胜利油田石油工程新分大学生实习论文

　 草 草 8 128 块 水平井开采效果分析

　 作者姓名：刘景新

　 指导老师：巩真武（高级工程师）

　工作单位：石油开发中心胜科管理区

　完成日期：2007 年 8 月

　 胜利油田高校毕业生 优秀见习论文答辩竞赛

　作者简介：

　刘景新，男，汉族，27 岁，党员，山东昌邑人，2006 年 7 月毕业于中国石油大学矿产普查与勘探专业，获工学硕士学位。现在石油开发中心胜科管理区工作。

　实习经历：

　2006 年 8 月-12 月

　胜科采油二队

　2006 年 12 月-2007 年 3 月

　 胜科采油一队

　2007 年 3 月-4 月

　 胜科管理区技术室

　2007 年 4 月-9 月

　 胜利油田地科院断低室

　指导老师：

　巩真武，石油开发中心胜科管理区采油一队队长，高级工程师。

　目

　录

　摘要

　本文在归纳水平井研究现状的基础上，结合乐安油田草 128 块稠油油藏的地质情况，针对草 128 块已投产的 4 口水平井生产情况进行分析，并对比了水平井与直(斜)井生产情况、冷采热采效果、钻井投资等方面，结果表明水平井在总体开采效果上优于直(斜)井，在本区稠油油藏开发中起到了良好的效果。为了进一步提高水平井的产能，可采用优化参数控制生产压差、加大对油藏的认识力度、注氮气泡沫调剖、利用多种水平井类型开发等措施。

　 关键词：草 128 块

　 稠油

　 水平井

　 直(斜)井

　 对比

　前言

　近年来随着钻井技术不断提高，水平井技术在开发难动用储量及提高原油采收率方面正得到越来越广泛的应用。对于稠油油藏，特别是原油粘度大、油层物性差的特、超稠油油藏，由于油层吸汽能力差、生产能力小，若采用常规直井注汽开采，其效果很不理想。而利用水平井注蒸汽开采稠油油藏，可以增大油层吸汽指数，提升排液量，增加原油生产能力。

　乐安油田位于山东省东营市广饶县草桥村，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷的南斜坡上。其东临广饶凸起，南为鲁西隆起，北部、西北部紧靠牛庄和博兴洼陷，为盆地边缘构造带上发育的构造—地层油气藏。根据断裂系统和油水分布可划分为东、西、南 3 个区，草 128 块位于西区，含油层位是沙一段～沙三段。该块是石油开发中心 2006 年重点产能建设区块之一，自 2005 年 10 月至 2006 年 3 月，经过半年的钻井、作业、地面等工作，在中心各单位的协同工作下，完成了草 128 块的产能建设工作。草 128 块具有纵向上油层多，层薄，油稠且试油出砂的特点，若全部采用直井开发，不但井网密度大、开采时间长，而且直井防砂后产量低，开发效益不明显。随着目前水平井开发技术的逐渐成熟和钻井成本的降低，针对本块油藏的实际特点，采用了水平井进行开发动用该油藏，以达到进一步提高该油藏最终采收率，有效改善开发效果的目的。

　第 1 章

　水平井技术在油藏开发中的研究现状

　水平井技术

　 水平井(horizontal well)是指在油藏中钻遇油层部分的井段斜度超过85°，其水平段延伸长度为产层厚度10倍以上的井。水平井技术确切地说是指通过扩大油层泄油面积提高油井产量和采收率，提高油田开发经济效益的开发技术，这一技术是包括地层评价、钻井、测井、完井、开采方法、增产措施等多学科一体化的系统工程。它具有直井无法比拟的突出优势：（1）少井高产，便于管理，高速高效开发新油田；（2）单井控制面积大，储量多，可较大幅度增加泄油面积，增加可采储量；（3）热采水平井吸气指数大，注汽程度高，排液能力强；（4）生产压差小，有利于开发底水及气顶油气藏，可减缓底水及气顶锥进，开发效果和经济效益好。用水平井开发油气藏也有不利的方面:（1）钻井成本较高；（2）见水后难以控制，对产量影响大；（3）水平段测井有难度，而且由于钻井液向下方渗透，侵入带与井筒不对称，电测解释的含油气饱和度不准确，误差目前尚不明确；（4）钻井及采油工艺方面尚存在一些问

　题，如固井质量不易提高，难以对储集层实施压裂等。

　总体而言，从开发的油藏类型上讲，水平井早期以开发薄层和底水油藏为主，目前趋向于开发裂缝性油藏，在低渗透油田也取得了较好的开发效果，现已成功应用于底水、屋脊断块、稠油、裂缝、低渗透、整装、地层不整合、薄层、厚层正韵律等 9 种油藏类型；从水平井技术的发展趋势看，从早期的单分支水平井向多分支、智能化方面发展；从水平井的应用类型看，由早期的采油井发展到目前的注水井、注汽井，应用的范围覆盖油田开发的各方面，以适应不同生产情况的需要。

　国内外水平井发展概况

　 水平井最早出现于美国，但直到八十年代才开始大规模工业化推广应用，主要分布于美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中以美国和加拿大为主，近年来每年600～1000口的速度增长。我国早在六十年代就在四川碳酸盐岩中尝试打成了磨3井和巴24井两口采气水平井，但限于当时的技术水平，未取得应有的效益。直到1988年，我国的水平井开发技术才又重新兴起，首先在南海完钻LH11-1-6水平井，并相继在胜利、新疆、辽河等油田开展攻关，经过十多年的发展和完善，已具备了一定的生产规模。到2007年1月，我国共完钻水平井近2200口，其中中石化完钻投产830口，占全国水平井总数的38%。

　胜利油田水平井研究现状

　 胜利油田于 1990 年完钻第一口科学试验水平井－埕科 1 井，经过十多年的发展，已经形成了水平井、侧钻水平井区块筛选、精细油藏描述

　（地质模型建立）、剩余油分布研究、水平段轨迹参数优化及产能预测等一系列配套技术。胜利油田水平井的应用范围不断拓展，技术不断进步，其开发技术已居于国内领先水平，整体上达到了国际先进水平，在油田“增储上产”中的作用越来越明显。

　截止到 2007 年 3 月，胜利油田已在 39 个油田累计投产水平井 613口，初期平均单井日产油，含水 47％，累产油×104 t，平均单井累产油×104 t。2006 年胜利油田油井开井 16921 口，年产油量 2742×10 4 t，水平井开井数（457 口）占总开井数的％，年产油量占全油田产量的%。水平井在油田稳产上发挥了重要作用，水平井技术已成为胜利油田持续有效发展的重要支撑技术之一 。

　胜科管理区水平井应用现状

　 胜科管理区自 2003 年成立以来，为开发难动用储量及改善薄油层的开采效果，对所辖区块采用单一水平井及水平井与直井组合开采方式，先后完钻并投产水平井 14 口，其中草 128 块 4 口、草 4 块 3 口、草 109块 7 口（见表 1），2006 年累计产油吨，占胜科万吨产量的%，平均单井产量达到相同地质条件下直井的 2-3 倍，取得了良好的生产效果和经济效益。

　表 1 胜科管理区水平井分布表

　区

　块

　井

　 名

　草 4 块

　草 4-P1、草 4-P2、草 4-P3

　草 109 块

　草 109-P1、草 109-P2、草 109-P3、草 109-P4、草

　109-P5、草 109-P6、草 109-P7

　草 草 8 128 块

　草 草 128- - P1 、草 128- - P2 、草 128- - P3 、草 128- - P4

　第 2 章 草 128 块油藏地质概况

　乐安油田草 128 块地处山东省东营市广饶县以北草桥村，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡，乐安油田根据断裂系统和油水分布可划分为东、西、南三个区。草 128 块位于西区（图 1），西邻草斜 118 块，东接草 104 块。

　地层特征

　（1）地层层序

　本区自下而上经钻井揭示的地层有下第三系孔店组、沙河街组，上第三系馆陶组、明化镇组地层及第四系平原组。发现了馆陶组、沙河街组油层，其中沙河街组中的沙一～沙三段是草 128 块的目的层，埋深1110～1340ｍ，划分为 8 个砂层组，24 个小层，其中含油小层 11 个，主力含油小层 6 个，纵向上层多。

　（2）隔层特征

　东区西区广饶凸起草 草128块 块东区西区广饶凸起草 草128块 块 图 1

　草 128 块区域位置示意图

　沙一～沙三段 11 个含油小层之间均有隔层相隔，在平面上不同层间隔层厚度在具有不同的变化，而且某些井区为上下连通。各小层之间的隔层岩性以泥质岩类为主，在隔层厚度较薄的部位则为泥质粉砂岩。

　构造特征

　 草 128 块构造位置处于东营凹陷南部缓坡带东段，乐安油田西区石村断层下降盘，构造形态为自北东向南西倾没的断鼻构造，构造倾角3°～5°，构造高点在北部草 128-斜 2 井附近。北界石村断层在本区内基本为近东西走向，延长 30～40km，断面倾向南，上陡下缓，为一南倾南掉的继承性基底大断层。该断层不仅对本区的构造格局、沉积体系，而且也对本区的油气运移、聚集起控制作用。

　储层特征

　 依据草 128-斜 2、草斜 107 井 96 块岩心样品分析资料，沙一段～沙三段储层以粉细砂岩为主，平均孔隙度%；平均渗透率 932×10-3 μｍ 2 ，为特高孔高渗储层。

　油层及油水分布

　 沙一～沙三段的油层主要位于北部构造高部位，含油小层 11 个，主力含油小层 6 个：Es 2 31 、 Es3 11 、 Es3 12

　、Es3 13

　、 Es3 21 、 Es3 22 ；边、底水主要位于区块的南部。总的水油体积比大于 10：1，说明该块边、底水活跃，水动力能量充足。

　 油藏特征

　 1．流体性质

　依据 21 口试油、试采井的地面原油物性分析资料，地面原油密度为～0.9954 g/cm3 ，平均值为 0.9733 g/cm 3 ，50℃时地面脱气原油粘度1726～44344 mPa·s，平均值为 13309 mPa·s，凝固点-4～9℃。原油粘度纵向上从上到下逐渐变小，平面上构造高部位小于低部位。草 128块原油粘度对温度敏感性强，适合注蒸汽热采。据草 128-斜 3、草 128-斜 4 等井水性资料分析，地层水总矿化度 5813 mg/L，氯离子 2947 mg/L，水型为 NaHCO 3 型。

　2．油藏压力、温度

　据草 128-斜 2 井等 6 口井的测试资料，油藏温度 60℃，地温梯度3.7℃/100m，原始地层压力～，压力系数～，属常温常压系统。

　3．油藏类型

　草 128 块油气成藏受储层发育和断层、构造倾向的控制，油水分布主要受构造、岩性控制，其油藏类型属于构造稠油油藏。

　第 3 章

　水平井开采效果分析

　生产现状

　 草 128 块估算地质储量 524×104 t,含油面积 1.67 Km 2 ，共有油井 24 口, 2006 年井口产油×104 t,平均日产油 120t。截止到 2007年 8 月，开井 13 口，日产液，日产油，综合含水%，累产油×104 t，采出程度%。

　通过对本区油藏地质和油藏工程的分析研究，沙一段～沙三段油层具有水平井开发的必要性和可行性。草 128 块目前投产了 4 口水平井（图2,表 2），2006 年日产液，日产油，综合含水%，累计产油，占胜科总产量的%。草 128-P1 和 P4 井目前采取的是常规开采的方式；草 128-P2 井热采，但因含水高已停井；草 128-P3 井先期常规开采效果不理想后转热采，生产稳定。

　表 2

　草 128 块水平井基本数据表

　 生产层段

　（m）

　水 平段 长（m）

　油 层厚 度（m）

　50 ℃原 油粘 度平均孔隙度

　平均渗透率（*10-3 µ m 2 ）

　投产时开采

　方 图 2

　草 128 块水平井井位示意图

　（）

　间

　式

　草128-P1

　Es 3 13 ， 1480-1610

　6996

　31-33%

　600-800

　 冷采

　草128-P2

　Es 1 33，

　热采

　草128-P3

　Es 3 21 ， 1480-1780

　 8

　7708

　31-35%

　600-800

　 冷采转热采

　草128-P4

　Es 3 12，

　 6

　2927

　31

　469

　 冷采

　单井分析

　 1．草 128-P1 井

　此井位于区块北部构造高部位，草 128-斜 2 井 Es 3 13顶地下井位的东部，单井控制含油面积 0.12 Km2 ，控制地质储量×10 4 t，预测可采储量×104 t。

　 图 3

　草 128-P1 井采油曲线图

　表 3 草 128-P1 井生产情况统计表

　井号

　初期

　07年3月

　目前

　累油

　采出

　程度

　采 油速度

　日油

　能力

　日

　液

　日

　油

　含

　水

　日液

　日油

　含

　水

　草128-P1

　 %

　%

　高 含水 停井

　 %

　 与地质设计对比看开发效果：

　据地质设计，预测草 128-P1 井第一年平均单井日产油能力为 11t/d；综合时率，年生产时间 250 天；新建产能×104 t，吞吐开采 5 年累积注汽×104 m 3 ，累积产油 8390t，累积油汽比，采出程度%。

　实际 2005 年 7 月 17 日新投开井，第一年平均日产油 t/d，综合含

　水%，稳产 365 天，产能×104 t，超过预期 3 倍，累计生产 400 天后，含水逐渐成上升趋势，至 07 年 3 月 12 日含水达%，停井压水，4 月 9 日重新开井，生产效果依然较差，含水高，6 月 27 日计划关停（见图 3，表3）。分析原因，由于此井短时间内采出程度大，采油速度高%)，造成的地层压降大，加上边水能量太强以及储层的非均质性，边水容易沿高渗带指进造成水淹；此外，也和生产层油层薄，含油条带窄有关。从整体开发效果上来看，此井在冷采生产的情况下，累油，超过预期，起到了很好的开发效果。

　2．草 128-P2 井

　此井位于区块北部构造高部位，草 128-斜 9 井的南部，单井控制含油面积 0.15Km2 ，控制地质储量×10 4 t，预测可采储量×10 4 t。

　 图 4

　草 128-P2 井采油曲线图

　表 4 草 128-P2 井生产情况统计表

　初期

　2006 年 12 月

　目前

　日液

　日油

　含水

　日液

　日油

　含水

　%

　%

　高 含 水停井

　一周期

　注 汽量

　油 汽比

　回 采 水率

　周 期 天数

　累液

　累油

　综 合 含水

　1605

　%

　252

　%

　 与地质设计对比看开发效果：

　据地质设计，预测草 128-P2 井第一年平均单井初期配采液量为60t/d，日油能力为 15t/d；综合时率，年生产时间 250 天；新建产能×104 t，吞吐开采 6 年累积注汽×10 4 m 3 ，累积产油×10 4 t，累积油汽比，采出程度%

　实际 2006 年 4 月 8 日新投开井，一年内累计生产 252 天，平均日产油 t/d，综合含水%，产能×104 t，远远低于预期水平，2006 年 12 月 11日含水达%，计划关停（见图 4，表 4）。分析原因，与 Es 1 33 层含油饱和度偏低有关；此外还与井区层多隔层薄，储集层垂向渗透性较好，容易导致底水锥进。从整体开发效果上来看，此井开发未获得成功。

　3．草 128-P3 井

　此井位于区块北部构造高部位，草 128-斜 9 井的南部，单井控制含油面积 0.12Km2 ，控制地质储量×10 4 t，预测可采储量×10 4 t。

　表 5 草 128-P3 井生产情况统计表

　 冷采初期

　冷采末期

　生产

　天数

　累液

　累油

　日油

　综合

　含水

　日液

　日油

　含水

　日液

　日油

　含水

　25%

　20%

　23

　12

　%

　热采一周期

　热采二周期

　（截止到）

　注 汽量

　油 汽比

　回采

　水率

　周期天数

　累液

　累油

　日油

　综合

　含水

　生产

　天数

　日油

　综合

　含水

　 图 5

　草 128-P3 井采油曲线图

　2200

　%

　212

　%

　132

　 %

　与地质设计对比看开发效果：

　据地质设计，预测草 128-P3 井第一年平均单井日油能力为 15t/d；综合时率，年生产时间 250 天；新建产能×104 t， 吞吐开采 7 年累积注汽×104 m 3 ，累积产油×10 4 t，累积油汽比，采出程度%。

　实际 2006 年 3 月 10 日新投开井，常规生产产量递减大，4 月 2 日注汽转热采，5 月 13 日转抽；11 月 26 日至 07 年 1 月 2 日转周；第一周期日油 d，综合含水%，累油×104 t，油汽比；目前生产至第二周期，到2007 年 8 月 10 日，日油，累油×104 t（见图 5，表 5）。从整体开发效果上来看，此井在年产能超过预期×104 t，生产开发较为稳定。

　 4．草 128-P4 井

　此井位于区块北部构造高部位，草 128-斜 8 井的南部，单井控制含油面积 0.11Km2 ，控制地质储量×10 4 t，预测可采储量×10 4 t。

　图 6

　草 128-P4 井采油曲线图

　表 6 草 128-P4 井生产情况统计表

　井号

　初期

　目前

　累油

　日油

　能力

　日

　液

　日

　油

　含

　水

　套压

　冲次

　日

　液

　日

　油

　含

　水

　套压

　冲次

　C128-P4

　 16%

　4

　 12%

　与地质设计对比看开发效果：

　据地质设计，预测草 128-P4 井第一年平均单井日油能力为 15t/d；综合时率，年生产时间 250 天；新建产能 ×104 t，吞吐开采 7 年累积注汽×104 m 3 ，累积产油×10 4 t，累积油汽比，采出程度%。

　实际 2006 年 3 月 9 日新投开井，采取常规生产方式，4 月 9 日-18日自喷压井，年生产时间 356 天，平均日油 t/d，综合含水%，产能×104 t，截止到 2007 年 8 月 10 日累油×104 t（见图 6，表 6）。因 Es3 12 层为气顶油藏，油藏流体处于饱和状态，当油井生产时，由于近井地带压力降低，溶解气会析出，造成在开发过程中出气量大，导致油井气油比高。P4 井套压一般在 4-5Mpa 之间，最高达到，一定程度上影响了开发效果。此外，为了保证开采安全以及控制边水的推进，调低了生产参数，致使此井在常规开采生产的情况下，产能未达到预期值。

　 水平井和直（斜）井的对比

　 3 31 .3.1 水平井和直（斜）井生产情况的对比

　 1．总体生产情况对比

　水平井与直（斜）井相比，由于改变了与油层的接触关系、渗流条件，开采特征明显不同于直（斜）井（图 7），表现在以下几方面：

　（1）由于水平井与油层的接触面积大，供液能力加强，因而在平均

　日液、日油水平上高于直（斜）井。

　（2）在开井初期水平井含水相对直（斜）井较低，但随着开采时间的增加含水上升较快，此外日油能力下降也较快。

　（3）通过对动液面的分析，也可以了解地层能量的情况。水平井动液面要高于直（斜）井，导致液面偏高的原因是草 128-p1 井开发后期含水急剧上升、p2 井投产后高含水、p4 井受出气影响。这是因为 128 块边底水活跃，地层能量充足，而水流动性好，稠油流动性差，油井开采后井筒流体补充慢，造成边底水侵入，由于水平井排液能力大大强于直井，一旦突破一点就容易造成整个井段的水淹，但同时也提高了地层能量。

　图 7

　草 128 块水平井和直（斜）井开发曲线对比图

　 2．同层位之间生产情况对比

　（1）草 128-P1、128-P4 井的生产层位同属 Es 3 1 砂层组，选取本区块同层位的 4 口直（斜）井进行对比（见表 7），其中草 128-x14 井属于常规开采。

　表 7

　Es 3 1 砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表

　井号

　初期

　目前

　累油

　生产

　天数

　日油

　日液

　日油

　含水

　日液

　日油

　含水

　128-x3

　2

　809

　128-x10

　14

　26

　 360

　128-x14

　17

　 80

　90

　 449

　128-x17

　13

　 20

　 2835

　372

　128- - P1

　 % %

　 % %

　 9938

　 604

　 128- - P4

　 14%

　 % %

　 380

　 （2）草 128-P3 井的生产层位是 Es 3 2 砂层组，选取本区块同层位的 6口直（斜）井进行对比（见表 8），其中草 128-x2、128-x8、128-x9 和128-x15 井属于常规开采。

　表 8

　Es 3 2 砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表

　井号

　初期

　目前

　累油

　生产

　天数

　日油

　日液

　日油

　含水

　日液

　日油

　含水

　128-x2

　4

　782

　128-x8

　5

　 15

　8

　 30

　 446

　128-x9

　18

　 5

　26

　 364

　128-x11

　14

　 2

　327

　128-x12

　 3

　18

　 2

　27

　 364

　128-x15

　4

　 36

　10

　1101

　506

　128- - P3

　 8%

　 % %

　 321

　从以上两表中可看出水平井与相同油层条件的直（斜）井相比，日液、日油水平都高于直（斜）井，特别是初期日油水平更是远远高于直（斜）井，最高达到了 16 倍。经计算 Es 3 1 砂层组水平井的均日油能力为 13 t/d，直（斜）井为 d，是直（斜）井的 3 倍；Es 3 2 砂层组水平井的均日油能力为 t/d，直（斜）井为 d，是直（斜）井的 2 倍。

　以上可看出，水平井的开发效果要大大好于直（斜）井。

　3 32 .3.2 水平井热采和常规开采生产效果对比

　 草 128-P3 井开采 Es 3 2 层，原油粘度 7708 ，水平段 300.56 米，于2006 年 3 月新投后，常规开采产量递减大，日递减达；4 月转热采后，第一周期生产情况良好，注汽量 2200 方，累产油，油汽比，日油，综合含水%，周期天数 212 天；2006 年 12 月转周，截止到 2007 年 8 月 10 日，日油 t，综合含水%，生产效果比第一周期略差（图 8）。由此看来，在常规开采产量递减大，与预期水平相差较大的情况下，热采方式的实施提高了水平井的产能，增加了采收率，起到了很好的开发效果。

　 图 8 草 128-P3 井采油曲线图

　3 33 .3.3 水平井和直（斜）井 钻井 投资对比

　 草 128 块总井数 24 口，其中直（斜）井 20 口，水平井 4 口，平均单井进尺 1461.3m，钻井总进尺 35070m（4 口水平井总进尺 6690 m，20口直斜井总进尺 28380m）（表 9）。水平井平均单井钻井投资 443 万元，直（斜）井平均单井钻井投资万元，水平井是直（斜）井的倍。

　表 9

　草 128 块钻井工程投资估算表

　井型

　井 数（口）

　单 井进 尺总 进尺（m）

　平 均成 本平 均 单 井投 资 （ 万钻 井 投资 （ 万直斜井

　20

　1419

　28380

　 5027

　水平井

　4

　 6690

　 443

　 1772

　合计

　24

　 35070

　6799

　 通过以上分析，可以看出水平井虽然产能要高于直（斜）井，但投资也要偏高，在当前油价偏高、能源紧缺的情况下用其开采能获得较大的经济效益。

　第 4 章 几点认识及建议

　认识：

　1. 开发草128块稠油油藏的实践证明，水平井相比直（斜）井具有优势，平均日油能力可达直（斜）井的2-3倍，但钻井投资也较高。

　2. 水平井在平均日液、日油水平上高于直（斜）井，但随着开采时间的增加含水上升较快，一旦见水后容易迅速造成水淹。

　3. 强边水稠油油藏不适宜采取过高的采油速度，因为油水粘度比大，过高采油速度会形成大的压降漏斗，致使边水指进，油井含水高。

　建议：

　1. 优化参数，控制生产压差。在水平井投产初期应按照设计要求严格控制液量，从而控制含水上升速度；含水有所升高后降低生产参数控制采油速度；待到油井高含水后再进行提液增油措施。

　2. 加大对油藏的认识力度。草128-P2井的目的层含油饱和度低造成开发不成功，这是由于我们对油藏认识不清造成的失误，下一步要在油藏的精细描述、剩余油分布上做文章，避免类似问题出现。

　3. 密切关注水平井生产情况，对累采液量高、含水高的井进行氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐。草128-x7、128-x19井氮气调剖注气的效果表明，含水较未注氮气前有所降低，同时液量增加，起到了较好的效果，说明此项措施在本区块是可行的。

　4. 充分利用现有资源，开展多种水平井类型试验。例如在草 109 区块可利用现有的直（斜）井进行侧钻水平井的开采，提高油井利用率，增加储量动用程度率。

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