编辑：乐安油田馆陶组砂砾岩油藏作为国内外少见的构造—岩性稠油油藏，受原油粘度高、层薄等的影响，各项指标均处于热采筛选标准下限，开发难度较大。但自乐安油田第一口水平井—草20-P1吞吐开采喜获成功以来，水平井即以其较强的注采能力和良好的开发效益而在热采领域受到越来越广泛的重视。截止到目前，乐安油田已成为国内水平井数量最多、布井方式最全的油田，形成并发展了水平井开采稠油的钻井、注汽、采油及监测的系统配套技术。针对热采水平井吞吐末期暴露出的动用程度不均、供液能力差、出砂严重等矛盾，采取了氮气泡沫调剖、下大斜度泵等系列配套工艺措施并收到了较好的效果。
1、基本情况
乐安油田地理位置处于山东省东营市广饶县城北一带，构造位置处于济阳坳陷南斜坡草桥——纯化镇鼻状构造带的根部，油田内部被石村基底大断层切割成两个大块，上升盘为东区和西区，下降盘为南区。
本区地层自下而上发现了奥陶系、孔店组、沙河衔组、馆陶组油层。馆陶组油藏主要分布在东区和南区，水平井分布占总水平井的90%以上，已探明含油面积43.0Km2，地质储量4669Xl04t，油藏为复杂的构造岩性砂砾岩特稠油油藏，馆陶组油层埋藏中深为840～960m。储层为一砂砾岩体，其结构极其复杂，砾间孔隙和充填物之间的孔隙是主要的储集体。储层厚度小，平均10-20m，有效厚度6～12m。岩性粗，成岩性差，砂砾岩石结构疏松，孔隙度14～30%，空气渗透率3.0～6.0um2,地面脱气原油密度在0.97-0.99g/cm3之间，50℃脱气原油粘度在10000～80000mPa·s之间。油藏具有统一的油水系统，油水界面为960m，无底水，具有边水。地层压力系数近1.0，属常压系统，油层温度为50～60℃(地温梯度为4.26℃/100m)。
截止到2001年12月底，乐安油田完钻并投产水平井37口，动用含油面积88Km2，地质储量481Xl04t，开井26口，日产液1711.5t，日产油66.7t，综合含水96.1%。水平井累计注汽247井次，累注汽量114.9757X104t，累采油量60.2856Xl04t，采出程度12.5%，累积油汽比0.52t/t，回采水率245%。
试验证明，水平井不仅可以动用直(斜)井难以动用的油藏边际地区，提高储量的动用程度，并且可取得比直(斜)井开发更为有利的热采经济效益。
2、热采水平井开发中后期存在的主要问题
2.1特殊井身结构决定其调整挖潜余地小
乐安油田油层厚度一般为10-20m，其中位于边部的水平井有12口，油层厚度仅为8-12m，有效度6-8m，随着吞吐轮次的增高，单井产能不断降低，目前平均单井日产油仅为2.6t。
由于该油藏层系单一，仅有一个馆陶组油层，同时，由于直斜井转驱吨油操作成本高，水平井转驱经数模预测，转驱吞吐见效时间长达6个月，采油厂现场无法操作，在开发方式上无有效切换，只能一味吞吐开采，因此，热采水平井吞吐后期的挖潜余地比较小。
2.2稠油吞吐末期，无有效的剩余油监测手段
热采水平井开发到后期，油井普遍高含水，地层压力低，仅为3.0MPa左右，地层降达6MPa左右，地层亏空大，注汽压力低，洗井时出现倒吸现象。
由于水平井井段长，多在200m以上，以及蒸汽的超覆现象，水平井段采出程度不均匀，但是，目前由于水平井特殊井身结构决定，常规工具无法下井，因此，目前水平井还缺乏有效的剩余油监测手段，这样，造成此类井下步挖潜缺乏针对性。
2.3水平井开发后期，缺乏有效配套工艺技术
乐安油田南区由于受西部边水推进影响，有11口水平井水淹。由于水平井井段较长，无法象直斜井那样进行封堵，因此，目前只能做为提液井使用，使得这些水平井无法发挥其应有的上产作用。
同时，由于储层主要以砂砾岩为主，生产井注汽后极易出砂，以及周围直斜井与水平井发生汽窜干扰，目前，现场都由于水平井特殊的井身结构，使得一些防砂及汽窜工艺无法在水平井上实施，这严重制约水平井潜力的发挥，因此，水平井在开发后期缺乏有效配套的工艺技术。
3、热采水平井吞吐后期工艺增油的成功作法
3.1下大斜度泵技术
根据水平井动液面监测资料统计，水平井生产初期动液面的下降速度比较快，平均每天10m左右，下降到一定程度后，下降速度变缓。原来水平井采用普遍阀式泵，最深只能下至井斜30度处，再深就会因固定凡尔的非直线运动造成泵效变低。水平井采用普通泵一般生产60天左右，动液面就会降至670m以下，油井出现供液不足现象。
为提高水平井采油量，延长生产周期，现场推广应用了大斜度泵技术。大斜度泵可有效改善井斜矛盾，提高泵充满系数，与常规泵相比，具有以下特点：
⒈将凡尔球设计为带有上下扶正杆体的半球阀结构，可克服球阀在40o以上大斜度井段的非直线滚动运动所造成的启闭滞后。受扶正杆控制，阀的启闭运动被约束在泵轴心线上运动，使阀的启闭不受井身轨迹的影响。
⒉合理设计了弹簧推力的附加机构。在启闭阀上安装强闭弹簧，在柱塞换向时，可依靠弹簧力作用迫使游动凡尔关闭，固定凡尔复位，解决了因油稠关闭滞后和气锁问题。
⒊配置了抽油杆扶正器附件系统，避免了抽油杆偏磨，保证泵在大斜度井段的正常抽汲，解决了因井斜过大而造成的下泵过浅的问题。
1999年，下大斜泵9井次，泵效由施工前的20.2%提高到施工后的54.6%，累计增油10007t，得出以下认识：
⑴泵挂加深，沉没度加大
⑵日产能力增加，产液温度上升
⑶泵效明显升高，不同泵径泵效不同
⑷周期生产时间延长，采油量增加
总之，在采用常规泵已无法正常生产的情况下，大斜度泵能够有效恢复油井生产能力，延长生产天数，提高周期采油量，增产、增油效果明显。
3.2氮气泡沫调剖技术
乐安油田经过近十年的开发，大部分油井处于吞吐后期，井间由于蒸汽的特性及地层条件等因素的影响，导致汽窜现象逐年加剧，导致油井开采效益变差。为有效抑制井间汽窜，提高油田的采收率，推广应用了氮气泡沫调剖技术。
该技术的机理是氮气泡沫混合注入后，由于泡沫在油层中有叠加的气阻效应，能够在汽窜通道上形成泡沫封堵层。控制蒸汽迁移率，改善油层吸汽剖面，增大蒸汽扫油波及面积，而且泡沫剂具有降低油-水及油--岩石之间的界面张力，的能力，能够提高蒸汽驱油效率，从而提高原油的最终采收率。
从1998年以来，先后有4口水平井实施了5井次的注氮气泡沫工艺，累计增油5885t。
3.3其它工艺技术
在开展下大斜度泵及氮气泡沫调剖工艺技术的同时，为解决水平井钻井污染。储层泥质含量高以及油稠等问题，相应地推广应用了酸化解堵、挤降粘剂及下环流泵等技术，并取得了一定的效果。
4、几点认识
通过近几年来对四种不同的水平井组合开发方式进行试验，证明采用水平井热采开发砂砾岩特稠油藏不仅是可行的，并且具有很高的开发经济效益：
4.1现有工艺条件下，热采水平井合理的一次动用井段长度为200m左右，其吞吐合理注汽参数为注汽强度20～30t/m，注汽速度20t/h以上，注汽干度80%以上，焖井4-6天。
4.2乐安油田的地质条件适合采用水平井热采开发，且影响产能的主要因素是原油粘度，现有工艺条件下，热采水平井合理选井条件为：地层岩性相对稳定，均质性好；储层厚度8～20m。最大油层原油粘度60000mPa·s左右。
4.3热采水平井吞吐到后期，在周期末下大斜度泵能够延长生产周期，提高周期采油量。同时，注氮气泡沫调剖是抑制汽窜的一个有效的工艺技术。