应用水平井技术提高欢623块稠油油藏的开发效果

332欢626块是典型的顶底水层状稠油油藏，构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中部，开发目的层为莲花油层，油层埋深710-746m，原始地层压力7.21MPa，储层平均孔隙度为29.77%，渗透率为2208.5×10-3μm 2，为高孔、特高渗储层。

油层层间隔层不发育，油井易汽窜，油水关系复杂。

采用直井生产，生产压差较大，加快了水线推进速度，同时，直井的控制储量较小，经济效益差。

这类油藏采用直井井网开采，油井很快既已高含水，无法正常生产，严重的制约了区块的开发效果。

对于这类特殊油藏，需要应用水平井蒸汽吞吐技术达到更好的开发效果。

1 油藏工程设计1.1 目的层的选择以沉积旋回为基础，标志层作控制，考虑沉积和成因的同一性和沉积演变的连续性，油层组之间有稳定的泥岩标志层控制以及垂向上考虑不同级次的旋回性和平面上岩性、电性、厚度的相对稳定性及油水关系的相对合理性，将欢626块莲花油层划分为莲Ⅰ、莲Ⅱ两个套油层组，其中莲Ⅰ油层组进一步分为10个砂岩组，主要含油砂岩组为莲Ⅰ8和莲Ⅰ9。

1.2 水平井位置的确定结合地震资料，在单层砂体发育稳定，油层厚度大于6m的范围内整体部署水平井。

水平井的方向要平行于构造线（砂体长轴方向），位于同一有利沉积相带。

纵向上，考虑蒸汽超覆的影响，水平井的水平段位于单层的中下部。

平面上，部署水平井井排距100m，上部油层水平井水平段长度200～250m，下部油层水平井水平段长度为130～160m。

水平井在上下油层错位分布，上下油层中的水平井纵向距离为10～20m。

1.3 水平井注汽量的确定水平井注汽模型不同于直井，在蒸汽未达到油层顶底层时，微元段加热面积为圆形，在蒸汽到达油层顶底层时，微元段加热面积扩大，由于水平井油层厚度一般较薄，加热直径大于油层厚度，故水平井注汽加热模型如图所示：图1 水平井加热模型根据模型，推算出水平井理想状态下的注汽量的计算公式如下：2222222)24(2arcsin 242h r r h So E r h r h r rh L So E Q A A ) ¸¸¹·¨¨©§ ) S 其中：L为水平段长度；EA为蒸汽波及系数；Φ为区块孔隙度；So为区块含油饱和度。

大修配套技术在欢西油田的应用
欢西油田自开发以来，一直致力于提高油气采收率和降低开发成本。

为此，大修配套
技术被引进并广泛应用在欢西油田，取得了显著成效。

大修配套技术包括水平井、酸化、压裂、注水和油田综合管理等方面。

水平井技术是
大修配套技术中的一项重要技术。

通过水平井技术，可以有效开发较为困难的油藏，提高
油气采收率。

欢西油田在应用水平井技术时，采用了多段压裂技术，提高了井网密度和压
裂井的水平延伸长度，进一步改善储层的产能。

酸化技术是另一项重要的大修配套技术。

欢西油田通过酸化技术，改善了储层的渗透
和孔隙度，增加了储层的有效储量。

压裂技术也得到了广泛应用。

欢西油田通过压裂技术，打破储层的渗透限制，提高了储层的渗透性和产能。

油田综合管理也是大修配套技术中的一个重要方面。

欢西油田通过引入现代化管理技
术和信息化系统，实现了油田的自动化控制和监测。

这大大提高了油田的生产效率和管理
水平。

大修配套技术的应用在欢西油田取得了显著成效。

通过水平井、酸化、压裂、注水和
油田综合管理等技术手段的应用，欢西油田提高了油气采收率，降低了开发成本，实现了
油田的持续发展。

未来，欢西油田将继续研发和应用更加先进的大修配套技术，不断提升
油气采收率和降低开发成本，为国家能源安全做出更大贡献。

水平井开发技术在薄层稠油油藏中的推广应用杨新华【摘要】2007年以来,面对孤东采油厂化学驱单元投入不足、水驱单元稳产难度大、稠油油藏特别是薄层稠油油藏储量动用差的问题,结合薄层稠油油藏的开发现状及特点,推广应用了"六位一体"的水平井开发技术,将水平井作为一项系统工程,突出各个系统节点,取得了比较好的开发效果,为薄层稠油油藏储量动用率、采收率的提高以及后续产能接替提供了有力的技术保障和现实依据.【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2011(032)004【总页数】1页(P112)【关键词】水平井;薄层稠油油藏;应用;地层对比;沉积微相【作者】杨新华【作者单位】中国石化胜利油田分公司孤东采油厂地质研究所【正文语种】中文稠油产量占采油厂的产量比重是逐年递增，目前如何确保稠油产量的相对稳定对于采油厂的科学可持续发展具有重大意义。

2007年以来，在孤东油田九区和新滩油田KD18块、KD32块等单元实施以水平井加密为主的老区井网加密调整方案，同时在新区产能建设中也突出水平井技术的应用，将水平井作为一项系统工程，突出各个系统结点，实施“三化一控”的水平井动态管理理念为支撑，推广应用“六位一体”的水平井开发技术，实现了水平井技术应用观念上的转变即从中厚油藏向薄层油藏的转变，为稠油油藏的开发及后续产能接替提供了技术保障和现实依据，并取得了比较好的开发效果。

（1）精细构造与地层对比，井震联作，为水平井钻遇有效储层提供依据。

首先是精细构造解释，利用地震剖面这一反应储层最直接的资料，并充分利用工程测井等其他资料，做到地震与地层对比的有机结合；二是精细地层对比，应用“相控旋回”对比方法，按“旋回对比、分级控制”的技术流程[1]，在研究区开展高精度成因地层等时对比；三是研究沉积微相平面分布，沉积微相的研究能够指导一定区域特别是井控程度较差区域的储层预测，同时为水平井地质设计、轨迹跟踪调整及后续开发管理提供指导。

SPE 106908水平井堵水技术在稠油油藏中的应用Francesco Verre和Martin Blunt，石油工程师学会,伦敦帝国学院，AlanMorrison Tony McGarva, Chevron摘要分析水平井堵水技术在稠油油藏中的适用有两种不同的处理方法：无机凝胶和相对渗透率改性剂（RPM）。

在此文件的第一部分，已经给出稠油油藏行为的大概描述，调查处理方法是否适合于这种类型的油藏。

然后分析结果应用到实际情况下，Captain油藏。

Captain是一个利用水平井进行开发的高均质稠油油藏。

由于大量生产油井高含水的出现，它一直被视为要进行堵水试点项目的候选。

考虑对Captain的性质采用六种不同的情景模拟研究来测试处理方法对生产井的处理效果。

这些都是在利用水平井开发的稠油油藏中发现的典型的生产者/喷油器的配置。

目的是要分析不同油藏条件下的不同的产水机理和评估处理的效果。

还调查了注水率，原油粘度，喷油器处理和聚合物吸附的影响。

研究表明，产水机理对堵水的处理效果有很大的影响。

特别的是，如果凝胶适用于整个井中，稠油油藏的水锥现象可以得到有效的治理。

以及，值得注意的是，渗透率变化的影响：低Kv /Kh的比率有可能对处理注入形成优惠的路径从而有效地拖延来自横向喷油器/含水层的水，而并非来自水锥。

聚合物的吸附对高渗透层性能有负面的影响。

处理方法对低含水油井，低粘度油没有效果，而且不适合注水井。

一、引言水驱油藏可能会导致高含水的出现。

随着时间的推移，由于要处理和消除产水的必要性，生产成本将增加。

特别是稠油油藏由于与水不利流动性的对比，受早期水突破和通常生产高产水率的影响。

堵水技术通过减少产水量降低成本提高原油采收率。

相比传统的三次采油技术，堵水技术的费用较低，但处理效果严格依赖于油藏类型，凝胶体系的应用，凝胶动力学，和凝胶在油藏中的放置位置。

这项研究旨在探讨堵水技术在均质稠油油藏水平井中的适用性，分析不同井的结构和流体性质。

锦632块特稠油水平井开采技术摘要：受油层发育薄，原油密度大、粘度高的影响，锦632井区直井开发效果较差，该区块大部分储量无法得到有效动用。

为改善区块开发效果、提高区块储量动用程度，从2006年以来，先后利用VSP技术和三维地震技术对区块构造和储层发育特征进行再认识，并成功部署水平井4口；利用水平井技术实施整体开发，并与直井相结合，建立多井型组合吞吐，提高储量动用程度。

关键词：薄差特稠油水平井一、油藏概况锦632块位于锦25块北部，是锦25块的一个次级断块，开发目的层为于楼油层，区块构造形态是由三条断层控制由东向西倾斜的单斜构造，地层倾角1.5°～6°，含油面积0.18km2，石油地质储量32.3×104t。

沉积类型为扇三角洲前缘相的水下分支流河道，储层岩性为砂砾岩、中-细砂岩、灰色泥质粉砂岩、褐黑色油浸砂砾岩。

储层物性较好，孔隙度平均28.0%，渗透率平均563×10-3?m2，属中高孔中高渗型储层，为边底水油藏。

1.开发简介1990年7月先后部署了2口开发井，由于锦25-32-26井发育油层较薄，优选锦25-30-28井先期试采，初期日产油6t/d，日产水4t/d；2004年5月对锦25-32-36井注汽试采，初期日产油6.3t/d，日产水14.6t/d。

在2005年又先后部署了锦632井和锦25-26-18井。

为改善区块开发效果、提高区块储量动用程度，2006年部署锦25-H1Z，并取得较好效果。

2.存在问题分析2.1油层发育薄，原油物性差锦632断块油层薄，平均油层厚度只有 6.6m，20℃条件下原油密度为1.015g/cm3，一般稠油区块原油粘度在2000-7000mPa.s，而锦632块原油粘度122900mPa.s，超出正常稠油区块的60倍，是典型的特稠油区块。

2.2采出程度低经过储量复算该井区于楼油层含油面积0.18km2，石油地质储量为32.3×104t，按标定采收率24.5%算，可采储量为7.91×104t，而目前该井区累产油2.03×104t，采出程度只有6.35%，还有较大的潜力。

应用水平井技术实现薄层稠油藏的有效动用摘要：欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，其稠油产量约占总产量的3/4，所占比重大。

自1979年投入开发至今，已处于蒸汽吞吐开发后期。

随着油田动用程度的提高，油田产能建规模逐年减小，已由“十五”期间的141口下降到2011年的25口，直井年产油由1475t下降到890t。

近年来通过利用水平井技术，在稠油新区、老区、难采储量区块等区块共投产水平井71口，初期日产油982.7t/d，综合含水为53.1%，已累产油48.28×104t。

通过应用水平井技术，欢西油田储量动用程度得到大幅提高、可采储量增加、经济效益显著，取得了较好的开发效果，为其它类似油藏提供了借鉴，具有广泛的科学指导意义。

关键词：地震沉积相薄层油藏难采储量水平井欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部，探明含油面积71.04 km2，探明地质储量20242.9×104t，发育于楼、兴隆台等八套含油层系，为一典型的复杂断块油田。

于1979年投入开发至今，已经进入蒸汽吞吐采油的后期，产能建规模规模持续萎缩。

近年来随着精细油藏描述技术的提高和钻井技术的进步，用水平井来动用直井无法动用的薄层储量已成为目前的主要工作。

利用水平井技术在稠油新区整体开发、老油田转换开发方式、难采储量动用等方面取得了较好的效果，为其它类似油藏提供了借鉴。

一、欢西油田水平井应用状况欢西油田从1997年开始进行侧钻水平井试验（锦45-16-26CP），2001年8月第一口水平井锦27-平1井投产，由于受到多方面因素的制约（如随钻地质导向技术等），导致早期水平井效果均较差。

形响了水平井的生产效果。

随着油田公司水平井实施规模的逐步扩大，水平井的各方面的优势逐渐显现出来，加上技术的不断成熟，我厂水平井实施规模逐步扩大，截止到2013年12月，全厂共投产各类水平井71口，开井49口，日产液1662t/d，日产油280.7t/d，综合含水83%，累产油48.28×104t，累产水136.27×104t。

应用水平井技术挖潜薄层稠油目前欢喜岭油田稠油热采油藏已经进入高轮次吞吐阶段，在目前开发方式下，老区调整余地小，调整效果和措施效果逐年变差，导致欢喜岭油田区块产量大幅度下滑，为了稳定和提高欢喜岭油田稠油产量，实现资源向效益的合理转化，对地质体进行论证、开发效果进行评价，利用水平井技术挖掘稠油油藏剩余可采储量，保持持续稳产。

标签：薄层稠油;水平井1 概况欢喜岭油田齐108块地层由北西向南东倾，地层倾角8°～10°。

断块内断层发育，按走向大致可分为北东、北西向两组，按规模可分为Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层，这些断层控制不同时期的地层沉积、油藏的形成及油水分布。

属于薄互层稠油油藏，油水关系复杂，层间油品性质差异较大。

1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，目前采出程度29%，平均单井吞吐13周期，累计采注比1.47，周期油汽比仅为0.25，累计油汽比0.53。

主体部位油层压力仅为1-2MPa，已经进入开发后期，常规性措施筛选难度加大，产量接替困难，为保持该块的稳产，必须寻求合理有效方式进行二次开发。

2 存在的问题2.1 井网不规则，井距小齐108块1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，为保持区块产量的稳定，已经实施侧钻井188口，导致该块井网混乱，油井的井距没有固定值，大致50～70m，井距较小。

2.2 采出程度高，常规吞吐开发剩余潜力小齐108块采出已达29%，地下亏空严重，吞吐效果逐年变差，表现在年油气比逐年降低，年油气比由开发初期的1.41降至目前的0.25。

2.3 油井吞吐轮次高，地层压力低，油井生产能力低齐108块平均单井吞吐周期13轮，10周期以上油井263口，占总井57.3%。

由于吞吐轮次高，采注比高，地层能量严重不足，地层压力为1～2MPa左右，仅为原始地层压力的20.6%，油井常规吞吐效果日益变差，平均单井周期日产油由高峰期的7.4t下降到2.4t。

水平井增产技术在油田采油中的应用研究摘要：水平井增产技术在油田采油中发挥着重要的作用。

它通过增加产能、改善油水分离、优化注采效果、减少能耗和环境影响，并延长油田寿命周期等方面，提高了油田的开采效率和产量。

基于此,本文就对水平井增产技术在油田采油中的应用进行一个详细的说明。

关键词：水平井；增产技术；进展探讨1石油工程中的采油技术问题石油工程中运用采油技术，油田前期注水开发设计已经对油田的效率以及质量产生了影响。

其中经常会出现测调技术水平低的情况，对石油资源进行开采时，结合具体开采地质情况，选择适合的计量并合理地对有关处理工艺进行调整，而实际开展工作时所用到的开采处理工艺都因为各项外界因素受到影响，比如开采时间和人为因素等，以上这些因素都会影响到测量和调整中的准确性，造成石油提取效果出现各类问题。

另外采油工程中还会出现无效注水效率低的情况。

这种问题发生会造成石油全部汇集在白边充填液的顶部，这样就会加大采油工作成本和资金投入，在损耗过多时间的同时，还会增加开采难度和抗压强度，对后期开展工作产生威胁。

对石油工程进行开采时，油田设备质量会对整个石油开采质量和效率产生影响，如果选择的采油设备具有催化，就会造成采油质量跟有关开采标准不符，导致石油企业经济方面严重受损。

在信息时代的快速发展下，我国石油勘探技术得到很大提升，其具体效果非常显著。

如今在油田当中有很多新的技术和工艺涌现出来，这些新技术和新工艺运用在油田中，再加上有很多新的油田设备出现，部分石油企业会逐渐失去油田技术能力，其用到的生产设备无法满足目前石油工程开采需求。

2水平井增产技术在油田采油中的作用水平井增产技术在油田采油中起着重要的应用作用。

水平井是一种钻向地下油层并延伸一段水平距离的井筒，与传统的垂直井相比，具有更大的接触面积和增产潜力。

水平井通过在含油层中的水平段钻井，能够增加井筒与油层接触的面积，提高油井的产能。

水平段可以在较长的距离上穿越含油层，使得更多的油通过水平井进入井筒。