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摘要： 本文以杜48块杜0组油层为研究对象，利用高精度高分辨率层序地层学和储层反演技术识别薄层有利单砂体，并综合应用三维储层精细地质建模和油藏数值模拟一体化技术开展油藏精细描述。新增动用储量311×104t。目前已成为薄层稠油油藏吞吐后期二次开发的典型区块，为薄层同类稠油油藏开发后期挖潜提供技术借鉴。
关键词：难动用储量 储层反演 地质建模 数值模拟 水平井优化 油层预处理
1 油藏概况
杜48块杜0油层位于曙一区北部，辽河断陷西斜坡中段，开发层系为下第三系沙河街组四段杜家台油层，油藏埋深-810～-1020m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m。断块含油面积3.5Km2，地质储量1689×104t， 可采储量284×104t，为典型的薄互层状稠油油藏。
2 油藏精细地质研究及再认识
2.1 构造特征再认识
杜48块杜家台油层整体为一北西向南东倾斜的单斜构造，构造形态以斜坡背景下形成的单斜构造为主要特征。断距由西-东逐渐增大，由10米增加到30米，受断层作用，在局部区域出现了微构造高点，例如曙1-50-26井，构造幅度达到10米。
3 油藏潜力评价
3.1 动用程度评价
杜48块杜0组油层相对于主力油层组，油层发育差，渗透率低，粘度高，受纵向非均质差异的影响。结合油层纵向物性参数统计区块纵向油层动用状况，区块油层平均动用程度为71.1% ，杜0组油层仅动用10.1%，而89.9%以上的油层基本未动用，累产油8.1×104t，采出程度仅2.6%，剩余可采储量44.1×104t。
3.2 压力评价
从杜48块不同区域选取5口井，对杜0组油层进行恢复压力测试，测得目前杜0组平均地层压力8.6MPa，压力系数0.9。压力监测资料表明：杜48块杜0组目前具有较高的压力水平。3.3 试采效果评价
通过对杜0组油层的精细对比研究[2]，从平面、剖面、井间和构造任意角度，分析不同层位油层发育和连通状况，分别在不同区域不同层位选取油层分布较连续，发育相对较好的井试采，其中杜01试采三口井累产油2847.7t；杜02试采一口井，累产油4742.8t；杜03试采一口井，累产油1210.3t。从不同层位的三口井试采情况看，在油层分布相对较连续，发育相对较好仍有一定产能的井区，直井必须采用选注选采的生产方式，方可取得较好的开发效果。
3.4 剩余油分布研究
根据杜48块地震反演资料、测井曲线、井分层数据、井属性数据和井岩相等数据，建立了杜48杜0油组油藏三维精细地质模型。在三维精细地质建模[3]的基础上，利用数值模拟技术开展了杜48杜0油层的剩余油分布研究，数模研究结果表明：部分井区油层分布相对较连续，发育相对较好的井区其剩余油饱和度基本都在58%以上，剩余油丰度高于下部主力油层，平面上分布不连续，局部区域单井控制剩余储量可达8.5×104t。
4 难动用储量开发配套技术研究
4.1 开发方案优化部署
杜0组油层分布主要受岩性控制，为透镜体油藏，适宜采用直井+水平井组合式分层系立体开发模式：油层总厚度大于20m区域采用直井开发，油层总厚度小于20m或剩余油富集的直井井间区域部署水平井进行挖潜。
4.2 水平井优化设计
针对杜48块杜0组的油藏特征，分别对水平井的水平段长度、水平段在油层中的垂向位置以及水平段井身轨迹进行了优化。水平段长度合理的水平段长度为400～450m左右；油层设计水平井段纵向位置设计在油层纵向2/3处为最优，以便使密度较大的稠油借助重力流入水平井眼；水平段井身轨迹采用鱼钩式设计，采用优化后的水平井轨迹与传统轨迹相比，周期生产时间延长66天，周期产油增加879t，周期油汽比提高0.12。
4.3 注汽参数优化
根据数值模拟研究及统计规律结果表明：直井一周期注汽强度以60～70t/m为宜，后续周期按5%-10%递增，八周期后注汽强度基本保持稳定在100t/m ；水平井一周期注汽强度以11～13t/m为宜，第二～五周期按6%-10%递增，六周期后注汽强度基本保持稳定，在保证注汽干度（大于75%）的情况下，均应尽量提高注汽速度。
4.4 配套采油新技术的优选
根据杜48块杜0组油层特殊的油藏特点及开发矛盾，优选配套措施，提高周期吞吐效果。采用复合射孔方式增大油层射孔深度，该技术在杜零组应用11井次，复合射孔防砂技术成功率提高到100%，油井地面测试含砂量小于0.01%，生产效果与邻井对比阶段增油3670t。针对部分投产新井粘土矿物含量偏高，在钻井过程中存在泥浆污染等矛盾，同时采用了油层预处理解堵技术，与未实施措施井对比，采注比提高0.21，油汽比提高0.14。
5 实施效果
2008年8月开始分别试采杜01、杜02和杜03三个油层，截止2012年12月，杜0组油层在原井网封层补孔选注选采18口直井，优化注汽参数43井次，补钻潜力更新井2口，2010年部署水平井4口，其中鱼骨式分支井2口。累计增油2.6553×104t，累计注汽7.3814×104m3，平均日产油由1.5t增加到51.7t，采油速度由0.01%上升到0.63%，新增动用储量311×104t，新增可采储量30.8×104t，杜48块杜0难动用储量取得了较好的开发效果。
6 结论
（1） 薄互层稠油油藏吞吐开发后期，相对主力油层发育差，但具有一定的储量基础，且采出程度低的难动用储层，在现有技术条件下具有较大的挖潜价值。通过油藏精细地质研究，在现场实施中可以获得较好的开发效果；
（2） 依托水平井等开发成熟技术，重新认识油田潜力是杜0油层难动用储量开发的前提；
（3） 利用数模等手段，精心设计优化部署是杜0油层开发的关键；
（4） 优化配套技术措施、优化注汽参数设计，完善适应杜0组油藏特点的开发管理模式是杜0油层开发的保障；
（5） 杜零组难动用储量的有效开发，为薄层同类稠油油藏开发后期挖潜提供技术借鉴。
参考文献：
[1] 闫存章，等.油藏地质建模与数值模拟技术文集[M].北京：石油工业出版社，2007（15～24）.
[2] 谷团， 张吉昌， 程建平， 等.油藏建模技术在老区挖潜中的应用[J].特种油气藏，2006，13（1）：53～55
[3] 杨权一.油藏精细描述与数值模拟软件的集成方法及应用[J].油气地质与采收率，2005，12（3）：54～57
关键词：难动用储量 储层反演 地质建模 数值模拟 水平井优化 油层预处理
1 油藏概况
杜48块杜0油层位于曙一区北部，辽河断陷西斜坡中段，开发层系为下第三系沙河街组四段杜家台油层，油藏埋深-810～-1020m，有效厚度42.1m，平均单层厚度2.5m。断块含油面积3.5Km2，地质储量1689×104t， 可采储量284×104t，为典型的薄互层状稠油油藏。
2 油藏精细地质研究及再认识
2.1 构造特征再认识
杜48块杜家台油层整体为一北西向南东倾斜的单斜构造，构造形态以斜坡背景下形成的单斜构造为主要特征。断距由西-东逐渐增大，由10米增加到30米，受断层作用，在局部区域出现了微构造高点，例如曙1-50-26井，构造幅度达到10米。
3 油藏潜力评价
3.1 动用程度评价
杜48块杜0组油层相对于主力油层组，油层发育差，渗透率低，粘度高，受纵向非均质差异的影响。结合油层纵向物性参数统计区块纵向油层动用状况，区块油层平均动用程度为71.1% ，杜0组油层仅动用10.1%，而89.9%以上的油层基本未动用，累产油8.1×104t，采出程度仅2.6%，剩余可采储量44.1×104t。
3.2 压力评价
从杜48块不同区域选取5口井，对杜0组油层进行恢复压力测试，测得目前杜0组平均地层压力8.6MPa，压力系数0.9。压力监测资料表明：杜48块杜0组目前具有较高的压力水平。3.3 试采效果评价
通过对杜0组油层的精细对比研究[2]，从平面、剖面、井间和构造任意角度，分析不同层位油层发育和连通状况，分别在不同区域不同层位选取油层分布较连续，发育相对较好的井试采，其中杜01试采三口井累产油2847.7t；杜02试采一口井，累产油4742.8t；杜03试采一口井，累产油1210.3t。从不同层位的三口井试采情况看，在油层分布相对较连续，发育相对较好仍有一定产能的井区，直井必须采用选注选采的生产方式，方可取得较好的开发效果。
3.4 剩余油分布研究
根据杜48块地震反演资料、测井曲线、井分层数据、井属性数据和井岩相等数据，建立了杜48杜0油组油藏三维精细地质模型。在三维精细地质建模[3]的基础上，利用数值模拟技术开展了杜48杜0油层的剩余油分布研究，数模研究结果表明：部分井区油层分布相对较连续，发育相对较好的井区其剩余油饱和度基本都在58%以上，剩余油丰度高于下部主力油层，平面上分布不连续，局部区域单井控制剩余储量可达8.5×104t。
4 难动用储量开发配套技术研究
4.1 开发方案优化部署
杜0组油层分布主要受岩性控制，为透镜体油藏，适宜采用直井+水平井组合式分层系立体开发模式：油层总厚度大于20m区域采用直井开发，油层总厚度小于20m或剩余油富集的直井井间区域部署水平井进行挖潜。
4.2 水平井优化设计
针对杜48块杜0组的油藏特征，分别对水平井的水平段长度、水平段在油层中的垂向位置以及水平段井身轨迹进行了优化。水平段长度合理的水平段长度为400～450m左右；油层设计水平井段纵向位置设计在油层纵向2/3处为最优，以便使密度较大的稠油借助重力流入水平井眼；水平段井身轨迹采用鱼钩式设计，采用优化后的水平井轨迹与传统轨迹相比，周期生产时间延长66天，周期产油增加879t，周期油汽比提高0.12。
4.3 注汽参数优化
根据数值模拟研究及统计规律结果表明：直井一周期注汽强度以60～70t/m为宜，后续周期按5%-10%递增，八周期后注汽强度基本保持稳定在100t/m ；水平井一周期注汽强度以11～13t/m为宜，第二～五周期按6%-10%递增，六周期后注汽强度基本保持稳定，在保证注汽干度（大于75%）的情况下，均应尽量提高注汽速度。
4.4 配套采油新技术的优选
根据杜48块杜0组油层特殊的油藏特点及开发矛盾，优选配套措施，提高周期吞吐效果。采用复合射孔方式增大油层射孔深度，该技术在杜零组应用11井次，复合射孔防砂技术成功率提高到100%，油井地面测试含砂量小于0.01%，生产效果与邻井对比阶段增油3670t。针对部分投产新井粘土矿物含量偏高，在钻井过程中存在泥浆污染等矛盾，同时采用了油层预处理解堵技术，与未实施措施井对比，采注比提高0.21，油汽比提高0.14。
5 实施效果
2008年8月开始分别试采杜01、杜02和杜03三个油层，截止2012年12月，杜0组油层在原井网封层补孔选注选采18口直井，优化注汽参数43井次，补钻潜力更新井2口，2010年部署水平井4口，其中鱼骨式分支井2口。累计增油2.6553×104t，累计注汽7.3814×104m3，平均日产油由1.5t增加到51.7t，采油速度由0.01%上升到0.63%，新增动用储量311×104t，新增可采储量30.8×104t，杜48块杜0难动用储量取得了较好的开发效果。
6 结论
（1） 薄互层稠油油藏吞吐开发后期，相对主力油层发育差，但具有一定的储量基础，且采出程度低的难动用储层，在现有技术条件下具有较大的挖潜价值。通过油藏精细地质研究，在现场实施中可以获得较好的开发效果；
（2） 依托水平井等开发成熟技术，重新认识油田潜力是杜0油层难动用储量开发的前提；
（3） 利用数模等手段，精心设计优化部署是杜0油层开发的关键；
（4） 优化配套技术措施、优化注汽参数设计，完善适应杜0组油藏特点的开发管理模式是杜0油层开发的保障；
（5） 杜零组难动用储量的有效开发，为薄层同类稠油油藏开发后期挖潜提供技术借鉴。
参考文献：
[1] 闫存章，等.油藏地质建模与数值模拟技术文集[M].北京：石油工业出版社，2007（15～24）.
[2] 谷团， 张吉昌， 程建平， 等.油藏建模技术在老区挖潜中的应用[J].特种油气藏，2006，13（1）：53～55
[3] 杨权一.油藏精细描述与数值模拟软件的集成方法及应用[J].油气地质与采收率，2005，12（3）：54～57