【原创】水平井

一城风絮

　　目前，国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍，而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、塔中16油田水平井钻井成本为同区直井的2倍多，大港油田水平井投资平均为直井的2.3倍。近年来，随着技术的成熟和钻井数量的增加，国内的水平井钻井、完井成本呈降低趋势。有效提高采收率，助推难采难动用储量升级，使水平井技术成为各类油气藏转换开发方式的有效手段。
水平井技术是一项非常有潜力、有优势的新技术，它主要是泄油的面积比直井大得多。以一口水平段长600米的水平井为例，可以将水平段长度视同由许多直井点构成，直井的泄油半径为150米，泄油的面积为70686平方米，水平井的泄油的面积则为一个600米×300米的长方形再加上A、B两个端点上半径为150米的半圆形面积所构成。该水平井的泄油面积为250686( 180000+70686)平方米，所以，水平井的泄油面积为直井的3.5倍。特别是对于底水或气顶油层，打直井开发很容易形成水锥进，水平井则十分有利，底水驱油不是锥进的形态，而是脊进形态，这样，水平井的水驱体积就要比直井大得多，自然，水平井有利于提高产量，有利于提高采收率。美国和加拿大的资料表明，水平井可平均增加可采储量8%～9%，水平井的稳定产能是直井的2～5倍，许多高渗气藏超过了5倍[1]。
目前，全球大多数产油国和我国的主要大型油田都已进入后期开发阶段，尽管通过这些油田的内部挖潜，仍然可以长期而稳定地维持其现有的生产水平，保证消费者的需求，然而我们也清醒地认识到目前油气田开发领域仍面临着一系列新的形势和前所未有的困难。从资源的角度看，今后较长一个时期内，油田开发将主要集中在老油田、低渗透油藏、重油和油砂油藏、天然气气藏和非常规油气藏(煤层气、油页岩、天然气水合物等)等六大领域。实践证明，利用传统技术开发这些复杂油气藏不可能达到最佳的效果，因此，在保证赢利的前提下，我们可以利用一种新的技术来提高单井产量、采油速度和最终采收率。水平井就是方法之一。
在小断块或海上油气藏中，受井网密度和钻井成本的限制，油藏难于形成较为完善的注采井网，开发过程中地层能量也难于维持，产油量和采油速度下降较快。随着钻井技术的进步，长井段水平井和分支复杂结构井目前也获得工业化应用，由于水平井中较长的水平井段增加了井筒与油层的直接接触面积，为原油流入井筒或通过井筒把工作流体注入地层提供了有利条件，因此小断块或井场开采条件受限的油气藏中可以利用水平井的长井段优势，在一定注采管柱条件下实现水平井分段注采，以达到维持地层能量的目的。
对于稠油油藏利用直井单层开采经济效益差，主要原因是直井开采泄油面积小，受顶底泥岩的影响，注汽热损失大，注汽效果差，油井产能低，不能充分挖掘油层潜力。而采用水平井，提高了单层薄层稠油油藏的储量动用程度；滩海油田实施水平井挖潜，可以有效减少地面投资；与直井相比水平井控制储量大、其与油层的接触面积和渗流面积大，因此水平井有利于改善储层吸汽状况，提高热能利用率；热采水平井在生产和注汽过程中受蒸汽超覆能够更好的动用正韵律油层顶部的剩余油；采用中长度的水平段能够提高井控程度，提高采油速度获得更高经济效益。
水平井技术于20世纪20年代提出，40年代付诸实施，80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用，并由此形成一股研究、应用水平井技术的高潮。
石油行业对钻井技术低成本、低污染、精确轨迹、高产量的技术需求，促使水平井数量逐年增长。近年来，水平井钻完井总数几乎成指数增长，全世界的水平井井数为4.5万口左右，主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中美国和加拿大占88.4%。在国内，水平井钻井技术日益受到重视，在多个油田得以迅速发展，其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型。石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效，是水平井技术发展的直接动力。
岩性构造稠油油藏由于受构造控制、岩性的变化，砂体的空间展布控制了油气成藏规模，构造发育控制砂体的含油性，油层厚度变化较大，砂体中间厚度大，边部厚度小。直井开发效果较差，用水平井开发可改善油藏的综合开发效果，提高采收率。
边底水活跃稠油油藏随着开发程度的不断加深，含水不断提高，到高含
水期剩余油主要集中在构造的较高部位。这类油藏具有活跃的边底水，地层能量充足的特点，利用直井初期产量较高，含水较低，但含水上升快，经济效益差。直井高含水的主要原因是由于边底水推进造成的，因而致使采出程度不高。利用水平井则可以开采高部位的剩余油，减缓含水上升速度，增加可采储量，获得较好的经济效益。这类油藏在油藏地质设计时存在一定的风险，必须进行精细油藏描述和剩余油分布规律研究，重点搞清构造断裂系统和构造形态，在此基础上进行局部水平井设计或利用水平井对区块进行整体调整[2]。藏
该类油藏具有一定的油层厚度，储量丰度高，采出程度普遍较高，而且随着开发程度的不断加深，受地下油水流度比差异以及多伦次吞吐、汽驱井汽窜等因素影响，含水不断上升，剩余油高度零散，利用直井加密初期产量较高，含水较低。但随着吞吐伦次的增加，往往开发效果较差，经济效益差。由于直井泄油面积小、产能低，利用水平井则可以开采高部位的剩余油，并可以抑制含水上升速度，增加可采储量，获得较好的经济效益。同时热采水平井在生产和注汽过程中受蒸汽超覆能够更好的动用正韵律油层顶部的剩余油，采用中长度的水平段能够提高井控程度，提高采油速度，获得更高的经济效益。
通过水平井的实施，认为稠油水平井适合的油藏参数如下：
①原油粘度：随原油粘度的增大，水平井开采效果变差。在目前工艺技术条件下，原油粘度小于30000 较适宜，大于5000 风险大，设计水平井要慎重。
②油层厚度：水平段长度、原油粘度不变时有效厚度下限为3m。
③水平段垂向位置：对于10m-20m的厚油层油藏，水平段在距油层顶2/3处最合适，热损失最小，峰值产量及采收率最高。薄油层一般在距油层顶1/2处最合适。
水平段长度：随长度增加开发效果变好，超过230m后累积产油量增加不明显，采出程度反而降低，因此热采水平井段长度为180m-230m之间，可在获得较好的开采效果的同时，降低开发所需费用，取得比较好的经济效益。
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