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摘 要：薄互层稠油油藏在进入开发后期后，虽然采出程度高，但普遍存在着纵向动用不均的矛盾，受油藏及井况限制，平面、纵向均有剩余油无法采出，制约了开发效果的进一步提高。因此，在二次开发之前，首先要通过精细油藏描述，精确认识油藏现阶段特点及剩余油分布规律，创新部署井间挖潜水平井方式，提高水平井产能，同时采取了一系列配套措施，通过注汽管柱、注汽量、采油管柱的优化及汽窜的防治，保证了水平井投产效果。实践证明，薄互层稠油油藏吞吐后期以水平井井间加密方式进行二次开发从技术上是可行的。
关键词：薄互层稠油油藏、二次开发、动用程度、剩余油分布、井间挖潜、水平井、
前言
曙光油田杜48块含油面积3.5km2，地质储量1689×104t，属于典型的薄互层稠油油藏。区块储量基数大，储层物性好，剩余油相对富集，但吞吐效果随吞吐轮次的增加，无有效手段大幅度改善，在蒸汽驱、热水驱等转换开发方式试验无明显进展的情况下，选择适合的方式进行二次开发既是生产形势的需要，也是油藏开发的需要。本次通过对薄互层稠油油藏吞吐后期二次开发方式的探讨，明确了此类油藏以水平井挖潜为主的二次开发方向，为后续规模实施二次开发进行了技术准备，对曙光油田持续稳定发展具有重要的现实意义。
1.薄互层油藏开发现状与存在问题
1.1油藏开发现状
杜48块1987年10月采用100m正方形井网蒸汽吞吐方式投入开发，其开发历史大致分为：上产阶段、稳产阶段、递减阶段。截止2015年10月底区块共有油井252口，开井123口，日产油250t，采油速度0.51%，采出程度17.53%，可采储量采出程度94.2%。
1.2一次开发中存在的主要问题
区块由于开发时间长，一直以吞吐开发为主，导致套坏、出砂、落物、低产等原因造成的停产井逐年增加，目产停产井总数达53口，占总井数的21%，目前仍然以吞吐开发为主，平均吞吐周期达12.1%，目前平均周期产油量下降到652t，仅为初期周期产油的26%。现井网下以目前开发方式难以进一步提高采出程度。
2 精细油藏研究二次开发
2.1构造特征
杜48块整体构造形态为一北西向南东倾斜的单斜构造，地层倾角西缓东陡，西部10°左右，东部地层变陡，地层倾角达25°左右。
2.2储层特征
杜Ⅰ～Ⅲ组油层孔隙度一般为23～27%，平均25.5%，属大～中孔。渗透率一般为300～1000×10-3μm2，平均781×10-3μm2，属中～低渗透层。渗透率非均质程度高，渗透率级差13～14，综合非均质系数27.3。 纵向上，孔隙度及渗透率由杜Ⅰ至杜Ⅲ依次降低，平面上，孔隙度及渗透率高值区一般分布在辫状分流河道附近。
2.3沉积特征
薄互层稠油油藏沉积微相复杂，大体可分为四种沉积微相：辫状分流河道主体微相、河口坝主体微相、河道及砂坝的侧缘及前缘薄砂微相、分流间微相。
2.4油水分布
纵向上划分为杜0、杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ四个油层组，10个砂岩组，30个单砂层。杜零组厚度变化大，为纯油藏；杜Ⅰ、Ⅱ组油层全区分布，连通性好，为纯油藏，油层西南向东北逐渐变薄；杜Ⅲ组油层只在区块南部发育，向东北逐渐尖灭。区块只在靠近曙1-47-20井区有边水。
3.创新部署井间挖潜水平井方式，提高水平井产能
3.1剩余油分布规律认识
我们选择了杜48块东部为水平井部署目标区。应用数值模拟技术，我们对目标区域进行了数值模拟研究。
数值模拟结果表明，杜Ⅰ1-2号层在目标区内属剩余油相对富集层，适合水平井挖潜。
3.2优化水平井部井方式
这次水平井部署采用了垂直等高线部署的方式，并且从低部位向高部位部署（图1），这主要是为了充分利用自然高差提高井底生产压差，目前已完钻井平均A 点深度比B 点低62m，相当于提高生产压差0.6MPa左右。
3.3优化水平井轨迹设计
为井一步提高井底生产压差，我们对靶前轨迹进行了优化，选用了“鱼钩型”设计，降低了油层以上井斜角，可以把泵下到更深的位置，最大限度地增加了井底压差，提高了生产效果。
4、应用配套技术，保证水平井生产效果
在曙光油田薄互层油藏实施的井间水平井，由于地层压力低，为保证水平井生产效果，我们采取了一系列配套措施，通过注汽管柱、注汽量、采油管柱的优化及汽窜的防治，保证了水平井投产效果。
4.1注汽管柱及注汽量的设计
首轮注汽强度设计主要参考了数值模拟的结果，注汽强度一般在12-14t/m周期产油量最高，考虑到设备能力及生产运行情况，实际中我们首轮注汽量平均为12.0t/m.。第二轮以后我们依据第一轮生产情况结合直井周期吞吐规律，一般注汽量保持1～2个周期，第3、4周期后适量加大注汽强度。从实际效果看注汽量的设计是合适的。
4.2采油管柱设计
由于地层压力低，采油管柱设计在目前举升技术能保证的前提下，尽可能加深泵挂，由于采用了鱼钩型轨迹，在现有抽油泵最多能下到井斜60°的情况下，下泵垂深能接近水平段垂深，目前投产四口水平井A点平均垂深1051m，B点平均垂深989m，下泵垂深平均1035m，接近水平段中下部，有效增加了井底压差，提高了产能。
4.3汽窜防治
薄互层油藏吞吐后期，吞吐过程中存在最主要的问题是井间干扰的问题，汽窜严重，造能量不能有效利用，吞吐效果越来越差。井间加密水平井与原来直井井距只有50米左右，汽窜问题是制约水平井吞吐效果的最主要的问题。为解决水平井与直井在吞吐过程中的汽窜问题，我们主要采用了同注同采、一注多采、选注選采的办法将汽窜影响降到最低。
5、效果分析
应用本项目形成的薄互层油藏吞吐后期水平井二次开发配套技术，目前已在杜48块中部署水平井29口，目前年已实施23口井，累计产油6.4×104t ，区块采油速度分别提高了0.31%和0.28%，效果比较明显。
6、结论
1）薄互层稠油油藏吞吐后期以水平井井间加密方式进行二次开发效果比较好，从技术上是可行的；
2）采用垂直等高线部署水平井及“鱼钩型”轨迹设计有效提高了低地层压力下水平井的生产压差。
3）配套防汽窜技术有效减小了井间加密水平井与直井的井间干扰，提高了区块开发效果。
关键词：薄互层稠油油藏、二次开发、动用程度、剩余油分布、井间挖潜、水平井、
前言
曙光油田杜48块含油面积3.5km2，地质储量1689×104t，属于典型的薄互层稠油油藏。区块储量基数大，储层物性好，剩余油相对富集，但吞吐效果随吞吐轮次的增加，无有效手段大幅度改善，在蒸汽驱、热水驱等转换开发方式试验无明显进展的情况下，选择适合的方式进行二次开发既是生产形势的需要，也是油藏开发的需要。本次通过对薄互层稠油油藏吞吐后期二次开发方式的探讨，明确了此类油藏以水平井挖潜为主的二次开发方向，为后续规模实施二次开发进行了技术准备，对曙光油田持续稳定发展具有重要的现实意义。
1.薄互层油藏开发现状与存在问题
1.1油藏开发现状
杜48块1987年10月采用100m正方形井网蒸汽吞吐方式投入开发，其开发历史大致分为：上产阶段、稳产阶段、递减阶段。截止2015年10月底区块共有油井252口，开井123口，日产油250t，采油速度0.51%，采出程度17.53%，可采储量采出程度94.2%。
1.2一次开发中存在的主要问题
区块由于开发时间长，一直以吞吐开发为主，导致套坏、出砂、落物、低产等原因造成的停产井逐年增加，目产停产井总数达53口，占总井数的21%，目前仍然以吞吐开发为主，平均吞吐周期达12.1%，目前平均周期产油量下降到652t，仅为初期周期产油的26%。现井网下以目前开发方式难以进一步提高采出程度。
2 精细油藏研究二次开发
2.1构造特征
杜48块整体构造形态为一北西向南东倾斜的单斜构造，地层倾角西缓东陡，西部10°左右，东部地层变陡，地层倾角达25°左右。
2.2储层特征
杜Ⅰ～Ⅲ组油层孔隙度一般为23～27%，平均25.5%，属大～中孔。渗透率一般为300～1000×10-3μm2，平均781×10-3μm2，属中～低渗透层。渗透率非均质程度高，渗透率级差13～14，综合非均质系数27.3。 纵向上，孔隙度及渗透率由杜Ⅰ至杜Ⅲ依次降低，平面上，孔隙度及渗透率高值区一般分布在辫状分流河道附近。
2.3沉积特征
薄互层稠油油藏沉积微相复杂，大体可分为四种沉积微相：辫状分流河道主体微相、河口坝主体微相、河道及砂坝的侧缘及前缘薄砂微相、分流间微相。
2.4油水分布
纵向上划分为杜0、杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ四个油层组，10个砂岩组，30个单砂层。杜零组厚度变化大，为纯油藏；杜Ⅰ、Ⅱ组油层全区分布，连通性好，为纯油藏，油层西南向东北逐渐变薄；杜Ⅲ组油层只在区块南部发育，向东北逐渐尖灭。区块只在靠近曙1-47-20井区有边水。
3.创新部署井间挖潜水平井方式，提高水平井产能
3.1剩余油分布规律认识
我们选择了杜48块东部为水平井部署目标区。应用数值模拟技术，我们对目标区域进行了数值模拟研究。
数值模拟结果表明，杜Ⅰ1-2号层在目标区内属剩余油相对富集层，适合水平井挖潜。
3.2优化水平井部井方式
这次水平井部署采用了垂直等高线部署的方式，并且从低部位向高部位部署（图1），这主要是为了充分利用自然高差提高井底生产压差，目前已完钻井平均A 点深度比B 点低62m，相当于提高生产压差0.6MPa左右。
3.3优化水平井轨迹设计
为井一步提高井底生产压差，我们对靶前轨迹进行了优化，选用了“鱼钩型”设计，降低了油层以上井斜角，可以把泵下到更深的位置，最大限度地增加了井底压差，提高了生产效果。
4、应用配套技术，保证水平井生产效果
在曙光油田薄互层油藏实施的井间水平井，由于地层压力低，为保证水平井生产效果，我们采取了一系列配套措施，通过注汽管柱、注汽量、采油管柱的优化及汽窜的防治，保证了水平井投产效果。
4.1注汽管柱及注汽量的设计
首轮注汽强度设计主要参考了数值模拟的结果，注汽强度一般在12-14t/m周期产油量最高，考虑到设备能力及生产运行情况，实际中我们首轮注汽量平均为12.0t/m.。第二轮以后我们依据第一轮生产情况结合直井周期吞吐规律，一般注汽量保持1～2个周期，第3、4周期后适量加大注汽强度。从实际效果看注汽量的设计是合适的。
4.2采油管柱设计
由于地层压力低，采油管柱设计在目前举升技术能保证的前提下，尽可能加深泵挂，由于采用了鱼钩型轨迹，在现有抽油泵最多能下到井斜60°的情况下，下泵垂深能接近水平段垂深，目前投产四口水平井A点平均垂深1051m，B点平均垂深989m，下泵垂深平均1035m，接近水平段中下部，有效增加了井底压差，提高了产能。
4.3汽窜防治
薄互层油藏吞吐后期，吞吐过程中存在最主要的问题是井间干扰的问题，汽窜严重，造能量不能有效利用，吞吐效果越来越差。井间加密水平井与原来直井井距只有50米左右，汽窜问题是制约水平井吞吐效果的最主要的问题。为解决水平井与直井在吞吐过程中的汽窜问题，我们主要采用了同注同采、一注多采、选注選采的办法将汽窜影响降到最低。
5、效果分析
应用本项目形成的薄互层油藏吞吐后期水平井二次开发配套技术，目前已在杜48块中部署水平井29口，目前年已实施23口井，累计产油6.4×104t ，区块采油速度分别提高了0.31%和0.28%，效果比较明显。
6、结论
1）薄互层稠油油藏吞吐后期以水平井井间加密方式进行二次开发效果比较好，从技术上是可行的；
2）采用垂直等高线部署水平井及“鱼钩型”轨迹设计有效提高了低地层压力下水平井的生产压差。
3）配套防汽窜技术有效减小了井间加密水平井与直井的井间干扰，提高了区块开发效果。