超稠油薄层水平井开发效果评价

【摘要】2008年之后，特种油开发公司方案部署井全部实施完毕，公司完全依靠规划部署井位，随着布署难度的增加，公司年建产能规模逐年缩小，产能接替形势严峻。其中，水平井作为主力井型，部署井数及年产油量逐年下降。水平井目的层厚度逐年变薄，近几年在9m左右，为了改善薄层水平井的开发效果，以及对后续部署井位提供依据，技术人员对薄层水平井分类评价，并详细查找原因，进而制定针对性措施，取得较好效果。

【关键词】薄层水平井 超稠油 高产井 低产井 日产能力 油汽比

特油公司近年来产能接替形势严峻，水平井作为主力井型，部署难度增大，油层厚度逐年减薄，平均在9m左右，部分井部署厚度已达到5m以下。因此，开展前期技术研究，为后续部署提供技术支持已势在必行。

为了实现薄层水平井的有效开发，制定如下技术思路：首先摸清历年薄层水平井的生产情况，包括水平井钻遇情况、日产能力和吞吐规律等。其次对薄层水平井进行分类，并对高产井和低产井影响因素分析，最后得出结论，总结出开发界限，做好技术储备，并指导下步工作。

1 历年薄层水平井生产情况

1.1 日产能力

从表1中可以看出，近几年特油公司水平井当年日产能力基本保持在26t/d左右，整体趋势平稳，说明薄层水平井当年生产能力与普通水平井基本相当。

1.2 油汽比

2005-2009年，水平井首轮油汽比整体呈下降趋势，2009年后基本平稳。其中，杜84块水平井首轮油汽比逐年下降，与整体趋势相同；杜229块水平井首轮油汽比基本保持稳定（0.30左右），生产效果较好。

2 薄层水平井分类评价

2.1 水平井分类

对近几年实施的51口水平井前三轮的生产效果进行分类统计，其中，高产井23口，占总井数的56.9%，低产井16口，占31.4%。杜84块高产井数多于杜229块，中、低产井数持平。

2.2 高产井区域分布

杜84块兴Ⅱ组水平井高产井主要有油层发育较厚的杜84-兴H2002-2009区域，兴Ⅲ组高产水平井主要分布在西北部的未动用区域，杜229块水平井相对分散。

杜84块低产井主要分布在兴Ⅲ组的高采出程度区域，杜229块低产井多分布在油层厚度较薄或是油层边部。

2.3 高产井生产效果评价

统计未动用区域高产井首轮生产效果， 12口井中除4口井首轮溢流，生产效果较差外，其余8口井效果较好，首轮高产比例为66.7%，平均油汽比0.38。8口井中7口生产杜84块兴Ⅲ组，3口溢流井生产杜84块兴Ⅱ组。

统计已动用区域生产特点，从首轮油汽比来看，区域采出程度在20%以上，油层厚度在10m以上水平井见效较快，生产效果最好，采出程度在10%以下，油层厚度在6-8m水平井次之。从二轮油汽比来看，区域采出程度在20%以内，油层厚度在8m左右水平井生产效果最好，而高采出程度的井则效果变差。从三轮油汽比来看，区域采出程度在10%以内，油层厚度在10m以上水平井生产效果最好。

2.4 低产井生产效果评价

16口低产井中有7口井因为区域采出程度高，注汽过程中汽窜邻井而导致生产效果较差，7口井投产前区域平均采出程度28.8%。7口井中有4口井是杜84块兴Ⅲ组井。

16口低产井中有6口首轮因油层采出程度低，吸汽能力差导致溢流，占总井数的37.5%，其中杜229块4口，集中在兴Ⅱ组，杜84块2口，都在兴Ⅲ组。

近年来，新井套坏轮次逐年下降，在已完周的低产井中，首轮套坏井只有1口：杜84-兴H2040。但11年新井中陆续3口井套变：杜84-兴H3052、杜32-兴H315、杜32-兴H227等，新井首轮套坏问题逐渐突出。

其它，杜32-兴H2027、兴H2107出水，杜84-兴H3221油层物性差等问题。

3 结论及下步工作方向

（1）近年来，新井油层钻遇率，日产能力基本保持平稳，目的层厚度、首轮生产效果逐年下降。

（2）高产井主要分布在杜84块未动区域以及目的层厚度10m以上，采出程度10%以下区域。

（3）采出程度过高、油层吸汽能力差以及低轮套坏问题是导致新井低产的主要因素。

下步工作方向：

（1）水平井部署首先考虑杜84块兴Ⅲ组油层，Ⅱ组水平井首轮要考虑溢流因素。

（2）区域采出程度在20%以上的新井首轮考虑三元或调剖等措施，补充地层压力，保证开发效果。

（3）区域采出程度在5%以下的新井建议采用亚临界锅炉注汽配合防溢流装置或同注同采管柱，提高注汽质量，减少溢流影响。

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