第一篇：水平井综合技术在辽河油田应用与发展
水平井综合技术在辽河油田应用与发展
1、水平井配套技术
区块筛选。辽河油田油藏类型众多,但并非所有的区块都适宜于钻水平井, 根据目前我们水平井技术水平,结合辽河油田油藏特征及以往成功的经验,认为在稠油出砂油藏、垂直裂缝性油气藏、块状底水油藏、低渗透油藏适合钻水平井，并且必须符合一定的地质和油藏条件。
精细三维地质建模。该技术是综合运用地震和储层物性资料对部署区块目标层构造描述、储层展布、层内夹层、平面物性分析、沉积相带描述、流体性质分析、生产状况分析等于一体的综合分析建模技术。通过该技术使所建模型能够和地质认识基本吻合，能够满足油藏数值模拟的需要。针对辽河油田油藏类型比较多、比较复杂的原因，油藏三维地质模型建立的侧重点有所不同：对于复杂断块油藏,重点是搞清构造断裂发育情况,落实构造高点；对于构造比较简单的高渗油藏,重点则是搞清储层内部结构和平面、纵向非均质性；对于裂缝性潜山油藏,重点是要搞清裂缝的发育程度和分布特征,包括裂缝发育带、裂缝走向、裂缝倾向、裂缝密度及与断层和区域地应力的关系；对于已经投入开发多年的老区块，重点是描述剩余油分布，包括水驱前缘位置的计算、油井见水原因和水淹状况分析，对底水油藏要定量描述水锥半径,为水平井轨迹优化提供依据。
水平井部署及优化设计。该技术主要解决水平井在油藏中的位置,包括水平井井网的选择、水平井井距的确定、水平段方位、水平段长度、油层中垂向位置的选择、井眼轨迹的优化以及完井方式的选择。总的原则是要使水平段对其控制储量有较高的动用能力及采收率，要综合考虑油层厚度、储层物性、原油性质、所控制的经济合理的地质储量和产能要求等影响因素，优化水平段参数。对于老区调整水平井,需要根据剩余油单元类型和规模、油水界面变化、油气藏地质动态变化、储层物性和非均质性、天然能量大小等，确定水平段合理参数。如果周围有老井，可以利用老井，建立“虚拟井”模拟水平段方向上的油藏剖面，再确
定水平段最佳纵向位置。
随钻地质导向。该技术是在水平井钻进过程中,利用安装在钻头附近的测量仪器提供的实时地质信息随时调整钻进方向,确保水平段在有效储层中延伸。地质导向技术结合了先进的电阻率正演模拟技术,把所有可获得的信息综合到总体钻井计划和钻井过程中,允许在钻井作业期间的任何时候调整钻井计划,其优点包括:早期识别地质上的显著变化,指示井眼是否正进入意料之外的岩性地层,提高井眼在预期油层中延伸的能力,以及事后评估有助于明确地质构造的变化。目前我们运用的主要有MWD、LWD以及GST+LWD导向技术。
水平井防砂工艺。老区块二次开发首先要面对的就是水平井防砂的难题。早期我们主要运用减小缝宽的方法来提高割缝筛管的防砂能力，但是过小的缝宽会降低管体表面的过流面积，而且因为割缝筛管缝隙较小，对结垢十分敏感，容易被原油中所含的蜡质、沥青等杂物所堵塞。2006年底我们开始运用高强度弹性筛管（图2）进行防砂，它的过流面积是割缝筛管的8-10倍，而且防砂粒径最小可到0.1mm，具有强度大、渗透性好、防砂粒径小等特点，基本满足了水平井防砂的需要。
水平井注汽工艺。注汽管柱及隔热方式：早期水平井注汽真空隔热管不能下入水平段，致使热量在曲率段损失较大，注入井底干度较低，不利于水平段吸汽。目前我们将真空隔热管柱下入到水平段内，并采用环空充氮气的隔热方式，不仅保证了注入井底的蒸汽干度，而且降低了套管和水泥环的热应力，防止套管高温损坏，最大限度的减少了热量损失，使更多热量注入油层，保证了注汽效果。采用分段注汽：笼统注汽易导致水平段末端吸汽少甚至不吸汽，对水平段进行分段注汽，保证水平段均匀吸汽，提高了注汽效果。
2、开发效果及应用前景
从1993年到2005年，以欢喜岭油田为例，该区水平井技术处于单水平井的试验阶段，完钻并投产水平井和侧钻水平井20口，在底水油藏、稠油砂岩油藏、整装高含水等多种油藏类型中进行了成功应用，并在低渗透、超稠油、薄层油藏中进行了尝试，其中齐2-平1井和锦2-平1井是辽河油田第一批成功获得高产油流的稀油水平井。从经济效益来看，上述水平井累计产油24.9×104t,取得了良好的经济效益。随着工艺技术水平的提高和经验的积累，水平井技术在辽河油田将会有更广阔的发展空间，水平井技术的应用范围将得到不断扩大。
3、发展方向
水平井注水。注水开发过程中，控制和影响油水运动的油砂体特点是多方面的。从微观孔隙结构、砂粒排列的各向异性、各种原理构造型式构成的纹层、粒度韵律性以及砂体的几何形态等都直接影响各类油砂体层内的油水运动特点。这些油砂体的地质特征，都决定于砂体的沉积成因环境。一定沉积成因的储油砂体，必然有一定的结构、构造及宏观几何形态，进而导致储层物性的非均质性及渗透的方向性，因此，从砂体沉积成因分类入手认识注水开发中的水淹特点是必须的。大庆油田通过高产稳产井与相带关系的研究，总结出“沟里注水沟边采、河沟注水河边采、河沟注水河边采”的经验。辽河油田注水同样也遵循着厚注薄采，高注低采（渗透率），多向受效的原则。相对于直井，水平注水井由于井底附近基本不存在压降漏斗，其渗流特点为近似直线流，井底渗滤阻力小，启动压力低，吸水能力强，注水波及体积大，并可顺着河道方向实施注水，因此更适合这一注采原则。
分支水平井。辽河油田韵律层发育，具有多套产层，随着水平井随钻地质导向技术以及钻井技术的进步，我们考虑用分支水平井进行开发。从油藏开发角度来说，分支水平井有利于制定合理的开发方案，以较低成本有效开发多产层油藏；从钻井角度来说分支水平井共享一个井口及上部井段，有利于环境保护和降低钻井成本，减少占用土地[8]；从技术发展角度讲，分支水平井的成功实施可以为我们将来实施多目标水平井提供宝贵经验。
水平井卡堵水技术。在已投产的部分水平井中，由于底水锥进、边水侵入而高含水，迫切需要研究适合水平井的卡堵水工艺和配套技术，提高这部分油井的产能。主要研究方向为提高测井精度，准确判断出水点，分析出水原因，开展水平井卡堵水工艺管住、配套工具及卡堵水工艺研究。
低渗油藏水平井的压裂酸化。利用水平井开发低渗油藏，具有单井控制泻油面积大的优势，但是由于钻井周期长，油层易受到污染，造成渗透率进一步下降，需要进行压裂酸化等增产措施。目前我们水平井配套完井工艺及修井作业技术不成熟，无法适应水平井后期生产需要。建议开展水平井压裂酸化配套工具与工艺的研究。
总之，水平井技术适用于油田开发的全过程，对开发初期的区块而言，水平井具有产能高、建产能快、回收快的优势；而在区块进入开发中、后期，利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点，发挥水平井能够抑制含水上升、提高油井产能、提高采收率、节约钻井投资等优势，值得广泛推广和应用。
第二篇：辽河油田稠油开发技术特色
辽河油田稠油开发特色技术
辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。
1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。
辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。
辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。
稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
辽河油田稠油油藏主要有4个特点：
（1）原油粘度跨度大。普通稠油、特稠油、超稠油均有；
（2）油藏埋藏深。既有中深层（600-900m）、深层（900-1300m），又有 深层（1300-1700m）、超深层（大于1700m）。辽河油田稠油油藏埋深以中深层-深层为主；
（3）储集层类型以碎屑岩为主；
（4）含油井段长。层状油藏含油井段长达150-350m,块状油藏油层厚度达 35-190m。
稠油的最大特性体现在以下两点：一是原油粘度对温度非常敏感，随温度的升高而大幅度降低；二是随着温度的升高，原油体积发生膨胀，因此产生驱油作用。
根据稠油的特性，一般采用热力开采。根据对油层加热的方式可分为两类，一是把流体注入油层，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一种是在油层内燃烧产生热量，称火烧油层。
经过四十多年的探索实践，辽河油田形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD以及火驱等为主导的稠油开发核心技术，有力支撑了油田持续稳产。
（1）蒸汽吞吐
蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。
蒸汽吞吐常作为注蒸汽开采的第一阶段，热采稠油区块投入开发的初期，基本上采用蒸汽吞吐开发。自上个世纪80年代，蒸汽吞吐开启了辽河稠油走向高产的传奇之旅，这也成为了辽河油田稠油油藏主蒸汽开发的主体技术。目前，辽河油田每年稠油吞吐产量约330万吨，占到总产量的三分之一。但经过30余年的开发，原油产量下降，地层能量大大降低。目前辽河油田正在探索非烃类气体辅助蒸汽吞吐技术，这是是一种将空气、氮气、二氧化碳等非烃类气体注入蒸汽吞吐井中，发挥其补充地层能量、减少蒸汽使用、降低油水液面张力等作用，从而改善蒸汽吞吐生产效果的技术手段。（2）蒸汽驱
蒸汽驱就是蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。蒸汽吞吐属衰竭式开采方式，当蒸汽吞吐到一定程度时，要进一步提高原油采收率，必须向油层补充驱替能量，由蒸汽吞吐转为蒸汽驱。
齐40是辽河油田最早启动的蒸汽驱开发试验区块。齐40块于1987年以蒸汽吞吐方式投入开发，1998年10月开展了蒸汽驱先导试验，2003年开始进行蒸汽驱扩大试验，2005年12月齐40块蒸汽驱正式启动。经过十多年的开发实践，齐40块蒸汽驱取得了成功，开创了中深层稠油油藏蒸汽驱先例，为国内同类型油藏转换开发方式，提高采收率积累了丰富的经验。（3）SAGD--蒸汽辅助重力泄油
SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）简称蒸汽辅助重力泄油是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。SAGD 是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一种有效的接替技术。
目前SAGD 有三种布井方式, 即平行水平井方式、直井与水平井组合方式和单管水平井SAGD。辽河油田是国内最早一批开展SAGD开发试验、并顺利转入工业化推广的油田。辽河油田于1996 年在杜84 块兴隆台油藏成功地完钻了中国第一对双水平井, 开展了国内第一个蒸汽辅助重力泄油SAGD 先导试验,即水平井注汽、水平井采油组合方式进行的蒸汽辅助重力泄油。
直井与水平井组合SAGD就是采用直井注汽, 水平井采油的SAGD 技术。其生产特征表现为蒸汽腔上升较快, 当上升到一定高度时, 沿水平生产井方向和横向方向在油层中扩展。2005 年，辽河油田首次在杜84块馆陶组油层开展了直井与水平井SAGD 先导试验, 取得了成功, 目前该区块馆陶油层已全面进入SAGD 开发阶段。
（4）火烧油层
火烧油层（又称火驱）是把空气、富氧空气或氧气注入到油层,使其在油层中与原油中的重质成分起氧化反应，释放大量的热和气体，来驱替未燃烧的原油。
火驱作为提高稠油采收率的重要方法之一，具有采收率高、成本低、应用范围广的优势。据了解，目前国内进行火驱开发试验的主要有辽河、新疆、吉林等
油田。辽河油田在上世纪末就开展过火驱探索，但正式进行先导试验始于2005年。目前，辽河油田是国内火驱试验规模最大、产量最高的油田，火驱年产油达33.6万吨。预计到2020年，中石油火驱年产量要达到100万吨，届时辽河油田火驱产量将达到67万吨，占据中石油火驱年总产量的一半以上。
40多年以来，为实现辽河油田的持续稳定发展，辽河人一直没有停止创新探索的步伐，重力火驱、火驱与蒸汽复合驱室内研究取得重要进展，为深层稠油探索了新的接替方式；注二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐技术展开初步尝试，烟道气辅助SAGD、注热空气辅助稠油热采等“潜力股”技术也已提上日程，一系列创新技术为辽河油田稳产提供了重要的技术支持。
第三篇：辽河油田公司海外技术支持业务的发展
辽河油田公司海外技术支持业务的大发展
徐成柏 辽河油田公司工程技术部 辽宁盘锦 124010
摘要：做好对口技术支持服务，助推海外油气业务勘探和开发，实现辽河油田公司海外技术支持的大发展。
关键词：技术支持体系；国际化人才；特有企业文化。
辽河油田公司海外技术支持业务的定位是“一部三院”即：成立了以油田公司领导为核心的技术支持指挥协调部，辽河油田公司勘探开发研究院，油田公司钻采工艺研究院，油田公司设计院。
2009年7月与中油哈萨克斯坦公司签订框架战略合作协议，辽河油田公司始终坚持以40多年来形成的特色技术带动产品和装备出口为基础，做好技术服务助推海外油气田高效开发，实现集团公司海外油气业务跨越式发展。
第一，海外技术支持业务发展要充分发挥油田公司整体技术优势，建立以海外勘探开发研究所为主体的海外技术支持体系。
3年来，海外勘探开发研究所为海外项目发展和增产提供了强有力的技术支持。实践证明，建立以海外勘探开发研究所为核心的海外技术支持体系是油田公司海外技术支持业务发展的必然要求。
1、油田公司海外技术支持业务发展需要一个以海外勘探开发研究所为主体的核心技术支持体系。海外勘探开发研究所从事海外项目技术决策与支持工作，拥有所支持项目详实可靠的数据，积累了丰富的海外技术支持服务经验与先进的海外油气田勘探开发技术，为油田公司协调部发挥了较好的决策参谋作用。同时，通过不同方式、不同策略的技术支持工作，顺利地实现海外项目的工作目标，为中国石油海外业务发展提供了有力的技术保障，海外勘探开发研究所已经逐渐成长为辽河油田公司海外技术支持业务发展的技术支持核心机构。
2、海外技术支持体系建设需要发挥海外勘探开发研究所技术桥梁与纽带作用。目前辽河油田公司海外技术支持机构有三家，为做好技术支持工作，必须有一个核心技术支持机构协助油田公司指挥部统一协调管理。
第二，国际化人才队伍建设是海外技术支持体系建设的关键
经过多年对海外业务的技术支持工作，我们深刻体会到，人才队伍建设是海外技术支持体系建设的关键。辽河油田公司海外技术支持指挥协调部通过一系列严格规范的人力资源管理程序开展工作，积极推进国际化人才队伍建设，为海外技术支持业务发展提供了坚实的人员保障。
1、切实加强人才培训工作和力度。辽河油田公司海外技术支持指挥协调部开展了从语言、技术和管理等各方面全面提高员工的个人素质和业务能力的培训活动。
2、通过完善薪酬福利体系等一系列有效措施，切实激发员工的积极性。近年来，辽河油田公司建立了完善的海外薪酬管理及考核体系，更充分地调动广大科研人员的积极性和工作热情，进一步稳定了员工队伍。
3、充分拓展专业技术人员的职业生涯发展空间，为员工搭建更广阔的施展才干的舞台。辽河油田公司进一步加强与海外项目的人才交流，这种双向交流进一步促进了研究项目与现场的实际结合，促进了合作、探讨、交流与情感的沟通，加快了高素质、复合型国际人才队伍建设。
第三，特有企业文化助推海外技术支持业务建设
近年来，辽河油田公司逐步形成了“努力建设一支能适应与国际接轨需要，具有丰富科技知识和现代管理科学的经营管理人才队伍，建设一支拥有最新、最前沿油气勘探开发理论和经验丰富的专业技术人才队伍”的特有企业文化，为海外技术支持业务的建设提供动力。
第四，结论
油品多样的辽河油田在40多年的开发建设中，形成稠油、超稠油、高凝油等一系列勘探开发优势技术。其中，水平井开发、SAGD、蒸汽驱和火烧等技术达到国际先进水平。辽河油田成立海外勘探开发研究所，旨在让优势技术转化为国际市场竞争优势，使海外市场由低端向高端升级，用技术输出带动劳务和稠油装备输出，以技术含量增加带动效益增加，最终实现油田公司海外技术支持业务的大发展。
作者简介：徐成柏，在辽河油田分公司工程技术部工作。地址：辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街98#；邮编：124010；电话：0427-7298661；E-mail：xuchengbai007@yahoo.com.cn
第四篇：国外水平井稠油热力开采技术的应用
国外水平井稠油热力开采技术的应用
1.水平井稠油热采技术应用规模
现代第一口稠油热采水平井是加拿大于l978年在阿尔伯塔省冷湖油田钻成的，该井斜深623．7m、垂深为475．8m。以后，加拿大又在阿尔伯塔省FortMcMurray地区Athabasca砂岩层完成更多的水平井用于高粘重质原油开采 结果表明，提高了采收率。同时，委内瑞拉及美国的一些油田也相继运用水平井稠油热采技术。截止1993年底，全世界约有6500 口水平井，但95 集中在美国和加拿大，美国有4500多口水平井，加拿大已钻1300多口水平井，大多数是1986年以后钻成的，其中45 集中在阿尔伯塔和萨斯喀彻温两省。
最新文献显示，到1995年底，美国完成稠油油藏水平井占总水平井井数的10，加拿大完成稠油水平井占总水平井井数的31。美国的稠油水平井平均产量是垂直井的3．7倍；加拿大稠油油藏水平井平均产量是垂直井的5．6倍。美国所有稠油水平井开采项目在经济上都是成功的，而加拿大有92的稠油水平井开采项目是成功的。由于采用了水平井稠油热采技术，美国的原油可采储量年平均增加约9，加拿大的原油可采储量年平均增加约l0%。
水平井稠油热采技术特点及应用方式
根据室内研究及现场先导试验，水平井制油热采可分为如下几种：
2.1 水平井蒸汽吞吐
该方法只使用一口水平井(既是注入井，又是生产井)。同垂直井比较，水平井注汽量大，采收率显著提高。由于水平井产量高于垂直井，因此可减少吞吐周期数。美国在中途日落油田稠油油藏(密度0.989kg／1)中成功地进行了水平井蒸汽吞吐。设计采用一口水平井及一个超短半径水平泄油井组(8个泄油孔的长度为4．3～31．4m)开采。至1992年1O月该井组已吞吐两个周期，产油3493m。结果表明，洼汽量和采油量比垂直井提高了2O ～ 5O。
2．2 水平井蒸汽驱
使用水平井和垂直井或水平井对(成对布置)等几种组合方式作为注入井和生产井。在现场应用中，水平井通常用作生产井而不用作注汽井。对有气顶或底水的油藏，可在靠近油藏顶部用垂直井注汽，在油层底部用水平井生产。加拿大Tangleflags北部油田即为水平井蒸汽驱的典型实例s疏松砂岩油藏，总厚度36．6m，原油密度0．979~0．986kg／l。1989年一季度第一口水平井产油95m。／d，1990年第二口水平井产油370m。／d。
2．3 加热通道蒸汽驱
该方法利用一个未射孔的水平通道(称为水平加热管，置于一口垂直注入井与一口垂直生产井之间的地层中)注高压蒸汽，使蒸汽进行环流。环流的蒸汽使水平加热管周围形成被加热的环形空间(即加热通道)，进而使附近地带内沥青粘度下降。而从注入井注入的蒸汽将沿着被加热的水平通道把具有流动性的沥青驱替至生产井。
2．4 重力辅助蒸汽驱(SAGD)从水平井上方一口或几口垂直井中注蒸汽。加热后，可流动的沥青在重力作用下流向位于其下方的水平井中。这称为重力辅助蒸汽驱油(SAGD)。采用SAGD 之前，各口垂直井应有若干周期的蒸汽吞吐。以减小与水平井之间的阻力，预热周围油层。若利用原先钻成的垂直井．只在其下方加钻水平井。将降低投资，还可以发挥这两种井各自的特点
2．5 改进的重力辅助蒸汽驱(ESAGD)为了开发加拿大阿尔伯塔和平河沥青砂岩制油油藏。壳牌加拿大有限公司应用了改进的重力轴助蒸汽驱油法(ESAGD)它采用上下两口水平井井对，上水平井用作注汽井，下水平井用作生产井。其操作分为三个阶段：① 预热阶段。②SAGD 阶段。③重力辅助与蒸汽驱相结合。数模研究表明，ESAGD比SAGD 的开采动态有明显改进，特别是日产量和最终采收帛。
2．6 水平井电加热开采 对蒸汽注入能力低的沥青砂岩油藏或采用常规注热法不能经济有效开采的油藏，可以考虑采用电加热法来开采。地层电阻率在1OOn ·m 内，可采用60Hz工业用交流电法加热；地层电阻率在i0000~ ·m 内，可采用无线电法加热，其频率范围在若干MHz 范围内。
2．7 坑道式水平井开采
该法是从地面向油层内打一口竖井并从竖井井底沿着油层钻一条几km 长的坑道如果油层为疏松砂岩，则需用铸铁或混凝土支架支撑坑道。在坑道的两边钻一批水平井眼，井眼要尽可能深地穿入油层，井距大些，以减少钻井费用。将蒸汽发生器下入竖井并沿坑道铺设蒸汽管线，注入的蒸汽加热油层并由生产井抽汲到地面。该法的优点：与油藏接触面积大；波及效率高．采收率在5O％ 以上；相对成本低，地面干扰小，可从湖底或沼泽采油。缺点是工程前期投资高达数千万美元。
2．8 多底水平井开采
该法是从地面钻一口大直径竖井，使其进入油层，然后在该竖井井底打一个直径更大的工作室，以便工作人员在井底工作。由此工作室底部向四周钻一批径向分布的水平井组。多底井中水平井筒有不同的分布方式，如径向放射状水平井眼，习惯上称之为“热盘”式水平井。该法的优点；扫油效率高,热效率高；直接成本虽比常规热采法高5o，但所钻井数少，人员和燃料费用较低；用常规热采法的一半时间，可采出1．5倍的油
2．9 顶部燃烧重力辅助水平井开采(COSH)COSH 法是由加拿大Aostra研制的 CoSH 系统由三类井组成：垂直注入井、远程集气井和水平生产井垂直注入井(钻在产层上部)用作注氧气、空气或加氧再循环气，采取向油层持续注气及在井筒中进行冷水循环的方式防止燃烧的负效应。在钻水平生产井之前，这些垂直注入井还可用来确定产层底部的精确位置及地质情况并能用热电偶监测气室下部的温度剖面。应避免使用水平注入井，除非找到使水平注入井免受燃烧破坏等负效应的方法。
远程集气井用来收集燃烧过程中产生的气体。它可以是垂直井，也可以是水平井，在靠近产层顶部完井。如果采用垂直井，最初在靠近产层顶部完井．一且燃烧或停止注氧气后，就在产层下部进行二次完井以用作生产井。远程集气井应尽量远离注入井，以便在整个燃烧过程中保持井筒冷却，使得采出气中含氧不会成为严重的问题。水平生产井钻在各排垂直注入井之下的产层底部附近，用于采出加热后的流体。对水平生产井巾的产气量应进行监测并控制在较低的速率下，以防燃 烧热量到达生产井。
2．10 水平井火烧油层
目前人们对水平井火烧油层的认识还限于室内研究。英国Bath大学对水平井火烧油层进行了模拟。选用狼湖地区的原油。在一个三维矩形燃烧室(O．4m×0．4m×0．4m)中进行～ 系列火烧试验。采用三种不同l的井组合：垂直注入井一水平生产井(VIHP)，水平注入井一水平生产井(相互垂直)(HI上HP)，平行的水平注入井一水平生产井(HIHP)3 结论
目前国外在水平井稠油热采方面进行了多方面的研究，有些水平井稠油热采方式用于现场取得了良好的效果。尽管有些热采方式仍处于室内研究阶段，但模拟结果显示出了良好的应用前景。随着研究的不断深入，将会有更多的水平井热采方式投入现场应用。
第五篇：辽河油田分公司与辽河石油勘探局的区别
辽河油田分公司与辽河石油勘探局的区别：
辽河油田分公司是中国石油天然气集团公司的分公司，没有法人资格；而辽河石油勘探局是中国石油天然气集团公司的子公司，是独立法人，有工商及税务登记资格。
中国石油天然气集团公司授权辽河油田分公司对勘探局实施全面委托管理，实行“一个领导班子、一套机关职能部门、一体化运作、分账核算”的管理体系，重组整合后统一使用“辽河油田分公司”名称，保留辽河石油勘探局独立法人、工商及税务登记资格。中国石油天然气集团公司好比一个“成年人”，辽河油田分公司只相当于这个“成年人”的一部分，比如一个肢体，最多相当于一个未成年子女，没有完全民事行为能力，不是独立法人；辽河石油勘探局好比这个“成年人”的成年子女，有独立的家庭和财产，有完全民事行为能力，是独立法人。
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