leyu70vipleyu70vip:塔里木油田水平井开发技术 宋文杰 姜童文峰 周代余王起 张大鹏 杨建平（塔里木油田分公司） 摘要 本文主要探讨了在塔里木油田应用水平井开发新油气田的效果及旧区调整；详述优化部署与设计技术、钻井工程设计技术、随钻跟踪与优化技术、水平井产能评价技术、水平井采油技术、水平井产量监测技术、水平井等水平井应用的关键动态分析技术。技术;总结了水平井应用过程中的经验和教训。关键词 塔里木水平井应用效果 开发技术经验与教训 一、水平井应用效果 1．现有水平井数量及产量 截至2005年10月，塔里木油田共有水平井190口，其中油井179口，水井11口； 190口水平井中，双阶梯水平井27口（其中油井21口，水井11口）。 6个嘴）。 2005年10月，水平井日产量为8316吨。目前，塔里木油田公司水平井数占总井数的26%，但日产量占全日产量的53%；单口水平井日产量是直井的2.9倍。 2、塔里木油田水平井应用范围 水平井在塔里木油田开发实践中得到广泛应用，应用领域不断扩大，不仅实现了特种油气藏的高效开发，而且在新油田开发、老油田综合治理、凝析气田。在开发中发挥了重要作用，在哈德4油田薄砂层开发中，国内首次采用双阶梯水平井注水，取得了良好的效果。

1)在新油田开发中的应用（1)塔中4油田。塔中4油田发现于1992年4月，开发于1996年8月。目前生产地质储量3725x104t，可采储量1486x104t，名义采收率39.9%，该油田主力油藏为TZ402C3油组，计划采用5口水平井、17口直井底注+对应2为5口水平井的生产情况塔中 4 油田平井无水产油期长，累计产量高，4 口井累计产量达百万吨以上，TZ402C3 油藏可采储量 2041104 吨，可采储量 1062104 吨可采储量，标定采收率 52%；开井 18 口，日产油 1058 吨，含水 64.7%，累计产油 866104 吨，可采采收率 0 f 82%，显影效果好。 ——271—— 表1 塔中4油田开发井综合生产情况 古水累计产油量 累计产油量 5口水平井 715 106 75 617.4572 17口直井 103 45 48 24608 28 表2 4个油田5口水平井生产情况塔中无水期 累计产油量 累计产油量 日产油含水量 Tz4—17—H41995 01 1065 82 29 117 06 03 1107 60 42 86 26 11 97 TZ4—37-H181996 01 2555 120 14770 111 78 (2)哈德4油田。

截至2004年底，哈德尔4油田已累计探明油量820.2104万吨，控制量2860X104吨。成为塔里木油田公司第一个亿吨级油田。哈德4油田分为东河砂岩油藏和薄砂油藏两套开发地层。其中，东河砂岩储层埋深5000m以上中国石油塔里木油田清洁生产技术与实践，幅度30m，储量丰度50.56X 104t/kin2，属超深、低幅度、低丰度砂岩储层。 06～2.1m，幅度22m，储量丰度18104t/km2，属于超深层低幅度超低丰度超薄砂岩储层。为高效开发哈德4油田，拟以水平井为主开发两套开发地层。其中，东河砂岩油藏生产井69口。其中水平井61口中国石油塔里木油田清洁生产技术与实践，直井8口；薄砂层水平采油井17口，双阶梯水平注水井8口，直井1口。此外，在薄砂储层方案中设计了一套井网，整体采用水平井注水开发。井距1000-1250m，前期采用自然能源枯竭开发，适时转为边缘环空+中点注水开发；开发井26口，其中油井17口，注水井9口；稳产 3 自 2003 年 10 月全注水以来，地层压力和原油日产量逐渐增加并趋于稳定。 2005年10月Et液​​产量1044t，日产油854t，综合含水18.1%，日注水1060m3，月注1044t。产率为0，注液产率为0.45。经验证，累计产油129104t，采收率1082%。

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两级水平井注水，吸水指数(22)约为直井(2.5)的9倍，注水起始压力小，0水平井-5MPa，对应直井14 ．4MPa；数值模拟和生产监测表明，薄砂岩储层不存在单层突水现象，开发效果与方案设计一致。随着水平井的整体开发调整，哈德4油田储量不断扩大，储量不断扩大，产能和产量也逐年增加。截至2004年底中国石油塔里木油田清洁生产技术与实践，哈德4油田产能186104吨，预计2005年底产能195104吨，产能建设率100%，年产油量也由1998年的1.5104吨增加至2005年。2019年193104吨实际开发效果与规划设计基本一致。 2)水平井在老油田综合治理中的应用，精细272动态分析确定剩余油分布，开展措施潜力分析，以水平井为主进行综合调整。 (1)轮南油田。轮南油田1988年发现，1992年5月开发，已生产地质储量4121104吨，可采储量1685104吨，标定采收率40.9%。除注水外T1油组开发，均为自然能源开发，年产油能力80×104t。南部油田主力油藏、LN2井区，TI油组层间矛盾逐渐显现，Tj低渗层、T凸中高渗层、R储量生产程度低，因此确定采用水平井开挖Tn低渗层，实施效果良好（表3)，油组产量占比显着提高，水平井开发应用实现了低渗透难采储量有效生产LN2TT油组。

leyu70vip表3 轮南油田低渗透层水平井生产情况生产初期 2005 年 10 月 累计石油产量 生产年份和月份。日产油含水量 日产油含水量 (104t) I. N2-1-17H201 07 53 t659 768I 』N2-3-H1 20 (11 62 27 1186 062I, N2-3-H2 1998 04 71 57 10.53LN2- 33 H2 20{H 10 13 10 355LN2-4- H2 2000 05 14 585LN2-2-H1 2005 04 102 10 8424.1 797 通过横向整合综合管理，目前轮南油田动态可采储量为1750104吨，比标定1685X104t多65X104t，采收率提高1．6%。截至2005年10月，日产油1293t，含水77%，累计产油1302X 104t中国石油塔里木油田清洁生产技术与实践，可采采收率为74%。经过10年的稳产，含水率仍在理论曲线以下。（2)东河油田。东河油田1990年11月发现，1993年11月开发，生产地质储量2980X 104t中国石油塔里木油田清洁生产技术与实践，可采储量972X 104t，额定采收率32.6%。水库是东河。 He 1 石炭系油藏。目前该油藏剩余油主要垂向分布在CIII油组顶部1+2岩段中，全区分布，基本未淹。

自 2000 年以来，东河油田在顶部低渗透层新钻了 3 口直井。从实施来看，由于油田垂向非均质性严重，虽然确认了顶部油藏剩余油分布，但由于物性较差，3口直井并不理想，DH1- 4-5稍微好一点。 , 试油时日产油14. 5t, 累计产油0.2472X104t, DHl-8-5、DHl-8-6井完全无液。 2003年以来，东河油田针对顶部低渗层先后部署投产4口水平井，目前4口井产量稳定。 DH1-H2井于2002年投产，初期日产油62t，目前日产油34t，累计产油3 4122X1(]4t；DH1-H3井于2003年投产, 初期日产油79t, 目前日产油108t, 累计产油4.4. 2005年投产7750.X 104t DHl-H4井, 初期日产油65t ，目前日产油45 t，累计产油1.0949X104 t。水平井上低渗层的有效生产，改善了东河油田的开发，实现了油田的稳产。3)水平井在凝析气藏开发中的应用（1)牙哈23凝析气田。牙哈23凝析气田于2000年10月投产开发，产出油+凝析气地质储量是1574X104t，可采储量598104吨，名义采收率38%。

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采用循环注气，保持分压生产。为探索水平井在凝析气田开发中应用的可行性，YH23-1-26H井早在2000年就已投产。结果表明，水平井的生产压差为0.58MPa，比直井高1.47MPa。气油比1731，比直井2394低近1/3；日产气55104 m3，日产凝析油312t，是直井平均日产油113t的2.8倍。在采气藏开发先导试验中，获得成牙哈23凝析气田高速开发4年多，产气率5%以上。部分产气井出现气窜，气窜范围逐渐扩大。气油比由初期的1700m3/t提高到现在的1955m3/t，采油能力下降；同时，由于下第三系与白垩系储层物性差异较大，K层储量生产程度低，层间矛盾严重。为解决油田开发中的矛盾，2005年7月单产K层的YH23-1-H1井投产，目前日产凝析油178t，气油比1680m3/t。 YH23-1-H1井的成功实施为综合调整提供了新技术、新思路。目前已制定了以平井为基础的开发调整方案。 (2)英迈7凝析气田。英迈7构造带由四个下三分之二的局部构造组成。自西向东依次为英迈21号构造、英迈23号构造、英迈2号构造。 17构造和英麦7-19构造，总面积452平方公里，天然气储量295.7108立方米，凝析油储量463 1104吨，原油储量1053104吨，溶解气储量13.4x108m3，8mm喷嘴自注井，油压23.5MPa，日产油30t，日产气6104m3，气油比2000，无水。

该井累计产油2.4104吨。该井的实施为该区开发规划的编制提供了重要依据。形成水平井开发技术系列 目前，塔里木油田处于水平井开发应用阶段。已经形成了一套比较成熟的技术系列，包括：优化部署和设计技术；钻井工程设计技术；随钻跟踪优化技术；水平井产能评价技术；水平井采油技术；水平井生产监测技术；平井动态分析技术等7大技术系列。 1、水平井优化部署设计技术水平井优化部署设计技术主要包括井位布置原则、井位布置方法、水平段长度和垂向定位技术。塔里木油田水平井布设原则是：新油田注水控制储量最大、离水远；老油田剩余油储量大，分布清晰。主要的井布局方法有：平行构造走向、错行错列。在水平段长度优化设计方面，主要考虑水平段长度和水平段垂向位置对水平井开发效果的影响。数值模拟和理论计算表明，水平段越长，开发效果越好。当水平剖面小于一定值时，开发效果比直井还要差。但随着水平段长度的增加，相应的摩擦力也会增加，所以水平段的长度不宜过短。考虑到钻孔和摩擦，水平段不宜过长。不同油藏，不同物性，单井控制储量不同，水平井水平段最佳长度不同。一般确定为：油元长度的1/2～1/3，大面积低渗透油层长度大于300m。

水平段垂向位置优化的主要原则是水平段应位于储层中上部，夹层以上，物性好。考虑水平段位置对避水效果的影响，水平段位置离底水越远，开发效果越好；水平截面位置越靠近油层顶部，效果越弱。考虑钻井风险（在泥岩中钻井），水平段与油水界面的距离为0.7-O。 9.0"0（油柱高度）比较合适。 2.水平井钻井工程设计技术水平井钻井工程设计技术主要包括：井筒结构与井筒轨迹设计、钻具组合与钻井参数设计、井筒轨迹测量方案设计、钻井液设计等。 井筒结构和井眼轨迹设计的考虑因素包括：水平井类别：长半径、中半径、短半径、双台阶等；稳定性增加~增加-找平）、双增加段（直增加、增加和水平），三段系统段（直~增加和水平），三段增加段（直增加，增加，增加，增加和水平）；目标前方适当的位移。井结构设计的设计原则是：从内到外，目前塔里木油田主要水平井类型有：超深水平井s、阶梯式水平井（主要在哈德尔）、开窗侧钻水平井（用于后期老井改造）、短半径侧钻水平井（目前主要用于伦古）。目前塔里木油田水平井井眼轨迹设计中，剖面数据设计方法主要采用：圆柱螺旋线法（曲率半径法）；最小曲率法计算。

leyu70vip设计剖面数据的主要计算软件有：Landmark； DWPD(V1.6)。确定水平井目标区主要考虑的因素有：储层边界条件、钻井目的、开发精度要求、钻井水平井钻井液设计塔里木目前使用的泥浆有几种：聚磺酸泥浆体系、正凝胶泥浆体系、油基泥浆体系、双保护泥浆体系、有机盐泥浆体系等。目前水平井应用最成功的是聚磺酸和油基泥浆体系，聚磺酸体系可以为水平井的钻井提供足够可靠和安全的保障。地质结合的管理模式是井眼轨迹控制的关键。塔里木油田坚持标准化水平井轨迹设计与跟踪流程（图 水平井轨迹控制流程应用该流程，并在哈德开发过程中r4、轮南、塔中油田，逐步形成了“层（标记层）-控厚法”（图2)，确保水平井水平段精准目标。 “层厚控制法”的主要内容是：利用导向孔进行测井和钻井深度修正；轨迹调整；通过精细测井微调水平段钻井；根据第一水平剖面的变化趋势，及时预测第二剖面的深度变化，并及时优化。 ） 技术。多参数实时测量：实时近位测量（来自