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橫比例尺：鄭 6潛山油藏剖面圖 裂縫性灰?guī)r特稠油油藏 開發(fā)難點 （ 1） 油稠，常規(guī)開采產(chǎn)能低； 原油粘度達 31000 般直井日產(chǎn)油小于 5噸 。 （ 3） 高角度縫發(fā)育，垂向連通性好。 （ 2） 具活躍底水。 直井開采，含水上升快。 水體約為油體的 80倍左右。 鄭7 井采油曲線010203040506070809010006/94 06/95 06/96 06/97 06/98 06/99 06/00 06/01 06/02 06/03 06/04 06/05時間. 年日產(chǎn)液(油)t/d,含水.% 鄭 7井生產(chǎn)曲線 鄭 6潛山水平井整體布署 2、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 曲 線- 1 3 0 0- 1 2 0 0- 1 3 0 0- 1 2 0 0井601鄭井5鄭系 武 寒 頭 饅 組 張夏組古 下 生 界井5鄭面井用選綜合解釋剖界自然伽瑪剖面巖性曲 線自然電位地 層系 段組沙組 街系 三 第 一段 沙四 三段 沙河太古界界生 新 曲 線- 1 3 0 0- 1 2 0 0- 1 3 0 0- 1 2 0 0井6 0 1鄭井 5鄭系 武 寒 頭 饅 組 張夏組古 下 生 界井5鄭面 井用選綜合解釋 剖界 自然伽瑪剖面巖性曲 線自然電位地 層系 段組沙 組 街系 三 第 一段 沙 四 三段 沙 河 太古界界生 新 距風化面 40 縫洞較發(fā)育 距風化面 40 縫洞發(fā)育稍差 距風化面 80 縫洞不太發(fā)育 利用水平井鉆遇油層多，生產(chǎn)壓差小，能夠有效抑制底水錐進的特點，整體布署水平井進行產(chǎn)能建設(shè)。 裂縫縱向部位：潛山頂縫洞較發(fā)育 平面分布及走向：裂縫呈網(wǎng)絡(luò)分布，主要方位北東 20西 30 （ 1） 開展了精細油藏描述； （ 2）論證了水平井開發(fā)的可行性； 開發(fā)方式井數(shù)（口）利用老井（口）開發(fā)年限（年)累積采油(104t)綜合含水(%)采收率(%)直井 20 3 28 6 3 32 4 4 用邊底水 天然能量 進行開發(fā)，采用 高溫電熱桿井筒降粘 采油工藝措施進行開發(fā)。 2、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 水平段長度以 250m 350 水平井段距潛山頂位置確定為2 20m 。 （ 3）水平井 軌跡 優(yōu)化設(shè)計 0 40 60 80 100 120水平井段距潛山頂位置, 00 200 300 400 500水平井段長度, 累積產(chǎn)油含水線性 ( 系列3 )300m 水平段延伸方向與裂縫發(fā)育方向垂直，增加鉆遇裂縫幾率。 0 130水平段與裂縫方向的夾角, 度累積產(chǎn)油,1042、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 （ 4）水平井生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化 油井極限日產(chǎn)液量與含油高度的關(guān)系 w = - 0 40 60 80 100日產(chǎn)液量, t / d = + = + 0 20 30 40 50 60單井日產(chǎn)液t / = + - 0 20 30 40 50單井日產(chǎn)液t / 鄭 6 鄭 62 鄭 63 0 100 150 200含油高度 t/ 鄭 62 鄭 63 據(jù)實際生產(chǎn)資料和數(shù)值模擬的結(jié)果，回歸出單水平井含水上升速度與日產(chǎn)液量的關(guān)系，得到 單井的極限液量 ，再根據(jù)每口井的含油高度， 回歸得到極限日產(chǎn)液量與含油高度的關(guān)系式 。 d d d 底水活躍，為優(yōu)化重點 2、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 根據(jù)前人研究，所謂 合理日產(chǎn)液量 就是保證油水界面有 40%的托進高度時所對應(yīng)的日產(chǎn)液量，約為極限日產(chǎn)液量的 1/3。 井別 平均含 油高度 m 極限 日產(chǎn)液 t/d 合理 日產(chǎn)液 t/d 水平井 水平井日產(chǎn)液保持在極限與合理日產(chǎn)液之間， 利于減緩含水上升速度。 鄭 6 - 平 1 井 生 產(chǎn) 曲 線020406080100200005 200010 200103 200108 200201 200206 200211 200304 200309 200402 200407 200412 200505 200510日液、油(t)020406080100含水(%)日液日油含水鄭 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。 油井合理日產(chǎn)液量的大小 （ 4）水平井生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化 底水活躍，為優(yōu)化重點 2、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 水平井 直井 產(chǎn)壓差 17% 油 含水水平井直井目前生產(chǎn)情況 鄭 6潛山水平井整體布署圖 布署 13口水平井，已投產(chǎn) 8口。 應(yīng)用效果 油 含水水平井直井初期生產(chǎn)情況 區(qū)塊累產(chǎn)油 12萬噸，水平井 累油 占 62%. 2、 水平井應(yīng)用狀況 裂縫性潛山油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 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(%)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(號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 高含水停原油粘度對水平井產(chǎn)能的影響初期生產(chǎn)情況累產(chǎn)油(104t)7 1 2區(qū)塊廣汽2潛山2 3 . 5中部 3 . 5 6 . 5南部草古1潛山北部6 . 5 8 . 5目前生產(chǎn)情況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 高含水除名兩塊有效儲層厚度小于 15m，對開發(fā)效果影響不大，而原油粘度的大小明顯影響水平井的效果。 （ 1）原油粘度越大，水平井效果越差 裂縫性潛山油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 充足的地層能量是水平井開發(fā)效果的保障，而裂縫性油藏壓力敏感性強，與常規(guī)油藏相比，對能量的要求更高 。 （ 2）地層能量越大，水平井效果越好 濱古1 4 9 9 8 年3 月壓力(壓降： 8 99906 20005 200012壓力( 348、商 741投產(chǎn)時為原始地層壓力； 濱古 14井 1978年 1月投產(chǎn)，初期日油 1996年 1月停產(chǎn)前日油4t，不含水，累油 鉆時地層壓力只有 地層壓力 /原始地層壓力 裂縫性潛山油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 2）地層能量越大，水平井效果越好 0204060日液(t)商 7 4 1 - 平 1濱 古 1 4 - 側(cè) 平 1濱 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動液面(m)不同能量水平井開發(fā)效果對比曲線 濱 348底水活躍，能量補充及時，存在較長時間的高產(chǎn)期，產(chǎn)量的遞減主要由含水上升造成，遞減慢； 濱古 14底水能量弱，投產(chǎn)時能量衰竭嚴重，無高產(chǎn)期，遞減極快。 20)10)20)10)10)濱3 4 8 - 平1 63 17 27 29 46 17 27 7326 434 側(cè)平1 66 0 0 3 5 63 95 577 69 t)平均月產(chǎn)油(t)初期遞減率( % )不同能量水平井開發(fā)效果對比表后期遞減率( % )井號生產(chǎn)月數(shù)( 個)日油分級平均日油(t)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(yīng)用狀況 1、水平井開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀 2、水平井應(yīng)用狀況 3、開發(fā)效果影響因素分析 4、水平井設(shè)計應(yīng)注意問題 1、水平井開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀 地層不整合油藏 （ 1）一般油層較陡 （ 2）縱向上呈疊瓦狀分布 （ 3）平面上呈窄條帶狀分布 （ 4）每個油層構(gòu)造高點不疊合 （ 5）多數(shù)與稠油相伴生 油藏特點 （ 1）構(gòu)造精細描述技術(shù) （ 2）儲層平面展布預測技術(shù) 主要技術(shù) 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塊孔店組頂剝蝕面等深圖 高 101高 10井油藏剖面圖 水平井技術(shù)優(yōu)勢： 單井控制儲量多，可以鉆遇多套砂體高點。 （ 1）準確描述剝蝕面和目的層構(gòu)造頂面 （ 2）找準油層在剝蝕面上的露頭 水平井設(shè)計關(guān)鍵 剩余油 主要分布在沿不整合面的構(gòu)造高部位 準確描述剝蝕面和目的層構(gòu)造頂面 技術(shù)關(guān)鍵 地震資料品質(zhì)較差，地層剝蝕線難以卡準。 k d 利用水平切片可確定地層分布 時間切片 980于剝蝕面凹凸不平，風化殼橫向變化較大，油層的高度難以卡準，利用水平切片可確定地層分布。 1、水平井開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀 地層不整合油藏 確定油層在剝蝕面上的露頭 技術(shù)關(guān)鍵 在精確的地層對比基礎(chǔ)上，做出不同方向的油藏剖面圖，根據(jù)層位完整的砂體計算出兩口井之間的地層傾角，然后根據(jù)傾角計算出部分剝蝕砂體的前推位置。 利用地層傾角推算出不同層位的剝蝕線。 1、水平井開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀 地層不整合油藏 確定油層在剝蝕面上的露頭 技術(shù)關(guān)鍵 這樣 就能得到各個砂體在剝蝕面上的露頭 ，從而進行水平井軌跡設(shè)計 。 地層不整合油藏 1、水平井開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀 2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 地層不整合油藏歷年水平井投產(chǎn)情況 分布在水平和高青兩個油田，在埕 110、高 10、高 424塊、高 17等區(qū)塊中共完鉆投產(chǎn)水平井 26口，累積產(chǎn)油 總累產(chǎn)油量的 。高青油田 8口水平井油藏埋藏淺（ 1000鉆井成本低，累油 體效果中等。 分類累產(chǎn)油分級（萬噸）井數(shù)( 口)井數(shù)百分數(shù)(%)平均單井累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油百分數(shù)(%) 2 4 1 2 5 0 . 5 1 4 0 . 5 10 00 00合計2 0 0 5 年前地層不整合油藏水平井累產(chǎn)油量分級總體效果 3213572302468投產(chǎn)井數(shù)(口)t)t)992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005初期平均含水(%)2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 主要應(yīng)用于新區(qū)勘探和產(chǎn)能建設(shè)，設(shè)計 32口，集中在埕 110塊（ 12口）和高 10塊（ 6口）油藏；在新區(qū)、老區(qū)進行了零散布署。 地層不整合油藏水平井 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè) 新區(qū)勘探 埕 110、高 10塊產(chǎn)能建設(shè)。 水平油田利用水平井進行勘探。 單井設(shè)計 高 12、高 424、高 17塊單井設(shè)計。 2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 新區(qū)勘探 埕 110 110 水層 埕 111 埕科 1 埕 110 埕 112 新埕古 1 勝利油田第一口水平井 埕科 1井 水平油田地層傾角大（ 27 29 ），油層在平面上分布寬度只有 100 160m， 直井勘探風險大， 1988年 10月第一口勘探井埕 110獲日產(chǎn) 先后布署埕 111和埕110果都鉆入水層。 1990年后先后設(shè)計 5口勘探、評價水平井，在直井鉆探禁區(qū)發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)油氣層，最大限度地 降低了勘探風險 ，結(jié)束了勘探長達 3年的徘徊局面，實現(xiàn)了對埕東凸起東北坡的地層不整合油藏的整體解剖。 層數(shù)（個）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 評價井 1 價水平井鉆遇油層情況表序號 井號2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè) 埕 110塊各砂組存在不同程度的邊水，天然水驅(qū)能量不足，平均孔隙度 空氣滲透率 100 1010屬中孔低滲儲層。 分類累產(chǎn)油分級（萬噸）井數(shù)( 口)井數(shù)百分數(shù)(%)平均單井累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油百分數(shù)(%) 2 4 1 2 4 0 . 5 1 2 0 . 5 3 00 00合計埕110塊水平井累產(chǎn)油量分級累油大于 1萬噸的井 4口，累油量占了該塊水平井總產(chǎn)油量的95%，小于 初期日油(t/d)累產(chǎn)油(104t)初期日油(t/d)累產(chǎn)油(104t)日油(t/d)累產(chǎn)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 術(shù)）9水平井 周圍直井平均 倍數(shù)開發(fā)效果分類井數(shù)（口）埕 110塊水平井布署圖 2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè) 1991 1992年 同期 5口直井與 5口水平井對比 ，水平井具明顯優(yōu)勢：水平井鉆遇油層多，接替生產(chǎn)，累產(chǎn)油量多，而直井鉆遇油層少，地層能量枯竭或高含水后均已停產(chǎn)。 油 平井平均初期生產(chǎn)情況 累產(chǎn)油量對比 區(qū)塊先后投產(chǎn) 27口井，水平井 13口，累產(chǎn)油 區(qū)塊累產(chǎn) 目前開井 8口，日產(chǎn)能 30t，水平井開井 7口，日產(chǎn)能 28t，直井基本全部停產(chǎn)。 埕 110塊產(chǎn)能建設(shè) 2倍 2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè) 高 10塊為底水油藏，埋藏淺（中深950以粉細砂巖為主，油層出砂嚴重， 平均孔隙度 空氣滲透率1066 10 高 孔 高 滲儲層。 分類累產(chǎn)油分級（萬噸）井數(shù)( 口)井數(shù)百分數(shù)(%)平均單井累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油( 萬噸)累產(chǎn)油百分數(shù)(%) 2 1 2 1 0 . 5 1 2 0 . 5 3 00 00合計高10塊水平井累產(chǎn)油量分級累油大于 口，從技術(shù)角度看均為 類井，周圍 4口同期同層直井已停產(chǎn) 2口，日油平均 水平井仍正常生產(chǎn)，平均日油 4t。 投產(chǎn)時間初期日油(t/d)累產(chǎn)油(104t)初期日油(t/d)累產(chǎn)油(104t)日油(t/d)累產(chǎn)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 數(shù)開發(fā)效果分類高1 0 塊水平井開發(fā)效果分類（技術(shù)）高 10塊水平井整體布署 含油面積： 地質(zhì)儲量： 68 104 高 10 高 10 高 10 高 10 高 10 高 10 2、水平井應(yīng)用狀況 地層不整合油藏 新區(qū)產(chǎn)能建設(shè) 鉆井對比： 產(chǎn)量效果： 產(chǎn)能效果： 直井鉆遇油層 平井平均鉆遇油層 261米。 直井日油能力 平井平均日油能力 原設(shè)計年產(chǎn)能 際達到 油 油 含水水平井直井初期生產(chǎn)情況 目前生產(chǎn)情況 高 10塊產(chǎn)能建設(shè) 地層不整合油藏 3、 開發(fā)效果影響因素分析 （ 1）巷道井效果相對優(yōu)于其它水平井 水 平 4 井 生 產(chǎn) 曲 線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 產(chǎn) 曲 線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 產(chǎn) 曲 線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塊主力油層 10砂組穿行，長