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图7 草128块水平井和直（斜）井开发曲线对比图
2．同层位之间生产情况对比
（1）草128-P1、128-P4井的生产层位同属Es31砂层组，选取本区块同层位的4口直（斜）井进行对比（见表7），其中草128-x14井属于常规开采。
表7 Es31砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表
井号 128-x3 128-x10 128-x14 128-x17 初期 日液 34.1 10.2 17 13 日油 8.6 8.8 3.4 10.4 含水 75.5 14 80 20 日液 10.2 26 12.5 4.8 目前 日油 2 8.4 1.2 2.6 含水 80.4 67.8 90 45.2 累油 2426.2 2853.3 1305.3 2835 生产 天数 809 360 449 372 604 380 日油 3.0 7.9 2.9 7.6 16.5 7.4 128-P1 128-P4
23.1 25.1 22.5 21.6 2.4% 14% 8.8 16.4 0.7 10.9 13
92.2% 33.8% 9938 2797.4 胜利石油管理局石油开发中心毕业生见习论文
（2）草128-P3井的生产层位是Es32砂层组，选取本区块同层位的6口直（斜）井进行对比（见表8），其中草128-x2、128-x8、128-x9和128-x15井属于常规开采。
表8 Es32砂层组水平井与直（斜）井生产情况对比统计表
井号 128-x2 128-x8 初期 日液 14.5 5 日油 13.9 4.2 含水 4 15 日液 13.2 8 目前 日油 12.3 5.6 含水 6.8 30 累油 9458.8 3518.3 生产 天数 782 446 364 327 364 506 321 日油 12.1 7.9 5.9 4.4 5.1 2.2 14.1 128-x9 128-x11 128-x12 128-x15 13.2 2.5 3.6 4 10.8 2.2 3 2.6 18 14 18 36 6.8 2.8 2.8 10 5 2 2 2.9 26 29.8 27 71.3 2162.2 1427.6 1861.3 1101 128-P3 37.3 34.3 8% 20.1 12.2 39.2% 4523.3
从以上两表中可看出水平井与相同油层条件的直（斜）井相比，日液、日油水平都高于直（斜）井，特别是初期日油水平更是远远高于直（斜）井，最高达到了16倍。经计算Es31砂层组水平井的均日油能力为13 t/d，直（斜）井为4.4t/d，是直（斜）井的3倍；Es32砂层组水平井的均日油能力为14.1 t/d，直（斜）井为7.0t/d，是直（斜）井的2倍。
以上可看出，水平井的开发效果要大大好于直（斜）井。 3.3.2水平井热采和常规开采生产效果对比
草128-P3井开采Es32层，原油粘度7708 mPa.s，水平段300.56米，于2006年3月新投后，常规开采产量递减大，日递减达1.1t；4月转热采后，第一周期生产情况良好，注汽量2200方，累产油3340.4t，油汽比1.52，日油15.8t，综合含水23.93%，周期天数212天；2006年12月转周，截止到2007年8月10日，日油12.9 t，综合含水33.1%，生产效果比第一周期略差（图8）。由此看来，在常规开采产量递减大，与预期水平相差较大的情况下，热采方式的实施提高了水平井的产能，增加了采收率，起到了很好的开发效果。
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图8 草128-P3井采油曲线图
3.3.3水平井和直（斜）井钻井投资对比
草128块总井数24口，其中直（斜）井20口，水平井4口，平均单井进尺1461.3m，钻井总进尺35070m（4口水平井总进尺6690 m，20口直斜井总进尺28380m）（表9）。水平井平均单井钻井投资443万元，直（斜）井平均单井钻井投资251.4万元，水平井是直（斜）井的1.8倍。
表9 草128块钻井工程投资估算表
井型 直斜井 水平井 合计 井数单井进尺（口） （m） 20 4 24 1419 1672.4 1461.3 总进尺平均成本平均单井投资（m） （元/m） （万元） 28380 6690 35070 1771.3 2649.4 1938.8 251.4 443 283.3 钻井投资（万元） 5027 1772 6799
通过以上分析，可以看出水平井虽然产能要高于直（斜）井，但投资也要偏高，在当前油价偏高、能源紧缺的情况下用其开采能获得较大的经济效益。
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第4章 几点认识及建议
认识：
1. 开发草128块稠油油藏的实践证明，水平井相比直（斜）井具有优势，平均日油能力可达直（斜）井的2-3倍，但钻井投资也较高。
2. 水平井在平均日液、日油水平上高于直（斜）井，但随着开采时间的增加含水上升较快，一旦见水后容易迅速造成水淹。
3. 强边水稠油油藏不适宜采取过高的采油速度，因为油水粘度比大，过高采油速度会形成大的压降漏斗，致使边水指进，油井含水高。
建议：
1. 优化参数，控制生产压差。在水平井投产初期应按照设计要求严格控制液量，从而控制含水上升速度；含水有所升高后降低生产参数控制采油速度；待到油井高含水后再进行提液增油措施。
2. 加大对油藏的认识力度。草128-P2井的目的层含油饱和度低造成开发不成功，这是由于我们对油藏认识不清造成的失误，下一步要在油藏的精细描述、剩余油分布上做文章，避免类似问题出现。
3. 密切关注水平井生产情况，对累采液量高、含水高的井进行氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐。草128-x7、128-x19井氮气调剖注气的效果表明，含水较未注氮气前有所降低，同时液量增加，起到了较好的效果，说明此项措施在本区块是可行的。
4. 充分利用现有资源，开展多种水平井类型试验。例如在草109区块可利用现有的直（斜）井进行侧钻水平井的开采，提高油井利用率，增加储量动用程度率。
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