水平井的经济效益与应用前景都有哪些 水平井钻井液的应用有哪些？ 有没有人知道
水平井的钻井层位在从地面以下3000米的油气中，和一般的垂直井和竖直井相比，完成水平井的总成本的花费要高，早在上世纪八十年代，钻水平井的成本一般是垂直井的三到五倍，有的甚至超过了十倍之多，但是以科学技术的发展为依托，以钻井的经验积累为基础，对水平井钻井技术进行了设备、工艺、工具等的改造，使得水平井的钻井完井成本逐年的下降，到目前为止，水平井的总成本已经是垂直钻井的0.4倍，是钻井工艺中钻井完井成本最低的钻井技术。
2 、水平井能够有效地降低预期勘探开发的综合成本
水平井主要是用来对低渗透油气藏、裂缝油气藏和薄层油气藏的开采，因为这类的油藏中储存着丰富的石油资源，而由于地质地貌和技术的限制造成了开采难度大，水平井不但能够对这些开采难度大的油田进行钻井开采，而且，对于一些即将枯竭的油气藏进行再次的钻井，使即将"濒死"的油藏"起死回生"，提高石油的产量；水平井的钻井、完井成本在某些方面高于直井和斜井，但是水平井的产油量是常规井的三到六倍，而且在应用水平井能够增加油田的可采储量，直井和斜井油气生产的单位成本要远远的高于水平井，因此综上所述，水平井通过提高石油产量，石油的采收率和增加可采储量，从而达到降低石油勘探开发综合成本的目的。
3、水平井独立性强，有效的降低额外的投入
水平井的设计工艺比较复杂，但是一旦设计成功，在应用的过程中，它能独立的完成钻井的过程，对于一些配套设施的施工建设没有特别的要求，而且水平井的地表出口可以轻易的避开飞机跑道、河流、公路等地表的障碍物。这一特点就确定了，水平井的建设受到地质构造、环境变化以及人为的因素比较小，灵活性强，便于移动，整理，所以这就最大限度减少了对配套设施的施工建设，节约了生产成本。
边/底水断块油藏水平井开发及效果分析~
王建勇 刘显太 孙民生
摘要 介绍了胜利油区边/底水断块油藏中水平井在不同方面的应用效果；总结了水平井地质设计的关键技术；分析了水平井产能的影响因素。认为边/底水断块油藏应用水平井挖潜，井间剩余油具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等优势。胜利油区在该类油藏中水平井的应用取得了成功经验，经济效益显著，为同类型油藏中水平井的推广应用提供了重要依据。
关键词 边/底水断块油藏 剩余油挖潜 水平井 产能 影响因素 胜利油区
一、引言
水平井作为剩余油挖潜、提高油藏采收率的有效手段，在国内外已得到广泛重视和应用。胜利油区是我国水平井技术发展最快、应用规模最大的油区，已形成了一套比较成熟的从水平井区块筛选、地质设计，到钻井、采油及跟踪评价等的配套技术。其地质设计已从单一的稠油油藏转向常规油藏中的边/底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等。应用领域已从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整共同发展；设计类型也由单分支向多分支、大位移水平井扩展。到2000年12月，胜利油区已累计设计水平井（侧钻水平井）181口，完钻172口，投产165口，累计产油206×104t，取得了良好的挖潜增油效果。其中边/底水断块油藏是胜利油区水平井应用最广、效果最好的一类油藏，到2000年12月，在边/底水断块油藏中共投产63口，累计产油97.7364×104t。
二、边/底水断块油藏中水平井的应用及效果分析
胜利油区边/底水断块油藏具有断层复杂、含油层系多、地层倾角小、含油面积小的特点，油气富集多受断层构造控制，活跃的边水或底水使得油藏具有天然能量充足的特点。经过多年开发，老区块一般含水较高（大于90%），采出程度在25%以上，个别区块达到40%以上，但压降较小，地层能量充足。
该类油藏的直井开采具有产液量高、含水上升快的特点，但井点高含水多是由底水锥进或边水、注入水舌进造成的，因而不论构造高部位或低部位，其井间均有可能为剩余油富集区。在该类油藏中设计水平井，具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等特点，挖潜剩余油具有直井无法比拟的优势。
在该类油藏中水平井主要应用于老油田区块整体调整改造挖潜、老油田水平井单井挖潜以及在新区产能建设过程中部署水平井。
胜利油区到目前为止共有4个老油区利用水平井进行了整体改造。这4个区块水平井初期增产倍数（与周围直井相比）可以达到8～12倍，平均在10倍左右，含水平均为30%左右，目前增产仍可达2.6～12倍，平均5倍。各区块平均单井增加可采储量均在3×104t以上，区块采收率明显提高。
在老油田单井挖潜方面，水平井开采效果远好于调整直井的开采效果。Y6块已投入开发已近30年，采出程度达到30%，目前平均单井（直井）产油只有5t/d左右，综合含水高达95%左右，已进入油田开发后期。新部署的水平井Y6-P1井于1999年4月投产，初期产量为61.9t/d左右，不含水，为周围调整直井的10倍以上，至2000年12月累积产油3.5×104t。
在新区产能建设过程中，利用水平井则充分显示出少井高效、高速开发的优势。目前，胜利油区已经在Y93等3个区块新区产能建设过程中应用了水平井。Y93块初期设计方案部署11口直井开发，方案实施前进行了水平井开采可行性研究，认为在该块构造较高部位利用2～3口水平井作为采油井，在构造较低部位或边部部署2口直井作为注水井，可以更为有效地开发该区块，达到少投入、多产出的目的。为此，重新设计了水平井与直井结合的整体部署方案。新方案实施后，取得了明显的经济效益。3口水平井初期平均单井日产油可达100t，为周围直井的3.5～4倍，且不含水。从目前状况来看，水平井产量仍然维持较高水平，3口水平井平均产量为68.6t/d，为周围直井的3倍左右；综合含水6.1%，比周围直井低26%。到2000年12月，3口水平井生产两年，累计产油 19.3×104t，使本块采油速度达到5%以上，为水平井在新区产能建设中的应用提供了宝贵的经验。
三、水平井产能影响因素分析
1.油藏含油高度
水平井初期含水的高低、含水上升速度的快慢与水平段所钻遇油层的含油高度关系密切。统计了胜利油区边/底水断块油藏中16口水平井，其初期含水与水平段距油水界面距离的关系表明，10m距离是一个重要的分界点。水平段距油水界面小于10m的井初期含水一般较高。因此，在水平井设计时应尽量保持水平段距油水界面的距离大于10m。
表1 L2块水平井不同采液强度方案对比表
2.采液强度
在边/底水断块油藏中，水平井的目的是为了减缓边水舌进和底水锥进，如果采液强度过大，必然导致含水上升加快、最终开发效果变差。L2块不同采液强度方案数模结果表明，随采液强度增大，产油量呈下降趋势，而累积水油比则呈上升趋势（表1）。这说明随水平井采液强度的增大，底水锥进将越来越严重，产油量越来越少，效果越来越差。
图1 L2块水平井不同含水阶段采液强度直方图
用矿场资料研究了L2块馆二段水平井的含水上升规律、生产方式及提液时机，提液时机选择在含水量90%～92%比较合适。该阶段无论高采液强度或低采液强度井含水量上升速度都降得很低（图1、2），由于水平井提液幅度大，该阶段提液不会造成含水量快速上升，因此，增油效果比较理想。如L2-P1、L2-P6井提液时含水量较高（88%左右），提液后含水量上升较慢，增油效果明显，初增能力均在20t/d以上；而L2-P3井提液时含水量较低（83%），提液后含水量上升较快、增油效果较差，初增能力只有7.4t/d。
3.水锥半径
在未定量研究水锥半径时，水平井靶点设计通常以到老井距离而不是以动态水锥半径大小为依据，因而可能导致水平段设计在水锥半径以内，引起水平井初期高含水或含水上升很快。例如，L2-P5井的B靶点距离老井L2-24井60m左右，而L2-24井累积产油量达到1.8×104t，其含油高度在15m左右，水锥半径大约为90～100m；当L2-P5井投产尾部50m时，初期含水量就达到77.4%，并很快上升至90%以上；随后封堵尾部射开中部200m，初期含水量40%，效果明显变好（图3）。因此，水平井设计过程必须计算出水锥半径的大小；设计水平段的A、B靶点要避开水锥半径影响的区域；此外，还应避开边水或注入水舌进影响的区域范围。
图2 L2块水平井不同含水阶段含水量上升率直方图
4.射孔方式和射孔长度
根据水平段轨迹延伸方向的不同，水平井投产时射孔方式和射孔长度也将有所不同。L2块数值模拟结果表明，水平井段平行于构造线方向时，一次投产效果好于分段投产；当水平井段垂直构造线方向时，分段投产效果好于一次投产。
当井所处部位剩余油高度相近时，射孔井段越短（分段射孔），相同含水阶段每米采油量越多。L2-P3与L2-P1井相似，目前含水量分别为94.6%和94.7%，每米采油量分别为415t和199t,L2-P3是L2-P1井的2.1倍，而L2-P1井的射孔井段是L2-P3的2.9倍；L2-P5和L2-P6井相似，射孔井段分别为170和90m，含水90%时每米采油量分别为34t和48t。
图3 L2-P5井生产曲线图
四、边/底水断块油藏水平井经济效益分析
对边/底水油藏类型中生产时间在1年以上的水平井按静态法核算成本并计算投资回收期。投资成本包括钻井投资、测井、完井费用、射孔以及生产经营成本等，油价按932元/t，计算需要平均单井产油达到0.85×104t时，才能收支平衡。而实际目前经过成本核算的27口井累计产油已达到43.47×104t，平均单井累积产油达到了1.61×104t，已赢利1.38×104万元，投资回收期仅8个月左右，经济效益及社会效益非常明显。
五、结论
水平井挖潜边/底水断块油藏的井间剩余油具有初期产能高、含水量上升慢、投资回收快、经济效益好的优点。
油藏含油高度、水锥半径大小、射孔方式及射孔长度、产液强度等是影响边/底水断块油藏水平井产能及开采效果的主要因素，在地质设计及生产过程中必须合理安排。
无论是在老区挖潜还是新区产能建设方面，水平井开采都取得了可观的经济效益，水平井在新老油田开采中都具有良好的应用前景。
无固相钻井液在水平井中的应用
摘 要：本文介绍了无固相钻井液体系在胜利油田水平井中的应用，室内试验和现场应用表明无固相钻井液体系由于无固相钻井液固相含量低，滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
关键词：无固相、钻井液、储层保护
0 前言
目前为止胜利油区共完成各类水平井近千口，研究应用和推广了聚合物水包油、MMH、BPS正电胶、可循环泡沫、聚合醇等多种钻井液体系，上述体系基本上能较好地满足钻井工程的要求。但从产量来看，有些水平井包括分支井、大位移井效益并不理想。究其原因，除了地质因素外，不少井是由于储层受到损害。研究发现，由于水平井钻井时间长，钻井液浸泡时间长；压差控制（△P）有一定困难，特别是长井段水平井压差控制困难更大；并且大多数水平井完井是以裸眼、封隔器、筛管或衬管方法完井，损坏面积大，泥饼堵塞造成损害更大。因此水平井的油层保护问题更加重要。研究和实践表明无固相钻井液由于其固相含量低、滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
1 钻井液对水平井油气层的损害机理
钻井液对水平井油气层的损害同直井一样，损害机理主要有以下几点：（1）钻井液中固相颗粒堵塞；（2）滤液和储层流体不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）润湿反转；（5）微粒运移和粘土膨胀；（6）水锁；（7）地层压力改变。
但也有它的独特性：
（1）底部损害最大，且自起始端至水平段末端变化幅度较大。这是因为起始端钻具对泥饼磨损时间长且与泥浆接触时间长，故对产层损害呈大幅度梯度分布，而水平段的顶部、侧面则没有该现象。
（2）大部分水平井采用的钻井液均为水基聚合物钻井液体系，聚合物势必会随滤液侵入地层。并且含有聚合物的泥饼不够致密以及不易降解，因而势必会对储层造成一定损害。
（3）钻水平井所用时间比直井要长。
（4）非常低的压降不能为清除储层损害提供足够的动力。
针对水平井的油层保护问题，研究开发了多种钻井液体系。常用的钻井液体系组成见表1。
表1 常用的水平井钻井液体系组成
序号 增粘剂 降滤失剂 桥堵剂 粘土
1 PAC 淀粉 粘土
2 PAM 淀粉 油溶树脂（18kg/m3） 粘土
3 XC 、PAM 淀粉 纤维素（1kg/m3） 粘土
4 PNM PAC CaCO3
5 XC PAC / 粘土
6 PAM 铵盐 CaCO3
7 MMH 铵盐 / 粘土
8 XC、PAC 淀粉 CaCO3 粘土
实验表明，用粘土和纤维素作桥堵剂时，对岩心渗透率的损害明显大于用CaCO3粉末作桥堵剂时的损害。通常使用的增粘剂PAM、XC、PAC都会对储层造成损害，并且这种损害的机理是非常复杂的，它可能还受到各种添加剂之间作用的影响。因此减少钻井液对水平井油气层的损害的最有效方法是：
（1）选择合适的钻井液体系，使固相颗粒和滤液尽可能地不侵入地层，合适的钻井液配方的关键在于减少钻井过程中复杂事故的发生和降低对储层的损害。而优选钻井液配方的原则主要依据其流变性、滤失量、静切力以及储层损害程度、反排解堵的难易程度等。
（2）选择适合的解除损害的方法并实施增产措施，其中包括泥饼的去除（使用反排压力或化学方法）或化学增产措施。
大量的研究和实践表明无固相钻井液具有低密度和低流动阻力的优点,有利于井下马达的正常工作和钻头功率的充分发挥由于该钻井液粘度小,十分有利于携带岩屑,从而改善了井眼净化条件。是水平井钻井的最佳钻井液体系。
2 无固相钻井液的室内研究
无固相钻井液体系包括各种类型的水溶液(如盐水、海水、淡水及氯化钾水等)和各种高聚物溶液,还包括用酸溶性材料组成的各类钻井液。
2.1 流变性能评价
无固相钻井液体系的流变性能见表2。
表2 与常规钻井液性能对比
钻井液类型 Fl/ml PH AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/Pa/10′/10〃
无固相钻井液 5.6 7.5 30.5 17 13.5 5.0/8.0
普通钻井液 6.4 8.0 41 22 19 5.0/9.0
钠土浆 25 9.0 9.0 5.0 4.0 4.0/7.0
从上表可以看出，无固相钻井液与常规钻井液性能对比，流变性好，能够满足携岩要求。
2.2 抗温性能评价
无固相钻井液体系的抗温性能见表3。
表3 抗温性能评价
序号 条件 Fl/ml AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/10′/10”
1 室温 5.6 30.5 17 13.5 5.0/8.0
2 100℃/16h 5.7 26 14 12 4.5/7.0
3 120℃/16h 6.0 23 14 9 4.0/6.5
从上表可以看出，无固相钻井液体系在120℃老化16h后，仍能保持良好的流变性和悬浮携带性能。
2.3 抑制性实验研究
（1）无固相钻井液抗土污染实验
无固相钻井液体系的抗土污染试验见表4。
表4 抗土污染实验
配方 实验
温度 FL/ml PH值 AV PV YP 初切/ 终切
优选配方 室温 5.2 8 30 17 13 4.5/7.5
优选配方+1%膨润土 室温 4.6 8.5 35 20 15 5.0/8.0
老化 4.8 8.5 30.5 17 13.5 5.0/7.5
优选配方+2%膨润土 室温 4.0 8.5 33 18 15 5.0/8.5
老化 4.5 7.5 32.5 17 15.5 5.0/8.5
优选配方+3%膨润土 室温 4.2 8.5 40 23 17 6.0/9.0
老化 4.6 7.5 35 22 13 6.0/8.0
优选配方+5%膨润土 室温 4.0 8.5 42 24 18 6.5/9.0
老化 4.2 7 43 23 20 5.5/8.5
注：老化条件为120℃恒温16h。
由以上数据可以看出，优选配方在室温和高温下都具有良好的抑制能力，能很好的抑制土相在钻井液中的分散，使体系粘度切力都保持基本不变。
（2）浸泡实验和回收率实验
无固相钻井液体系的浸泡实验和回收率实验见表5。
表5 浸泡实验和回收率实验
钻井液类型 岩屑回收率，% 钻屑浸泡效果描述（浸泡7天）
清水 24 钻屑浸泡后四分五裂，呈糊状。
KCl聚合物 82 钻屑出现较大裂缝，手捏成泥。
两性离子聚合物 87 钻屑出现裂纹，用手掰开，里面潮湿。
无固相钻井液 97 钻屑保持原状，外面包裹一层聚合物膜
油基钻井液 99 钻屑保持原状。
从上表实验结果可以看出，无固相钻井液比常用的钻井液对钻屑的抑制作用强，仅次于油基钻井液体系。
（3）页岩膨胀实验
选用该钻井液体系对胜利油田岩屑进行页岩膨胀实验，结果表明，无固相钻井液具有较强的抑制水化膨胀的作用，明显优于其它常用钻井液体系，结果见表6：
表6 页岩膨胀实验研究
钻井液体系 聚磺 两性离子聚合物 KCl聚合物 无固相钻井液
膨胀量（mm/8h） 3.21 2.87 2.34 1.82
2.4 保护油气层的评价及机理研究
采用岩心流动装置，进行静态污染评价实验，结果见表7。
表7 静态污染评价实验
岩样号 钻井液体系 Ka/（10-3μm2） Ko/（10-3μm2） Kd/（10-3μm2） 渗透率恢复值（%）
1 KCl聚合物 71.6 46.1 35.96 78
2 两性离子聚合物 84 58.34 52.62 90.2
3 无固相钻井液 45.9 28.16 25.15 89.3
4 油基钻井液 110.8 90.7 83.44 92
2.5 钻井液滤饼清除实验研究
无固相钻井液泥饼用0.1%的纤维素酶变成一层泡沫0.1%的纤维素酶浸泡16h后，用水一冲就从滤纸上脱落，而用清水、盐水、柠檬酸缓冲液+水浸泡后泥饼无变化，实验结果见表8。
表8 泥饼清除实验结果
钻井液 400ml 6% 基浆+6g Na-CMC
破聚剂 1%纤维素酶 清水 2%KCl溶液 柠檬酸缓冲液+水 0.1%纤维素酶
处理 前 后 前 后 前 后 前 后 前 后
滤失时间/min 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
滤失量/ml 2.00 － 2.30 2.33 2.36 2.33 2.35 2.38 2.25 －
3 无固相钻井液在水平井中的应用
胜利油田自1983年首次在桩古16井采用无固相聚合物钻井液钻开灰岩油气层，至今已开发出了NaCl、CaCl2、卤水、HCOONa、HCOOK等多套无固相钻井液类型，最大限度地减少钻井液固相对油气层所造成的损害。
2000－2003年在车古204区块大面积推广欠平衡压力钻井技术和无固相钻井液完成了多口井的钻井施工，解决了该区块使用普通聚合物钻井液易形成厚泥饼阻卡的问题，提高了钻井速度，保护了油气层。仅车古204－5井，在3552m～4400m的灰岩钻探过程中，发现有荧光和油斑的井段累计达230多m，完井、下油管后将井眼内钻井液替出诱喷，蹩压很高，油气显示非常好。
在埕北307、渤深6-3、埕北39等井上应用了无固相钻井液，埕北307井获日产油142t，天然气4217m3的高产；渤深6-3井获日产原油83t的高产；埕北39井获日产油160t、天然气52566m3的高产，由该井新增探明石油地质储量达1020万t。
2006-2007年，先后在胜利油田车古208X1，垦古22-平1、桩129－支平1井进行了应用，同时，还为郑408-试1修井作业提供了密度达2.0g/cm3的无固相压井液。桩129-支平1井是一口鱼骨状多分支水平生产井，实际完钻井深2195.00m，完钻后，成功应用无固相完井液替入辅眼、主井眼裸眼段，保证筛管顺利下到位。
垦古22-平1井完钻井深2902.77m，水平段长200m，三开所钻遇的井段为奥陶系，也是该井的目的层，地层压力系数低，水平段设计长200m，采用无固相钻井液体系，顺利钻达目的层。试油获得92t/d的高产油流，是邻井的6-7倍。
美国EDC公司在胜利油田承包区块应用无固相水平井钻井液技术2006年施工的CDX-26H，开发馆陶上部油藏，产油量基本为40t/d。
目前在胜利油田应用无固相钻井完井液仅限于开发地层比较稳定的碳酸盐储层，基本上没有应用于砂岩和砂泥岩储层。
4 开发无固相水平井钻井完井液体系的前景展望
从使用无固相钻井液开发水平井取得效果和室内研究成果看，应用无固相钻井液大面积开发水平井条件已经成熟。无固相聚合物钻井液体系作为一种成本低、无毒无污染、可生物降解强抑制性的钻井液完井液体系，如果在胜利油田开发明化镇、馆陶组、砂一段油藏将会取得良好效果。但必须具备以下几个条件
(1) 钻进时固控设备必须好，有利于及时清除有害固相。
（2）技术套管必须下到A点，有利于转化和使用无固相钻井液。
另外，国外常采用筛管充砂完井，生物降解及酸化后增产明显。
目前，公司承担了中石化重点科研项目《生物酶可解堵钻井液体系的研究》项目。研制的生物酶可解堵钻井液体系利用的是生物酶能够对钻进过程中侵入地层和粘附在井壁上的暂堵材料进行生物降解的特殊性能，使可生物降解的钻井液材料由长链大分子变成了短链小分子，流体粘度逐渐下降，先前形成的泥饼自动破除，产层孔隙中的阻塞物消除，从而使地下流体通道畅通，油层的渗透率提高，油气井的产能增加。该项技术应用于水平井完井后，可有效消除滤饼存在对油层造成的污染，大大提高水平井的采收率，提高油田勘探开发综合效益。
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