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摘 要：周清庄油田沙三段储层中普遍含有灰质，物性较差，属于低孔低渗储层，为有效地开发这类油藏，开展了水平井适应性分析及水平井产能分析，结果表明该区低渗透油藏应用水平井技术有效的改善了油田的开发效果。
关键词：周清庄油田 沙三段 低渗透 水平井
1.油藏地质概况
周清庄油田区域位置处于黄骅坳陷中区北大港潜山构造带西南翼。沙三段储层在纵向上细分为6个层，3、4小层厚度较大；平面分布呈条带状，储层平面分布范围较大的小层为1、3、4小层。
周清庄沙三段岩石以粉砂岩、细砂岩为主，其平均孔隙度15.3%、平均渗透率17×10-3?m2，为中孔-低渗特低渗储层。
2.油藏开发特征
周清庄油田1970年投入开发，各断块普遍存在有自喷能力生产井，但沙三段的致密砂岩油藏油井自喷能力较弱。开发初期低含水或不含水，现已处于高含水开发后期。受低孔、低渗及储层非均质影响，产量下降快，油井间歇生产有利于油井压力和产量恢复：针对油田低产、低孔、低渗的特点，油井采用合理优化间歇生产工作制度。
周清庄油田的沙三钙质胶结致密砂岩油藏，物性都比较差。油井投产后生产压差大，一般都在10Mpa以上，油层的生产能力发挥不出来，而且能量的损耗比较大。根据油层特点周清庄油田先后压裂油井30口45井次，22口井20井次见效，单井最大增产21.5倍，最小1.1倍，平均1.98倍，多数井压裂后投产，压裂效果明显。
3.水平井应用研究
周青庄油田新区油藏类型属中低渗油藏，为了最大限度提高储量动用程度并提高采收率，结合油藏发育特征，探井试油、试采情况，同时借鉴老区油藏开发经验，利用数值模拟技术对两种井型（常规井、水平井）进行了优化研究，结果表明：周青庄隔夹层发育，层系内含油层数多，厚度小，采用常规井开发效果较差，而采用水平井效果却较好，可以横穿一组油层，大大增加单井泄油面积，控制较多储量，因此针对各断块储层特点，优选井位采用水平井开发。
3.1水平井实施效果分析
目前，周清庄油田沙三段低渗透储层共完钻3口水平井（周三等断块），初期均依靠天然能量开采，目前平均单井日产油9.11t，综合含水4.19%，累计产油1.25×104t。开井数占全区的8.33%，综合含水低于全区平均水平，日产油为直井的3.07倍。
3.1.1油层钻遇效果
目前已完钻投产的3口水平井，地质设计符合率达到100%。钻进总进尺1.12×104m，设计水平段1978m，实际钻遇水平段长度1738m，共钻遇油层829.6m，油层钻遇率85%，已建成能力95.75t/d。
3.1.2开发生产效果
水平井单井控制储量高，单井产能高。水平井由于供油范围大，生产压差小，提高了油井生产能力。一口水平井在油藏上的单井控制储量相当于多口直井，即当水平井泄油半径为100m，水平长度为350m时，水平井单井控制地质储量是直井的4.6倍。统计区块内3口水平井对比直井的初期产能，平均为直井的3.41倍。从产能比分析，歧61-6H的效果最明显，为直井的6.53倍。
水平井含水率低于直井。水平井投产初期含水普遍低于直井，且由于低渗透储层实施压裂投产，含水有逐步下降的趋势。从歧62-6L生产数据来看，其含水已经由投产初期的53.16%，下降到目前的4.58%。三口水平井目前平均含水4.19%，远低于直井水平。
3.2 水平井开发的启示
3.2.1 应用水平井地质导向技术提高油层钻遇率
低渗透油田水平井入窗技术是提高油层钻遇率的关键，需要地质、录井及现场工程师的协同配合。另外，水平井入窗前一定要把握好轨迹和井斜角度，一般着陆点纵向误差小于0.5m，水平段横向误差小于5m，避免角度不在合理范围而造成脱靶的问题。
3.2.2 提高钻井液性能与优化水平井完井工艺
在钻井、完井等作业中，工作液的矿化度会对储层造成一定的伤害，影响油井的产能。根据研究区储层敏感性实验，储层水敏损害率为24.0-54%，盐敏损害率中等偏弱，说明淡水对储层渗透率的损害程度大。因此，在进行淡水入液配伍时应采取适当措施防止水敏损害的发生。
研究区主力油层砂三段为低渗透油藏，渗流能力差，为了满足投产后水平井能达到产能要求的渗流能力，必须选用合适的完井技术。目前，该区域水平井完井技术采用两种方式，套管射孔完井和筛管完井，歧24-19H和歧61-6H采用筛管完井技术，平均单井日产油36.3t，综合含水10.87%；歧62-6L采用套管射孔方式完井，日产油14.95t，含水21.85%，均达到产能要求，油井生产正常，两种完井方式都适合研究区油藏特征。
3.2.3 完善开发井网有效提升稳产基础
低渗透油藏物性差且流体渗流存在启动压力梯度，为了使低渗透油藏能得以动用，需要缩小井距，但井网过密又势必要增加开发成本。因此，注采井距既要受到储层物性、渗流条件、垂向与平面分布状况、开采工艺等条件的限制，又要满足经济条件的要求。针对低渗透油藏提出适合其特征的技术极限井距，该区的技术极限井距在190-380m之间。
根据各断块单井试油资料统计，沙三段试油、试采时生产压差为3.92-7.82MPa。结合该油田的以往开发经验，生产压差为7MPa时可以满足生产需求。
4.结论
低渗透油藏水平井单井产能是直井的3倍以上，稳产时间长，累积水油比低，单井控制储量高，可以有效改善低渗透油藏开发效果。水平井在实施过程中，应加强对水平井的随钻数据的分析，找准入窗位置，并且要把握好轨迹和井斜角度，提高水平井钻遇率。采用合适的钻井液及完井方式，配合合适的开发井网，保证水平井高效生产。
参考文献
[1]裘怿楠.储层地质模型. 北京：石油工业出版社，1993.
[2]程启贵，胡勇，王德玉，等.靖安油田地质和油藏工程技术应用效果.石油学报，2002，23（6）：68-71.
[3]张学文，方宏长，裘怿楠，等.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素.石油学报，1999，20（4）：59-63.
关键词：周清庄油田 沙三段 低渗透 水平井
1.油藏地质概况
周清庄油田区域位置处于黄骅坳陷中区北大港潜山构造带西南翼。沙三段储层在纵向上细分为6个层，3、4小层厚度较大；平面分布呈条带状，储层平面分布范围较大的小层为1、3、4小层。
周清庄沙三段岩石以粉砂岩、细砂岩为主，其平均孔隙度15.3%、平均渗透率17×10-3?m2，为中孔-低渗特低渗储层。
2.油藏开发特征
周清庄油田1970年投入开发，各断块普遍存在有自喷能力生产井，但沙三段的致密砂岩油藏油井自喷能力较弱。开发初期低含水或不含水，现已处于高含水开发后期。受低孔、低渗及储层非均质影响，产量下降快，油井间歇生产有利于油井压力和产量恢复：针对油田低产、低孔、低渗的特点，油井采用合理优化间歇生产工作制度。
周清庄油田的沙三钙质胶结致密砂岩油藏，物性都比较差。油井投产后生产压差大，一般都在10Mpa以上，油层的生产能力发挥不出来，而且能量的损耗比较大。根据油层特点周清庄油田先后压裂油井30口45井次，22口井20井次见效，单井最大增产21.5倍，最小1.1倍，平均1.98倍，多数井压裂后投产，压裂效果明显。
3.水平井应用研究
周青庄油田新区油藏类型属中低渗油藏，为了最大限度提高储量动用程度并提高采收率，结合油藏发育特征，探井试油、试采情况，同时借鉴老区油藏开发经验，利用数值模拟技术对两种井型（常规井、水平井）进行了优化研究，结果表明：周青庄隔夹层发育，层系内含油层数多，厚度小，采用常规井开发效果较差，而采用水平井效果却较好，可以横穿一组油层，大大增加单井泄油面积，控制较多储量，因此针对各断块储层特点，优选井位采用水平井开发。
3.1水平井实施效果分析
目前，周清庄油田沙三段低渗透储层共完钻3口水平井（周三等断块），初期均依靠天然能量开采，目前平均单井日产油9.11t，综合含水4.19%，累计产油1.25×104t。开井数占全区的8.33%，综合含水低于全区平均水平，日产油为直井的3.07倍。
3.1.1油层钻遇效果
目前已完钻投产的3口水平井，地质设计符合率达到100%。钻进总进尺1.12×104m，设计水平段1978m，实际钻遇水平段长度1738m，共钻遇油层829.6m，油层钻遇率85%，已建成能力95.75t/d。
3.1.2开发生产效果
水平井单井控制储量高，单井产能高。水平井由于供油范围大，生产压差小，提高了油井生产能力。一口水平井在油藏上的单井控制储量相当于多口直井，即当水平井泄油半径为100m，水平长度为350m时，水平井单井控制地质储量是直井的4.6倍。统计区块内3口水平井对比直井的初期产能，平均为直井的3.41倍。从产能比分析，歧61-6H的效果最明显，为直井的6.53倍。
水平井含水率低于直井。水平井投产初期含水普遍低于直井，且由于低渗透储层实施压裂投产，含水有逐步下降的趋势。从歧62-6L生产数据来看，其含水已经由投产初期的53.16%，下降到目前的4.58%。三口水平井目前平均含水4.19%，远低于直井水平。
3.2 水平井开发的启示
3.2.1 应用水平井地质导向技术提高油层钻遇率
低渗透油田水平井入窗技术是提高油层钻遇率的关键，需要地质、录井及现场工程师的协同配合。另外，水平井入窗前一定要把握好轨迹和井斜角度，一般着陆点纵向误差小于0.5m，水平段横向误差小于5m，避免角度不在合理范围而造成脱靶的问题。
3.2.2 提高钻井液性能与优化水平井完井工艺
在钻井、完井等作业中，工作液的矿化度会对储层造成一定的伤害，影响油井的产能。根据研究区储层敏感性实验，储层水敏损害率为24.0-54%，盐敏损害率中等偏弱，说明淡水对储层渗透率的损害程度大。因此，在进行淡水入液配伍时应采取适当措施防止水敏损害的发生。
研究区主力油层砂三段为低渗透油藏，渗流能力差，为了满足投产后水平井能达到产能要求的渗流能力，必须选用合适的完井技术。目前，该区域水平井完井技术采用两种方式，套管射孔完井和筛管完井，歧24-19H和歧61-6H采用筛管完井技术，平均单井日产油36.3t，综合含水10.87%；歧62-6L采用套管射孔方式完井，日产油14.95t，含水21.85%，均达到产能要求，油井生产正常，两种完井方式都适合研究区油藏特征。
3.2.3 完善开发井网有效提升稳产基础
低渗透油藏物性差且流体渗流存在启动压力梯度，为了使低渗透油藏能得以动用，需要缩小井距，但井网过密又势必要增加开发成本。因此，注采井距既要受到储层物性、渗流条件、垂向与平面分布状况、开采工艺等条件的限制，又要满足经济条件的要求。针对低渗透油藏提出适合其特征的技术极限井距，该区的技术极限井距在190-380m之间。
根据各断块单井试油资料统计，沙三段试油、试采时生产压差为3.92-7.82MPa。结合该油田的以往开发经验，生产压差为7MPa时可以满足生产需求。
4.结论
低渗透油藏水平井单井产能是直井的3倍以上，稳产时间长，累积水油比低，单井控制储量高，可以有效改善低渗透油藏开发效果。水平井在实施过程中，应加强对水平井的随钻数据的分析，找准入窗位置，并且要把握好轨迹和井斜角度，提高水平井钻遇率。采用合适的钻井液及完井方式，配合合适的开发井网，保证水平井高效生产。
参考文献
[1]裘怿楠.储层地质模型. 北京：石油工业出版社，1993.
[2]程启贵，胡勇，王德玉，等.靖安油田地质和油藏工程技术应用效果.石油学报，2002，23（6）：68-71.
[3]张学文，方宏长，裘怿楠，等.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素.石油学报，1999，20（4）：59-63.