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1、安83致密油藏水平井开发技术政策探讨摘要：胡尖山油出安83致密油藏地质储量1.4亿吨，储量规模大,但是油藏物性差，难动用。从2010年开始试验开发，通过定向井开发暴露出单井产量低的问题，从2011年实施水五点与七点水平井开发，水平井与定向井对比初期产量高，递减小，同时也出现水平井见水问题，2012年进行优化水平井井网，开展扩大井排距试验和口然能量开发试验。试验效果较好，初期平均单井产量突破10吨。关键词：水平井水駆动用程度递减裂缝注水政策通过2011-2012年在安83区开展水平开发试验，水平井初期产量高,递减小，是改善安83致密
2、油藏开发的有效手段。同时试验以来暴露出水平井注水见效缓慢，液面下降快，容易见水，见水方向难判断等问题。该区水平井开发效果直接关系到1・4亿吨储量下步动用，及采油六厂两百万吨的实现及后期长期稳产情况。因此计划开展水平强化注水政策试验、注水井深部调驱、水平井措施挖潜、找堵水等综合治理措施，探索稳定并提高水平井单井产量的技术对策。一、油藏特征胡尖山油田安83长7油藏，长7油层组共分为3个小层（长71、长72、长73）,其中长72是该区的主力含油层,其中，长722为主力含油小层。控制含油面积330km2，地质储量1.4亿吨，已动用地质储量
3、1870万吨，剩余地质储量1.2亿吨。长72层平均钻遇砂层18.Im,油层9.8m,差油层5.0mo孔隙度7.9%,渗透率0.17mDo长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内屮部河道交汇，水下分流河道砂体连片，在安83区域为有利的沉积相带。该区砂层较厚、油层连片，分布稳定。安83区长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10〜20。o局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60〜80。。通过地层露头、成像测井、岩心及薄片分析该区裂缝乂是方向为NE向。二、开发现状安83致密油
4、藏从2010年开始试验开发，定向井共有5套井网，定向井初期产量低，初期单井产量1.19吨，递减较大，目前平均单井产能只有0.44吨。水平井初期产量7.26吨，目前7.71吨。水平井初期单井产量是定向井的6倍。冃前共投出水平井26口，日产油水平177t,平均单井日产油7.23t/d,综合含水51.9%,对应注水井51口，开井36口，平均单井口注llm3,月注采比1.92o2011年投产水平井6口，水平段长度512m~652m，平均583m,井均钻遇油层350m,差油层116m；试油井6口，均采用分段多簇压裂，井均改造段数7段，井均日
5、产油54.dm3；采用超前注水开发，初期井均日产油5.3t,含水47.2%,,目前口产油2.0t,含水78.6%02012年采取了交错七点井网、长水平段五点井网和自然能量生产试验。交错七点井网完钻水平井11口，水平段长785m〜1035m,平均827m,平均钻遇油层770m,钻遇率93%；试油井7口，采用水压裂，井均改造段数8段16簇，井均日产油46.3m3/d；@前平均日产油9.28t,含水53.4%。配套注水井25口，冃前已全部完钻，投注井20n，均采用超前注水，平均单井□注10m3o长水平段五点井网完钻水平井9口，水平段长5
6、55m〜935m,平均711m,平均钻遇油层676m,钻遇率95%；试油井7口，其屮完试井7口，采用水压裂，井均改造段数8段25簇，井均日产油64.Ini3/d；日前平均日产油9.2t,含水25.5%o配套注水井13口，完钻10口，投注8口，均采用超前注水，平均单井口注10in3o2011-2012年先后对菱形反九点井网中7个井组通过动态验证表明该区存在NE75°优势见水方向。水平井表现出多方向性见水，主要由于水平井穿越油层长度大，导致见水层段多，动态表现出多方向见水。三、存在问题1•见水方向难判断该区共有见水井6口，见水后动态表
7、现动液面上升，含水上升，对应注水井较多，见水方向难判断。安平12从2012年以来含水上升，对安238-38井停注47天后含水下降，同时示踪剂监测见到安237-39井注入水，已实施井下找水，冃前日产液17.2m3,日产油1.071,含水92.3%。安平18试油日产油31・9m3,日产水95.3m3；2012年8月3日投产,投产初期口产液28・96in3,口产油2.811,含水88.5%,套返7.lMPa0对应4口注水井全部停注，日产液19.89ni3,日产油Ot,含水100%,套返6.OMPao1•温和注水不利于能量补充冃前执行平均
8、单井日注10方的温和注水政策，有效压力驱替系统建立缓慢，地层能量下降较快，动态表现出6口水平井动液面下降快。安平15投产以来，动液面呈下降趋势，2012年6月恢复安239-33井注水后含水上升至100%,8月实施停注，目前含水下降至61.7%,动液
