胜利油田石油工程新分大学生实习论文 - 图文

胜利油田高校毕业生 优秀见习论文答辩竞赛

草128块水平井开采效果分析

作者姓名：刘景新

指导老师：巩真武（高级工程师） 工作单位：石油开发中心胜科管理区

完成日期：2007年8月

作者简介：

刘景新，男，汉族，27岁，党员，山东昌邑人，2006年7月毕业于中国石油大学矿产普查与勘探专业，获工学硕士学位。现在石油开发中心胜科管理区工作。

实习经历：

2006年8月-12月 胜科采油二队 2006年12月-2007年3月 胜科采油一队 2007年3月-4月 胜科管理区技术室 2007年4月-9月 胜利油田地科院断低室 指导老师：

巩真武，石油开发中心胜科管理区采油一队队长，高级工程师。

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目 录

摘要 .................................................................................................................................................................. 1 前言 .................................................................................................................................................................. 2 第1章 水平井技术在油藏开发中的研究现状 .......................................................................................... 3

1.1水平井技术 ........................................................................................................................................ 3 1.2国内外水平井发展概况 ..................................................................................................................... 3 1.3胜利油田水平井研究现状 ................................................................................................................. 4 1.4胜科管理区水平井应用现状 ............................................................................................................. 4 第2章 草128块油藏地质概况 .................................................................................................................... 5

2.1地层特征 ............................................................................................................................................ 5 2.2构造特征 ............................................................................................................................................ 5 2.3储层特征 ............................................................................................................................................ 6 2.4油层及油水分布................................................................................................................................. 6 2.5油藏特征 ............................................................................................................................................ 6 第3章 水平井开采效果分析 ...................................................................................................................... 7

3.1生产现状 ............................................................................................................................................ 7 3.2单井分析 ............................................................................................................................................ 8 3.3水平井和直（斜）井的对比 ........................................................................................................... 12

3.3.1水平井和直（斜）井生产情况的对比 ................................................................................ 12 3.3.2水平井热采和常规开采生产效果对比 ................................................................................ 14 3.3.3水平井和直（斜）井钻井投资对比 .................................................................................... 15

第4章 几点认识及建议 .............................................................................................................................. 16 参考文献 ........................................................................................................................................................ 17

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摘要

本文在归纳水平井研究现状的基础上，结合乐安油田草128块稠油油藏的地质情况，针对草128块已投产的4口水平井生产情况进行分析，并对比了水平井与直(斜)井生产情况、冷采热采效果、钻井投资等方面，结果表明水平井在总体开采效果上优于直(斜)井，在本区稠油油藏开发中起到了良好的效果。为了进一步提高水平井的产能，可采用优化参数控制生产压差、加大对油藏的认识力度、注氮气泡沫调剖、利用多种水平井类型开发等措施。

关键词：草128块 稠油 水平井 直(斜)井 对比

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前言

近年来随着钻井技术不断提高，水平井技术在开发难动用储量及提高原油采收率方面正得到越来越广泛的应用。对于稠油油藏，特别是原油粘度大、油层物性差的特、超稠油油藏，由于油层吸汽能力差、生产能力小，若采用常规直井注汽开采，其效果很不理想。而利用水平井注蒸汽开采稠油油藏，可以增大油层吸汽指数，提升排液量，增加原油生产能力。

乐安油田位于山东省东营市广饶县草桥村，构造位臵位于济阳坳陷东营凹陷的南斜坡上。其东临广饶凸起，南为鲁西隆起，北部、西北部紧靠牛庄和博兴洼陷，为盆地边缘构造带上发育的构造—地层油气藏。根据断裂系统和油水分布可划分为东、西、南3个区，草128块位于西区，含油层位是沙一段～沙三段。该块是石油开发中心2006年重点产能建设区块之一，自2005年10月至2006年3月，经过半年的钻井、作业、地面等工作，在中心各单位的协同工作下，完成了草128块的产能建设工作。草128块具有纵向上油层多，层薄，油稠且试油出砂的特点，若全部采用直井开发，不但井网密度大、开采时间长，而且直井防砂后产量低，开发效益不明显。随着目前水平井开发技术的逐渐成熟和钻井成本的降低，针对本块油藏的实际特点，采用了水平井进行开发动用该油藏，以达到进一步提高该油藏最终采收率，有效改善开发效果的目的。

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3.2单井分析 1．草128-P1井

此井位于区块北部构造高部位，草128-斜2井Es31顶地下井位的东部，单井控制含油面积0.12 Km2，控制地质储量9.3×104t，预测可采储量0.84×104t。

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图3 草128-P1井采油曲线图 表3 草128-P1井生产情况统计表

初期 井号 日 液 草128-P1 日 油 含 水 日液 07年3月 日油 含 水 目前 累油 采出 程度 采油速度 8.3 日油 能力 14.9 23.1 22.5 2.4% 8.8 0.7 92.2% 高含水停井 10097.7 10.8%

与地质设计对比看开发效果：

据地质设计，预测草128-P1井第一年平均单井日产油能力为11t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.27×104t，吞吐开采5年累积注汽1.5×104m3，累积产油8390t，累积油汽比0.56，采出程度9.02%。

实际2005年7月17日新投开井，第一年平均日产油21.2 t/d，综合含水1.2%，稳产365天，产能0.78×104t，超过预期3倍，累计生产400天后，含水逐渐成上升趋势，至07年3月12日含水达92.2%，停井压水，4月9日重新开井，生产效果依然较差，含水高，6月27日计划关停（见图3，表3）。分析原因，由于此井短时

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间内采出程度大，采油速度高(8.3%)，造成的地层压降大，加上边水能量太强以及储层的非均质性，边水容易沿高渗带指进造成水淹；此外，也和生产层油层薄，含油条带窄有关。从整体开发效果上来看，此井在冷采生产的情况下，累油10097.7t，超过预期1707.7t，起到了很好的开发效果。 2．草128-P2井

此井位于区块北部构造高部位，草128-斜9井的南部，单井控制含油面积0.15Km2，控制地质储量8.2×104t，预测可采储量1.26×104t。

图4 草128-P2井采油曲线图 表4 草128-P2井生产情况统计表

初期 日液 38.5 注汽量 1605 2006年12月 含水 94.50% 回采水率 365.04% 日油 2.1 油汽比 0.27 日液 12.7 一周期 周期天数 252 日油 0.1 累液 6293.5 含水 目前 99.20% 高含水停井 累油 434.6 综合含水 93.10%

与地质设计对比看开发效果：

据地质设计，预测草128-P2井第一年平均单井初期配采液量为60t/d，日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.38×104t，吞吐开采6年累积注汽2.2×104m3，累积产油1.26×104t，累积油汽比0.58，采出程度15.3%

实际2006年4月8日新投开井，一年内累计生产252天，平均日产油1.73 t/d，综合含水93.1%，产能0.043×104t，远远低于预期水平，2006年12月11日含水达

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99.2%，计划关停（见图4，表4）。分析原因，与Es133层含油饱和度偏低有关；此外还与井区层多隔层薄，储集层垂向渗透性较好，容易导致底水锥进。从整体开发效果上来看，此井开发未获得成功。 3．草128-P3井

此井位于区块北部构造高部位，草128-斜9井的南部，单井控制含油面积0.12Km2，控制地质储量8.7×104t，预测可采储量1.45×104t。

图5 草128-P3井采油曲线图 表5 草128-P3井生产情况统计表

冷采初期 日液 30.8 日油 23.1 含水 25% 日液 8.1 冷采末期 日油 6.5 20% 生产 含水 天数 23 累液 累油 日油 12 综合 含水 25.72% 372.4 276.6 热采一周期 注汽量 油汽比 2200 回采 水率 1.52 47.76% 周期天数 212 累液 累油 日油 综合 含水 4391.2 3340.4 15.8 23.93% 热采二周期 （截止到2007.8.10） 生产 天数 132 日油 综合 含水 12.9 33.1% 与地质设计对比看开发效果：

据地质设计，预测草128-P3井第一年平均单井日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能0.38×104t， 吞吐开采7年累积注汽2.5×104m3，累积产油1.45×10t，累积油汽比0.58，采出程度16.7%。

实际2006年3月10日新投开井，常规生产产量递减大，4月2日注汽转热采，5月13日转抽；11月26日至07年1月2日转周；第一周期日油15.8t/d，综合含

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水23.93%，累油0.334×104t，油汽比1.52；目前生产至第二周期，到2007年8月10日，日油12.9t，累油0.584×104t（见图5，表5）。从整体开发效果上来看，此井在年产能超过预期0.05×104t，生产开发较为稳定。 4．草128-P4井

此井位于区块北部构造高部位，草128-斜8井的南部，单井控制含油面积0.11Km2，控制地质储量8.3×104t，预测可采储量1.27×104t。

图6 草128-P4井采油曲线图 表6 草128-P4井生产情况统计表 初期 井号 日 液 日 油 含 水 套压 4 冲次 日 液 日 油 目前 含 水 套压 冲次 累油 日油 能力 7.9 C128-P4 24.3 20.4 16% 1.2 14.6 12.8 12% 4.2 0.7 4059.2 与地质设计对比看开发效果：

据地质设计，预测草128-P4井第一年平均单井日油能力为15t/d；综合时率0.68，年生产时间250天；新建产能 0.38×10t，吞吐开采7年累积注汽2.1×10m，累积产油1.27×104t，累积油汽比0.6，采出程度15.3%。

实际2006年3月9日新投开井，采取常规生产方式，4月9日-18日自喷压井，年生产时间356天，平均日油7.2 t/d，综合含水28.7%，产能0.26×104t，截止到2007年8月10日累油0.406×104t（见图6，表6）。因Es312层为气顶油藏，油藏流体处于饱和状态，当油井生产时，由于近井地带压力降低，溶解气会析出，造成在开发过程中出气量大，导致油井气油比高。P4井套压一般在4-5Mpa之间，最高达到

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6.3Mpa，一定程度上影响了开发效果。此外，为了保证开采安全以及控制边水的推进，调低了生产参数，致使此井在常规开采生产的情况下，产能未达到预期值。

3.3水平井和直（斜）井的对比

3.3.1水平井和直（斜）井生产情况的对比 1．总体生产情况对比

水平井与直（斜）井相比，由于改变了与油层的接触关系、渗流条件，开采特征明显不同于直（斜）井（图7），表现在以下几方面：

（1）由于水平井与油层的接触面积大，供液能力加强，因而在平均日液、日油水平上高于直（斜）井。

（2）在开井初期水平井含水相对直（斜）井较低，但随着开采时间的增加含水上升较快，此外日油能力下降也较快。

（3）通过对动液面的分析，也可以了解地层能量的情况。水平井动液面要高于直（斜）井，导致液面偏高的原因是草128-p1井开发后期含水急剧上升、p2井投产后高含水、p4井受出气影响。这是因为128块边底水活跃，地层能量充足，而水流动性好，稠油流动性差，油井开采后井筒流体补充慢，造成边底水侵入，由于水平井排液能力大大强于直井，一旦突破一点就容易造成整个井段的水淹，但同时也提高了地层能量。

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图7 草128块水平井和直（斜）井开发曲线对比图

2．同层位之间生产情况对比

（1）草128-P1、128-P4井的生产层位同属Es31砂层组，选取本区块同层位的4口直（斜）井进行对比（见表7），其中草128-x14井属于常规开采。

表7 Es31砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表

井号 128-x3 128-x10 128-x14 128-x17 初期 日液 34.1 10.2 17 13 日油 8.6 8.8 3.4 10.4 含水 75.5 14 80 20 日液 10.2 26 12.5 4.8 目前 日油 2 8.4 1.2 2.6 含水 80.4 67.8 90 45.2 累油 2426.2 2853.3 1305.3 2835 生产 天数 809 360 449 372 604 380 日油 3.0 7.9 2.9 7.6 16.5 7.4 128-P1 128-P4

23.1 25.1 22.5 21.6 2.4% 14% 8.8 16.4 0.7 10.9 13

92.2% 33.8% 9938 2797.4 胜利石油管理局石油开发中心毕业生见习论文

（2）草128-P3井的生产层位是Es32砂层组，选取本区块同层位的6口直（斜）井进行对比（见表8），其中草128-x2、128-x8、128-x9和128-x15井属于常规开采。

表8 Es32砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表

井号 128-x2 128-x8 初期 日液 14.5 5 日油 13.9 4.2 含水 4 15 日液 13.2 8 目前 日油 12.3 5.6 含水 6.8 30 累油 9458.8 3518.3 生产 天数 782 446 364 327 364 506 321 日油 12.1 7.9 5.9 4.4 5.1 2.2 14.1 128-x9 128-x11 128-x12 128-x15 13.2 2.5 3.6 4 10.8 2.2 3 2.6 18 14 18 36 6.8 2.8 2.8 10 5 2 2 2.9 26 29.8 27 71.3 2162.2 1427.6 1861.3 1101 128-P3 37.3 34.3 8% 20.1 12.2 39.2% 4523.3

从以上两表中可看出水平井与相同油层条件的直（斜）井相比，日液、日油水平都高于直（斜）井，特别是初期日油水平更是远远高于直（斜）井，最高达到了16倍。经计算Es31砂层组水平井的均日油能力为13 t/d，直（斜）井为4.4t/d，是直（斜）井的3倍；Es32砂层组水平井的均日油能力为14.1 t/d，直（斜）井为7.0t/d，是直（斜）井的2倍。

以上可看出，水平井的开发效果要大大好于直（斜）井。 3.3.2水平井热采和常规开采生产效果对比

草128-P3井开采Es32层，原油粘度7708 mPa.s，水平段300.56米，于2006年3月新投后，常规开采产量递减大，日递减达1.1t；4月转热采后，第一周期生产情况良好，注汽量2200方，累产油3340.4t，油汽比1.52，日油15.8t，综合含水23.93%，周期天数212天；2006年12月转周，截止到2007年8月10日，日油12.9 t，综合含水33.1%，生产效果比第一周期略差（图8）。由此看来，在常规开采产量递减大，与预期水平相差较大的情况下，热采方式的实施提高了水平井的产能，增加了采收率，起到了很好的开发效果。

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图8 草128-P3井采油曲线图

3.3.3水平井和直（斜）井钻井投资对比

草128块总井数24口，其中直（斜）井20口，水平井4口，平均单井进尺1461.3m，钻井总进尺35070m（4口水平井总进尺6690 m，20口直斜井总进尺28380m）（表9）。水平井平均单井钻井投资443万元，直（斜）井平均单井钻井投资251.4万元，水平井是直（斜）井的1.8倍。

表9 草128块钻井工程投资估算表

井型 直斜井 水平井 合计 井数单井进尺（口） （m） 20 4 24 1419 1672.4 1461.3 总进尺平均成本平均单井投资（m） （元/m） （万元） 28380 6690 35070 1771.3 2649.4 1938.8 251.4 443 283.3 钻井投资（万元） 5027 1772 6799

通过以上分析，可以看出水平井虽然产能要高于直（斜）井，但投资也要偏高，在当前油价偏高、能源紧缺的情况下用其开采能获得较大的经济效益。

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第4章 几点认识及建议

认识：

1. 开发草128块稠油油藏的实践证明，水平井相比直（斜）井具有优势，平均日油能力可达直（斜）井的2-3倍，但钻井投资也较高。

2. 水平井在平均日液、日油水平上高于直（斜）井，但随着开采时间的增加含水上升较快，一旦见水后容易迅速造成水淹。

3. 强边水稠油油藏不适宜采取过高的采油速度，因为油水粘度比大，过高采油速度会形成大的压降漏斗，致使边水指进，油井含水高。

建议：

1. 优化参数，控制生产压差。在水平井投产初期应按照设计要求严格控制液量，从而控制含水上升速度；含水有所升高后降低生产参数控制采油速度；待到油井高含水后再进行提液增油措施。

2. 加大对油藏的认识力度。草128-P2井的目的层含油饱和度低造成开发不成功，这是由于我们对油藏认识不清造成的失误，下一步要在油藏的精细描述、剩余油分布上做文章，避免类似问题出现。

3. 密切关注水平井生产情况，对累采液量高、含水高的井进行氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐。草128-x7、128-x19井氮气调剖注气的效果表明，含水较未注氮气前有所降低，同时液量增加，起到了较好的效果，说明此项措施在本区块是可行的。

4. 充分利用现有资源，开展多种水平井类型试验。例如在草109区块可利用现有的直（斜）井进行侧钻水平井的开采，提高油井利用率，增加储量动用程度率。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/su1o.html