超稠油水平井热采技术目录1 概况 (1)1.1 地质概况 (1)1.2 水平井发展历程 (2)1.2.1 开发试验阶段（ 1997~2002） (2)1.2.2 整体部署规模实施阶段（ 2002~目前） (3)2 水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识 (3)2.1 精细油藏研究，优化水平井设计 (3)2.2 优化注采参数，改善水平井开发效果 (4)2.2.1 新区水平井注采参数优化 (4)2.2.2 直井井间加密水平井注采参数优化 (5)2.2.3 高轮水平井注采参数优化及增产措施 (6)2.3 完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果 (7)2.3.1 完善钻完井技术设计，适合超稠油开发 (7)2.3.2 完善配套工艺技术，提高水平井开发效果 (8)2.4 建立监测、跟踪分析系统，及时进行动态调整 (9)2.4.1 利用不同井温测试方法，监测水平段动用程度 (9)2.4.2 利用示踪剂技术，了解水平井与周围直井连通情况 (9)2.4.3 采取有效手段调整水平段动用程度，提高周期生产效果 (10)2.5 应用水平井侧钻技术，实现层间接替 (11)2.6 对水平井生产所取得的认识 (12)2.6.1 水平井在超稠油蒸汽吞吐中优势明显 (12)2.6.2 井间加密部署水平井，挖掘井间剩余油潜力 (13)2.6.3 利用水平井侧钻技术实现层间接替，提高油层动用程度 (14)3 开展蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验，取得初步效果 (14)4 水平井目前存在的问题及下步工作方向 (15)4.1 目前水平井开发存在的问题 (15)4.2 下步工作方向 (15)：lt迄河晰憐勘坯成巣图图1-1曙一区构造位置图1概况1.1地质概况曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，超稠油油藏 储层埋藏浅(550~1150m )，纵向上发育了三套开发层系：馆陶油层、兴隆台油层兴I 〜 W 组和兴切组，其中兴切、兴I 和馆陶油层属于厚层块状油藏，储层物性好，油层相对 集中，有利于水平井整体开发。
储层物性为中-高孔、高渗-特高渗储层；原油具有密度 大、粘度高、凝固点高、胶质+沥青质含量高、含蜡量低的特点；地面脱气原油20°C 时密度一般大于1.0g/cm 3, 50C 时粘度一般在16〜23X 104mPa?s ，地层温度为38〜45C ，原始地层条件下不能流动。
目前杜 84块超稠油探明含油面积6.2km 2，探明石油地质储 量 8273X 104t (图1-1、表 1-1)。
2520.吨万{油产累年»6900O 20304O 21.2水平井发展历程辽河油田从1997年开始进行水平井热采超稠油，其发展历程共分为两个阶段：开 发试验阶段(1997~2002)、整体部署规模实施阶段(2003年以后)(图1-2)。
1.2.1开发试验阶段(1997~2002)1997年，为了优化超稠油的开发方式，探索水平井在超稠油开采中的优势，在曙 一区杜84块东北部0.17km 2的区域内部署5 口水平井，开发目的层为兴切组，水平段 长度为210m 。
截至2005年6月底，5 口水平井累积注汽22.4万吨，累产油13.7万吨, 累产水17.9万吨，油汽比0.61，回采水率79.7%,采注比1.41，其中平11~平 14的采 出程度为33.3%，生产效果较好。
水平井蒸汽吞吐的生产特点：⑴、水平井日产水平高，约为直井的 2倍。
⑵、第一 周期主要是预热、解堵油层，生产时间短，周期产量较低，随着周期增加，生产效果逐 渐变好，周期产油是直井的2-3倍。
⑶、生产操作成本低，约为直井的55%。
由于当时水平井热采处于开发试验阶段，在水平井生产初期注采参数没有达到优 化，现场操作也存在一些不足之处，主要表现在初期注汽排量、注汽强度较低，水平段 动用不均问题无法解决，回采效果不理想；同时配套工艺技术较落后，周期生产初期抽 油泵举升能力小，同时隔热管只能下到曲率段上方的直井段，造成液流通过曲率段时温度急剧下降，阻力增加，降低了周期生产效果。
此外由于使用的TBS 防砂筛管不能适应超稠油生产，生产2、3周期后均发生不同程度的套变，造成生产井段减少，吞吐效39>口{数井产投30:——:年产油* 投产井数454035 图1-2特油公司水平井生产曲线35555555 O0520份年4000012000122整体部署规模实施阶段（2002~目前）通过近5年的水平井热采超稠油开发实践，在水平井部署、 钻完井设计、注采参数 优化、水平井监测及调整水平段动用程度等方面积累了丰富的现场操作经验，同时伴随着钻完井技术的飞速发展，配套工艺技术的进步与完善，使得在近3年间，水平井规模 不断扩大，数量由5 口增加到39 口，年产油量也由不到2万吨增加到20万吨以上。
水 平井部署领域不断扩大，由单一水平井发展到新区水平井井组、老区直井井间加密、水 平井层间接替、等不同的领域。
注采参数的优化使得水平井周期效果变好，不同监测手 段的应用指导了增产措施，高温调剖、三元复合吞吐、大修等措施的应用减缓了老井递 减，提高了水平井周期生产效果。
同时还在转换开发方式上不断探索，开展直井与水平 井组合SAGD 先导试验。
2水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识通过8年的理论研究与现场操作实践相结合，在应用水平井技术热采超稠油方面精 细油藏描述，优化水平井设计、注采参数，建立了一整套的监测、跟踪分析系统，完善 了配套钻采工艺技术，取得了较好的生产效果。
2.1精细油藏研究，优化水平井设计依据油藏工程设计原则，结合油藏地质条件和原油物性特点，通过油藏工程计算法、 数值模拟研究，优化部署水平井。
水平井主要地质设计参数：水平井的长度、井距、垂 深。
⑴、水平段长度的优选水平段的长度主要受两个因素的影响：一是沿水平段的压降；二是井下泵的排液 能力。
利用数模研究了水平井段长度与产油量、增油量关系曲线（图 2-1），确定超稠油水平段长度在250-400m 之间。
图2-1水平井段长度与产油量、增油量关系曲线300002000010000100 200 300 400 500 600 700水平段长度（m009000 600030避射厚度（m力{度程出采段阶（2）、水平井井距优化利用数模研究水平井不同井距蒸汽吞吐指标进行优化研究， 从累积油汽比、采收率 指标综合确定水平井井距为70m （表2-1）。
⑶、水平段在油层中的位置在油层不存在底水的情况下水平段的位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以 减少储量损失；在油层存在底水的情况下， 为避免底水锥进，唯一的方法就是保持汽腔 与水层之间具有一定的距离（避射厚度）。
经优选，在油层存在底水的情况下，水平井 段距油水界面距离为20m （图2-2）。
图2-2水平井避底水厚度与采出程度关系图2.2优化注采参数，改善水平井开发效果221新区水平井注采参数优化杜84块超稠油粘度较高，新区油层仍处于原始状态，油藏温度低，没有流动能力, 吸汽能力较差，因此第一周期采用低排量注汽，一般为7t/h，注汽强度为10-15t/m，主要目的是预热、解堵油层，降低地层压力，减少水平段动用不均，初期注汽压力较高, 采用低排量注汽能够保证注汽干度，提高热效率。
第二周期以后，油层压力逐渐降低，O00O00{油产期周O00 6 4 20 0 0比汽油0.77周期2吸汽能力得到改善，此时采用大排量注汽，一般为17-18t/h，提高注汽强度。
回采应用大型塔架型抽油机配和95mm大泵，目的是满足水平井的排液能力，提高日产液，提咼周期生产效果（表2-2）项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 20-25 25-30 25--30 25-30注汽排量t/d 6-8 6-8 14-16 15-17 15-18 15-18 焖井时间d 6-8 8-10 10-15 泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 选择中末期mm 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 2003年以来，分别在兴I、切组新区投产水平井9 口，通过参数优化，取得较好效果，与1997年投产老水平井相比，周期效果要好于老水平井，在前三周期，新区水平井平均周期累产油2937吨，油汽比0.69，而97年水平井周期产油仅为2152吨，油汽比0.52 （图2-3 ）。
1 周期 2图2-3新区水平井与老水平井周期吞吐效果对比表2.2.2直井井间加密水平井注采参数优化由于直井蒸汽吞吐半径有限，通过监测得出井间虽然得以动用，但仍是剩余油富集区，含油饱和度在65~70%。
在直井井间部署水平井，不仅能够挖潜剩余油，还能在吞吐后期与直井组合实施SAGD。
与新区相比，温度较高、压力、含油饱和度略低，因此初期注汽排量、强度较高，相当于新区水平井第三周期以后的情况（表2-3）。
项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 25-30 30以上30以上30以上注汽排量t/d 14-16 14-16 16-18 16-18 16-18 16-18 焖井时间d 8-10 10-15泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 00周期产油对比—新水平井-97水平井油汽比对比新水平井97水平井0.56自2003年以来，分别在馆陶、兴切组油层部署直井井间加密水平井18 口，目前投产10 口，通过注采参数优化，生产效果较好；与加密直井相比，水平井生产效果明显优于直井，周期产油是直井的8倍，油汽比是直井1.5~2倍左右，因此采取井间加密水平井是缓解老区递减，提高采收率的有效手段（表2-4 ）。
表2-4兴W组老区直井井间加密水平井与加密直井生产效果表2.2.3高轮水平井注采参数优化及增产措施1997年部署5 口老区水平井，除平26外，其余4 口水平井目前已经平均吞吐11.7 周期。
优化注采参数、采取各种措施以增加、稳定、延缓老区水平井的产量，探索出一条水平井热采超稠油进入高周期后的措施之路。
由于水平井进入高周期，采出程度高，生产效果变差，表现为周期吞吐效果逐渐变差，地层压力下降及水平段动用不均，针对这些矛盾，于2003年来对水平井组陆续实施整体调剖、整体三元复合蒸汽吞吐等措施，取得较好措施效果（图2-4）。
比汽油图2-4老区水平井吞吐规律曲线（第10、11周期分别实施整体调剖、三元复合吞吐措施）2.3完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果231完善钻完井技术设计，适合超稠油开发针对杜84块油藏发育特点，在水平井钻井实施过程中相应的设计了不同的钻井轨迹，在提高钻井质量的同时，也为后期水平井生产提供了保证。