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[摘 要]曙光油田是一个开发30多年的老油田，大部分区块已进入开发中后期，可采储量采出程度平均达到80%以上，但受地质条件的影响及开发方式的制约，部分复杂断块仍具有一定的开发潜力。近年来，曙光油田按照“三重”技术路线，综合利用VSP测井、地震精细解释、油藏数值模拟、储层评价等多种技术手段，在重构地下认识体系的基础上开展二次开发研究。其中杜99块废弃原直井井网，分两套层系，采用交错叠置式井网进行水平井整体开发，共实施水平井15口，取得显著效果，使一个濒临废弃的老区块重现生机。
[关键词]复杂断块；地震；数值模拟；二次开发；井网；水平井
中图分类号：TE313.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）23-0073-01
1 概况
1.1 地质特征
杜99块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中断。开发目的层为下第三系沙河街组三段大凌河油层。含油面积0.6km2，地质储量222×104t 。
1.2 开发简况
区块1993年投入开发，采用100～200井距不规则热采吞吐井网。2006年底区块总井数17口，开井9口，日产油10t，采油速度0.17%，累产油11.65×104t，采出程度5.25%，可采储量采出程度37.5%，累计油汽比0.42。
2 二次开发前存在的主要问题
2.1 地质体认识程度低
一是造认识程度低。早期技术手段单一，主要依据钻测井资料进行的构造认识相对简单，虽然区块边界断层较为落实，但未能发现内部次级断层，对微构造的认识也十分欠缺；二是油水关系复杂。区块油水关系极为复杂，存在多套油水组合，油水界面均不统一，使生产层位的拟定难度较大。
2.2 直井开发井网不适应
区块平均吞吐6.0周期，平均单井产油仅4660t。单井生产效果差异较大，其中正常生产井只有8口，点总井数32%，平均单井前三周期产油4131t，油汽比0.70；效果较差油井17口，占总井数68%，平均单井前三周期产油1007t，油汽比只有0.19。二次开发前区块一直处于低速开发状态，最高采油速度只有0.63% ，2004年以来日产油更下降到了20吨以下，区块濒临废弃。
3 二次开发主要做法
3.1 重构地下认识体系
3.1.1 精细地层划分对比
为便于精細油藏特征研究，在对区块钻测井资料重新分析的基础上，依据大凌河油层隔夹层的发育情况，结合产状特征开展地层划分，将大凌河油层2个油层组进一步细分为6个砂岩组。
3.1.2 精细构造解释
一是通过VSP测井及地震资料精细解释对区块内部构造重新认识，增加4条次级断层，并对局部微构造进行了较精细的识别；二是运用Petrel建模软件进行构造建模，在地层划分对比的基础上，进行3D网格化，完成三维构造模型，对油藏三维空间展布形态进行精细刻画。
3.1.3 精细油层展布研究
在储层分布及储层评价基础上进行油层分布特征的研究，认为各砂岩组油层平面分布具有一定的一致性，厚度较大的区域集中在曙1-31-0358井区，向东、北方向尖灭，向南过渡为水层。
3.2 结合开发新技术 重新认识油藏潜力
3.2.1 技术基础
根据目前较为成熟的筛选标准对水平井开发的可行性进行初步评价（表1），认为水平井技术在杜99块大凌河油藏开发中有较强的适应性。
3.2.2 物质基础
一是区块具有提高采收率的空间。杜99块大凌河油藏探明地质储量222×104t，复算后地质储量提高到244×104t，区块标定采收率仅为14%，相对曙一区同类油藏（37.5%）明显偏低。
二是剩余可采储量较高。以上报地质储量（222×104t）和目前标定采收率计算，可采储量采出程度只有37.5%，剩余可采储量19.5×104t，如按同类油藏标定采收率计算，可采储量高达71.7×104t。
3.2.3 能量基础
区块原始地层压力8.68MPa，压力系数0.99；2006年平均地层压力7.16MPa，压力系数0.82，具有较高的地层能量。
3.2.4 产能基础
（1）正常生产油井具有较高产能。
虽然总体生产效果较差，但能够正常生产油井表明油层具有较高产能。
（2）目的层单层具备一定产能
为落实目的层单层产能，单独射开曙1-32-55井大Ⅰ313.5m/1层，投产初期日产油达20t，一周期内平均日产6.5t，油汽比0.40。
3.3 细化水平井部署研究 重建二次开发井网
（1）层系划分
水平井钻井揭露地层单一，纵向多套油层发育时，必须进行分层系规划才能达到整体动用，高效开发的目的，将区块划分为2套开发层系6套井网。
（2）井网井距
数值模拟结果表明，曙一区普通稠油吞吐开采加热半径约为40m，水平井采用100m井距较适宜。井网规划时主要考虑降低注汽干扰和提高对储量的控制程度。大Ⅰ组采用交错叠置式井网，即大Ⅰ1与大Ⅰ3平面上重合并与大Ⅰ2距离50m交错排列，使相邻层系间平面上有最大距离。大Ⅱ组各砂岩组油层分布具有较大差异，水平井依据各自油层发育情况独立部署。
（3）轨迹优化
根据Borisov稳定流状态下的水平井产能公式：
结合储层的发育，确定水平段长度为250--300m左右最优。对于稠油油藏，由于存在蒸汽超覆现象，水平段的垂向位置尽可能部署在靠近油层底部以减少储量损失，但考虑钻井轨迹的控制精度，一般选择离油层底面2～3m。
4 实施效果
按照方案整体规划，区块2007年实施第1口水平井，2008年开始规规模实施，共完钻投产水平井15口，初期平均单井日产油36.8t，截止2011年4月底开井13口，日产油79t，平均单井日产油6.1t，累计产油9.4×104t，平均单井6266t。实施水平井整体开发后区块日产油由实施前10t上升到最高156t，采油速度由0.17%上升到2.57%，阶段采出程度提高4.92%，预计采收率提高27%，新增可采储量60×104t。
5 结论
（1） 观念创新，勇于怀疑，敢于否定，重构地下认识体系是二次开发得以实践的前提。
（2） 依托精细地震资料，井震结合，开发与地震的有机融合是油藏得以重新认识的关键。
（3） 精雕细刻，集成应用多学科技术，准确描绘地下地质体，是水平井部署与实施成功的基础。
参考文献
[1] 岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：50～55.
[2] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：152.
[3] 刘显太.胜利油区水平井开发技术[J].油田地质与采收率，2002，9（3）：47
作者简介
李敏（1965-），女，助理工程师，1988年毕业辽河石油学校地球物理勘探专业，现从事油田开发工作。
[关键词]复杂断块；地震；数值模拟；二次开发；井网；水平井
中图分类号：TE313.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）23-0073-01
1 概况
1.1 地质特征
杜99块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中断。开发目的层为下第三系沙河街组三段大凌河油层。含油面积0.6km2，地质储量222×104t 。
1.2 开发简况
区块1993年投入开发，采用100～200井距不规则热采吞吐井网。2006年底区块总井数17口，开井9口，日产油10t，采油速度0.17%，累产油11.65×104t，采出程度5.25%，可采储量采出程度37.5%，累计油汽比0.42。
2 二次开发前存在的主要问题
2.1 地质体认识程度低
一是造认识程度低。早期技术手段单一，主要依据钻测井资料进行的构造认识相对简单，虽然区块边界断层较为落实，但未能发现内部次级断层，对微构造的认识也十分欠缺；二是油水关系复杂。区块油水关系极为复杂，存在多套油水组合，油水界面均不统一，使生产层位的拟定难度较大。
2.2 直井开发井网不适应
区块平均吞吐6.0周期，平均单井产油仅4660t。单井生产效果差异较大，其中正常生产井只有8口，点总井数32%，平均单井前三周期产油4131t，油汽比0.70；效果较差油井17口，占总井数68%，平均单井前三周期产油1007t，油汽比只有0.19。二次开发前区块一直处于低速开发状态，最高采油速度只有0.63% ，2004年以来日产油更下降到了20吨以下，区块濒临废弃。
3 二次开发主要做法
3.1 重构地下认识体系
3.1.1 精细地层划分对比
为便于精細油藏特征研究，在对区块钻测井资料重新分析的基础上，依据大凌河油层隔夹层的发育情况，结合产状特征开展地层划分，将大凌河油层2个油层组进一步细分为6个砂岩组。
3.1.2 精细构造解释
一是通过VSP测井及地震资料精细解释对区块内部构造重新认识，增加4条次级断层，并对局部微构造进行了较精细的识别；二是运用Petrel建模软件进行构造建模，在地层划分对比的基础上，进行3D网格化，完成三维构造模型，对油藏三维空间展布形态进行精细刻画。
3.1.3 精细油层展布研究
在储层分布及储层评价基础上进行油层分布特征的研究，认为各砂岩组油层平面分布具有一定的一致性，厚度较大的区域集中在曙1-31-0358井区，向东、北方向尖灭，向南过渡为水层。
3.2 结合开发新技术 重新认识油藏潜力
3.2.1 技术基础
根据目前较为成熟的筛选标准对水平井开发的可行性进行初步评价（表1），认为水平井技术在杜99块大凌河油藏开发中有较强的适应性。
3.2.2 物质基础
一是区块具有提高采收率的空间。杜99块大凌河油藏探明地质储量222×104t，复算后地质储量提高到244×104t，区块标定采收率仅为14%，相对曙一区同类油藏（37.5%）明显偏低。
二是剩余可采储量较高。以上报地质储量（222×104t）和目前标定采收率计算，可采储量采出程度只有37.5%，剩余可采储量19.5×104t，如按同类油藏标定采收率计算，可采储量高达71.7×104t。
3.2.3 能量基础
区块原始地层压力8.68MPa，压力系数0.99；2006年平均地层压力7.16MPa，压力系数0.82，具有较高的地层能量。
3.2.4 产能基础
（1）正常生产油井具有较高产能。
虽然总体生产效果较差，但能够正常生产油井表明油层具有较高产能。
（2）目的层单层具备一定产能
为落实目的层单层产能，单独射开曙1-32-55井大Ⅰ313.5m/1层，投产初期日产油达20t，一周期内平均日产6.5t，油汽比0.40。
3.3 细化水平井部署研究 重建二次开发井网
（1）层系划分
水平井钻井揭露地层单一，纵向多套油层发育时，必须进行分层系规划才能达到整体动用，高效开发的目的，将区块划分为2套开发层系6套井网。
（2）井网井距
数值模拟结果表明，曙一区普通稠油吞吐开采加热半径约为40m，水平井采用100m井距较适宜。井网规划时主要考虑降低注汽干扰和提高对储量的控制程度。大Ⅰ组采用交错叠置式井网，即大Ⅰ1与大Ⅰ3平面上重合并与大Ⅰ2距离50m交错排列，使相邻层系间平面上有最大距离。大Ⅱ组各砂岩组油层分布具有较大差异，水平井依据各自油层发育情况独立部署。
（3）轨迹优化
根据Borisov稳定流状态下的水平井产能公式：
结合储层的发育，确定水平段长度为250--300m左右最优。对于稠油油藏，由于存在蒸汽超覆现象，水平段的垂向位置尽可能部署在靠近油层底部以减少储量损失，但考虑钻井轨迹的控制精度，一般选择离油层底面2～3m。
4 实施效果
按照方案整体规划，区块2007年实施第1口水平井，2008年开始规规模实施，共完钻投产水平井15口，初期平均单井日产油36.8t，截止2011年4月底开井13口，日产油79t，平均单井日产油6.1t，累计产油9.4×104t，平均单井6266t。实施水平井整体开发后区块日产油由实施前10t上升到最高156t，采油速度由0.17%上升到2.57%，阶段采出程度提高4.92%，预计采收率提高27%，新增可采储量60×104t。
5 结论
（1） 观念创新，勇于怀疑，敢于否定，重构地下认识体系是二次开发得以实践的前提。
（2） 依托精细地震资料，井震结合，开发与地震的有机融合是油藏得以重新认识的关键。
（3） 精雕细刻，集成应用多学科技术，准确描绘地下地质体，是水平井部署与实施成功的基础。
参考文献
[1] 岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：50～55.
[2] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：152.
[3] 刘显太.胜利油区水平井开发技术[J].油田地质与采收率，2002，9（3）：47
作者简介
李敏（1965-），女，助理工程师，1988年毕业辽河石油学校地球物理勘探专业，现从事油田开发工作。