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摘 要：水平井开发正在成为转变长庆油田开发方式、提高开发效益的重要途径。绥靖油田杨57区延9低渗透油藏埋藏浅、砂体厚度较大、储量丰富，是近期增储上产的重点区。2011年杨57区开始探索水平井开发，采用了近似交错排状联合井网，现场试验以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向，结合双封单卡机械封隔分段压裂技术。结果表明水平井投产初产、控制储量上与直井相比显示了一定的优越性，与同区域直井相比平均单井产量提高2至4倍，增产效果显著，对低渗透油藏开发具有重要意义。
关键词：低渗透油藏 水平井 交错排状联合井网 水力喷射分段压裂 双封单卡机械封隔分段压裂
一、杨57区延9油藏概况及水平井适用条件
1.杨57区延9低渗透油藏概况
杨57区延9层为河流-沼泽相沉积，河道宽度1～2km，流向北东-南西向。厚度在35～50m，平均45m。延91砂体展布与沉积相带一致，砂厚在5.0～23.0 m，平均13.6m。油藏埋深1145-1445m，平均油层有效厚度约8.0m，平均渗透率9.72×10-3μm 2，平均孔隙度15.7%。
目前杨57区钻探水平井4口，已经投产3口，井位部署、水平段设计、射孔方式、改造措施、产量都具有一定的代表性。
2.杨57区水平井适用条件
水平井适用于具有产能的直井或压裂后可正常生产的低渗透油藏。按照目前的技术水平，没有经济效益的低渗透油藏（Kh<20×10-3μm 2*m）、能量衰竭的低压油藏（p<20%pi）和极易坍塌出砂、腐蚀气体（如H2S）含量高的油藏，亦不适合水平井开发。
分析杨57区勘探开发情况，认为该区水平井开发具备了必要条件。杨57区实施评价井杨129、杨132，其延91层钻遇油层分别是6.7m和13.0m。两口评价井于2011年10月投产，初期日产液10.56m3、日产油6.97t、含水22.8%。
3.杨57区水平井开发的油藏地质条件具备以下特征：
3.1构造为整体呈向西倾斜的平缓单斜构造，坡度较缓；
3.2平均中深1375m；
3.3平均油层有效厚度8.0m；
3.4平均渗透率K为9.72×10-3μm 2；
3.5含油面积5.85km2，动用可采储量62.59×104t；
3.6原始地层压力为8.62MPa，2011年压力保持水平62.7%，目前60.6%。
4.适合杨57区水平井开发的油藏工程条件：
4.1油藏参数h× <100m。
4.2Kh>20×10-3μm 2﹡m。
二、杨57区水平井设计要点
1.单井优化设计
分析认为杨57区水平井单井设计具备以下特征：
1.1平面位置，设计在直井具有产能或压裂后可正常生产的储层相对高渗、连续且平面上分布稳定的区域，如康平1、康平2在杨129～杨132区域，康平3在康37-42A～康40-44区域，康平4在康38-44～康35-44区域；
1.2垂向位置，设计井眼轨迹根据油层分布特征穿越延91油层的上部。若砂层内存在一定规模（分布不稳定）的物性夹层，就将水平段设计成与目的层斜交，使水平井可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层，以减少出油阻力，增加出油体积；
1.3水平段长度，鉴于杨57區油层厚度较大，结合现场实施效果，设计水平段为300m；水平段方位，考虑长庆油田历年经验，认为侏罗系油藏水平井方向与砂体走向有一定夹角或者垂直时，开发效果最好。如康平1方位236.2°，康平2方位99.7°，康平3方位159°，康平4方位233.1°。
2.井网模式优选
杨57区延9储层为河流-沼泽相沉积，砂体近北东—南西向展布，通过长庆油田水平井实施效果，侏罗系水平井采用交错排状井网开发效果较好。
3.分析认为杨57区水平井网具备以下特征：
3.1水平井延伸方向与主渗方向垂直或者有一定夹角，横切砂体走向，主河道相带和水平井组成了一个控制整个井网单元的具有高导流能力的 “ 十”字形区域。
3.2水平段走向垂直于储层走向的水平采油井，并以多段压裂形成多条垂直于水平井段的裂缝，可以大幅度提高渗流能力，具有较高的初期采油速度和单井产量。
3.3采用交错井网，注水井为直井时，压裂投注后形成线性注水，一口水平井采油需至少两口注水井来保持注采平衡，注意人工裂缝要避开水驱方向。
3.4水平井段落入不同沉积微相，会产生不同的开发效果，当水平段落入河间砂坝并与主河道相邻时效果最好；
三、杨57区水平井改造技术
杨57区为进一步提高水平井单井产量，开展了水平井分段压裂试验，探索水平井分段压裂的多种途径。目前完成了3口井的现场试验，形成以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向，结合双封单卡机械封隔分段压裂的低渗油层改造技术，增产效果显著，对低渗透油藏开发具有重要意义。
杨57区水力喷射压裂现场试验及效果
杨57区的现场试验以解堵性压裂为主，以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向，引进双封单卡机械封隔分段压裂技术，加强了工艺优化：
1.试验双封单卡机械封隔分段压裂技术，探索水平井分段压裂的多种途径。现场试验康平1井射孔求初产后不出液，分析判断前期改造不充分，下步需要加砂压裂进行重复改造，采用双封单卡分段压裂工艺，一趟管柱完成已射孔的3段压裂施工。投产后康平1与邻近直井相比，增油效果显著，油井出液得到明显改善。
2.应用最大外径为108mm的k344小直径封隔器，用水力喷射与小直径封隔器联作技术进行改造，形成“水力喷射+小直径封隔器+连续混配”水力喷射分段压裂技术，提高了分隔有效性，扩大了水力喷砂压裂应用范围。康平2、康平3分别试验了一趟管柱压裂7段1次和3次施工完成，在单井压裂段数增加的情况下，缩短了施工周期，改造效果好。
四、结论和建议
1.要解放思想，新区开发、老区调整首先要考虑水平井的可行性。
2.要加强储层沉积相研究，在低渗油藏中寻找相对高渗储层和高渗带，优选设计水平井的有利部位；
3.交错排状注采井网采出程度高，是适合低渗透储层的布井方式；
4.采用“水力喷砂+小直径封隔器+连续混配”为主体的水平井水力喷砂工艺，与直井相比，增产倍数达到了4倍。
参考文献
[1]冉新权，程启贵，等.特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究.石油学报.2008（1）.
[2]庞长英，连军利，等. 水平井直井联合开采低渗透油藏合理井网研究. 石油天然气学报（ 江汉石油学院学报）.2008（2）.
[3]韩涛，李怀杰，等. 水平井改造技术及效果评价.石油化工应用.2010（8）.
[4]田守嶒，李根生.水力喷射压裂机理与技术研究进展.石油钻采工艺.2008（02）.
作者简介：卢本弢（1984-）男，汉族，湖北省黄冈人，助理工程师，主要从事油田开发地质工作。
关键词：低渗透油藏 水平井 交错排状联合井网 水力喷射分段压裂 双封单卡机械封隔分段压裂
一、杨57区延9油藏概况及水平井适用条件
1.杨57区延9低渗透油藏概况
杨57区延9层为河流-沼泽相沉积，河道宽度1～2km，流向北东-南西向。厚度在35～50m，平均45m。延91砂体展布与沉积相带一致，砂厚在5.0～23.0 m，平均13.6m。油藏埋深1145-1445m，平均油层有效厚度约8.0m，平均渗透率9.72×10-3μm 2，平均孔隙度15.7%。
目前杨57区钻探水平井4口，已经投产3口，井位部署、水平段设计、射孔方式、改造措施、产量都具有一定的代表性。
2.杨57区水平井适用条件
水平井适用于具有产能的直井或压裂后可正常生产的低渗透油藏。按照目前的技术水平，没有经济效益的低渗透油藏（Kh<20×10-3μm 2*m）、能量衰竭的低压油藏（p<20%pi）和极易坍塌出砂、腐蚀气体（如H2S）含量高的油藏，亦不适合水平井开发。
分析杨57区勘探开发情况，认为该区水平井开发具备了必要条件。杨57区实施评价井杨129、杨132，其延91层钻遇油层分别是6.7m和13.0m。两口评价井于2011年10月投产，初期日产液10.56m3、日产油6.97t、含水22.8%。
3.杨57区水平井开发的油藏地质条件具备以下特征：
3.1构造为整体呈向西倾斜的平缓单斜构造，坡度较缓；
3.2平均中深1375m；
3.3平均油层有效厚度8.0m；
3.4平均渗透率K为9.72×10-3μm 2；
3.5含油面积5.85km2，动用可采储量62.59×104t；
3.6原始地层压力为8.62MPa，2011年压力保持水平62.7%，目前60.6%。
4.适合杨57区水平井开发的油藏工程条件：
4.1油藏参数h× <100m。
4.2Kh>20×10-3μm 2﹡m。
二、杨57区水平井设计要点
1.单井优化设计
分析认为杨57区水平井单井设计具备以下特征：
1.1平面位置，设计在直井具有产能或压裂后可正常生产的储层相对高渗、连续且平面上分布稳定的区域，如康平1、康平2在杨129～杨132区域，康平3在康37-42A～康40-44区域，康平4在康38-44～康35-44区域；
1.2垂向位置，设计井眼轨迹根据油层分布特征穿越延91油层的上部。若砂层内存在一定规模（分布不稳定）的物性夹层，就将水平段设计成与目的层斜交，使水平井可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层，以减少出油阻力，增加出油体积；
1.3水平段长度，鉴于杨57區油层厚度较大，结合现场实施效果，设计水平段为300m；水平段方位，考虑长庆油田历年经验，认为侏罗系油藏水平井方向与砂体走向有一定夹角或者垂直时，开发效果最好。如康平1方位236.2°，康平2方位99.7°，康平3方位159°，康平4方位233.1°。
2.井网模式优选
杨57区延9储层为河流-沼泽相沉积，砂体近北东—南西向展布，通过长庆油田水平井实施效果，侏罗系水平井采用交错排状井网开发效果较好。
3.分析认为杨57区水平井网具备以下特征：
3.1水平井延伸方向与主渗方向垂直或者有一定夹角，横切砂体走向，主河道相带和水平井组成了一个控制整个井网单元的具有高导流能力的 “ 十”字形区域。
3.2水平段走向垂直于储层走向的水平采油井，并以多段压裂形成多条垂直于水平井段的裂缝，可以大幅度提高渗流能力，具有较高的初期采油速度和单井产量。
3.3采用交错井网，注水井为直井时，压裂投注后形成线性注水，一口水平井采油需至少两口注水井来保持注采平衡，注意人工裂缝要避开水驱方向。
3.4水平井段落入不同沉积微相，会产生不同的开发效果，当水平段落入河间砂坝并与主河道相邻时效果最好；
三、杨57区水平井改造技术
杨57区为进一步提高水平井单井产量，开展了水平井分段压裂试验，探索水平井分段压裂的多种途径。目前完成了3口井的现场试验，形成以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向，结合双封单卡机械封隔分段压裂的低渗油层改造技术，增产效果显著，对低渗透油藏开发具有重要意义。
杨57区水力喷射压裂现场试验及效果
杨57区的现场试验以解堵性压裂为主，以水力喷砂压裂与小直径封隔器联作工艺为主体方向，引进双封单卡机械封隔分段压裂技术，加强了工艺优化：
1.试验双封单卡机械封隔分段压裂技术，探索水平井分段压裂的多种途径。现场试验康平1井射孔求初产后不出液，分析判断前期改造不充分，下步需要加砂压裂进行重复改造，采用双封单卡分段压裂工艺，一趟管柱完成已射孔的3段压裂施工。投产后康平1与邻近直井相比，增油效果显著，油井出液得到明显改善。
2.应用最大外径为108mm的k344小直径封隔器，用水力喷射与小直径封隔器联作技术进行改造，形成“水力喷射+小直径封隔器+连续混配”水力喷射分段压裂技术，提高了分隔有效性，扩大了水力喷砂压裂应用范围。康平2、康平3分别试验了一趟管柱压裂7段1次和3次施工完成，在单井压裂段数增加的情况下，缩短了施工周期，改造效果好。
四、结论和建议
1.要解放思想，新区开发、老区调整首先要考虑水平井的可行性。
2.要加强储层沉积相研究，在低渗油藏中寻找相对高渗储层和高渗带，优选设计水平井的有利部位；
3.交错排状注采井网采出程度高，是适合低渗透储层的布井方式；
4.采用“水力喷砂+小直径封隔器+连续混配”为主体的水平井水力喷砂工艺，与直井相比，增产倍数达到了4倍。
参考文献
[1]冉新权，程启贵，等.特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究.石油学报.2008（1）.
[2]庞长英，连军利，等. 水平井直井联合开采低渗透油藏合理井网研究. 石油天然气学报（ 江汉石油学院学报）.2008（2）.
[3]韩涛，李怀杰，等. 水平井改造技术及效果评价.石油化工应用.2010（8）.
[4]田守嶒，李根生.水力喷射压裂机理与技术研究进展.石油钻采工艺.2008（02）.
作者简介：卢本弢（1984-）男，汉族，湖北省黄冈人，助理工程师，主要从事油田开发地质工作。