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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）02-01-01
1.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°。实施侧平井前利用区块原有的18口老井测井、录井、电测解释资料进行精细油层对比研究，重新编制了构造图，断块内构造简单，无断层，剩余油的分布形态主要受微型构造控制，锦17块西兴隆台油层为河流作用下搬运的沉积砂体，岩性主要为不等粒砂岩和中—细粒砂岩、砾状砂岩。储层物性好，属于高孔、高渗储层，中粗砂岩内交错层理，粉
砂岩内水平层理沉积特征比较明显。
2.2油层
从油层等厚图和剖面上可以看出，油层发育稳定，具有一定的厚度。总体油层分布受构造控制，构造高部位油层厚，油层解释厚度30 m以上，向东北方向油层逐渐变薄，到锦17井和锦97井油层厚度只有10m左右。油层平均有效厚度22.6m。油层连通系数和净总厚度比高，连通系数88.7%，净总厚度比0.74。
2.3盖层及储层
兴隆台油层顶部盖层为于楼组底部的一套15-25m厚的灰色泥岩，平均厚度18.3m。在全区稳定分布，封隔性好，形成有效遮挡。兴Ⅰ2-兴Ⅰ3之间隔层为一套1.1-4.0m厚的灰褐色泥岩，平均厚度2.7m，封闭能力较差。兴Ⅰ3下隔层为一套1.8-4.3m厚的灰绿色泥岩，平均厚度2.3m，具有一定封闭能力，可形成独立油水系统。
2.4产能及采出程度
截止实施侧平井前，该井区堵水单采兴Ⅰ油层井3口，产油32210t，目前开井2口，日产液24t/d，日产油16t/d，含水33%。说明具有一定的产能。
2.5井网控制程度及采出程度较低
全块地质储量120.5×104t，而全块油井只有20口，单井控制储量6.0×104t。目前开井只有4口，日产油22t/d。累产油也只有21.076×104t，采出程度只有17.5%（预计采收率32.3%）。
2.6剩余油分布
2.6.1开发初期
锦17块西兴隆台油层砂体厚度较大，油层分布在高部位砂体厚度较大区域，边水体积小，底水体积较大，因此油藏高部位底水的规模和作用大于边水，在开采过程中底水以锥进的方式影响开发效果，而边水作用很小，使得原始含油边界向内部移动的程度不大。底水锥进是影响本块开发效果的主要原因，开发初期表现为油井无水采油时间短，本块18口井投产初期都不见水，随着油井的正常生产，边部油井在6个月后含水逐渐上升到70%，且上升速度较慢，而内部油井在18个月后含水突然上升为75%以上，这种水侵现象明显表现为边水水体较弱，而底水水体很强的状况。
3.侧钻水平井技术
3.1边底水油藏
（1）侧钻水平井可利用原来停产的直井，这样就节省了打新井的部分资金，同时提高了老井利用率。
（2）由于纵向上油层水淹严重，目前剩余油主要集中在该套油层上部的兴Ⅰ2、兴Ⅰ3小层而下部的兴Ⅱ油层已经水淹，我们部署的侧钻水平井轨迹可横穿未水淹的兴Ⅰ2或兴Ⅰ3小层，全部位于含油饱和带内。
（3）侧钻水平井钻穿油层井段长，增加了井筒与油层的接触面积，可更多的采出剩余油，提高采手率[4]。
（4）侧钻水平井可控制底水上升方式由“锥”进为“脊”进，减缓了底水水进速度，同时由于侧钻水平井在纵向上打开的是一个薄层，没有直井在纵向上打开所有发育的油层，因此边水内侵对于一个薄层来说很微弱。
3.2地质优化设计
（1）油藏工程优化设计：在断块高部位油层发育稳定，厚度大于5m范围未水淹的兴Ⅰ3油层，部署侧钻水平井1口（利用老井停产井），采用不规则118m井距井网，水平段长200m[1]。井号为锦7-20-26CH，控制含油面积0.0375km2，地质储量4.7×104t，设计完钻井深1291.87m，设计A点垂深974.00m，B点垂深974.00m，水平段长218.56m。 （2）投产方式优化设计：水平段目的层采用筛管完井[5]，注蒸汽一次投产[3]。
（3）工作制度优化设计：根据不同生产阶段和含水变化规律，在保证侧钻水平井产能的情况下[2]，利用慢冲次控制侧平井的产液量，为的是控制侧平井含水上升速度，尽量延长低含水采油期，以发挥侧钻水平井的最大效益。
4.现场应用
2011年通过对锦17块西精细地质研究，在认清水淹规律以及剩余油分布空间的基础上，在构造有利部位有利油层（兴Ⅰ2、兴Ⅰ3油层）利用老井停产井部署侧钻水平井2口，目前投产1口锦7-20-26CH（兴Ⅰ3油层），该侧平井2011年9月5日完钻，水平段1070.0m-1275.0m，水平段长205.0m，油层钻遇率100%。2011年9月30日注汽，累积注汽量3000t。10月27日下泵开，初期日产液21.4t/d，日产油17.5t/d，综合含水18.2%，目前日产液22.9t/d，日产油16t/d，含水30.1%，，目前累增油3000t，由此可见，侧钻水平井效果明显优于直井，在构造高部位，油层发育稳定且未水淹的剩余油富集区有利于侧钻水平井开发，有效的延缓了边水内侵速度以及底水锥进程度，锦7-20-26CH井实施的成功充分印证了锦17块西油水运动规律以及剩余油分布空间，为进一部挖潜该块未水淹薄油层的潜力提供了有利依据。
5.结论
（1）锦7-20-26CH井实施成功的经验表明：对老区薄层稠油边底水油藏利用老井进行水平侧钻开采是可行的。
（2）侧钻水平井技术是开发中后期区块中未水淹的薄油层提高采收率的一项十分有效的挖潜措施。
（3）搞清楚开发中后期水淹规律，剩余油分布空间是设计出高产侧钻水平井的关键。
（4）水淹区薄油层侧钻水平井的生产要注意控制初期产液量，防止边水内侵和底水锥进速度的加快，尽量延长低含水采油时间。
参考文献：
[1] 陈海龙，李晓平，李其正.水平井段最优长度的确定方法研究[J].西南石油学院学报，2003，25（1）：47-48.
[2] 朱维耀，孙玉凯，杨正明等.稠油油藏水平井、垂直井产能分析[J].特种油气藏，2004，11（2）：32-33.
[3] 万仁溥.水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1995：26-38.
[4] 刘俊荣，张修文，刘喜林等.辽河油田开发技术座谈会文集[C].北京：石油工业出版社，2002：127-140.
[5] 刘 健，练章华，林铁军.水平井不同完井方式下产能预测方法研究[J].特种油气藏，2006，13（1）：61-62.
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）02-01-01
1.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°。实施侧平井前利用区块原有的18口老井测井、录井、电测解释资料进行精细油层对比研究，重新编制了构造图，断块内构造简单，无断层，剩余油的分布形态主要受微型构造控制，锦17块西兴隆台油层为河流作用下搬运的沉积砂体，岩性主要为不等粒砂岩和中—细粒砂岩、砾状砂岩。储层物性好，属于高孔、高渗储层，中粗砂岩内交错层理，粉
砂岩内水平层理沉积特征比较明显。
2.2油层
从油层等厚图和剖面上可以看出，油层发育稳定，具有一定的厚度。总体油层分布受构造控制，构造高部位油层厚，油层解释厚度30 m以上，向东北方向油层逐渐变薄，到锦17井和锦97井油层厚度只有10m左右。油层平均有效厚度22.6m。油层连通系数和净总厚度比高，连通系数88.7%，净总厚度比0.74。
2.3盖层及储层
兴隆台油层顶部盖层为于楼组底部的一套15-25m厚的灰色泥岩，平均厚度18.3m。在全区稳定分布，封隔性好，形成有效遮挡。兴Ⅰ2-兴Ⅰ3之间隔层为一套1.1-4.0m厚的灰褐色泥岩，平均厚度2.7m，封闭能力较差。兴Ⅰ3下隔层为一套1.8-4.3m厚的灰绿色泥岩，平均厚度2.3m，具有一定封闭能力，可形成独立油水系统。
2.4产能及采出程度
截止实施侧平井前，该井区堵水单采兴Ⅰ油层井3口，产油32210t，目前开井2口，日产液24t/d，日产油16t/d，含水33%。说明具有一定的产能。
2.5井网控制程度及采出程度较低
全块地质储量120.5×104t，而全块油井只有20口，单井控制储量6.0×104t。目前开井只有4口，日产油22t/d。累产油也只有21.076×104t，采出程度只有17.5%（预计采收率32.3%）。
2.6剩余油分布
2.6.1开发初期
锦17块西兴隆台油层砂体厚度较大，油层分布在高部位砂体厚度较大区域，边水体积小，底水体积较大，因此油藏高部位底水的规模和作用大于边水，在开采过程中底水以锥进的方式影响开发效果，而边水作用很小，使得原始含油边界向内部移动的程度不大。底水锥进是影响本块开发效果的主要原因，开发初期表现为油井无水采油时间短，本块18口井投产初期都不见水，随着油井的正常生产，边部油井在6个月后含水逐渐上升到70%，且上升速度较慢，而内部油井在18个月后含水突然上升为75%以上，这种水侵现象明显表现为边水水体较弱，而底水水体很强的状况。
3.侧钻水平井技术
3.1边底水油藏
（1）侧钻水平井可利用原来停产的直井，这样就节省了打新井的部分资金，同时提高了老井利用率。
（2）由于纵向上油层水淹严重，目前剩余油主要集中在该套油层上部的兴Ⅰ2、兴Ⅰ3小层而下部的兴Ⅱ油层已经水淹，我们部署的侧钻水平井轨迹可横穿未水淹的兴Ⅰ2或兴Ⅰ3小层，全部位于含油饱和带内。
（3）侧钻水平井钻穿油层井段长，增加了井筒与油层的接触面积，可更多的采出剩余油，提高采手率[4]。
（4）侧钻水平井可控制底水上升方式由“锥”进为“脊”进，减缓了底水水进速度，同时由于侧钻水平井在纵向上打开的是一个薄层，没有直井在纵向上打开所有发育的油层，因此边水内侵对于一个薄层来说很微弱。
3.2地质优化设计
（1）油藏工程优化设计：在断块高部位油层发育稳定，厚度大于5m范围未水淹的兴Ⅰ3油层，部署侧钻水平井1口（利用老井停产井），采用不规则118m井距井网，水平段长200m[1]。井号为锦7-20-26CH，控制含油面积0.0375km2，地质储量4.7×104t，设计完钻井深1291.87m，设计A点垂深974.00m，B点垂深974.00m，水平段长218.56m。 （2）投产方式优化设计：水平段目的层采用筛管完井[5]，注蒸汽一次投产[3]。
（3）工作制度优化设计：根据不同生产阶段和含水变化规律，在保证侧钻水平井产能的情况下[2]，利用慢冲次控制侧平井的产液量，为的是控制侧平井含水上升速度，尽量延长低含水采油期，以发挥侧钻水平井的最大效益。
4.现场应用
2011年通过对锦17块西精细地质研究，在认清水淹规律以及剩余油分布空间的基础上，在构造有利部位有利油层（兴Ⅰ2、兴Ⅰ3油层）利用老井停产井部署侧钻水平井2口，目前投产1口锦7-20-26CH（兴Ⅰ3油层），该侧平井2011年9月5日完钻，水平段1070.0m-1275.0m，水平段长205.0m，油层钻遇率100%。2011年9月30日注汽，累积注汽量3000t。10月27日下泵开，初期日产液21.4t/d，日产油17.5t/d，综合含水18.2%，目前日产液22.9t/d，日产油16t/d，含水30.1%，，目前累增油3000t，由此可见，侧钻水平井效果明显优于直井，在构造高部位，油层发育稳定且未水淹的剩余油富集区有利于侧钻水平井开发，有效的延缓了边水内侵速度以及底水锥进程度，锦7-20-26CH井实施的成功充分印证了锦17块西油水运动规律以及剩余油分布空间，为进一部挖潜该块未水淹薄油层的潜力提供了有利依据。
5.结论
（1）锦7-20-26CH井实施成功的经验表明：对老区薄层稠油边底水油藏利用老井进行水平侧钻开采是可行的。
（2）侧钻水平井技术是开发中后期区块中未水淹的薄油层提高采收率的一项十分有效的挖潜措施。
（3）搞清楚开发中后期水淹规律，剩余油分布空间是设计出高产侧钻水平井的关键。
（4）水淹区薄油层侧钻水平井的生产要注意控制初期产液量，防止边水内侵和底水锥进速度的加快，尽量延长低含水采油时间。
参考文献：
[1] 陈海龙，李晓平，李其正.水平井段最优长度的确定方法研究[J].西南石油学院学报，2003，25（1）：47-48.
[2] 朱维耀，孙玉凯，杨正明等.稠油油藏水平井、垂直井产能分析[J].特种油气藏，2004，11（2）：32-33.
[3] 万仁溥.水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1995：26-38.
[4] 刘俊荣，张修文，刘喜林等.辽河油田开发技术座谈会文集[C].北京：石油工业出版社，2002：127-140.
[5] 刘 健，练章华，林铁军.水平井不同完井方式下产能预测方法研究[J].特种油气藏，2006，13（1）：61-62.