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[摘要]曙光油田中厚层状油藏杜210块地质储量1338万吨，占曙光油田总地质储量8.4%。区块南部存在着“薄、差、小、断”等油藏特点，受早期认识及技术条件限制，采出程度仅有6.28%。在储采矛盾日益突出的情况下，难动用储量开发显得日益重要，近年来以地质体重构为基础、以二次开发理念为指导、以复杂结构井为主体技术，在杜210块南部实施二次开发，取得较好效果，提高了难动用储量的控制程度，实现了难动用储量的有效动用和规模开发。
[关键词]中厚层状，难动用储量，二次开发研究
中图分类号：TE842 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0002-01
一、概况
杜210块位于曙一区西南部，构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层。含油面积2.9Km2，地质储量1338万吨。1990年采用一套开发层系，100米正方形热采井网投入吞吐开发，1997年在中北部厚度较大区域加密调整，采用二套开发层系100m正方形井网，2012年底区块总井数226口，开井数119口，日产液727t，日产油140t，累产油329.85万吨，采油速度0.38%，采出程度24.65%，可采储量采出程度87.7%。
二、一次开发存在的主要问题
杜210块整体开发效果较好，但平面差异大，主体100m井网，两套层系开发，采出程度27.86%，南部一套层系，且无完整井网，采出程度只有6.28%，储量动用程度低，属难动用储量。
南部含油面积0.7km2，地质储量183万吨，共完钻油井31口，投产28口 ，自1991年开发以来，一直处于低产低速开发状态。截至2010年底，开井2口，开井率6.9%，日产油4t，采油速度0.07%，采出程度只有6.28%。平均单井累产油仅4100t.
分析南部一次开发效果差的主要原因：
1、储层发育差
杜210块南部油层厚度、物性、电性指标明显比区块主体部位要低。主体部位与南部油层厚度分别为56.5m、33.1m，电阻分别为44.9Ω·m、37.4Ω·m，孔隙度分别为28.9%、22.2%，含油饱和度分别为75%、55.1%，渗透率分别为1078×10-3μm、964×10-3μm，泥质含量分别为5.8%、9.5%。
2、直井井网不适应
南部储层横向变化快，且多在20m以下，直井开发无法形成完整的开发井网。吞吐和注汽效果差：平均单井前三周期产油1992t，初期注汽压力在17MPa以上，干度低，注汽质量差。
三、二次开发研究
1、集成应用新技术、新理论评价油藏二次开发潜力
以水平井为主体的复杂结构井工艺技术的日趋完善为难动用储量二次开发的提供了技术基础。南部地质储量183万吨，采出程度只有6.28%，基本处于未动用状态，物质基础丰富，地层保持较高压力，压力系数在0.8以上。
主力油层均具有较高产能，曙1-23-0367吸汽剖面资料显示6套目的层除Ⅱ31因测试仪器遇阻吸汽状况未能测出，其余5层均吸汽，Ⅱ31油层物性、电性要好于Ⅱ22，分析也为主力产油层。
2、重建井网结构
①风险与对策
井控程度低，钻井风险可通过井型的优选及导眼井设计优化降低风险；
储层横向相变快且厚度小，钻井风险可通过先进地质导向降低风险；
稠油地层易出砂，可通过防砂筛管的优选降低风险。
②井型选择
直井+水平井组合式井网：直井控制，水平井开发的方式。
水平井：平面分布范围>200m，纵向单层厚度大于4m；
直井：断层边部及井控程度低区域、油层厚度大于25m，但单层厚度较小不连续区域。
③层系划分
南部层组间发育稳定泥岩隔层，适宜分层立体开发调整，每一個小层独立开发。
④井网井距
根据油层分布和曙光油田普通稠油吞吐开采加热范围等因素综合考虑，水平井采用100m排距和列距。
根据Faroq Ali公式计算，杜210块直井吞吐加热半径为38.6m。
3、优化实施方案
①导眼井
一是在断层附近实施导眼，二是在储层展布不是很落实区域实施导眼。整体设计导眼井3口，为6口水平井入靶控制提供依据，结合2口直井，进一步落实区域构造储层发育状况。
②完井方式
区块大凌河油层粒度中值0.22mm，普通割缝筛管无法满足防砂需要，采用了挡砂精度更高、结构强度更大的星孔烧结筛管。
③高干度注汽
针对早期直井注汽压力高矛盾，投产选用目前已在曙一区稠油广泛应用的小排量高压炉注汽，在降低排量的同时保证在较高压力下注汽干度能达到要求。
四、现场应用及效果
截至2012年年底杜210南边部区域共投产油井9口，其中水平井7口，直井2口。投产初期平均单井日产油20.6t，目前开井9口，平均单井日产油6.5t，阶段累产油24328t，平均单井2703t，油汽比0.30。
杜210南部难动用区域日产油由实施前12t上升到最高132t，其中新井日产油131t，采油速度由0.24%上升到最高2.59%。
五、结论及认识
1、井震结合等多种地质体刻画手段，重构地下认识体系是低品位储量开发的基础。
2、针对油藏特点及开发矛盾，精心设计、优化部署，是难动用储量有效开发的关键。
3、完善采油工艺技术、采用适应油藏特点的开发模式是难动用储量实现有效开发的保障。
参考文献
[1] 王贤泸，等.曙光油田开发技术文集[C].沈阳：东北大学出版社，2002：63～72.
[2] 岳清山，等.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：31～34.
[3] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：105～110.
[4] 温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004.11（4）47～49.
[5] 王延忠，陈德坡等.正韵律厚油层剩余油富集区水平井段优化研究[J].2005.6（3）：42～44.
[关键词]中厚层状，难动用储量，二次开发研究
中图分类号：TE842 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0002-01
一、概况
杜210块位于曙一区西南部，构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油层。含油面积2.9Km2，地质储量1338万吨。1990年采用一套开发层系，100米正方形热采井网投入吞吐开发，1997年在中北部厚度较大区域加密调整，采用二套开发层系100m正方形井网，2012年底区块总井数226口，开井数119口，日产液727t，日产油140t，累产油329.85万吨，采油速度0.38%，采出程度24.65%，可采储量采出程度87.7%。
二、一次开发存在的主要问题
杜210块整体开发效果较好，但平面差异大，主体100m井网，两套层系开发，采出程度27.86%，南部一套层系，且无完整井网，采出程度只有6.28%，储量动用程度低，属难动用储量。
南部含油面积0.7km2，地质储量183万吨，共完钻油井31口，投产28口 ，自1991年开发以来，一直处于低产低速开发状态。截至2010年底，开井2口，开井率6.9%，日产油4t，采油速度0.07%，采出程度只有6.28%。平均单井累产油仅4100t.
分析南部一次开发效果差的主要原因：
1、储层发育差
杜210块南部油层厚度、物性、电性指标明显比区块主体部位要低。主体部位与南部油层厚度分别为56.5m、33.1m，电阻分别为44.9Ω·m、37.4Ω·m，孔隙度分别为28.9%、22.2%，含油饱和度分别为75%、55.1%，渗透率分别为1078×10-3μm、964×10-3μm，泥质含量分别为5.8%、9.5%。
2、直井井网不适应
南部储层横向变化快，且多在20m以下，直井开发无法形成完整的开发井网。吞吐和注汽效果差：平均单井前三周期产油1992t，初期注汽压力在17MPa以上，干度低，注汽质量差。
三、二次开发研究
1、集成应用新技术、新理论评价油藏二次开发潜力
以水平井为主体的复杂结构井工艺技术的日趋完善为难动用储量二次开发的提供了技术基础。南部地质储量183万吨，采出程度只有6.28%，基本处于未动用状态，物质基础丰富，地层保持较高压力，压力系数在0.8以上。
主力油层均具有较高产能，曙1-23-0367吸汽剖面资料显示6套目的层除Ⅱ31因测试仪器遇阻吸汽状况未能测出，其余5层均吸汽，Ⅱ31油层物性、电性要好于Ⅱ22，分析也为主力产油层。
2、重建井网结构
①风险与对策
井控程度低，钻井风险可通过井型的优选及导眼井设计优化降低风险；
储层横向相变快且厚度小，钻井风险可通过先进地质导向降低风险；
稠油地层易出砂，可通过防砂筛管的优选降低风险。
②井型选择
直井+水平井组合式井网：直井控制，水平井开发的方式。
水平井：平面分布范围>200m，纵向单层厚度大于4m；
直井：断层边部及井控程度低区域、油层厚度大于25m，但单层厚度较小不连续区域。
③层系划分
南部层组间发育稳定泥岩隔层，适宜分层立体开发调整，每一個小层独立开发。
④井网井距
根据油层分布和曙光油田普通稠油吞吐开采加热范围等因素综合考虑，水平井采用100m排距和列距。
根据Faroq Ali公式计算，杜210块直井吞吐加热半径为38.6m。
3、优化实施方案
①导眼井
一是在断层附近实施导眼，二是在储层展布不是很落实区域实施导眼。整体设计导眼井3口，为6口水平井入靶控制提供依据，结合2口直井，进一步落实区域构造储层发育状况。
②完井方式
区块大凌河油层粒度中值0.22mm，普通割缝筛管无法满足防砂需要，采用了挡砂精度更高、结构强度更大的星孔烧结筛管。
③高干度注汽
针对早期直井注汽压力高矛盾，投产选用目前已在曙一区稠油广泛应用的小排量高压炉注汽，在降低排量的同时保证在较高压力下注汽干度能达到要求。
四、现场应用及效果
截至2012年年底杜210南边部区域共投产油井9口，其中水平井7口，直井2口。投产初期平均单井日产油20.6t，目前开井9口，平均单井日产油6.5t，阶段累产油24328t，平均单井2703t，油汽比0.30。
杜210南部难动用区域日产油由实施前12t上升到最高132t，其中新井日产油131t，采油速度由0.24%上升到最高2.59%。
五、结论及认识
1、井震结合等多种地质体刻画手段，重构地下认识体系是低品位储量开发的基础。
2、针对油藏特点及开发矛盾，精心设计、优化部署，是难动用储量有效开发的关键。
3、完善采油工艺技术、采用适应油藏特点的开发模式是难动用储量实现有效开发的保障。
参考文献
[1] 王贤泸，等.曙光油田开发技术文集[C].沈阳：东北大学出版社，2002：63～72.
[2] 岳清山，等.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京：石油工业出版社，1998：31～34.
[3] 刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998：105～110.
[4] 温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004.11（4）47～49.
[5] 王延忠，陈德坡等.正韵律厚油层剩余油富集区水平井段优化研究[J].2005.6（3）：42～44.