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摘要：曙光油田普通稠油经过30多年的蒸汽吞吐开发，可采储量采出程度已高达87.5%，常规吞吐开发效果越来越差。针对当前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题，近年来，对纵向、平面和潜山三类剩余油分布规律开展研究，并针对不同剩余油分布状况，从调整开发井网、应用组合吞吐技术等方面入手，应用水平井技术调整开发井网、应用配套组合吞吐技术，探索改善普通稠油吞吐后期开发效果的有效手段，并取得了较好效果，初步形成了普通稠油开发后期改善效果的工作思路，拓展了油藏剩余油挖潜的技术手段。
关键词：吞吐后期 配套措施 提高采收率
1 概况
截止到2014年底，曙光油田稠油投产油井1622口，开井875口。目前处于吞吐开发后期，开发特点主要表现为：（1）吞吐轮次高，油藏平均吞吐已达13.1周期。（2）采出程度高，油藏地质储量采出程度20.13%，可采储量采出程度87.5%。（3）层压力水平低，目前平均地层压力仅为1.51MPa，压力系数0.15，只有原始压力的10～20%。（4）产能水平低，平均单井日产油仅为1.4t；平均采油速度仅为0.34%。（5）油汽比低，2014年油汽比仅为0.28。
2 潜力分析
2.1纵向剩余油潜力分析
以杜66块为例，油层非均质性严重，单层最大渗透率为2.0μm2，小层之间的渗透率级差达到18-31倍。非均质性严重导致动用程度不均，层间矛盾突出。统计现有吸汽剖面资料，油层纵向动用程度为62.4%，仍有37.6%的油层未得到有效动用。剩余油主要分布在动用程度较差的中低渗透层，主要是在下层系的杜Ⅱ8-11、杜Ⅲ1-5、杜Ⅲ9-10与上层系的杜Ⅱ1-4、杜Ⅰ3-5中。
2.2平面剩余油潜力分析
2.2.1井间剩余油
直井井间油层发育较好区域剩余油富集。根据FaroqAli公式计算，曙一区薄互层油藏直井吞吐蒸汽前沿最大半径36m，而油藏主体部位均为100m正方形井网，井间仍存在一定剩余油。
2.2.2局部停产井点
普通稠油油藏经过多年开发，因套坏、落物、出砂等原因停产井逐年增多，目前普通稠油停产井747口，占油井总数的46.1%，早期停产井累计产量低，井区剩余油富集。
2.3潜山油藏锥间带潜力分析
根据裂缝性潜山油藏的驱替机理，这种储集空间以裂缝为主的双重介质油藏，由于裂缝系统和岩块系统驱油速度的差异，底水上升形成两个油水界面，将油层纵向空间划分为水淹带、过渡带和含油带3个油水关系带。水淹带裂缝系统和岩块系统驱油过程结束，完全水淹。过渡带中小裂缝和岩块系统驱油过程仍在进行，具有一定的剩余油潜力；含油带是水锥尚未波及到的未动用区域。
3 治理对策及效果
3.1调整开发井网
3.1.1水平井整体开发
2015年选择杜255块、杜99块进行水平井整体开发。针对2个区块不同油藏地质特征，对水平井整体开发方案进行了优选，为达到储量的最优控制并最大限度避免井间干扰，水平井井网采用垂向叠置和交错叠置2种方式进行分层系规划，并在轨迹设计时选择性采用鱼钩状靶前轨迹改善低压区水平井生產效果。2个区块共规划水平井31口，已投产26口，初期日产油465t，平均单井31t，目前全部开井，日产油366.6t，平均单井14.1t，累产油12.73×104t，平均单井4896t。实施水平井整体开发后，杜255块采油速度由0.31%升至1.08%，杜99块采油速度由0.28%升至1.53%，区块开发效果明显改善。
3.1.2水平井井间挖潜
2016年选择油层发育相对较好的区域：杜48块一个试验井组3口井进行先期试验。截止2009年底，3口水平井全部完钻投产，初期平均单井日产油25.6t，累产油1.0957×104t，平均单井累产油2739t。杜48块试验井组水平井投产后，试验区域日产油由9t上升至90t，采油速度由0.17%上升至1.79%。
3.2配套措施技术
3.2.1化学堵水
化学堵水是目前比较成熟的堵水手段。主要是封堵大裂缝（开度大于0.2mm），选用的堵剂由两部分组成：一是由有机颗粒（直径0.2mm），挤入油层后，遇水膨胀，卡封孔隙喉道与裂缝，达到封堵高渗透层的目的；另一是由油溶性树脂组成的暂堵剂，遇水结晶析出封堵高渗层，改善吸汽剖面，遇油溶解，具有良好的选择性。针对潜山水锥油水过渡带剩余油，采取工艺堵水措施，封堵高渗流能力的大裂缝，发挥中小裂缝及微裂缝的潜力。现场采用低排量、大剂量、高压力注入堵剂溶液，保证措施效果。曙一区潜山油藏2015年来共实施化学堵水91口井，累积增油3.12×104t，平均单井增油343t。
3.2.2分选注技术
层段组合是在剩余油研究的基础上，利用油层纵向差异，选注低动用层，调整吸汽剖面，可有效解决纵向动用程度差异大的矛盾，挖潜层间剩余油。是提高纵向动用程度的一种吞吐方式。近年来为挖掘薄互层油藏纵向剩余油潜力，选配注工艺技术不断完善，层段组合方式更加灵活：侧钻井分层选配注技术、投球选注技术、分层配注技术、复合选配技术、多级配注等。2015～2017年，稠油老区共计实施分选注467井次，措施增油13.1×104t。
3.2.3辅助吞吐技术
单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助介质来达到改善开发效果的技术。其作用主要为：一是延长生产周期，油汽比明显提高；二是提高回采水率，减少地层存水，有利于下一轮吞吐热效率的提高。介质组合技术针对油井不同阶段暴露出的开发矛盾，创新了系列配套技术，低周期以油层预处理为主，逐步建立地层温场；中周期以化学助排措施为主，逐步改善采出状况；高周期以三元复合吞吐措施为主，实现地层能量有效补充，保持地层压力。2015～2017年，共实施介质组合吞吐措施284井次，年增油7.1×104t。
3.4.4时间组合技术
时间组合吞吐就是间歇吞吐。即把连续吞吐开发效果差、无经济效益的油井停关一段时间，促使加热范围内油层含油饱和度场在压力作用下重新分布，当井筒周围原油聚集到一定程度时，再注汽生产，从而达到改善高周期吞吐效果的目的。通过研究，认为不同区域，油藏差异较大，生产效果差异较大。因此，在实施间歇注汽过程中，间歇时间应当根据各区块各区域的特点确定，充分考虑地层压力随时间的变化关系，一般在190-240天为宜。2015～2017年共实施间歇吞吐156井次，年增油1.73×104t。
4 取得认识
通过上述研究工作的开展和现场实施，普通稠油连续三年综合递减率控制在7%左右，油汽比控制在0.25以上。并在研究中初步探索各项改善普通稠油开发效果技术手段，得出以下认识：
4.1区块叠置式水平井整体开发效果明显，采油速度大幅提高；
4.2薄互层油藏水平井间挖潜是井间剩余油挖潜的有效手段；
4.3组合式吞吐技术是维持油藏效益开发的必要技术。
参考文献：
[1]刘杰，杨超，张娟，吴慧芳，司庆彬.濮城油田复杂带构造精细刻画[J]内蒙古石油化工.2012（24）
[2]李迎九，李玉彤.老区实施“二次开发”之我见[J].石油科技论坛. 2008（02）
[3]周贤文.低渗透薄层水平井开发研究[D].中国地质大学（北京）.2009
作者简介：向地（1986-），男，工程师，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现从事油田开发工作。
关键词：吞吐后期 配套措施 提高采收率
1 概况
截止到2014年底，曙光油田稠油投产油井1622口，开井875口。目前处于吞吐开发后期，开发特点主要表现为：（1）吞吐轮次高，油藏平均吞吐已达13.1周期。（2）采出程度高，油藏地质储量采出程度20.13%，可采储量采出程度87.5%。（3）层压力水平低，目前平均地层压力仅为1.51MPa，压力系数0.15，只有原始压力的10～20%。（4）产能水平低，平均单井日产油仅为1.4t；平均采油速度仅为0.34%。（5）油汽比低，2014年油汽比仅为0.28。
2 潜力分析
2.1纵向剩余油潜力分析
以杜66块为例，油层非均质性严重，单层最大渗透率为2.0μm2，小层之间的渗透率级差达到18-31倍。非均质性严重导致动用程度不均，层间矛盾突出。统计现有吸汽剖面资料，油层纵向动用程度为62.4%，仍有37.6%的油层未得到有效动用。剩余油主要分布在动用程度较差的中低渗透层，主要是在下层系的杜Ⅱ8-11、杜Ⅲ1-5、杜Ⅲ9-10与上层系的杜Ⅱ1-4、杜Ⅰ3-5中。
2.2平面剩余油潜力分析
2.2.1井间剩余油
直井井间油层发育较好区域剩余油富集。根据FaroqAli公式计算，曙一区薄互层油藏直井吞吐蒸汽前沿最大半径36m，而油藏主体部位均为100m正方形井网，井间仍存在一定剩余油。
2.2.2局部停产井点
普通稠油油藏经过多年开发，因套坏、落物、出砂等原因停产井逐年增多，目前普通稠油停产井747口，占油井总数的46.1%，早期停产井累计产量低，井区剩余油富集。
2.3潜山油藏锥间带潜力分析
根据裂缝性潜山油藏的驱替机理，这种储集空间以裂缝为主的双重介质油藏，由于裂缝系统和岩块系统驱油速度的差异，底水上升形成两个油水界面，将油层纵向空间划分为水淹带、过渡带和含油带3个油水关系带。水淹带裂缝系统和岩块系统驱油过程结束，完全水淹。过渡带中小裂缝和岩块系统驱油过程仍在进行，具有一定的剩余油潜力；含油带是水锥尚未波及到的未动用区域。
3 治理对策及效果
3.1调整开发井网
3.1.1水平井整体开发
2015年选择杜255块、杜99块进行水平井整体开发。针对2个区块不同油藏地质特征，对水平井整体开发方案进行了优选，为达到储量的最优控制并最大限度避免井间干扰，水平井井网采用垂向叠置和交错叠置2种方式进行分层系规划，并在轨迹设计时选择性采用鱼钩状靶前轨迹改善低压区水平井生產效果。2个区块共规划水平井31口，已投产26口，初期日产油465t，平均单井31t，目前全部开井，日产油366.6t，平均单井14.1t，累产油12.73×104t，平均单井4896t。实施水平井整体开发后，杜255块采油速度由0.31%升至1.08%，杜99块采油速度由0.28%升至1.53%，区块开发效果明显改善。
3.1.2水平井井间挖潜
2016年选择油层发育相对较好的区域：杜48块一个试验井组3口井进行先期试验。截止2009年底，3口水平井全部完钻投产，初期平均单井日产油25.6t，累产油1.0957×104t，平均单井累产油2739t。杜48块试验井组水平井投产后，试验区域日产油由9t上升至90t，采油速度由0.17%上升至1.79%。
3.2配套措施技术
3.2.1化学堵水
化学堵水是目前比较成熟的堵水手段。主要是封堵大裂缝（开度大于0.2mm），选用的堵剂由两部分组成：一是由有机颗粒（直径0.2mm），挤入油层后，遇水膨胀，卡封孔隙喉道与裂缝，达到封堵高渗透层的目的；另一是由油溶性树脂组成的暂堵剂，遇水结晶析出封堵高渗层，改善吸汽剖面，遇油溶解，具有良好的选择性。针对潜山水锥油水过渡带剩余油，采取工艺堵水措施，封堵高渗流能力的大裂缝，发挥中小裂缝及微裂缝的潜力。现场采用低排量、大剂量、高压力注入堵剂溶液，保证措施效果。曙一区潜山油藏2015年来共实施化学堵水91口井，累积增油3.12×104t，平均单井增油343t。
3.2.2分选注技术
层段组合是在剩余油研究的基础上，利用油层纵向差异，选注低动用层，调整吸汽剖面，可有效解决纵向动用程度差异大的矛盾，挖潜层间剩余油。是提高纵向动用程度的一种吞吐方式。近年来为挖掘薄互层油藏纵向剩余油潜力，选配注工艺技术不断完善，层段组合方式更加灵活：侧钻井分层选配注技术、投球选注技术、分层配注技术、复合选配技术、多级配注等。2015～2017年，稠油老区共计实施分选注467井次，措施增油13.1×104t。
3.2.3辅助吞吐技术
单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助介质来达到改善开发效果的技术。其作用主要为：一是延长生产周期，油汽比明显提高；二是提高回采水率，减少地层存水，有利于下一轮吞吐热效率的提高。介质组合技术针对油井不同阶段暴露出的开发矛盾，创新了系列配套技术，低周期以油层预处理为主，逐步建立地层温场；中周期以化学助排措施为主，逐步改善采出状况；高周期以三元复合吞吐措施为主，实现地层能量有效补充，保持地层压力。2015～2017年，共实施介质组合吞吐措施284井次，年增油7.1×104t。
3.4.4时间组合技术
时间组合吞吐就是间歇吞吐。即把连续吞吐开发效果差、无经济效益的油井停关一段时间，促使加热范围内油层含油饱和度场在压力作用下重新分布，当井筒周围原油聚集到一定程度时，再注汽生产，从而达到改善高周期吞吐效果的目的。通过研究，认为不同区域，油藏差异较大，生产效果差异较大。因此，在实施间歇注汽过程中，间歇时间应当根据各区块各区域的特点确定，充分考虑地层压力随时间的变化关系，一般在190-240天为宜。2015～2017年共实施间歇吞吐156井次，年增油1.73×104t。
4 取得认识
通过上述研究工作的开展和现场实施，普通稠油连续三年综合递减率控制在7%左右，油汽比控制在0.25以上。并在研究中初步探索各项改善普通稠油开发效果技术手段，得出以下认识：
4.1区块叠置式水平井整体开发效果明显，采油速度大幅提高；
4.2薄互层油藏水平井间挖潜是井间剩余油挖潜的有效手段；
4.3组合式吞吐技术是维持油藏效益开发的必要技术。
参考文献：
[1]刘杰，杨超，张娟，吴慧芳，司庆彬.濮城油田复杂带构造精细刻画[J]内蒙古石油化工.2012（24）
[2]李迎九，李玉彤.老区实施“二次开发”之我见[J].石油科技论坛. 2008（02）
[3]周贤文.低渗透薄层水平井开发研究[D].中国地质大学（北京）.2009
作者简介：向地（1986-），男，工程师，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现从事油田开发工作。