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摘要：受早期地质体刻画技术手段落实限制，X区块开发中存在构造特征、储层性质以及产能主控因素认识不清等问题，导致储量动用程度低。为改善开发效果，综合运用录测井及三维地震资料等，重新进行构造和储层特征认识，开展测井二次评价，精细刻画油层分布规律，对地质储量复算以及剩余油潜力评价。在此基础上，规划部署二次开发井网，指导实施4口水平井，取得较好开发效果，为下步水平井深化部署奠定了基础。
主题词：稠油油藏 水平井 二次开发 技术研究
1.概况
X区块为中厚层状稠油油藏，构造形态为北东向南西倾斜的单向构造，地层倾角5～10°，主力开发目的层为古近系沙四段油层，含油面积4.25平方公里，石油地质储量1825.5万吨，可采储量447.2万吨，标定采收率24.5%，储层岩性以砂砾岩为主，呈现中孔、高渗特征，平均孔隙度25.1%，平均渗透率525.6mD。
2.开发中存在问题
X区块1996年投开发，经过20多年开发历程，地质储量采出程度仅有7.5%，与同类型油藏相比，处于较低水平，影响开发效果主要因素有四方面：
一是受早期技术手段限制，仅靠测井、录井以及钻井等相关资料对单井储层发育状况分析，粗浅认识区块构造特征，后期采集了二维地震资料，品位差，分辨率低，导致井间储层发育状况认识不清，测井解释与实际生产效果差异较大。
二是油层组内部小层未细分研究。X区块杜家台油层组内部发育多套小层，仅对整体油层组展步特征进行分析，油层组内各小层发育状况、连通情况认识不清。
三是平面上产能差异较大，储层性质认识不清。生产同一层位相邻的2口井，产能特征存在差异，需要开展储层二次评价，精细识别储层性质。
四是层间干扰严重，储量动用不均。X区块杜家台油层采用注汽吞吐开发，受层多、厚度不均以及储层非均质性影响，吸汽量严重不均，所控制储量动用程度差。
3.技术对策研究
3.1利用三维地震技术，实现构造精细解释
2018年对全区进行三维地震数据采集，进行层位标定后，落实沙四段地震反射特征，结合地层对比结果，若地震波形存在突变处（分叉、错断、合并等），则发育断层，再通过多方向拉取地震剖面和油藏剖面，进一步确定断层空间展步特征，实现构造精细解释。
整体来看，与原构造相比，主断层无变化，但区块内部沿着主断层演生出7条次级小断层，将原来整体单斜构造切割成5个小断块，每个断块含油面积0.6～1.0平方公里，砂体发育主要受构造控制，初步解释了平面上油井产能差异原因。另外，通过沉积旋回性分析以及岩性、厚度等变化特征分析，将沙四段油层组进一步细分为3个砂岩组10个小层，小层发育不稳定，连通性差，平均连通系数仅65.6%。
3.2测井二次解释评价，重新刻画油层分布规律
针对平面上产能差异大影响，以完钻井取心资料、录测井资料为中心，结合生产数据分析，开展测井二次解释评价，确定油层下限参数标准，即含油性为油斑以上，岩性为粉岩性以上，包括粉岩性，如细砂岩、含砾砂岩以及不等砾砂岩等，储层孔隙度至少大于13.5%，渗透率50mD以上，最小电阻率7欧姆，声波时差在250μs/m以上。
在确定油层下限标准基础上，结合试油试采资料，建立电阻率-声波时差-含油饱和度交汇图版，确定油层、差油层、油水同层判断标准。
根据上述研究成果，重新刻画油层分布规律，主要受构造控制，沿次级断层分布，由北东向南西油层厚度逐步变薄，厚度在5～35m之间，平均厚度20m。
3.3 地质储量复算，评价剩余油潜力
在构造及油层发育特征落实的基础上，利用容积法对地质储量进行复算，复算后地质储量1805.5万吨，与原相报地质储量1825.5万吨基本相近。同时利用产量递减法、物质平衡法、数值模拟以及类比法等，对剩余可采储量计算，共计285.5万吨，主要集中在I和II油层组I2、I3、II1、II2四个小层内，共计255.3万吨，占比89.4%。
3.4 重建二次开发井网，水平井部署参数研究
整体来看，X区块呈现小断块众多、断层发育、储层沿构造分布以及连通性差等特征，导致原有直井网油井生产效果差，需要重建二次开发井网，采用直平组合井网分层系开发，提高注汽吞吐效果。对于厚度大于6m、发育稳定、单控储量大于10万吨小层，采用水平井开发，其余小层利用直井开发。在油藏其它参数不变情况下，利用数值模拟软件进行多种方案优化，确定水平井部署相关参数，即水平段长度185～225m，直井间井距150m，平平间排距200m，水平井采用分段注汽工艺，直井采用分层、选层注汽工艺，提高蒸汽吞吐效果。
4实施效果
根据上述研究成果，2019年以来，先后在I2、I3、II1、II2等4个小层分别部署1口水平井进行先导试验，取得成功，平均单井日产油量20吨，相当于直井日产油量5倍，阶段累产油3.6万吨，利用产量递减法预计，4口水平井全生命周期累产油6..5万吨，取得较好效果，下步计划新增部署水平井12口，进一步挖掘剩余油潜力，预计增加可采储量20万吨。
5结论
（1）受早期地质体刻画技术手段落实限制，X区块开发中存在构造特征、储层性质以及产能主控因素认识不清等问题，导致开发效果差，储量动用程度低。
（2）利用完鉆井录测井和三维地震资料等，重新进行构造和储层特征认识，开展测井二次评价，刻画油层分布规律，对地质储量复算以及剩余油潜力评价，重新规划部署二次开发井网，预计全生命周期累增油6.5万吨。
（3）先导试验4口水平井成功实施，为下步水平井深化部署奠定了基础。
参考文献：
[1] 张玉芳.曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨[J]. 内蒙古石油化工. 2009（11）.
[2] 欧阳晶，陶冶，王祥.水平井水平段长度的优化设计[J]. 新疆石油天然气. 2008（02）.
[3] 黄伟. 复杂小断块水平井整体开发合理井网研究[J].石油天然气学报. 2009（03）.
作者简介：
张晓华，男，1984年10月出生，汉族，工程师，2008年毕业东北石油大学，现于辽河油田分公司勘探开发研究院合作勘探开发所从事地质开发工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
主题词：稠油油藏 水平井 二次开发 技术研究
1.概况
X区块为中厚层状稠油油藏，构造形态为北东向南西倾斜的单向构造，地层倾角5～10°，主力开发目的层为古近系沙四段油层，含油面积4.25平方公里，石油地质储量1825.5万吨，可采储量447.2万吨，标定采收率24.5%，储层岩性以砂砾岩为主，呈现中孔、高渗特征，平均孔隙度25.1%，平均渗透率525.6mD。
2.开发中存在问题
X区块1996年投开发，经过20多年开发历程，地质储量采出程度仅有7.5%，与同类型油藏相比，处于较低水平，影响开发效果主要因素有四方面：
一是受早期技术手段限制，仅靠测井、录井以及钻井等相关资料对单井储层发育状况分析，粗浅认识区块构造特征，后期采集了二维地震资料，品位差，分辨率低，导致井间储层发育状况认识不清，测井解释与实际生产效果差异较大。
二是油层组内部小层未细分研究。X区块杜家台油层组内部发育多套小层，仅对整体油层组展步特征进行分析，油层组内各小层发育状况、连通情况认识不清。
三是平面上产能差异较大，储层性质认识不清。生产同一层位相邻的2口井，产能特征存在差异，需要开展储层二次评价，精细识别储层性质。
四是层间干扰严重，储量动用不均。X区块杜家台油层采用注汽吞吐开发，受层多、厚度不均以及储层非均质性影响，吸汽量严重不均，所控制储量动用程度差。
3.技术对策研究
3.1利用三维地震技术，实现构造精细解释
2018年对全区进行三维地震数据采集，进行层位标定后，落实沙四段地震反射特征，结合地层对比结果，若地震波形存在突变处（分叉、错断、合并等），则发育断层，再通过多方向拉取地震剖面和油藏剖面，进一步确定断层空间展步特征，实现构造精细解释。
整体来看，与原构造相比，主断层无变化，但区块内部沿着主断层演生出7条次级小断层，将原来整体单斜构造切割成5个小断块，每个断块含油面积0.6～1.0平方公里，砂体发育主要受构造控制，初步解释了平面上油井产能差异原因。另外，通过沉积旋回性分析以及岩性、厚度等变化特征分析，将沙四段油层组进一步细分为3个砂岩组10个小层，小层发育不稳定，连通性差，平均连通系数仅65.6%。
3.2测井二次解释评价，重新刻画油层分布规律
针对平面上产能差异大影响，以完钻井取心资料、录测井资料为中心，结合生产数据分析，开展测井二次解释评价，确定油层下限参数标准，即含油性为油斑以上，岩性为粉岩性以上，包括粉岩性，如细砂岩、含砾砂岩以及不等砾砂岩等，储层孔隙度至少大于13.5%，渗透率50mD以上，最小电阻率7欧姆，声波时差在250μs/m以上。
在确定油层下限标准基础上，结合试油试采资料，建立电阻率-声波时差-含油饱和度交汇图版，确定油层、差油层、油水同层判断标准。
根据上述研究成果，重新刻画油层分布规律，主要受构造控制，沿次级断层分布，由北东向南西油层厚度逐步变薄，厚度在5～35m之间，平均厚度20m。
3.3 地质储量复算，评价剩余油潜力
在构造及油层发育特征落实的基础上，利用容积法对地质储量进行复算，复算后地质储量1805.5万吨，与原相报地质储量1825.5万吨基本相近。同时利用产量递减法、物质平衡法、数值模拟以及类比法等，对剩余可采储量计算，共计285.5万吨，主要集中在I和II油层组I2、I3、II1、II2四个小层内，共计255.3万吨，占比89.4%。
3.4 重建二次开发井网，水平井部署参数研究
整体来看，X区块呈现小断块众多、断层发育、储层沿构造分布以及连通性差等特征，导致原有直井网油井生产效果差，需要重建二次开发井网，采用直平组合井网分层系开发，提高注汽吞吐效果。对于厚度大于6m、发育稳定、单控储量大于10万吨小层，采用水平井开发，其余小层利用直井开发。在油藏其它参数不变情况下，利用数值模拟软件进行多种方案优化，确定水平井部署相关参数，即水平段长度185～225m，直井间井距150m，平平间排距200m，水平井采用分段注汽工艺，直井采用分层、选层注汽工艺，提高蒸汽吞吐效果。
4实施效果
根据上述研究成果，2019年以来，先后在I2、I3、II1、II2等4个小层分别部署1口水平井进行先导试验，取得成功，平均单井日产油量20吨，相当于直井日产油量5倍，阶段累产油3.6万吨，利用产量递减法预计，4口水平井全生命周期累产油6..5万吨，取得较好效果，下步计划新增部署水平井12口，进一步挖掘剩余油潜力，预计增加可采储量20万吨。
5结论
（1）受早期地质体刻画技术手段落实限制，X区块开发中存在构造特征、储层性质以及产能主控因素认识不清等问题，导致开发效果差，储量动用程度低。
（2）利用完鉆井录测井和三维地震资料等，重新进行构造和储层特征认识，开展测井二次评价，刻画油层分布规律，对地质储量复算以及剩余油潜力评价，重新规划部署二次开发井网，预计全生命周期累增油6.5万吨。
（3）先导试验4口水平井成功实施，为下步水平井深化部署奠定了基础。
参考文献：
[1] 张玉芳.曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨[J]. 内蒙古石油化工. 2009（11）.
[2] 欧阳晶，陶冶，王祥.水平井水平段长度的优化设计[J]. 新疆石油天然气. 2008（02）.
[3] 黄伟. 复杂小断块水平井整体开发合理井网研究[J].石油天然气学报. 2009（03）.
作者简介：
张晓华，男，1984年10月出生，汉族，工程师，2008年毕业东北石油大学，现于辽河油田分公司勘探开发研究院合作勘探开发所从事地质开发工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010