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[摘 要]为寻找剩余油，挖掘油藏潜力，采用物质平衡法和动态综合分析法，定量定性预测剩余油分布状况，确定目标区，利用水平井技术进行挖潜部署，为小规模主河道短砂体的经济开发提供矿场实践。3口水平井均见到较高产能，平均日产量是区域直井的10.6倍，已累计增油量3.18×104t。
[关键词]水平井 剩余油 挖潜 部署
中图分类号：TM121.1.3 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）37-0023-01
1.水平井技术简介
水平井是指最大井斜角保持在90°左右，同时在目的层相对水平地维持一定井段长度的特殊井，主要用于石油和天然气的勘探与开发。水平井开发技术是通过扩大泄油面积来提高油井产量、提高油田开发效益的，适用于油田开发的全过程[1]。特别在油田进入开发中后期，直井挖潜效益差的情况下，利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点，发挥水平井抑制含水上升、提高油井产能、节约钻井投资等优势，为老油田提供一种经济有效的挖途径。曙光油田是辽河油区最大的油田，作为一个开发40年的老油田，目前正处于资源接替紧张阶段，水平井开发无疑对油田持续稳定发展起到至关重要的作用。
2.挖潜目标区块现状
水平井挖潜最基本的原则是地质体可控、产能可控，以达到油层钻遇率和生产能力的双重保障。经过大量前期地质研究，对曙光油田各区块进行剩余油潜力分析，最后筛选出曙1-6-12块为水平井挖潜目标区块。
曙1-6-12块1978年4月天然能量试采，1980年9月采用200～350m井距注水开发，目前区块共有油井65口，开井44口，日产油141t，平均单井日产油3.2t，采油速度0.82%，综合含水81.7%，累产油272.68×104t，累产水500.63×104t，可采储量采出程度89.1%；有注水井10口，开井9口，日注水659m3，累注水825.84×104m3。
投入开发至今历时35年， 其间不断经历完善注采井网和挖潜调整，主要可分为三大阶段：1991年前的完善注采井网；1995～1999年的主体加密和北部扩边；2002～2006年的东南部扩边挖潜。经过历年调整，该区目前注采井网完善，井距100m左右。区块经历了基础井网上产、稳产阶段，加密调整二次上产、稳产阶段，目前处于降产阶段，年产油量由最高时的12.89×104t降到目前的3.29×104t，采油速度由最高时的2.1%降到目前的0.82%，已进入高含水、高采出 “双高”开发阶段，稳产难度大。
3.潜力分析
3.1油藏地质特征认识清楚
曙1-6-12块是四周被断层围限的封闭断块，断层位置已由地震资料和钻井资料确定，构造形态虽受断裂活动影响，但总体上为北西--南东倾向的单斜[2]。油层平面分布特点是南厚北薄，这是受沉积相控制的结果，该块是南北两条主水道向湖盆延伸形成的水下扇浊积体，北部水道规模较小。储层物性条件好，属高孔高渗储层。原油性质平面上差异明显，主体部位原油粘度相对较小，边部受断层影响原油粘度则相对较大，这也决定了主体部位注水、边部蒸汽吞吐的开发方式。油藏以浊积岩被泥岩包围为主要圈闭条件，自成独立的油水系统，全块有统一的油水界面。因此，从成因上分，该油藏为岩性--构造油藏；从油水分布特点看，为块状边底水油藏。
3.2产能状况落实
浊积体往往具有较高产能，主体部位初期平均单井日产油21.5 t，最高日产油68.4t；扩边区初期平均单井日产油20.6t，最高日产油33t；全块初期平均单井日产油21.3t，局部区域油井初期具有自喷生产能力。目前区块处于开发中后期，平均单井日产油已下降到3.2t，仍是曙光油田平均日产油（1.9t）的1.7倍。
3.3剩余油分布状况明确
剩余油研究一直是老区挖潜的重中之重，目前国内外研究剩余油分布的方法较多，如数理统计、物质平衡、岩心分析、动态分析、数值模拟等。物质平衡法和动态综合分析法是现场符合率较高的两种方法。
物质平衡法研究剩余油的分布：该方法主要是根据容积法计算原油地质储量的原理，进行剩余油饱和度计算，计算公式为：N=100AhΦSoiρo/ BOi
可得出剩余油地质储量公式：Nr = 100AhΦSorρo/ Bor，
剩余地质储量Nr=N-Np
式中：Sor-目前剩余油饱和度，小数；
Soi-原始含油饱和度，小数；
N-原始地质储量，104t；
Np-累积采油量，104t；
BOi-原始地层原油体积系数，小数；
Bor-目前地层原油体积系数，小数；
A-含油面积，Km2；
h-油层有效厚度，m；
Φ-油层有效孔隙度，小数；
ρo-平均地面原油密度，g/cm3。
计算出地层原油平均剩余油饱和度为0.389。表明地层孔隙中，仍有38.9%的原油未被采出，为油藏挖潜提供物质保障。
动态综合分析：通过油水井生产动态，能直观有效地确定剩余油分布范围。区块中南部34口油井，开井25口，综合含水达到86.9%，中高含水井已占70.6%，其中含水大于95以上9口，占开井数36%，产量仅占10%。这一区域进入注水开发中后期，水淹严重。区块北部，由于受断层切割影响，轻质成分挥发，原油粘度大，采用100m井距蒸汽吞吐开发，共有油井12口，开井3口，平均单井日产油1.4t，有3口井因油层总厚度小且有底水不具备直井投产条件，另有6口井因后期底水上窜或套坏关井。已投产井有较好生产能力，初期日产油19.3t，单井累产油1～2.5×104t，采出量偏小。综合这些因素，认为该区域没有受到注水波及，剩余油富集，是有利的挖潜部署目标。
4.水平井挖潜部署及效果
在目标区域直井开发效果不理想的情况下，鉴于水平井技术的不断成熟，决定利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点，发挥水平井抑制底水上窜、提高油井产能、节约钻井投资等优势，对区域实施水平井挖潛部署[3]。共部署3口水平井，实施后，油层钻遇情况和产能状况都达到预期效果，钻井成功率100%，平均油层钻遇率90.8%，达到优秀标准，初期平均日产油22.7 t，目前平均日产油15.5t，是区域直井的10.6倍。截止2015年4月，3口挖潜井已累计增油3.18×104t。
5.结论
（1）水平井产能状况不仅取决于水平段长度，与储层性质、剩余油富集程度密切相关。
（2）油田开发中后期，精细地质研究是各项挖潜增效的基石，重研究、重实践才能保持油田稳定发展。
（3）对于那些直井开发不经济的油藏，如底水油藏，含夹层水的薄层油藏，总厚度小但连续分布的层状油藏，低渗油藏，利用水平井也许能增加储量动用程度，使储量转化为产量，提高油田开发经济效益。
参考文献：
[1]张建军，舒勇等，水平井在国内外油田的应用，水平井技术发展及应用案例，2012：2-9.
[2]许国民，曙光油田油藏类型与地质特征，曙光油田稠油开发技术与实践，2011：1-19.
[3]周大胜，支印民等，超稠油水平井分层开发技术，特种油气藏，2014，21（2）：89-92.
作者简介：
霍东明，男，现从事油藏测试工作.
[关键词]水平井 剩余油 挖潜 部署
中图分类号：TM121.1.3 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）37-0023-01
1.水平井技术简介
水平井是指最大井斜角保持在90°左右，同时在目的层相对水平地维持一定井段长度的特殊井，主要用于石油和天然气的勘探与开发。水平井开发技术是通过扩大泄油面积来提高油井产量、提高油田开发效益的，适用于油田开发的全过程[1]。特别在油田进入开发中后期，直井挖潜效益差的情况下，利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点，发挥水平井抑制含水上升、提高油井产能、节约钻井投资等优势，为老油田提供一种经济有效的挖途径。曙光油田是辽河油区最大的油田，作为一个开发40年的老油田，目前正处于资源接替紧张阶段，水平井开发无疑对油田持续稳定发展起到至关重要的作用。
2.挖潜目标区块现状
水平井挖潜最基本的原则是地质体可控、产能可控，以达到油层钻遇率和生产能力的双重保障。经过大量前期地质研究，对曙光油田各区块进行剩余油潜力分析，最后筛选出曙1-6-12块为水平井挖潜目标区块。
曙1-6-12块1978年4月天然能量试采，1980年9月采用200～350m井距注水开发，目前区块共有油井65口，开井44口，日产油141t，平均单井日产油3.2t，采油速度0.82%，综合含水81.7%，累产油272.68×104t，累产水500.63×104t，可采储量采出程度89.1%；有注水井10口，开井9口，日注水659m3，累注水825.84×104m3。
投入开发至今历时35年， 其间不断经历完善注采井网和挖潜调整，主要可分为三大阶段：1991年前的完善注采井网；1995～1999年的主体加密和北部扩边；2002～2006年的东南部扩边挖潜。经过历年调整，该区目前注采井网完善，井距100m左右。区块经历了基础井网上产、稳产阶段，加密调整二次上产、稳产阶段，目前处于降产阶段，年产油量由最高时的12.89×104t降到目前的3.29×104t，采油速度由最高时的2.1%降到目前的0.82%，已进入高含水、高采出 “双高”开发阶段，稳产难度大。
3.潜力分析
3.1油藏地质特征认识清楚
曙1-6-12块是四周被断层围限的封闭断块，断层位置已由地震资料和钻井资料确定，构造形态虽受断裂活动影响，但总体上为北西--南东倾向的单斜[2]。油层平面分布特点是南厚北薄，这是受沉积相控制的结果，该块是南北两条主水道向湖盆延伸形成的水下扇浊积体，北部水道规模较小。储层物性条件好，属高孔高渗储层。原油性质平面上差异明显，主体部位原油粘度相对较小，边部受断层影响原油粘度则相对较大，这也决定了主体部位注水、边部蒸汽吞吐的开发方式。油藏以浊积岩被泥岩包围为主要圈闭条件，自成独立的油水系统，全块有统一的油水界面。因此，从成因上分，该油藏为岩性--构造油藏；从油水分布特点看，为块状边底水油藏。
3.2产能状况落实
浊积体往往具有较高产能，主体部位初期平均单井日产油21.5 t，最高日产油68.4t；扩边区初期平均单井日产油20.6t，最高日产油33t；全块初期平均单井日产油21.3t，局部区域油井初期具有自喷生产能力。目前区块处于开发中后期，平均单井日产油已下降到3.2t，仍是曙光油田平均日产油（1.9t）的1.7倍。
3.3剩余油分布状况明确
剩余油研究一直是老区挖潜的重中之重，目前国内外研究剩余油分布的方法较多，如数理统计、物质平衡、岩心分析、动态分析、数值模拟等。物质平衡法和动态综合分析法是现场符合率较高的两种方法。
物质平衡法研究剩余油的分布：该方法主要是根据容积法计算原油地质储量的原理，进行剩余油饱和度计算，计算公式为：N=100AhΦSoiρo/ BOi
可得出剩余油地质储量公式：Nr = 100AhΦSorρo/ Bor，
剩余地质储量Nr=N-Np
式中：Sor-目前剩余油饱和度，小数；
Soi-原始含油饱和度，小数；
N-原始地质储量，104t；
Np-累积采油量，104t；
BOi-原始地层原油体积系数，小数；
Bor-目前地层原油体积系数，小数；
A-含油面积，Km2；
h-油层有效厚度，m；
Φ-油层有效孔隙度，小数；
ρo-平均地面原油密度，g/cm3。
计算出地层原油平均剩余油饱和度为0.389。表明地层孔隙中，仍有38.9%的原油未被采出，为油藏挖潜提供物质保障。
动态综合分析：通过油水井生产动态，能直观有效地确定剩余油分布范围。区块中南部34口油井，开井25口，综合含水达到86.9%，中高含水井已占70.6%，其中含水大于95以上9口，占开井数36%，产量仅占10%。这一区域进入注水开发中后期，水淹严重。区块北部，由于受断层切割影响，轻质成分挥发，原油粘度大，采用100m井距蒸汽吞吐开发，共有油井12口，开井3口，平均单井日产油1.4t，有3口井因油层总厚度小且有底水不具备直井投产条件，另有6口井因后期底水上窜或套坏关井。已投产井有较好生产能力，初期日产油19.3t，单井累产油1～2.5×104t，采出量偏小。综合这些因素，认为该区域没有受到注水波及，剩余油富集，是有利的挖潜部署目标。
4.水平井挖潜部署及效果
在目标区域直井开发效果不理想的情况下，鉴于水平井技术的不断成熟，决定利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点，发挥水平井抑制底水上窜、提高油井产能、节约钻井投资等优势，对区域实施水平井挖潛部署[3]。共部署3口水平井，实施后，油层钻遇情况和产能状况都达到预期效果，钻井成功率100%，平均油层钻遇率90.8%，达到优秀标准，初期平均日产油22.7 t，目前平均日产油15.5t，是区域直井的10.6倍。截止2015年4月，3口挖潜井已累计增油3.18×104t。
5.结论
（1）水平井产能状况不仅取决于水平段长度，与储层性质、剩余油富集程度密切相关。
（2）油田开发中后期，精细地质研究是各项挖潜增效的基石，重研究、重实践才能保持油田稳定发展。
（3）对于那些直井开发不经济的油藏，如底水油藏，含夹层水的薄层油藏，总厚度小但连续分布的层状油藏，低渗油藏，利用水平井也许能增加储量动用程度，使储量转化为产量，提高油田开发经济效益。
参考文献：
[1]张建军，舒勇等，水平井在国内外油田的应用，水平井技术发展及应用案例，2012：2-9.
[2]许国民，曙光油田油藏类型与地质特征，曙光油田稠油开发技术与实践，2011：1-19.
[3]周大胜，支印民等，超稠油水平井分层开发技术，特种油气藏，2014，21（2）：89-92.
作者简介：
霍东明，男，现从事油藏测试工作.