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【摘要】本文主要以典型的浅层疏松砂岩稠油油藏北汉庄—华港区块垛一段油藏为实例，对薄层疏松砂岩稠油油藏的地质特征进行分析，从中找出薄层疏松稠油油层开发的技术难点，并就其探讨相关解决措施，意在提高薄层疏松砂岩稠油油藏有效开发的效率。
【关键词】稠油 薄层 油藏 开发
1 前言
随着我国社会经济的发展以及科学技术水平的提高，石油产业发展也得到了巨大的飞跃，从而对国际油价造成了一定的影响，同时也使得一些低品位油藏开发具备了一定的经济效益，薄层疏松稠油油藏开发便包括在其中。然而薄层疏松稠油油藏具有油层厚度小、原油地下黏度高以及岩性疏松的特征，开发进行的难度。当前，相关专家通过对相关理论和实践进行研究后发现，科学使用水平井能够使薄层疏松稠油油藏开发的有效性得到提升。本文主要探讨水平井开发技术的应用过程中水平井设计、完井以及降黏等方面的技术，使之成为此类油藏开发行之有效的技术系列。
2 薄层疏松稠油油藏的地质特征分析
以典型的浅层疏松砂岩稠油油藏北汉庄—华港区块垛一段油藏为实例，就油藏构造而言，它处于苏北盆地溱潼凹陷西部斜坡带，其主要受控制层为北东向反向正断层，而华港区块垛一段储层主要受控制点则是底层的超覆尖灭，且河流相沉积是垛一段储层沉积的主要环境，河流相沉积环境由于受到吴堡运动的影响，以至于下部阜宁组地层受到一定程度的剥蚀，由于圈闭与阜二段生油岩距离比较近，因此油气运移通道则以断层以及不整合面为主，符合次生油藏类标准。
北汉庄—华港区块垛一段的地质特征表现比较明显，油藏埋深较浅，深度测得1230—1400米，油层较薄，厚度测得1.03—10.19米；渗透率测得（101.43—4582）×10-3μm2，说明岩性比较松散；孔隙度测得20.1%—33.9%；地面原油密度测得0.9564—0.9617，油质特征表现为黏度高、油质不良，原油在50℃时黏度可表现为482.3—1299mm2/s，符合普通稠油类标准[1]。
3 薄层疏松稠油油层开发的技术难点分析
3.1 高油水黏度比大，使得含水上升速度过快
距离边底水较活跃区域较近的稠油油藏中，原油黏度通常情况下相对较高，使得油水黏度比增大，促使高生产压差现象出现，易使底水锥进和边水突进情况产生，增加含水上升速度。在对北汉庄垛一段油藏进行开发时，油藏特征主要表现为初期含水为30%，且6个月后未出现下降反而上升至80%及以上，后持续保持在一个高含水的状态，开发进行困难，效果不佳。
3.2 稠油黏度较高，使得地面输送进行困难
原油由于粘度高、油质不佳等特性使原油地面输送进行困难，从而对集输系统提出了更高的要求。当前，华港垛一段油藏含水比较低，集输系统表现的原油黏度为8966.0mPa·s，使得螺杆泵电流因此可达到14 A，回压如不使用任何降黏技术可达到2.85MPa，使得原油输送困难的同时，也促使能耗增大。
3.3 胶结差，岩性疏散，出砂量多
北汉庄—华港区块垛一段油藏埋深较浅，岩石形成时间不长，且岩性特征表现粗疏，胶结差，因此钻井进行过程中，可钻性不佳，完整岩心获取困难。在对油井进行开发的过程中，流体流动阻力对砂粒间聚合力产生了阻碍的作用，促使油井出砂情况容易产生。在对常规的定向井或直井进行开发的过程中，由于与井筒相邻的泻油面积较小，导致近井地层压力减小，从而使岩石颗粒负荷增大，使岩石剪切破坏形成，且由于储层里的水敏性较强，造成地层中的胶结物容易于水中溶解，使地层胶结强度显著减小，加之高黏原油含砂量较大等多种因素的影响，增加了油藏开发难度[2]。
4 薄层稠油油层有效开发技术措施
4.1 水平井开发设计
在薄层疏松稠油藏钻水平井，可以使井筒附近泻油面积增大，通过水平段的使用，可以有效控制生产压差，同时有效抑制边底水的指进、锥进，降低渗流阻力。所以，水平井开发与直井和常规定向井开发相比，水平井开发的选择更具优势。
河流相沉积为北汉庄—华港垛一段储层的主要环境，在对水平井进行设计时，要遵循以下几个原则：
（1）水平井位置设计。因为油藏油层较薄，且容易受到地层超覆尖灭等地质因素的影响，水平井轨迹应在油层中上部设计。
（2）水平段长度的选择。根据油藏储层以及内部构造特性，水平段选取通常在150—250m之间选择。
（3）水平段入口点与端点的优先选择。根据地层超覆尖灭的制约以及稠油重力泄油的作用，水平段入口点应于构造中低部设计，端点于构造高部位设计，这样有助于水平井钻遇油层成功率以及开发效果的提高。
（4）导眼井的设计。由于目的层厚度小，且容易受到地层超覆尖灭因素制约，使得地质不确定性程度加大，应先对眼井进行钻导，待各项资料取完后回填一定深度。再对目的层顶、底界重新进行落实，并依此将原水平段设计参数进行修改，以利于将水平段正确引导进入目的层。
4.2 完井方式
如果在前期使用套管射孔完井方式时，目的层段固井质量通常情况下较差，且试采期进行过程中要封窜作业，油层会受到二次的污染，产能不高。如北1—18井的开发，投产后油井出现大量细沙，使用高压充填方式对其进行处理时，容易对附近的水层造成破坏。由以上情况可以看出，以常规定向井或直井为井身结构、高压充填防砂、套管射孔完井为主要内容的开发技术已经与该类油藏开发要求不相符。完井防砂方式根据该类油藏油层厚度小、出砂容易的特点通常情况下采用水平井绕丝筛管完井技术，此技术不但具有操作简单以及适应性强等特点，同时成本也比较低。套管尺寸一般选择直径177. 8 mm，与直径139. 7 mm 套管相比，具有渗流面积大，有利于后期措施作业的进行，可以有效解决由于套管直径相对小导致裸眼完井防砂困难的问题。
4.3 降黏技术
原油化学降黏方式随着原油物性的不同而不同，主要分为两种，一种是采用高分子材料，将原油分子结构进行改善，使摩擦力减小；二是将一定量的乳化剂混合加入原油中，使水与管壁的摩擦代替含水原油与管壁的摩擦，进而大幅减小摩擦阻力。
乳化降黏技术通过多次实践证明已成为了当前最适宜的降黏技术，在含有一定水的原油中加入适量的乳化剂，可以促使油水产生乳化现象，原油如果含水量较高时为水包油乳化液，而如果含水量较低时则为油包水乳化液。适当添加一定的降黏剂，有助于油包水乳化液向水包油乳化液转变，使水与管壁的摩擦代替原油与管壁的摩擦，最终达到减小黏度的效果[3]。
5 结论
水平井开发技术适应性较好，在薄层疏松稠油油藏开发上具有很好的效果，对于边底水的锥进和指进的抑制可以通过生产压差来实现，同时有利于地层的出砂问题的控制，产能与定向井相比较高，约为定向井的4倍及以上，且相比于普通井优势明显，是开发薄层稠油油藏所采用最好的的方法。
（1）就薄层稠油藏开发而言，水平井具有较高的稳定的设计原则，先实施导眼井，有助于水平井钻井精度的提高，从而使钻井的风险得到有效降低。
（2）就疏松砂岩稠油油藏防砂问题的解决，水平井绕丝筛管完井是最为适宜的工艺，同时它还可以使薄油层的产能得到有效提高，从而实现对油藏进行高效开采的目的。
（3）乳化降黏技术能够有效减小原油黏度，从而使原油集输问题得到有效解决，减少能源浪费。
参考文献
[1] 覃青松，周旭，蔡玉川，张鑫，孙作海.利用水平井技术实现欢东油田稠油难采储量有效动用[J].特种油气藏.2007，10（06）：101-105
[2] 向文进.克拉玛依油田浅层稠油水平井技术的运用[J].西部探矿工程.2007，07（08）：82-87
[3] 王旭.辽河油区稠油开采技术及下步技术攻关方向探讨[J].石油勘探与开发.2006，04（04）：66-69
【关键词】稠油 薄层 油藏 开发
1 前言
随着我国社会经济的发展以及科学技术水平的提高，石油产业发展也得到了巨大的飞跃，从而对国际油价造成了一定的影响，同时也使得一些低品位油藏开发具备了一定的经济效益，薄层疏松稠油油藏开发便包括在其中。然而薄层疏松稠油油藏具有油层厚度小、原油地下黏度高以及岩性疏松的特征，开发进行的难度。当前，相关专家通过对相关理论和实践进行研究后发现，科学使用水平井能够使薄层疏松稠油油藏开发的有效性得到提升。本文主要探讨水平井开发技术的应用过程中水平井设计、完井以及降黏等方面的技术，使之成为此类油藏开发行之有效的技术系列。
2 薄层疏松稠油油藏的地质特征分析
以典型的浅层疏松砂岩稠油油藏北汉庄—华港区块垛一段油藏为实例，就油藏构造而言，它处于苏北盆地溱潼凹陷西部斜坡带，其主要受控制层为北东向反向正断层，而华港区块垛一段储层主要受控制点则是底层的超覆尖灭，且河流相沉积是垛一段储层沉积的主要环境，河流相沉积环境由于受到吴堡运动的影响，以至于下部阜宁组地层受到一定程度的剥蚀，由于圈闭与阜二段生油岩距离比较近，因此油气运移通道则以断层以及不整合面为主，符合次生油藏类标准。
北汉庄—华港区块垛一段的地质特征表现比较明显，油藏埋深较浅，深度测得1230—1400米，油层较薄，厚度测得1.03—10.19米；渗透率测得（101.43—4582）×10-3μm2，说明岩性比较松散；孔隙度测得20.1%—33.9%；地面原油密度测得0.9564—0.9617，油质特征表现为黏度高、油质不良，原油在50℃时黏度可表现为482.3—1299mm2/s，符合普通稠油类标准[1]。
3 薄层疏松稠油油层开发的技术难点分析
3.1 高油水黏度比大，使得含水上升速度过快
距离边底水较活跃区域较近的稠油油藏中，原油黏度通常情况下相对较高，使得油水黏度比增大，促使高生产压差现象出现，易使底水锥进和边水突进情况产生，增加含水上升速度。在对北汉庄垛一段油藏进行开发时，油藏特征主要表现为初期含水为30%，且6个月后未出现下降反而上升至80%及以上，后持续保持在一个高含水的状态，开发进行困难，效果不佳。
3.2 稠油黏度较高，使得地面输送进行困难
原油由于粘度高、油质不佳等特性使原油地面输送进行困难，从而对集输系统提出了更高的要求。当前，华港垛一段油藏含水比较低，集输系统表现的原油黏度为8966.0mPa·s，使得螺杆泵电流因此可达到14 A，回压如不使用任何降黏技术可达到2.85MPa，使得原油输送困难的同时，也促使能耗增大。
3.3 胶结差，岩性疏散，出砂量多
北汉庄—华港区块垛一段油藏埋深较浅，岩石形成时间不长，且岩性特征表现粗疏，胶结差，因此钻井进行过程中，可钻性不佳，完整岩心获取困难。在对油井进行开发的过程中，流体流动阻力对砂粒间聚合力产生了阻碍的作用，促使油井出砂情况容易产生。在对常规的定向井或直井进行开发的过程中，由于与井筒相邻的泻油面积较小，导致近井地层压力减小，从而使岩石颗粒负荷增大，使岩石剪切破坏形成，且由于储层里的水敏性较强，造成地层中的胶结物容易于水中溶解，使地层胶结强度显著减小，加之高黏原油含砂量较大等多种因素的影响，增加了油藏开发难度[2]。
4 薄层稠油油层有效开发技术措施
4.1 水平井开发设计
在薄层疏松稠油藏钻水平井，可以使井筒附近泻油面积增大，通过水平段的使用，可以有效控制生产压差，同时有效抑制边底水的指进、锥进，降低渗流阻力。所以，水平井开发与直井和常规定向井开发相比，水平井开发的选择更具优势。
河流相沉积为北汉庄—华港垛一段储层的主要环境，在对水平井进行设计时，要遵循以下几个原则：
（1）水平井位置设计。因为油藏油层较薄，且容易受到地层超覆尖灭等地质因素的影响，水平井轨迹应在油层中上部设计。
（2）水平段长度的选择。根据油藏储层以及内部构造特性，水平段选取通常在150—250m之间选择。
（3）水平段入口点与端点的优先选择。根据地层超覆尖灭的制约以及稠油重力泄油的作用，水平段入口点应于构造中低部设计，端点于构造高部位设计，这样有助于水平井钻遇油层成功率以及开发效果的提高。
（4）导眼井的设计。由于目的层厚度小，且容易受到地层超覆尖灭因素制约，使得地质不确定性程度加大，应先对眼井进行钻导，待各项资料取完后回填一定深度。再对目的层顶、底界重新进行落实，并依此将原水平段设计参数进行修改，以利于将水平段正确引导进入目的层。
4.2 完井方式
如果在前期使用套管射孔完井方式时，目的层段固井质量通常情况下较差，且试采期进行过程中要封窜作业，油层会受到二次的污染，产能不高。如北1—18井的开发，投产后油井出现大量细沙，使用高压充填方式对其进行处理时，容易对附近的水层造成破坏。由以上情况可以看出，以常规定向井或直井为井身结构、高压充填防砂、套管射孔完井为主要内容的开发技术已经与该类油藏开发要求不相符。完井防砂方式根据该类油藏油层厚度小、出砂容易的特点通常情况下采用水平井绕丝筛管完井技术，此技术不但具有操作简单以及适应性强等特点，同时成本也比较低。套管尺寸一般选择直径177. 8 mm，与直径139. 7 mm 套管相比，具有渗流面积大，有利于后期措施作业的进行，可以有效解决由于套管直径相对小导致裸眼完井防砂困难的问题。
4.3 降黏技术
原油化学降黏方式随着原油物性的不同而不同，主要分为两种，一种是采用高分子材料，将原油分子结构进行改善，使摩擦力减小；二是将一定量的乳化剂混合加入原油中，使水与管壁的摩擦代替含水原油与管壁的摩擦，进而大幅减小摩擦阻力。
乳化降黏技术通过多次实践证明已成为了当前最适宜的降黏技术，在含有一定水的原油中加入适量的乳化剂，可以促使油水产生乳化现象，原油如果含水量较高时为水包油乳化液，而如果含水量较低时则为油包水乳化液。适当添加一定的降黏剂，有助于油包水乳化液向水包油乳化液转变，使水与管壁的摩擦代替原油与管壁的摩擦，最终达到减小黏度的效果[3]。
5 结论
水平井开发技术适应性较好，在薄层疏松稠油油藏开发上具有很好的效果，对于边底水的锥进和指进的抑制可以通过生产压差来实现，同时有利于地层的出砂问题的控制，产能与定向井相比较高，约为定向井的4倍及以上，且相比于普通井优势明显，是开发薄层稠油油藏所采用最好的的方法。
（1）就薄层稠油藏开发而言，水平井具有较高的稳定的设计原则，先实施导眼井，有助于水平井钻井精度的提高，从而使钻井的风险得到有效降低。
（2）就疏松砂岩稠油油藏防砂问题的解决，水平井绕丝筛管完井是最为适宜的工艺，同时它还可以使薄油层的产能得到有效提高，从而实现对油藏进行高效开采的目的。
（3）乳化降黏技术能够有效减小原油黏度，从而使原油集输问题得到有效解决，减少能源浪费。
参考文献
[1] 覃青松，周旭，蔡玉川，张鑫，孙作海.利用水平井技术实现欢东油田稠油难采储量有效动用[J].特种油气藏.2007，10（06）：101-105
[2] 向文进.克拉玛依油田浅层稠油水平井技术的运用[J].西部探矿工程.2007，07（08）：82-87
[3] 王旭.辽河油区稠油开采技术及下步技术攻关方向探讨[J].石油勘探与开发.2006，04（04）：66-69