千口水平井给辽河带来什么
[中国石油报2011年12月14日]截至12月初，辽河油田水平井已突破1066口，建成水平井产能395万吨，形成250万吨生产规模，今年前11个月累计生产原油1099万吨。
目前，辽河千口水平井以占油区6%的开井数承担了26%的年产量，成为千万吨级油田持续稳产的主力军。
"辽河千口水平井的规模高效实施，不仅有助于千万吨原油稳产，而且给辽河人带来了发展观念的更新、发展思路的完善和发展方式的转变，让我们找到了科学开发老油田的金钥匙。"辽河油田公司总经理谢文彦说。
千口水平井揭示：老油田采收率可以不断突破
提高原油采收率是最具诱惑力的世界级难题。多套生油层系、多种储集类型和多种油气藏，成为制约辽河油田提高采收率的魔咒。开发建设40多年的辽河油田始终寻求着打破魔咒的办法。历经"八五"攻关、"九五"试验、"十五"末扩大试验和"十一五"规模实施的辽河水平井，创造了一个又一个奇迹。
1991年投产的新海27块，一年后综合含水率达60%，2004年综合含水率高达93.6%，近一半油井因高含水而关停，22口井平均日产油只有37吨，区块已濒临废弃。
2007年，整体实施水平井进行二次开发的新海27块，平均日产油329吨，接近一次开发时的最高水平，成为中国石油优秀开发项目。
辽河水平井技术在实践中不断优化和升级，先后完成了我国第一口双分支水平井、国内分支数量最多和储层内水平段最长的鱼骨20分支水平井、钻遇突破了0.5米最薄油层的水平井。昔日辽河油区的薄油层、复杂断块和濒临废弃的油藏等"鸡肋"，变成了一块块"牛排"。
辽河油田在杜229块进行的7个蒸汽驱先导试验井组和2个Ⅱ类储量SAGD试验井组，规模实施44口井间加密水平井，打开了这个区块开发新局面，实现了增油增效目标。专家称，杜229块年产30万吨规模预计可再稳产6年，最终原油采收率达到40%。
辽河油田公司副总经理任芳祥说："用水平井和复杂结构井的新视角重新评价老油田，可以得出提高原油采收率的空间还很大的结论。"
这个结论形成了老油田二次开发理论。辽河油田在中国石油第一个提出并率先实施了一场大规模的老油田二次开发。其中，辽河SAGD一期项目最终原油采收率可达到60%。
千口水平井提示：一项新技术可实现裂变式集成
一份资料显示，集团公司16个规模储量区之一的辽河兴隆台潜山，已累计完钻开发井60多口，投产井中高效井占75%以上。其中，今年前10个月完钻投产的新井中有4口井日产油气当量在百吨以上。目前，兴隆台潜山区块已踏上年产百万吨水平线。
辽河一位开发技术人员称："今年起，兴隆台潜山区块要在百万吨年产线上稳产8年，其中年产130万吨要保 ĽĽٜ
[中国石化新闻网2011年12月15日]2011年以来，中原油田采油二厂工艺研究所技术人员在精细注水工作中，以工艺创新为主线，加强精细管理及技术集成配套，使每口井最大限度地满足地质意图，达到注水到层的目的。截止12月份，该厂共实施水井措施272口，措施后增加注水量99.93万立方米。对应油井579口，增油见效365口，见效油井年累增油33873.8吨。与去年同期相比，措施总井次减少36口，对应油井见效增油增加10794吨。
一是推广应用验管器，解决生产中的大难题。随着濮城油田精细注水工作的深入开展，对油管的质量提出了更高的要求。但由于逐年成本投入不足，油管更新欠账很多，有部分油管腐蚀、穿孔、结垢严重，影响了油水井措施的正常实施。由于作业工作量大，该厂准备大队油管检修工作量大，试压时间短，为了解决这些难题，他们研制了验管器。在作业钻塞冲砂刮削通井时把验管器接在下部工具上进行验管，可以很直观的看出油管密封情况，对不合格的油管及时更换，下完井管柱时在封隔器以上安装了验管器，当生产不正常时随时从井口投球验管，这样就能很清楚的找到问题原因。如2-421井为一口卡漏注水井，该井2011年3月16日上作业投球验管时几乎不起压（2MPa），再起管140根见液面，第141根油管有道裂缝。2011年1至10月，动管的475口水井中，有385口安装了验管器。
二是Y221洗井阀改进效果显著。在分注管柱中，原来的洗井阀是单一依靠弹簧的弹力回位的，如果时间长了弹簧的弹力减弱，洗井活塞就很有可能密封不严，造成油套联通，管柱失效。这个厂工艺技术人员积极开展技术攻关，在反复对比试验的基础上对洗井阀进行了改进，在封隔器中心管上加了传压孔，正常注水时，通过弹簧和液压作用洗井阀是关闭，反洗井后当洗井阀密封不严，只靠弹簧洗井阀不能关闭时，可以通过油管提压，经过传压孔进入内外中心管环形空间，因压差的作用促使洗井活塞上行回位。提高了Y221封隔器的稳定性能。5-45井因为座封段套管腐蚀严重，造成工具密封段套管扩径从而密封不严，通过应用Y221双胶筒封隔器，保证了密封段的长度，目前该井正常注水。2011年1至10月份，有87口井使用了改进后的Y221洗井阀。
三是创新注水大压差油套分注井技术。油套分注井由于油套压差高达20MPa，存在两大风险：一是油管容易损坏；二是由于套管压力高，致使水力锚起不到稳定管柱的作用，管柱的有效期缩短，一般情况下这种井只能光管注水。技术人员创新思维，制定了用偏心管柱（死嘴子）油管冲压平衡套管压力，油套间歇分别注水的方式，既降低了油套压差，又可以延长管柱有效期，实现了地质意图。2011年1至10月份，实施大压差油套分注技术9口井，平均延长检封周期120天以上，对应油井7口见到增油效果，年累计增油2226.3吨。
四是常规分注管柱不断改进与完善。针对Y341系列管柱稳定性差有效期短的问题，采油二厂工艺技术人员加大了新工具的研究与应用力度，根据工具自身特点，不断配套和完善水井管柱，创新应用了Y111、Y221、Y241封隔器，并配套完善了Y221、Y241系列配套管柱，偏心分注管柱的选择余地大大增强，为濮城油田精细注采调整提供了保障。
五是改进注水井口流程，提高管理水平。长期以来油套分注管柱采取的是油套间歇注水（晚上注油管，白天注套管），这种注水方式有两个缺点：一是影响封隔器的使用寿命，缩短管柱有效期；二是不是平稳注水，降低水驱效率；三是套管无法满足测试要求。根据地质测试要求，技术人员及时和采油区结合，设计制作了油套分注配套井口，增加了套管同位素入口，实现了套管地质测试需求，油套同时注水，延长管柱有效期。
空气驱、回型井网蒸汽驱和火驱与蒸汽驱复合等项目，已通过室内研究，将进入试验阶段。
Ń 决定出路。水平井助力辽河油田千万吨稳产之路将越走越宽。