优化，当平行于构造线时，含水上升缓慢，提高采收率的幅度大。
所以，水平井在平面上位置的选取，不能按一个标准确定，应综合考虑油层的构造、井网及剩余油的分布情况。
3.2 距顶位置，选择水平段距油层顶部0.5m，1.0m和2.0m三个参数进行优化，从模拟结果看，水平段距油层顶部越小，初期含水率越低，累计产油量越高，但考虑到储层物性及工艺的适应性，水平段距油层顶部1m左右最佳。
3.3 距断层位置.在胜坨地区高级别断层多为同沉积断层，存在一定牵引现象，所以水平段距离断层不宜太近，一般控制在30m左右。
与此同时，二级大断层，既是油气运移的主要通道，也是成藏封堵的必要条件，断层附近原油氧化严重，可形成沥青带，所以水平段距离断层一般控制在30m左右最好，避免因钻遇沥青带而工程报废。
3.4 水平段长度.在理想情况下，水平段越长开发效果越好。
但在实际生产中，并非越长越好，数值模拟研究结果表明，合理的无因次井段（水平段长度与剩余油富集区域折算直径之比）为0.23-0.26。
当无因次长度大于0.36时，最终采收率有减少的趋势。
在具体实施过程中，水平段长度应根据井网与剩余油情况进行具体调整。
4水平井轨迹控制技术研究
水平井地质导向技术是地质技术人员在钻井现场利用地质录井和随钻测斜、随钻测井等资料，结合地下地层及构造特征进行随钻监控、层位对比，预测油层进入点，对水平段进行井身轨迹跟踪与控制，完成水平井钻探、提高油层钻遇率的技术。
4.1 水平井实钻轨迹优化的目的：设计轨迹入窗提前，容易造成穿层，而入窗滞后，则追层难度大，造斜是否符合提前或滞后的变化，预防大于调整。
因此通过水平井实钻轨迹优化，达到以下3个目的：①油层入窗点轨迹合理；
②水平段井身轨迹顺畅；③提高水平段油层的钻遇率。
4.2 卡准油层入窗点深度
1、依据地质录井资料的标志层、LWD（或FEWD）随钻测井的垂直曲线与邻井对比，核实入窗处的深度变化（目的层、油层界面的垂深）；
2、通过对窗口之前钻遇岩性、电性标志层的发育情况，判断目的油层深度，以便及时调整。
3、严格控制入窗前井斜角变化，依据对比的垂深确定油层界面是提前、还是滞后，调整井斜角能按合理的角度进入油层，防止出现造斜不够或造斜过大的情况出
现。
4.3 水平段跟踪调整
1、校正A、B靶点：地质人员依据油层进入点的三维数据重新校正A、B 靶点数据，并调整井身轨迹；
2、水平段监控跟踪：依据A、B靶连井地震测线油层顶面的构造形态，设计要求的稳斜角，距油层顶、底部的高度来制定井身轨迹向上向下的趋势变化，依据井身轨迹数据随时进行井身轨迹的跟踪分析，并通过录井手段来监测井眼轨迹是否在目的层穿行。
5应用效果分析
5.1 正韵律厚油层顶部开发调整效果：
2014年正韵律厚油层审批井位5口，已投产4口，日增油30.3t，平均单井日油10.1t，综合含水60.8，累产油0.24万吨。
例如S2P5井，目的层沙二34层，二区沙二3砂层组是以辫状河沉积为主的河流相沉积体系，具有正韵律特点，沙二34层注采主次流线集中在单元主体，断层附近储量动用相对较差。
新井测井资料证实剩余油集中在断层附近厚油层顶部，且井区油井2-2-斜86电泵井套坏造成井区失控，设计水平油S2P5，投产后日产油8.6吨，不含水，效果较好。
目前日产液23.8吨日产油7.8吨，含水67.2%。
5.2 反韵律厚油层顶部开发调整效果：
坨62-平1为2015年《坨62-89块沙二段细分层系人工边水驱调整方案》部署的一口水平井，目的层为沙二61。
坨62断块沙二61采出程度高达44.8%。
地质技术人员利用建模数模一体化技术跟踪分析，认为稀油油藏经过15年的二次运移后，顶部是油气富集区，通过分析坨62单元在2007年以来完钻8口新井资料，计算出顶部纯油区含油面积0.06Km2，有效厚度6m，地质储量4.58万吨；油水同层区含油面积0.14Km2，有效厚度2m，地质储量3.56万吨。
采用顶采边注人工边水驱井网方式，在高部位部署水平井坨62-平1单层开发，解决层间矛盾，完善注采井网，提高单元储量动用程度。
设计要求的水平井轨迹距顶 1.0m 油层顶部低含水部位，设计水平段长度200米。
在入靶之前调整好井斜角度和深度，使轨迹穿过断层后从目的层顶部入靶；入靶后根据随钻测井曲线、钻时情况、全烃变化情况、岩屑录井等资料，及时调整井斜角，精确控制水平段轨迹始终沿油层顶部0.5米之内储层含油性最好部位穿行，为该井高效投产打下坚实的基础。
完井设计时采用水平井变相位射孔技术，在2422.1-2432米采用水平朝下两相位射孔；在2432-2557米采用水平两相位射孔，射孔长度135米。
2016年1月6日成功投产，获得日产油134吨的高产。
参考文献：
[1]孙焕泉.水平井开发技术.石油工业出版社.2012.。
