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摘要：受构造特征复杂、砂体展步特征认识不清以及井下技术状况差等因素影响，Z区块蒸汽吞吐开发存在井网欠完善、储量控制和动用程度低问题，影响开发效果，为此开展改善开发效果技术研究，包括深化地质特征认识、明确开发方式以及优化井网部署等，指导部署实施新井12口、侧钻井10口，取得较好效果，阶段累产油4.0万吨，预计全生命周期累产油量15万吨，提高采收率1.6%。
主题词：稠油油藏 蒸汽吞吐 改善开发效果 技术研究
1.概况
Z区块中厚层构造-岩性稠油油藏，主要开发目的为沙三段莲花油层，油藏埋深1700～2000m，整体构造形成为2条北东走向主断层所夹持形成的单斜构造，由东向西构造逐步下降，储层厚度变薄，直至尖灭，上报含油面积2.75平方公里，石油地质储量950万吨，标定采收率18.5%，可采储量175.8万吨
Z区块储层呈现中孔、低渗特征，平均孔隙度15.5%，渗透率20～80mD，20℃地面原油密度0.9253g/cm3，50℃地面脱气原油粘度1352.3～3502.6mPa·s。目前采用蒸汽吞吐开发，共有油井65口，开井45口，开井率69.2%，日产液275吨，日产油125吨，综合含水55.5%，采油速度0.48%，地质储量采出程度10.5%，累油汽比0.36。
2.开发中存在问题
经过30多年蒸汽吞吐衰竭式开发，Z区块存在问题主要有三方面：
一是地质储量控制程度低。Z区块主体中部区域采用直井网105m井距开发，边部生产井距200m以上，且存在空白储量区，井控程度低，导致2条主断层位置和砂体尖灭线落实不清。
二是储量动用程度严重不均。Z区块主力生产层位为莲花油层V～VI砂岩组，平面上产量高井主要集中在区块中部区域，边部区域储量动用程度低，纵向上主要产油层位为V砂岩组，地质储量采出程度高达15.3%，而VI砂岩组采出程度仅6.8%。
三是是井下技术状况差，油井利用率低。受套损、出砂、落物等因素影响，20口井停产关井，造成生产井网欠完善，蒸汽吞吐汽窜严重，影响日产油量60吨。
3.技术对策研究
3.1深化地质特征认识
（1）精细地层对比
根据录测井资料，寻找标志层，建立标准井剖面，指导全区完钻井地层对比，主要标志层有两个，一是V砂岩组顶部特征岩性段，即油页岩，测井曲线特征为电阻呈高幅尖点状，自然电位为低幅;二是V和VI砂岩組间大段泥岩层，测井曲线特征为低平电阻、自然电位。以单井为基础，逐步进行井间地层对比，确定各井分层数据及缺失层段、断点位置，为构造精细解释提供依据。
（2）精细构造解释
根据声波时差测井资料，优选储层发育完整2口井制作人工合成地震记录，确定V、VI砂岩组地震反射特征，与三维地震资料相结合，进行层位标定，V、VI砂岩组呈现强反射特征，波形均为中振幅B型波，追踪两套砂岩组同向轴变化情况，若出现突变、交叉、重叠等异常，即存在断层可能，再对地层对比结果相结合，拉取多方位油藏和对应地层剖面，确定断层参数，实现构造精细解释。
（3）落实砂体尖灭线位置
在地层对比的基础上，根据主力层缺失井地震反射特征，发现在砂体尖灭线两侧，地震反射波由中振幅B型波转变为弱振幅D型波，以此为据，精确落实砂体尖灭线位置，圈定有利储层范围。
通过上述研究，整体来看，新构造与原构造认识基本一致，但断层及砂体尖灭线刻画更加精致，构造线幅度由25米精确至10m。
3.2优选开发方式
（1）注汽方式
随着注汽轮次增加，效果逐轮变差，周期油汽比由0.6下降至0.25，尤其是VI砂岩组和边部区域V砂岩组，储层物性差，孔隙度8～10%，渗透率20～40mD，且粘土含量高达20%以上，导致注汽困难，排液效果差，采用压裂+注汽方式，改善储层渗流通道，提高注汽效果。
（2）注汽工艺
针对注汽压力高问题，采用超临界蒸汽吞吐工艺，其具有注汽压力高、蒸汽干度大、吞吐波及范围广、穿透作用强的特点，可有效降低注汽压力。
（3）合理注采井距
Z区块主体部位采用105m井距生产效果较好，井间无干扰，未出现汽窜问题，表明105m井距合理，单井周期产油量高于210m井网。
3.3优化井位部署
为完善区块生产井网，以V、VI砂岩组为目的层，选择远离尖灭线50m以上有利位置，按105m井距规划部署新井15口，老井侧钻12口，采用压裂+注汽方式投产，提高储量动用程度。
4实施效果
至2020年12月，已投产新井12口、侧钻井10口，油井钻遇率100%，采用压裂+注汽方式投产，全部投产成功，平均单井注汽量2000方，初期日产油10.5吨，周期产油量960吨，油汽比0.48，相比常规注汽，周期产油量增加500吨，油汽比提高0.23，20口井阶段累产油4.0万吨，预计全生命周期累产油量15万吨，提高采收率1.6%。
5结论
（1）受构造特征复杂、砂体展步特征认识不清以及井下技术状况差等因素影响，Z区块蒸汽吞吐开发存在井网欠完善、储量控制和动用程度低问题，影响开发效果。
（2）为改善开发效果，深化地质特征认识，明确开发方式，优化井网部署，取得较好效果，共部署新井、侧钻27口，已实施22口，效果显著。
（3）本文在改善稠油油藏开发效果方面取得成果和认识，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1]张勇.改善超稠油高周期吞吐效果的技术研究及应用[J].西南石油大学学报.2007（02）.
[2] 杨先勇.杜229块兴隆台油层蒸汽吞吐接替技术研究[D]. 中国石油大学 2009.
[3]王智林，杨胜来，马铨峥，雷浩，李滢，孟展，陈浩.稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究[J].石油化工高等学校学报. 2016（05）..
[4] 吴景春，王宝琦. 稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究[J].当代化工. 2015（12）.
[5] 田野.超稠油蒸汽吞吐开发主要矛盾及技术对策分析[J].内江科技.2020（02）.
作者简介：徐春阳，男，1982年4月出生黑龙江，汉族，工程师，2005年毕业于大庆石油学院，现于辽河油田公司勘探开发研究院从事油气田勘探开发工作。
主题词：稠油油藏 蒸汽吞吐 改善开发效果 技术研究
1.概况
Z区块中厚层构造-岩性稠油油藏，主要开发目的为沙三段莲花油层，油藏埋深1700～2000m，整体构造形成为2条北东走向主断层所夹持形成的单斜构造，由东向西构造逐步下降，储层厚度变薄，直至尖灭，上报含油面积2.75平方公里，石油地质储量950万吨，标定采收率18.5%，可采储量175.8万吨
Z区块储层呈现中孔、低渗特征，平均孔隙度15.5%，渗透率20～80mD，20℃地面原油密度0.9253g/cm3，50℃地面脱气原油粘度1352.3～3502.6mPa·s。目前采用蒸汽吞吐开发，共有油井65口，开井45口，开井率69.2%，日产液275吨，日产油125吨，综合含水55.5%，采油速度0.48%，地质储量采出程度10.5%，累油汽比0.36。
2.开发中存在问题
经过30多年蒸汽吞吐衰竭式开发，Z区块存在问题主要有三方面：
一是地质储量控制程度低。Z区块主体中部区域采用直井网105m井距开发，边部生产井距200m以上，且存在空白储量区，井控程度低，导致2条主断层位置和砂体尖灭线落实不清。
二是储量动用程度严重不均。Z区块主力生产层位为莲花油层V～VI砂岩组，平面上产量高井主要集中在区块中部区域，边部区域储量动用程度低，纵向上主要产油层位为V砂岩组，地质储量采出程度高达15.3%，而VI砂岩组采出程度仅6.8%。
三是是井下技术状况差，油井利用率低。受套损、出砂、落物等因素影响，20口井停产关井，造成生产井网欠完善，蒸汽吞吐汽窜严重，影响日产油量60吨。
3.技术对策研究
3.1深化地质特征认识
（1）精细地层对比
根据录测井资料，寻找标志层，建立标准井剖面，指导全区完钻井地层对比，主要标志层有两个，一是V砂岩组顶部特征岩性段，即油页岩，测井曲线特征为电阻呈高幅尖点状，自然电位为低幅;二是V和VI砂岩組间大段泥岩层，测井曲线特征为低平电阻、自然电位。以单井为基础，逐步进行井间地层对比，确定各井分层数据及缺失层段、断点位置，为构造精细解释提供依据。
（2）精细构造解释
根据声波时差测井资料，优选储层发育完整2口井制作人工合成地震记录，确定V、VI砂岩组地震反射特征，与三维地震资料相结合，进行层位标定，V、VI砂岩组呈现强反射特征，波形均为中振幅B型波，追踪两套砂岩组同向轴变化情况，若出现突变、交叉、重叠等异常，即存在断层可能，再对地层对比结果相结合，拉取多方位油藏和对应地层剖面，确定断层参数，实现构造精细解释。
（3）落实砂体尖灭线位置
在地层对比的基础上，根据主力层缺失井地震反射特征，发现在砂体尖灭线两侧，地震反射波由中振幅B型波转变为弱振幅D型波，以此为据，精确落实砂体尖灭线位置，圈定有利储层范围。
通过上述研究，整体来看，新构造与原构造认识基本一致，但断层及砂体尖灭线刻画更加精致，构造线幅度由25米精确至10m。
3.2优选开发方式
（1）注汽方式
随着注汽轮次增加，效果逐轮变差，周期油汽比由0.6下降至0.25，尤其是VI砂岩组和边部区域V砂岩组，储层物性差，孔隙度8～10%，渗透率20～40mD，且粘土含量高达20%以上，导致注汽困难，排液效果差，采用压裂+注汽方式，改善储层渗流通道，提高注汽效果。
（2）注汽工艺
针对注汽压力高问题，采用超临界蒸汽吞吐工艺，其具有注汽压力高、蒸汽干度大、吞吐波及范围广、穿透作用强的特点，可有效降低注汽压力。
（3）合理注采井距
Z区块主体部位采用105m井距生产效果较好，井间无干扰，未出现汽窜问题，表明105m井距合理，单井周期产油量高于210m井网。
3.3优化井位部署
为完善区块生产井网，以V、VI砂岩组为目的层，选择远离尖灭线50m以上有利位置，按105m井距规划部署新井15口，老井侧钻12口，采用压裂+注汽方式投产，提高储量动用程度。
4实施效果
至2020年12月，已投产新井12口、侧钻井10口，油井钻遇率100%，采用压裂+注汽方式投产，全部投产成功，平均单井注汽量2000方，初期日产油10.5吨，周期产油量960吨，油汽比0.48，相比常规注汽，周期产油量增加500吨，油汽比提高0.23，20口井阶段累产油4.0万吨，预计全生命周期累产油量15万吨，提高采收率1.6%。
5结论
（1）受构造特征复杂、砂体展步特征认识不清以及井下技术状况差等因素影响，Z区块蒸汽吞吐开发存在井网欠完善、储量控制和动用程度低问题，影响开发效果。
（2）为改善开发效果，深化地质特征认识，明确开发方式，优化井网部署，取得较好效果，共部署新井、侧钻27口，已实施22口，效果显著。
（3）本文在改善稠油油藏开发效果方面取得成果和认识，可为其它油藏提供借鉴经验。
参考文献：
[1]张勇.改善超稠油高周期吞吐效果的技术研究及应用[J].西南石油大学学报.2007（02）.
[2] 杨先勇.杜229块兴隆台油层蒸汽吞吐接替技术研究[D]. 中国石油大学 2009.
[3]王智林，杨胜来，马铨峥，雷浩，李滢，孟展，陈浩.稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究[J].石油化工高等学校学报. 2016（05）..
[4] 吴景春，王宝琦. 稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究[J].当代化工. 2015（12）.
[5] 田野.超稠油蒸汽吞吐开发主要矛盾及技术对策分析[J].内江科技.2020（02）.
作者简介：徐春阳，男，1982年4月出生黑龙江，汉族，工程师，2005年毕业于大庆石油学院，现于辽河油田公司勘探开发研究院从事油气田勘探开发工作。