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[摘 要]总结分析了曙光稠油薄互层油藏特点及吞吐后期存在的主要问题，从油藏基础研究入手，通过研究曙光油田薄互层油藏纵向及平面动用程度，分析油藏剩余油潜力。再针对剩余油分布及油藏特点，在油井精细注汽管理上下功夫，对单井、单层进行细致研究，提出从平面上采取轮注的方式，选择采出程度较高、日产能力较低的井进行轮注；从纵向上选取动用程度较差的油层实施选段注汽或从平面上选取动用较差的区域实施助排类措施；选取平面上动用程度较大的区域，且生产井段较长的油井或纵向上渗透率较差的油层实施选段注汽加助排措施。多项措施并举，不但节约注汽量，而且提高吞吐效果，达到提高油井产油和延缓区块递减的的目的。对于同类油藏以及处于开发同期的油藏均具有良好借鉴意义。
[关键词]薄互层油藏，吞吐后期，注汽研究
中图分类号：TE541 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0163-01
曙光油田以稠油开发为主，其中薄互层稠油油藏占68.4%， 主要区块为杜66块、杜48块、杜84块、杜255块以及杜68块。随着油藏开发时间延长、吞吐周期增加及采出程度的提高，油汽比逐步降低，吞吐效果逐年变差，区块产量下降，开发效果越来越差。因此优化注汽方式，改善平面、纵向动用程度已成为保证油田经济高效开发的主要手段之一。
1、薄互层稠油油藏特点及现阶段存在主要问题
1.1 薄互层稠油油藏特点[1]
1.1.1 沉积环境特点
曙光薄互层稠油油藏主要由分支流河道（以水下为主）、河口砂坝及席状砂（包括分流间）亚相组成。水下分支流河道及分支流河口坝亚相构成骨架砂体，骨架砂体以中-薄层为主，层数多，说明河道的规模小，发育周期短，平面摆动频繁，所以形成砂体多而窄长。
1.1.2 油层层数多，单层厚度小
曙光油田薄互层稠油油藏油层埋深800～1200m，含油井段最长可达222.9m，一般130～170m，平均为142.8m。油层层数多，最多可达44层，一般20～30层，平均24层，单层厚度平均只有2.5m，小于5m的油层厚度占74.7%，层数占91.2%。隔层发育，纯总厚度比最大0.685，最小0.286，平均0.426。
1.1.3 非均质性强
曙光薄互层稠油油藏受其特有的沉积环境影响，油层层数多，层间矛盾突出。
平面非均质性主要表现沉积微相变化大、类型多，这是三角洲相沉积的普遍特点。薄互层稠油油藏沉积微相主要有水下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。而且河道在区块内有多条，这就造成了平面上严重的非均质性。曙光油田薄互层稠油油藏油层渗透率变异系数最大为1.80，最小为0.32，平均为0.62；突进系数最高为8.7，最低为2.0，平均为5.1。渗透率级差最大为97倍，最小为17倍，平均50倍。
1.2 现阶段存在问题
曙光油田薄互层稠油区块目前油井总井数971口，开井数593口，开井率仅为61%。可采储量采出程度平均为84.89%，油井平均吞吐周期12.3个，平均地层压力1.33Mpa。薄互层稠油油藏普遍进入“两高三低“阶段，即高周期吞吐、高采出程度，采油速度低、产能水平低、地层压力低，同时平面、层间矛盾突出，这些都成为目前制约曙采薄互层稠油区块开发的主要原因。
2、油藏潜力研究
根据吸汽剖面、产液剖面、C/O测井、标准化测井、数值模拟等多种手段评价油藏纵向动用程度，曙光油田薄互层油藏纵向动用程度为60-65%之间。未动用厚度占总厚度的近40%，潜力较大。
从研究剩余油饱和度与采出程度的关系分析以及马克斯-兰根海姆法计算油层加热半径等手段分析平面动用程度30-50m之间。曙光薄互层稠油区块一般为100m井距，因此平面井间仍有剩余油潜力可挖。
3、吞吐后期精细注汽管理
鉴于区块吞吐后期的开发矛盾，在传统选、配注及补充地层能量方法研究的基础上，通过优选注汽层位，调整吸汽剖面，合理配套各类措施，有效提高纵向动用程度；优选轮注井，在低压区域恢复地层压力，有效提高油汽比，探寻出一套适合薄互层稠油区块现状的注汽管理方法。
①从平面上采取轮注的方式，选择采出程度较高、日产能力较低的井进行轮注，降低区域采油速度，减少无效注汽，提高单井吞吐效果。
②从纵向上（或水平井水平段）选取动用程度较差的油层实施选段注汽或从平面上选取动用较差的区域实施助排类措施，提高周期产油。
③选取平面上动用程度较大的区域，且生产井段较长的油井实施选段注汽+助排措施。对于井段较长的高动用油井，传统改善地层压力、产液能力的方法无法有效的补充地层能量、提高产液量，因此，选取纵向上相对压力较高的部分，实施选段注汽，配合各类增加地层能量措施，补充相对适当的地层压力；另外选取纵向上渗透率较差的油层，实施选段注汽，配合助排类措施，提高纵向上的动用程度。多项措施并举，不但节约注汽量，而且提高吞吐效果。
2012年在曙光油田薄互层油藏区块实施区域轮注46井次，措施增油10120t，选段注汽及助排措施95井次，措施增油24605t，选段注汽组合各类措施29井次，措施增油10933t。与区块往年同期同类措施对比，在未增加措施投入的前提下，精细注汽管理使单井平均增油增加79t。
4、结论
①剩余油潜力研究是蒸汽吞吐后期油藏研究的重点，也是措施论证的基础。
②吞吐后期油井注汽需从单井、单层入手，优化注汽管理及配套措施，精细的注汽管理对于提高油井措施产量具有重要意义。
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] 王衛东.普通稠油油藏纵向动用程度与储层参数关系研究[J].特种油气藏（增刊），2006，13：58～61.
[关键词]薄互层油藏，吞吐后期，注汽研究
中图分类号：TE541 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0163-01
曙光油田以稠油开发为主，其中薄互层稠油油藏占68.4%， 主要区块为杜66块、杜48块、杜84块、杜255块以及杜68块。随着油藏开发时间延长、吞吐周期增加及采出程度的提高，油汽比逐步降低，吞吐效果逐年变差，区块产量下降，开发效果越来越差。因此优化注汽方式，改善平面、纵向动用程度已成为保证油田经济高效开发的主要手段之一。
1、薄互层稠油油藏特点及现阶段存在主要问题
1.1 薄互层稠油油藏特点[1]
1.1.1 沉积环境特点
曙光薄互层稠油油藏主要由分支流河道（以水下为主）、河口砂坝及席状砂（包括分流间）亚相组成。水下分支流河道及分支流河口坝亚相构成骨架砂体，骨架砂体以中-薄层为主，层数多，说明河道的规模小，发育周期短，平面摆动频繁，所以形成砂体多而窄长。
1.1.2 油层层数多，单层厚度小
曙光油田薄互层稠油油藏油层埋深800～1200m，含油井段最长可达222.9m，一般130～170m，平均为142.8m。油层层数多，最多可达44层，一般20～30层，平均24层，单层厚度平均只有2.5m，小于5m的油层厚度占74.7%，层数占91.2%。隔层发育，纯总厚度比最大0.685，最小0.286，平均0.426。
1.1.3 非均质性强
曙光薄互层稠油油藏受其特有的沉积环境影响，油层层数多，层间矛盾突出。
平面非均质性主要表现沉积微相变化大、类型多，这是三角洲相沉积的普遍特点。薄互层稠油油藏沉积微相主要有水下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。而且河道在区块内有多条，这就造成了平面上严重的非均质性。曙光油田薄互层稠油油藏油层渗透率变异系数最大为1.80，最小为0.32，平均为0.62；突进系数最高为8.7，最低为2.0，平均为5.1。渗透率级差最大为97倍，最小为17倍，平均50倍。
1.2 现阶段存在问题
曙光油田薄互层稠油区块目前油井总井数971口，开井数593口，开井率仅为61%。可采储量采出程度平均为84.89%，油井平均吞吐周期12.3个，平均地层压力1.33Mpa。薄互层稠油油藏普遍进入“两高三低“阶段，即高周期吞吐、高采出程度，采油速度低、产能水平低、地层压力低，同时平面、层间矛盾突出，这些都成为目前制约曙采薄互层稠油区块开发的主要原因。
2、油藏潜力研究
根据吸汽剖面、产液剖面、C/O测井、标准化测井、数值模拟等多种手段评价油藏纵向动用程度，曙光油田薄互层油藏纵向动用程度为60-65%之间。未动用厚度占总厚度的近40%，潜力较大。
从研究剩余油饱和度与采出程度的关系分析以及马克斯-兰根海姆法计算油层加热半径等手段分析平面动用程度30-50m之间。曙光薄互层稠油区块一般为100m井距，因此平面井间仍有剩余油潜力可挖。
3、吞吐后期精细注汽管理
鉴于区块吞吐后期的开发矛盾，在传统选、配注及补充地层能量方法研究的基础上，通过优选注汽层位，调整吸汽剖面，合理配套各类措施，有效提高纵向动用程度；优选轮注井，在低压区域恢复地层压力，有效提高油汽比，探寻出一套适合薄互层稠油区块现状的注汽管理方法。
①从平面上采取轮注的方式，选择采出程度较高、日产能力较低的井进行轮注，降低区域采油速度，减少无效注汽，提高单井吞吐效果。
②从纵向上（或水平井水平段）选取动用程度较差的油层实施选段注汽或从平面上选取动用较差的区域实施助排类措施，提高周期产油。
③选取平面上动用程度较大的区域，且生产井段较长的油井实施选段注汽+助排措施。对于井段较长的高动用油井，传统改善地层压力、产液能力的方法无法有效的补充地层能量、提高产液量，因此，选取纵向上相对压力较高的部分，实施选段注汽，配合各类增加地层能量措施，补充相对适当的地层压力；另外选取纵向上渗透率较差的油层，实施选段注汽，配合助排类措施，提高纵向上的动用程度。多项措施并举，不但节约注汽量，而且提高吞吐效果。
2012年在曙光油田薄互层油藏区块实施区域轮注46井次，措施增油10120t，选段注汽及助排措施95井次，措施增油24605t，选段注汽组合各类措施29井次，措施增油10933t。与区块往年同期同类措施对比，在未增加措施投入的前提下，精细注汽管理使单井平均增油增加79t。
4、结论
①剩余油潜力研究是蒸汽吞吐后期油藏研究的重点，也是措施论证的基础。
②吞吐后期油井注汽需从单井、单层入手，优化注汽管理及配套措施，精细的注汽管理对于提高油井措施产量具有重要意义。
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] 王衛东.普通稠油油藏纵向动用程度与储层参数关系研究[J].特种油气藏（增刊），2006，13：58～61.