水平井技术在难采储量中的应用

宋玉珍 张铁军(中油辽河油田分公司锦州采油厂 辽宁 凌海 121209)

一、油藏基本情况

锦99块构造位置上处于辽河盆地西部凹陷西斜坡的欢-曙上台阶。开发目的层为下第三系沙河街组兴隆台油层。1991年上报探明地质储量301×104t，含油面积1.0km2，2012年精细地质研究，复算区块含油面积0.59km2，石油地质储量89.91×104t。

锦99块兴隆台油层是一个由三条边界断层控制的断块，其内部被两条北东走向的断层切成垒堑相间的三个带，这三个带又被近南北走向的四条断层分割成8个小断块，顶面埋深852m,油藏埋深852～975m。

锦99块兴隆台油层为西八千扇三角洲沉积体系的一部分，物源来自为北西向和北东两个方向。储层主要为扇三角洲前缘亚相的水下分支流河道砂体,砂体呈条带状展布，沿物源方向砂体由厚逐渐减薄，储层主要由砾岩、砂砾岩、不等粒砂岩、中细砂岩和粉砂岩组成，以中细砂岩为主。

20℃条件下原油的密度为0.992g/cm3，50℃时脱气原油粘度5105.5mPa·s，凝固点6.2℃，含腊量1.99%，胶质+沥青质含量40.07%，属普通稠油。地层水水型为NaHCO3型,总矿化度2335.2mg/L。

原始地层压力9.4MPa，目前实测地层压力为8.7MPa，地层温度为40℃。

二、开发简况及现状

199 1年上报探明地质储量301×104t，含油面积1.0km2。1992年编制开发方案，在油层有效厚度大于10m的范围内，采用118m正方形一套层系注蒸汽热采。共投产直井10口，由于生产效果差，1993-1996年陆续关井。区块全面停产，2008--2012年通过精细地质研究，完钻并投产水平井4口，取得初期平均单井日产油20t的好效果，2012年在精细地质研究的基础上重新落实区块含油面积为0.59km2,石油地质储量89.91×104t。截止到目前，锦99块总井14口，开井5口，日产液133m3，日产油32t，综合含水75.9%，采油速度1.30%，累积产油4.7658×104t，累积产水9.9533×104m3，累积注汽12.5742×104m3，采出程度5.30%，累积回采水率79.16%，油井平均吞吐周期3.6，累积油汽比0.38。

三、油井生产效果分析

1.早期投产直井生产效果差及原因分析

199 2年锦99块兴隆台油层陆续投产直井10口，合计电测解释307.7m/112层，射开192.1m/66层，油井电测解释较好，但生产效果特别差。生产效果与电测解释偏差较大，储层含油性认识不清。1993-1996年陆续关井。10口井累产油0.4870×104t，累产水1.077×104m3,累注汽6.5084×104t,累计油汽比0.07，回采水率16.55%，采出程度仅有0.16%。

通过分析储层岩性、物性、电性、含油性等静态资料，结合单井生产、注汽、周期等数据，并查阅大量修井数据，对影响单井生产效果的诸多因素进行分析，认为影响早期投产井生产效果差主要原因为：

(1)出砂严重。

(2)注汽质量差影响生产效果。

(3)射开兴II-1大砾石层，致使纵向上其它油层不吸汽或吸汽少，影响蒸汽吞吐效果。

(4)孔密小、泥质含量高也一定程度影响蒸汽吞吐生产效果。

2.二次开发投产水平井生产效果好及原因分析

在二次开发研究过程中，我们在借鉴早期投产直井过程中好的经验的同时，也避免了早期直井生产过程中的不足，由此取得了二次开发较好的效果。主要做了以下几方面工作：

(1)在研究过程中，首先对大砾石层有了新的认识：根据35-22C取芯资料，初步认为时差低于360，电阻大于30，孔隙度低于25%的高电阻、低时差、低孔隙度的油层为大砾石层，在油层厚度图中将其扣除，并确定了大砾石层在平面上的分布范围，我们水平井设计避开了该区域及层位。

(2)我们研究了初期试采井效果差主要原因为，射开了大砾石、注汽质量差、作业质量差，油井出砂，试采初期没有进行优选射孔等因素影响了试采效果，我们水平井的设计避开了出砂严重的兴Ⅰ层，选择了套管完井方式并进行了优选射孔以及加强注汽质量和作业监督等工作。

(3)我们确立了两个油层组的四性关系图版，确立了两个油层组的含油性，从而使水平井设计在含油性较高的兴Ⅱ1小层。

由于掌握了以上三方面的开发经验，因此我们在二次开发水平井的部署过程中，首先在三个断块油层发育较薄区域，但单层连续发育的兴Ⅱ-1小层进行了水平井部署，结果取得了很理想的生产效果。

四、结论与建议

1.油田开发初期部分老区难采储量不能得到有效动用，三维地震技术的发展和普及以及油藏精细研究水平的提高，是使这部分储量得到有效动用的关键。

2.区域构造背景研究是深化地质研究的前提，精细地质研究是产能建设部署的根本。利用合理井型开采使区块成功实现二次开发。

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