水平井油藏地質(zhì)設計技術熱采稠油油藏

（ 1）水平井篩選評價 油藏地質(zhì)參數(shù)原油粘度( m P a . s )相對密度( g / c m 3)油層深度( m )油層純厚度( m )孔隙度( % )滲透率( 1 0 m 2 )水體草1 3 11130 0 . 9 8 1000 2 - 9 0 . 2 8 3000 邊底水邊水能量強，概念模型設置恒壓水體，建立三種不同距離的模型 距邊水 400米 距邊水 200米 距邊水 300米 水平井 邊水 熱采稠油油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 024681020 25 30 35 40 45 5024681020 25 30 35 40 45 506000價 ($/有 效 厚 度 m 有效厚度5m （ 1）水平井篩選評價 極限有效厚度 合理井距 35美元 0 50 100 150 200 250 300 350 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 有效厚度， m 油價 26$/價 30$/價 35$/價 40$/價 45$/ 距 m 180 150 180m 油層厚度與距邊水距離關系 水平段長度 01002003004000 5 10 15 20 25油層厚度， 邊 水 距 離 m 300 100 熱采稠油油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 （ 2）水平段優(yōu)化 水平段長度 ： 200m 水平井井距 ： 150 200m 水平段垂向位置： 10 15 20 25油層厚度，因 次 距 頂 距 離 f 平段垂向位置 02000400060008000100001200050 100 150 200 250 300 350 400048121620累 積 產(chǎn) 油 程 度 累積產(chǎn)油 平 段 長 度 積產(chǎn)油、采出程度關系 不同井距水平井油汽比與采出程度關系曲線 0 100 150 200 250 300 井距 (m) 油 汽 比 8 10 12 14 采 出 程 度 (%) 油汽比 采出程度 熱采稠油油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 （ 3）熱采參數(shù)優(yōu)化 熱采參數(shù) 設計原則 優(yōu)化結果 注汽強度 既能滿足加熱油層所需的熱量，又不致造成過多的熱能損失 15t/m 注汽速度 注汽越高越好，但受井筒工藝、油層吸汽能力影響 1016t/h 蒸汽干度 滿足在全部水平井段上都有蒸汽干度存在 5070% 燜井時間 合理的加熱范圍和熱能利用率 4 6d 0 15 20 25101214161820油汽比采出程度油 汽 比 t/t 注汽強度 t/m 注汽強度優(yōu)化曲線 熱采稠油油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 稠油油藏 2、水平井應用狀況 口 %日液t/井數(shù)口日液t/區(qū) 82 1 2 9 24 100 0 期平均單井 目前平均單井 累積產(chǎn)油量104t / d ）含水（ % ）1 樂安草南 25 安草 20 22 安草 13 10 面河面 120 12 島中一區(qū)館 6 稠油 5 島中二區(qū)南館 6 稠油 8 平沾 18 6 安草 109 5 安草 128 4 莊鄭 411 8 22 104t ）平均單井累油（ 104t ）合計序號 主要應用單元投產(chǎn)井數(shù)（ 口 ）初期平均單井主要應用區(qū)塊 在樂安、單家寺、孤島等32個區(qū)塊單元投產(chǎn)熱采水平井142口，累積產(chǎn)油 稠油油藏 2、水平井應用狀況 稠油油藏歷年水平井投產(chǎn)狀況圖 12 3 31358 8317712635270102030投產(chǎn)井數(shù)(口)t)t)992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006初期平均含水(%)草 13斷塊 草 1 3 塊 歷 年 年 產(chǎn) 油 001 2002 2003 2004 2005 2006產(chǎn)油量(萬噸)水平井直井日油(t/d)含水(%)日油(t/d)含水(%)9 口)目前生產(chǎn)情況 平均單井累產(chǎn)油(10 4 t)累積產(chǎn)油量(10 4 t)初期生產(chǎn)情況草 13塊水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表 目前直井平均單井日產(chǎn)僅 000年用 9口水平井開發(fā)，建產(chǎn) 7 初產(chǎn) 水 平 井 直 井 水 平 井 直 井 16 油 稠油油藏 2、水平井應用狀況 稠油油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 1）原油粘度 油層厚度數(shù)模敏感分析表明，油層厚度在 5 30時對吞吐效果影響比較敏感。實際資料對比也表明 ,油層厚度較薄的水平井吞吐效果相對較差。 104t/%200 300200010005001000滲透率，10- 3 m m/051010厚度， 50 104t/%200 300200010005001000滲透率，10- 3 m m/051010厚度， g/0 00010 00010 0003 000粘度， - 1 類油藏特點甲 - 4甲 - 3甲 - 2甲 - 1亞類面 120前吞吐工藝）類別單，層層 類甲甲甲甲面0204060801000 10 20 30 40注入量 % ）滲透率保留率（ ）高溫水敏滲透率變化曲線 4、 水平井設計應注意問題 （ 1）水平井篩選需考慮稠油注蒸汽開采的篩選標準 稠油油藏 投產(chǎn)時間日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)面1 2 0 - 1 - 平6 200202 0 - 1 - 平7 200206 0 - 4 - 平5 200212 0 - 4 - 平6 200211 0 - 4 - 平7 200105 0 - 4 - 平8 200106 0 - 6 - 平4 200210 0 - 6 - 平5 200210 0 - 平1 200105 0 - 平2 200104 0 - 平3 200104 0 - 平4 200104 0 塊沙四水平井開發(fā)效果統(tǒng)計表井號初期生產(chǎn)情況 目前生產(chǎn)情況累產(chǎn)油(104t)12口水平井，有 8口井累油低于 6000t，平均僅 3428t，屬低效井。 4、 水平井設計應注意問題 稠油油藏 周期開采指標隨水平井段長度變化圖水平井段長度 (m)0 100 200 300 400圖例1 期采油量2 值油量3 回采水率123周期開采指標隨水平井段長度變化圖水平井段長度圖例周期采油量峰值油量回采水率水平井段長度圖例周期采油量峰值油量回采水率圖例周期采油量峰值油量回采水率（ 2）水平段長度 水平段不同長度對應的周期開采指標對比，水平井段長度在300果隨長度的增加變好，但 30000 因而熱采水平井段最佳長度為 200m。 4、 水平井設計應注意問題 稠油油藏 （ 3）水平井井距 50 200 250 300 350井距( m )油汽比8101214采出程度(%)油汽比 采出程度熱損失（生產(chǎn)過程） % 油層厚度(10油層剖面加熱率 % 采出程度 % 峰值產(chǎn)油量 t/d 考慮較高的采出程度和合理的油汽比，同時為防止汽竄形成井間干擾，水平井井距在 200 250 （ 4）水平段垂向位置 根據(jù)水平井在油層不同位置的開采指標的對比，當油層厚度在10 20m，且水平井未受到邊底水影響時，水平段在距油層頂 2/3處最合適；油層厚度在 10平段在油層中、下部處較合適。 4、 水平井設計應注意問題 屋脊式斷塊油藏 裂縫性潛山油藏 地層不整合油藏 厚層底水塊狀油藏 稠油油藏 整裝厚層正韻律油藏 薄層油藏 二、不同類型油藏水平井應用狀況 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 2、水平井應用狀況 3、開發(fā)效果影響因素分析 4、水平井設計應注意問題 取心檢查井水淹剖面 （ 1）夾層精細描述及預測 （ 2）剩余油分布的定量描述 （ 3）技術經(jīng)濟界限的制定 剩余油分布特點 （ 1）剩余油主要集中在 頂部 （ 2）剩余油主要受沉積韻律及 層內(nèi) 夾層 控制。 水平井設計側重點 夾層 整裝厚層正韻律油藏 調(diào)整區(qū)： 含油面積 3.4 質(zhì)儲量 836萬噸 調(diào)整前綜合含水： 平均單井日油： d 采出程度： 7 - 709 81 - 311 1124 - 914 16 - 811 17 - 312 19 - 81115 - 81112501260127012801250126012701280自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應 自然電位 感應5 315 32水平井調(diào)整區(qū)東西向油藏剖面圖 受沉積特征影響 ， 頂部 采收率低 。 目前井網(wǎng)難以提高 采收率 。 存在的主要矛盾 孤島油田中一區(qū) 32相對吸水量 每米相對吸水量531532孤島中一區(qū) 整裝厚層正韻律油藏 1、夾層精細描述及預測 中 8 1 0 02 0 03 0 04 0 01 21 2自然電位 微電極 感 應電極 感 應自然電位 微電極 感 應泥質(zhì)夾層厚度平均 中一區(qū) 沉積結構單元 理論為指導，通過厚層細分、韻律層對比、隨機建模井間預測等多項技術進行 夾層的綜合描述 。 中 9側重點 整裝厚層正韻律油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 1、夾層精細描述及預測 未考慮夾層時的剩余油分布圖 考慮夾層時的剩余油分布圖 沒有 剩余油富集區(qū) 夾層上部 有 剩余油富集區(qū) 孤島中一區(qū) 夾層描述技術 實現(xiàn)層內(nèi)分割控油 側重點 整裝厚層正韻律油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 2、剩余油分布的定量描述 網(wǎng)格細分技術 準確描述縱向剩余油分布 側重點 13 - 7 1 3 （ 1 9 8 9 . 0 2 ）1 3 C 7 1 3 （ 2 0 0 0 . 8 ）感應電導率ms/ 15 32（ ）（ ）感應電導率微電極自然電位感應電導率微電極自然電位（ ）（ ）感應電導率微電極自然電位感應電導率感應電導率微電極微電極自然電位自然電位感應電導率微電極自然電位感應電導率感應電導率微電極微電極自然電位自然電位調(diào)整區(qū)新老對子井電測曲線剖面圖 新井 老井 32323231 厚油層底部基本水淹， 厚油層頂部剩余油富集 。 整裝厚層正韻律油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 應用效果 突破井：中 9 0204060801000210 0301 0305 0308 0311 0403 0406 0409 0412 0504 0507 0510 0602 0605年月含水%010203040日產(chǎn)油t/初產(chǎn) 35t/d，直井的 4倍 低 周圍直井含水 推廣區(qū)塊 孤島中一區(qū)0032004 16 208 15 004 7 74 7 水平井調(diào)整方案 2004 8 70 6 水平井調(diào)整方案 2005 6 60 5 004 10 82 10 7 494 43 04t）設計井數(shù)（口）已鉆井數(shù)（口）推廣單元 調(diào)整時間地質(zhì)儲量（104t）整裝厚層正韻律油藏 整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 1）剩余油富集程度 )9油飽和度9 P 91 7 P 5 1 21 3 P 5 1 31 3 P 5 1 11 2 P 5 1 19 P 5 1 11 0 - 2 0 71 1 - 5 1 21 1 - 9 0 71 1 N B 1 21 2 N 5 1 11 3 - 1 71 3 - 1 91 3 - 7 0 31 3 - 7 1 01 3 - 7 1 21 3 - 7 1 31 3 - 7 1 61 3 - 7 1 81 3 - 7 2 01 3 - 91 3 - 9 1 51 3 C 7 0 81 3 N 1 11 3 N 1 51 3 X 2 11 3 x 9 1 31 3 X N 1 91 4 - 5 0 81 4 G 2 01 4 X 2 0 91 5 X 9 0 81 6 - 2 01 6 - 5 1 31 6 - 5 1 51 6 - 6 1 11 7 - 7 0 61 7 - 7 0 91 7 - 7 11 7 - 7 1 01 7 - 7 1 21 7 - 7 1 61 7 - 9 1 51 7 - 9 1 71 7 N 1 71 7 N 1 9 11 7 N 7 1 81 7 N B 1 11 7 N B 1 3 11 7 X 2 0 31 7 X 9 0 51 7 X 9 0 71 7 X 9 1 11 7 X 9 1 31 7 X N 1 5 11 8 - 5 0 71 8 - 5 1 11 - 9 1 31 N 1 51 X 9 1 53 - 1 03 - 9 1 54 - 5 1 14 - 9 1 64 G 2 24 N 1 85 - 6 1 45 - 7 1 05 - 7 1 45 N 1 75 N 7 1 25 N B 1 56 - 1 86 - 9 1 47 - 2 07 - 67 - 7 1 17 - 9 0 97 - 9 1 18 - 5 1 18 N 3 1 79 - 1 59 - 1 9 19 - 7 0 59 - 7 0 89 - 7 19 - 7 1 09 - 7 1 29 - 7 1 39 - 7 1 49 - 7 1 69 - 9 1 69 - 9 1 79 - 9 1 89 G 99 N 1 19 N 1 79 X 7 1 59 X 9 0 7 - 1 81 1 X N 1 91 1 - 31 1 - 7 0 51 1 - 7 0 91 1 - 7 1 11 1 - 7 1 31 1 - 7 1 51 1 - 7 1 71 1 - 9 1 41 1 N 1 61 5 - 1 41 5 - 2 01 5 - 7 0 51 5 - 7 0 81 5 - 7 0 91 5 - 7 1 11 5 - 7 1 31 5 - 7 1 51 5 - 7 1 71 5 - 9 1 41 5 N 1 21 5 N 1 61 5 N 1 81 5 N 31 5 N 41 5 N 81 5 N B 1 61 9 - 1 01 9 - 1 21 9 - 1 61 9 - 1 81 9 - 7 0 91 9 - 7 1 11 9 - 7 1 51 9 - 7 1 71 9 - 81 9 N 1 41 9 N 7 1 32 - 1 03 - 9 1 33 N 1 25 - 2 05 N 97 - 1 47 - 1 67 - 1 87 - 4 1 97 - 7 0 77 - 7 0 97 - 7 1 37 - 7 1 57 - 7 1 77 - 87 - 9 1 77 - 9 1 81 1 N 8x 1 - 1 2X 1 N 1 01 5 - 9 1 33 N 1 4 11 1 N 1 01 5 N 1 01 1 - 61 9 - 61 1 - 1 41 5 X 7 0 67 N 1 2R = 2 6 . 1 %S o = 5 6 . 7 %R = 3 3 . 4 %S o = 4 7 . 9 %中 9 - 平 9中 17 - 平 512020406080100日液(t)010203040日油(t)中 9 P 9中 1 7 P 5 1 2020406080100含水(%)0200400600800100012001 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37動液面(m)剩余油富集程度越高開采效果越好 水平井對比曲線 整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 2）層內(nèi)夾層 2 3 - 4 5 4 2 3 - 2 4 7 5 2 3 - 4 7 4 2 6 01 2 7 0自然電位 微 電極 感應曲線中 14 - 610 （ 85 年 7月）5 315 321 2 6 01 2 7 0中 13 - 410 （ 83 年 7月）自然電位 微 電極 感應曲線5 315 32自然電位 微 電極 感應曲線1 2 6 01 2 7 05 315 32中 13 - 更 91 （ 83 年 7月） 5 0 1 2 5 0 1 2 5 0自然電位 微 電極 感應曲線自然電位 微 電極 感應曲線中 （ 年月）中 （ 年月）自然電位 微 電極 感應曲線自然電位 微 電極 感應曲線自然電位 微 電極 感應曲線自然電位 微 電極 感應曲線中 更 （ 年月）孤東油田六區(qū) 6孤島中 1310井 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0油井 01 . 51 . 0 1 . 52 . 01 . 50 . 5 3 - 平 5 1 0 2 中 1 3 - 平 5 1 0 井 區(qū) N g 5 與 N g 5 單元隔夾層厚度等值圖31 32中 1310井區(qū) 隔夾層厚度等值圖 隔夾層分布范圍大，厚度大于 1米。 整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 2）層內(nèi)夾層 中 1310井軌跡與設計吻合較好，段儲層物性較好。 050100150日液(t)0102030405060日油(t)孤 東 6 P 1中 1 3 P 5 1 0020406080100含水(%)01002003004005006001 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37動液面(m)水平井對比曲線 相同生產(chǎn)時間內(nèi)： 中 1310井 :累油 均日產(chǎn)油 孤東油田六區(qū) 6油 均日產(chǎn)油 水 日油 含水累產(chǎn)油、百分數(shù)中 1 3 P 5 1 0孤 東 6 P 1初期 目前整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 2）層內(nèi)夾層 020406080100120日液(t)0510152025日油(t)埕 7 1 - 平 1 埕 7 1 - 平 2埕 7 1 - 平 4 埕 7 1 - 平 30204060801001 4 7 10 13 16 19 22 25含水(%)埕東西區(qū)水平井對比曲線 夾層的滲透性對水平井的開發(fā)效果影響較大，滲透性越小，含水上升越慢，要求剩余油富集程度越小，與技術政策界限相符。（注：埕 71平 1井軌跡控制差，水平段低點距油水界面僅 3m） 井號油層厚度（m）夾層厚度（m）夾層物性埕71發(fā)育埕71 物性埕71 質(zhì)埕71 性整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 3）距頂位置 010203040日液(t)0510152025日油(t)020406080100含水(%)0200400600800100012001400200308 200311 200402 200405 200408 200411 200502 200505 200508 200511動液面(m)中 13造成該井效果較差的主要原因是油層頂部儲層物性太差。實鉆油層頂垂深比原設計高 平井軌跡距頂 水平井附近 造成水平井供液不足。 月遞減 20% 中1 3 - 平5 1 1 井鉆遇油層井身軌跡示意圖1252125412561258126012621264200 250 300 350 400 450 500水平位移垂深整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 中1 7 - 平4 2 2 井鉆遇油層井身軌跡示意圖12581260126212641266126812701272127412761278150 200 250 300 350 400 450水平位移垂深=3）距頂位置 中 1 7 P 4 2 2 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080100200406 200408 200410 200412 200502 200504 200506 200508 200510 200512日液、油(t)020406080100含水(%)中 17 - 022中1 5 - 1 91 6 - 2 11 6 - 8 2 11 7 - 0 2 21 7 - 1 91 7 - 2 11 7 - 2 01 7 - 2 21 7 - 2 2 11 7 - 3 2 01 7 - 8 2 017 更 5 2 11 8 - 0 2 11 8 - 1 91 8 - 2 01 8 - 2 11 8 - 4 2 31 8 - 5 2 11 8 - 8 2 11 9 - 0 1 91 9 - 1 91 9 - 2 01 9 - 2 11 9 - 4 2 21 9 - 8 1 92 0 - 3 62 0 - 3 82 0 - 4 02 0 - 4 2 32 0 N 3 82 1 - 5 3 71 8 - 8 2 1 井區(qū) N g 4 4 1 頂構造圖17 - 42217 - 423 19 N 2 116 - 52217 N 2 0更井區(qū) 頂構造圖17造腰部井網(wǎng)不完善 Z/ 1722實鉆油層頂面比設計高 跡在油層中部偏上，物性好，能量足，但含水上升快。 無夾層 整裝厚層正韻律油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 3）距頂位置 孤東 71井油層厚度 89m， 設計油層頂面比實鉆油層頂垂深低 孔段軌跡距平均距頂 頂 產(chǎn)后含水低，上升慢，動液面在 470 孤 東 7 - 平 1 1 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080200505 200506 200507 200508 200509 200510 200511 200512日液、油(t)020406080100含水(%)孤東7 - 平1 1 井鉆遇油層井身軌跡示意圖12501252125412561258126012621264126612681270150 200 250 300 350 400 450水平位移垂深射孔段平均距頂 裝厚層正韻律油藏 （ 1）平面位置距老井的距離 7 孤東 73層微構造圖 厚層正韻律頂部剩余油挖潛，水平井距老井距離不宜過近。 孤東 7井水平段長 150m， 水 97） 20m，該處夾層只有 經(jīng)失去對底水的控制作用，造成水平井投產(chǎn)即高含水的不利局面。 孤東 7井區(qū) 637 東 7 - 平 6 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080100120140160200501 200502 200503 200504 200505 200506 200507 200508 200509 200510 200511 200512日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水4、 水平井設計應注意問題 整裝厚層正韻律油藏 （ 2）水平井距頂位置 孤 東 7 - 平 1 1 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080200505 200506 200507 200508 200509 200510 200511 200512日液、油(t)020406080100含水(%)孤東7 - 平1 1 井鉆遇油層井身軌跡示意圖12501252125412561258126012621264126612681270150 200 250 300 350 400 450水平位移垂深射孔段平均距頂 層不發(fā)育 的油層，水平井軌跡距頂位置優(yōu)化上參考底水油藏優(yōu)化標準，應盡量選擇頂部 低滲段 ，避免含水上升過快； 夾層發(fā)育 的油層，水平井軌跡應首先考慮儲層的物性，其次考慮距頂位置。 Z/ 論 4、 水平井設計應注意問題 整裝厚層正韻律油藏 （ 3）初期控制液量，減緩含水上升速度 中1 7 - 平5 0 9 井鉆遇油層井身軌跡示意圖1254125612581260126212641266150200250300350400水平位移垂深中 1 7 - 平 5 0 9 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080100200502 200504 200506 200508 200510 200512日液、日油(t)020406080100含水(%)日油日液含水夾層厚度 2m 中 9井初期生產(chǎn)壓差 水上升快，生產(chǎn)壓差控制在 水穩(wěn)定。 中 1709夾層厚度大，軌跡控制好，射孔井段距頂 產(chǎn)后液量過高（合理液量 40m3/d），含水上升較快。 0102030405060701 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97012345678910壓差含水 日產(chǎn)油 生產(chǎn)壓差中 9井日度開采曲線 4、 水平井設計應注意問題 屋脊式斷塊油藏 裂縫性潛山油藏 地層不整合油藏 厚層底水塊狀油藏 稠油油藏 整裝厚層正韻律油藏 薄層油藏 二、不同類型油藏水平井應用狀況 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 2、水平井應用狀況 3、開發(fā)效果影響因素分析 4、水平井設計應注意問題 （ 1）儲集空間變化大、潛山頂面 預測難度大 ； （ 2）裂縫發(fā)育在平面和縱向上非 均質(zhì)性嚴重 ； （ 3）油藏的產(chǎn)能受裂縫發(fā)育程度 控制 。 油藏特點 裂縫描述及儲層預測技術 水平井目的 主要技術 多穿裂縫，提高產(chǎn)能 鄭 6潛山頂面構造圖 鄭 6潛山油藏剖面圖 鄭 6 0 1 井 投 影- 1 1 0 0- 1 2 0 0- 1 3 0 0- 1 4 0 0 1 3 0- 1 1 6 0- 1 1 9 0- 1 1 8 0- 1 1 8 5附 圖 2 鄭 6 - 平 1 井 井 身 軌 跡 設 計 剖 面 圖0 200 1 3 51、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 裂縫性潛山油藏 1、水平井開發(fā)技術現(xiàn)狀 裂縫描述預測技術 裂縫識別 （ 2）利用地層傾角測井、成像測井等多種測井信息綜合研究裂縫方向 成像測井 （ 1）利用地應力研究方法確定主裂縫分布方向，這是目前常用的定性研究裂縫方向的方法； 裂縫性潛山油