水平井油藏地质设计技术裂缝性潜山油藏

G 6 0 1 6 0 36 0 6O 2321 - 4上下S 1S 1S 1S 1下上 - 4- 1 5 0 0- 1 0 0 0- 1 1 0 0- 1 3 0 0- 1 2 0 0- 1 4 0 02 0 0 1 0 0 00 4 0 0 6 0 0 8 0 0横比例尺：郑 6潜山油藏剖面图 裂缝性灰岩特稠油油藏 开发难点 （ 1） 油稠，常规开采产能低； 原油粘度达 31000 般直井日产油小于 5吨 。 （ 3） 高角度缝发育，垂向连通性好。 （ 2） 具活跃底水。 直井开采，含水上升快。 水体约为油体的 80倍左右。 郑7 井采油曲线010203040506070809010006/94 06/95 06/96 06/97 06/98 06/99 06/00 06/01 06/02 06/03 06/04 06/05时间. 年日产液(油)t/d,含水.% 郑 7井生产曲线 郑 6潜山水平井整体布署 2、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 曲 线- 1 3 0 0- 1 2 0 0- 1 3 0 0- 1 2 0 0井601郑井5郑系 武 寒 头 馒 组 张夏组古 下 生 界井5郑面井用选综合解释剖界自然伽玛剖面岩性曲 线自然电位地 层系 段组沙组 街系 三 第 一段 沙四 三段 沙河太古界界生 新 曲 线- 1 3 0 0- 1 2 0 0- 1 3 0 0- 1 2 0 0井6 0 1郑井 5郑系 武 寒 头 馒 组 张夏组古 下 生 界井5郑面 井用选综合解释 剖界 自然伽玛剖面岩性曲 线自然电位地 层系 段组沙 组 街系 三 第 一段 沙 四 三段 沙 河 太古界界生 新 距风化面 40 缝洞较发育 距风化面 40 缝洞发育稍差 距风化面 80 缝洞不太发育 利用水平井钻遇油层多，生产压差小，能够有效抑制底水锥进的特点，整体布署水平井进行产能建设。 裂缝纵向部位：潜山顶缝洞较发育 平面分布及走向：裂缝呈网络分布，主要方位北东 20西 30 （ 1） 开展了精细油藏描述； （ 2）论证了水平井开发的可行性； 开发方式井数（口）利用老井（口）开发年限（年)累积采油(104t)综合含水(%)采收率(%)直井 20 3 28 6 3 32 4 4 用边底水 天然能量 进行开发，采用 高温电热杆井筒降粘 采油工艺措施进行开发。 2、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 水平段长度以 250m 350 水平井段距潜山顶位置确定为2 20m 。 （ 3）水平井 轨迹 优化设计 0 40 60 80 100 120水平井段距潜山顶位置, 00 200 300 400 500水平井段长度, 累积产油含水线性 ( 系列3 )300m 水平段延伸方向与裂缝发育方向垂直，增加钻遇裂缝几率。 0 130水平段与裂缝方向的夹角, 度累积产油,1042、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 （ 4）水平井生产参数优化 油井极限日产液量与含油高度的关系 w = - 0 40 60 80 100日产液量, t / d = + = + 0 20 30 40 50 60单井日产液t / = + - 0 20 30 40 50单井日产液t / 郑 6 郑 62 郑 63 0 100 150 200含油高度 t/ 郑 62 郑 63 据实际生产资料和数值模拟的结果，回归出单水平井含水上升速度与日产液量的关系，得到 单井的极限液量 ，再根据每口井的含油高度， 回归得到极限日产液量与含油高度的关系式 。 d d d 底水活跃，为优化重点 2、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 根据前人研究，所谓 合理日产液量 就是保证油水界面有 40%的托进高度时所对应的日产液量，约为极限日产液量的 1/3。 井别 平均含 油高度 m 极限 日产液 t/d 合理 日产液 t/d 水平井 水平井日产液保持在极限与合理日产液之间， 利于减缓含水上升速度。 郑 6 - 平 1 井 生 产 曲 线020406080100200005 200010 200103 200108 200201 200206 200211 200304 200309 200402 200407 200412 200505 200510日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水郑 6井日液由 20水由 平均月含水上升速度 降低液量后，含水下降到 13%左右。 油井合理日产液量的大小 （ 4）水平井生产参数优化 底水活跃，为优化重点 2、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 水平井 直井 产压差 17% 油 含水水平井直井目前生产情况 郑 6潜山水平井整体布署图 布署 13口水平井，已投产 8口。 应用效果 油 含水水平井直井初期生产情况 区块累产油 12万吨，水平井 累油 占 62%. 2、 水平井应用状况 裂缝性潜山油藏 3、 开发效果影响因素分析 投产时间日液(t/d)日油(t/d)含水(%)日液(t/d)日油(t/d)含水(%)草古1 0 0 - 平5 699907 0 - 平7 399907 0 - 平6 499908 0 - 平4 299909 0 - 平3 799910 0 - 平1 8 600106 0 - 平1 7 600110 0 - 平1 9 200111 均 0 - 平1 899701 0 - 平2 599902 0 - 平1 1 799911 0 - 平1 5 1500009 0 - 平1 6 1200009 均 0 - 平9 1099909 0 - 平1 0 899911 0 - 平8 699911 0 - 平1 3 6 200004 0 - 平1 4 600005 0 - 平1 2 800006 均 1 - 平1 12 200004 1 - 平2 800007 均 m ）粘度(号2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 3 1 1 高含水停2 0 0 3 0 9 高含水停原油粘度对水平井产能的影响初期生产情况累产油(104t)7 1 2区块广汽2潜山2 3 . 5中部 3 . 5 6 . 5南部草古1潜山北部6 . 5 8 . 5目前生产情况2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 4 1 1 高含水除名2 0 0 1 1 2 高含水停2 0 0 1 0 5 高含水停2 0 0 5 0 8 高含水停2 0 0 4 1 1 高含水除名两块有效储层厚度小于 15m，对开发效果影响不大，而原油粘度的大小明显影响水平井的效果。 （ 1）原油粘度越大，水平井效果越差 裂缝性潜山油藏 3、 开发效果影响因素分析 充足的地层能量是水平井开发效果的保障，而裂缝性油藏压力敏感性强，与常规油藏相比，对能量的要求更高 。 （ 2）地层能量越大，水平井效果越好 滨古1 4 9 9 8 年3 月压力(压降： 8 99906 20005 200012压力( 348、商 741投产时为原始地层压力； 滨古 14井 1978年 1月投产，初期日油 1996年 1月停产前日油4t，不含水，累油 钻时地层压力只有 地层压力 /原始地层压力 裂缝性潜山油藏 3、 开发效果影响因素分析 （ 2）地层能量越大，水平井效果越好 0204060日液(t)商 7 4 1 - 平 1滨 古 1 4 - 侧 平 1滨 3 4 8 - 平 101020304050日油(t)020406080100含水(%)0500100015001 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70动液面(m)不同能量水平井开发效果对比曲线 滨 348底水活跃，能量补充及时，存在较长时间的高产期，产量的递减主要由含水上升造成，递减慢； 滨古 14底水能量弱，投产时能量衰竭严重，无高产期，递减极快。 20)10)20)10)10)滨3 4 8 - 平1 63 17 27 29 46 17 27 7326 434 侧平1 66 0 0 3 5 63 95 577 69 t)平均月产油(t)初期递减率( % )不同能量水平井开发效果对比表后期递减率( % )井号生产月数( 个)日油分级平均日油(t)屋脊式断块油藏 裂缝性潜山油藏 地层不整合油藏 厚层底水块状油藏 稠油油藏 整装厚层正韵律油藏 薄层油藏 二、不同类型油藏水平井应用状况 1、水平井开发技术现状 2、水平井应用状况 3、开发效果影响因素分析 4、水平井设计应注意问题 1、水平井开发技术现状 地层不整合油藏 （ 1）一般油层较陡 （ 2）纵向上呈叠瓦状分布 （ 3）平面上呈窄条带状分布 （ 4）每个油层构造高点不叠合 （ 5）多数与稠油相伴生 油藏特点 （ 1）构造精细描述技术 （ 2）储层平面展布预测技术 主要技术 G 1 2 - 10G 1 0G 1 2 - 3G 1 2 - 21G 1 2 - 2G 1 2 - 42G 1 2 - 35G 1 2 - 1940948944952G 1 0 - 1 0 - 0 1G 1 0 - 0块孔店组顶剥蚀面等深图 高 101高 10井油藏剖面图 水平井技术优势： 单井控制储量多，可以钻遇多套砂体高点。 （ 1）准确描述剥蚀面和目的层构造顶面 （ 2）找准油层在剥蚀面上的露头 水平井设计关键 剩余油 主要分布在沿不整合面的构造高部位 准确描述剥蚀面和目的层构造顶面 技术关键 地震资料品质较差，地层剥蚀线难以卡准。 k d 利用水平切片可确定地层分布 时间切片 980于剥蚀面凹凸不平，风化壳横向变化较大，油层的高度难以卡准，利用水平切片可确定地层分布。 1、水平井开发技术现状 地层不整合油藏 确定油层在剥蚀面上的露头 技术关键 在精确的地层对比基础上，做出不同方向的油藏剖面图，根据层位完整的砂体计算出两口井之间的地层倾角，然后根据倾角计算出部分剥蚀砂体的前推位置。 利用地层倾角推算出不同层位的剥蚀线。 1、水平井开发技术现状 地层不整合油藏 确定油层在剥蚀面上的露头 技术关键 这样 就能得到各个砂体在剥蚀面上的露头 ，从而进行水平井轨迹设计 。 地层不整合油藏 1、水平井开发技术现状 2、水平井应用状况 地层不整合油藏 地层不整合油藏历年水平井投产情况 分布在水平和高青两个油田，在埕 110、高 10、高 424块、高 17等区块中共完钻投产水平井 26口，累积产油 总累产油量的 。高青油田 8口水平井油藏埋藏浅（ 1000钻井成本低，累油 体效果中等。 分类累产油分级（万吨）井数( 口)井数百分数(%)平均单井累产油( 万吨)累产油( 万吨)累产油百分数(%) 2 4 1 2 5 0 . 5 1 4 0 . 5 10 00 00合计2 0 0 5 年前地层不整合油藏水平井累产油量分级总体效果 3213572302468投产井数(口)t)t)992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005初期平均含水(%)2、水平井应用状况 地层不整合油藏 主要应用于新区勘探和产能建设，设计 32口，集中在埕 110块（ 12口）和高 10块（ 6口）油藏；在新区、老区进行了零散布署。 地层不整合油藏水平井 新区产能建设 新区勘探 埕 110、高 10块产能建设。 水平油田利用水平井进行勘探。 单井设计 高 12、高 424、高 17块单井设计。 2、水平井应用状况 地层不整合油藏 新区勘探 埕 110 110 水层 埕 111 埕科 1 埕 110 埕 112 新埕古 1 胜利油田第一口水平井 埕科 1井 水平油田地层倾角大（ 27 29 ），油层在平面上分布宽度只有 100 160m， 直井勘探风险大， 1988年 10月第一口勘探井埕 110获日产 先后布署埕 111和埕110果都钻入水层。 1990年后先后设计 5口勘探、评价水平井，在直井钻探禁区发现高产油气层，最大限度地 降低了勘探风险 ，结束了勘探长达 3年的徘徊局面，实现了对埕东凸起东北坡的地层不整合油藏的整体解剖。 层数（个）厚度（m ）1 埕科1 探井 19 平1 探井 16 平4 探井 7 平2 - 多2 探井 9 平2 0 - 1 评价井 1 价水平井钻遇油层情况表序号 井号2、水平井应用状况 地层不整合油藏 新区产能建设 埕 110块各砂组存在不同程度的边水，天然水驱能量不足，平均孔隙度 空气渗透率 100 1010属中孔低渗储层。 分类累产油分级（万吨）井数( 口)井数百分数(%)平均单井累产油( 万吨)累产油( 万吨)累产油百分数(%) 2 4 1 2 4 0 . 5 1 2 0 . 5 3 00 00合计埕110块水平井累产油量分级累油大于 1万吨的井 4口，累油量占了该块水平井总产油量的95%，小于 初期日油(t/d)累产油(104t)初期日油(t/d)累产油(104t)日油(t/d)累产油(104t)埕科1 199104 水平2 0 - 1 199111 水平2 - 多2 199207 1水平4 199211 水平3 200108 埕1 1 0 - 平1 200012 埕1 1 0 - 平2 200110 水平1 199104 埕1 1 0 - 平3 200110 水平2 0 - 2 200205 水平2 - 1 200212 水平5 - 1 200206 水平8 - 1 200303 术）9水平井 周围直井平均 倍数开发效果分类井数（口）埕 110块水平井布署图 2、水平井应用状况 地层不整合油藏 新区产能建设 1991 1992年 同期 5口直井与 5口水平井对比 ，水平井具明显优势：水平井钻遇油层多，接替生产，累产油量多，而直井钻遇油层少，地层能量枯竭或高含水后均已停产。 油 平井平均初期生产情况 累产油量对比 区块先后投产 27口井，水平井 13口，累产油 区块累产 目前开井 8口，日产能 30t，水平井开井 7口，日产能 28t，直井基本全部停产。 埕 110块产能建设 2倍 2、水平井应用状况 地层不整合油藏 新区产能建设 高 10块为底水油藏，埋藏浅（中深950以粉细砂岩为主，油层出砂严重， 平均孔隙度 空气渗透率1066 10 高 孔 高 渗储层。 分类累产油分级（万吨）井数( 口)井数百分数(%)平均单井累产油( 万吨)累产油( 万吨)累产油百分数(%) 2 1 2 1 0 . 5 1 2 0 . 5 3 00 00合计高10块水平井累产油量分级累油大于 口，从技术角度看均为 类井，周围 4口同期同层直井已停产 2口，日油平均 水平井仍正常生产，平均日油 4t。 投产时间初期日油(t/d)累产油(104t)初期日油(t/d)累产油(104t)日油(t/d)累产油(104t)高1 0 - 平1 200304 高1 0 - 平2 200305 高1 0 - 平3 200307 高1 0 - 平4 200308 高1 0 - 平5 200311 高1 0 - 平6 200311 数开发效果分类高1 0 块水平井开发效果分类（技术）高 10块水平井整体布署 含油面积： 地质储量： 68 104 高 10 高 10 高 10 高 10 高 10 高 10 2、水平井应用状况 地层不整合油藏 新区产能建设 钻井对比： 产量效果： 产能效果： 直井钻遇油层 平井平均钻遇油层 261米。 直井日油能力 平井平均日油能力 原设计年产能 际达到 油 油 含水水平井直井初期生产情况 目前生产情况 高 10块产能建设 地层不整合油藏 3、 开发效果影响因素分析 （ 1）巷道井效果相对优于其它水平井 水 平 4 井 生 产 曲 线01020304050199211 199309 199407 199505 199603 199701 199711 199809 199907 200005 200103日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水水 平 2 - 多 2 井 生 产 曲 线020406080100199206 199304 199402 199412 199510 199608 199706 199804 199902 199912 200010 200108 200206 200304 200402 200412 200510日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水水 平 2 0 - 1 井 生 产 曲 线050100150200250300350199112 199210 199308 199406 199504 199602 199612 199710 199808 199906 200004日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水水平 20埕 110块主力油层 10砂组穿行，长