辽河油田公司水平井开发成本效益的调查分析

百分百晓林

辽河油田公司水平井开发成本效益的调查分析

伴随着油田勘探开发的不断深入，油气藏开采难度日益增加，开发成本逐渐增高。为了提高单井油气产量，降低开发综合成本，国内外众多油气生产企业加大了水平井开采技术的研究和应用，水平井已经成为油田开发提高采收率的重要手段。水平井技术不仅可用于直井不能开采的边际油藏和没有价值的油藏，还可用于开发地面空间受到限制的油藏、存在锥进问题的油藏、裂缝性等存在定向渗透的非均质油藏和薄层油藏等。另外水平井开采方式在稠油、超稠油开发方面，效果尤其显著，由于增加了与油层的接触面积，可以提高油层的吸汽能力，加速井筒到油藏之间的热传递，同时油层供液能力强，采油指数高，周期生产时间长、油汽比高。所以水平井开发具有较大的优势。
凡是井眼在产层延伸较长距离、井斜角达到85°以上的井统称为水平井。见示意图。

图1  水平井示意图
一、 辽河油田水平井开发总体情况
辽河油田自“八五”初期开始进行水平井、侧钻水平井方面的研究和试验工作，经过单水平井攻关试验、以断块为单元水平井开发和侧钻水平井试验、大规模应用水平井技术等三个发展阶段，目前水平井技术应用领域和规模不断扩大，水平井开发已经成为辽河油田提高储量动用程度和油藏采收率的重要方式。

目前，辽河油田完钻的大部分水平井是开发水平井，只有少数井是勘探水平井。除少数水平井采用螺杆泵、电潜泵举升方式外，96％以上的水平井采用有杆泵。水平井开采是一种高投资、高风险、高回报的油气资源开发方式，因此水平井开发是需要慎重决策，有效组织的系统工程。
截止到2006年底，辽河油田水平井总井数达220口，预计到2008年底，水平井将达416口，比2008年初增加89％；随着水平井开发规模快速扩大，水平井油气综合产量也逐年上升，2008年1-9月份水平井油气综合产量为95.18万吨，占油区总产量的11.88％；预计2008年全年水平井油气综合产量132.96万吨，占总产量的10.84％。2008年水平井开发总体情况如下。
表1                         2008年水平井开发情况表              
单位        08年初水平井数        08年末预计水平井数        1-9月水平井产量        1-9月水平井产量比重        1-12月预计水平井产量        1-12月份预计水平井产量比重
曙采        31        67        15.40         8.10         18.70        7.8
特油        84        115        47.90         39.18         66.60        39.19
沈采        14        25        6.80         7.40         9.50        7.65
锦采        21        32        6.20         6.10         9.30        6.1
欢采        36        68        5.90         6.05         8.20        6.23
高采        5        27        1.63         3.00         3.00        4.3
茨采        5        10        0.40         1.26         0.57        1.4
兴采        2        15        5.30         8.22         9.60        4.43
试采油        3        3        0.05         0.33         0.09        0.415
金马        19        54        5.60         12.20         7.40        12.2
合计        220        416        95.18        11.88         132.96        10.84

图3  2007年度各单位新增水平井

图4  2008年度各单位预计新增水平井
二、水平井投资高于直井
水平井投资一般包括：钻井费用（钻机搬迁、钻机运行、固井、管材）、测井费用、录井费用、完井费用、泥浆费用、MWD费用、特殊工具摊销费用（螺杆钻具等）、地质跟踪服务费用等。从统计结果分析，水平井投资与直井差别主要是在钻井、录井、测井方面，水平井平均单井投资一般是直井的1.5-3.1倍。造成水平井投资高的主要因素如下：
（一）钻井周期长
1、钻井工艺过程自身的复杂性：水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如水平井段容易发生意外情况，钻井事故多；需要不断清洁井眼和频繁起下钻；与直井相比较在钻井技术方面还不是很完善，现场事故处理能力不高、协调效率低。设计水平井大部分是薄油层，风险大，地质跟踪困难，经常出现钻不到油层现象，造成填井或报废。
2、井斜大、随钻定向使用螺杆钻进,比转盘钻进慢，钻井周期长。
3、导眼钻进增加进尺：水平井在钻主眼水平段之前一般要先钻导眼，然后根据导眼的油气显示情况、油层深度，再钻主眼水平段,导致水平井进尺普遍比直井多。
4、目前水平井技术较多用来开发薄油层，油层薄，走向不易掌握，极易钻遇泥岩，需调整设计,从而影响钻井周期。
5、水平井靶前位移大，造成油井斜深大，延长了油井钻井周期。
6、水平井需要专用工具、仪器，延长钻井时间。
以上因素造成水平井的钻井速度慢、周期长，钻井周期大约是直井的3至4倍。因此水平井钻井定额高，造成钻井成本高于直井。
（二）测井、录井工艺复杂
直井测井属常规测井，由于井斜较小，多采用电测仪器自由下放的方式，省时省力。水平井井斜超过60度后，电测仪器就不能自由下放，必须用钻具送。另外导眼井段还需进行电测，因此与直井相比，水平井要进行双眼电测，外加3700系列测井，费用高。直井测井单井费用一般为50万元，水平井测井单井费用一般为170万元，是直井的3.4倍。
录井方面，一般水平井设计除常规录井外有综合录井，综合录井单井费用大约30万元。另外由于水平井钻具结构繁琐、井眼复杂、岩屑运移方式改变，钻井岩屑细小混杂，代表性差等原因，造成岩屑描述困难，油气显示落实和归位难度增加，钻时不能准确反映地层岩性和物性。而且水平井钻井为减少钻具"磨阻"往往要使用混油钻井液，极大的影响荧光录井、气测录井的作用。所有这些因素都会降低录井采集品质、岩性和油气层的符合率，削弱现场录井对钻井施工的地质导向作用。
（三）随钻仪器价格高
直井一般采用有线随钻仪器，而水平井由于钻井过程中轨迹控制难度大，必须采用无线随钻仪器（用MWD、LWD或采用美国斯伦贝谢公司随钻仪器）来控制轨迹，费用高、时间长。目前随钻仪器MWD费用30万元，LWD费用80万元，斯伦贝谢随钻仪器每天需要费用3万元。
（四）钻井液价格高
直井一般采用普通水基泥浆，而水平井需要润滑、稳定井壁，一般采用混油泥浆，这种钻井液价格要比直井钻井液高。
（五）套管费用高                                 
直井一般为二开井身结构，即表层下外径∮273.5mm套管，下深250m，油套用外径∮177.8mm套管。而水平井采用三开井身结构，即表层下外径∮339.2mm套管，技术套管用外径∮244.5mm套管，三开水平段下激光割缝筛管，外径为∮177.8mm，因此水平井套管费用一般比直井高。