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摘要：针对薄互层状稠油油藏蒸汽进入吞吐开发后期，存在地层压力低、井网不完善、现开发方式下达不到标定采收率的问题，通过精细地质研究、优化井网部署、优选完井工艺等手段，利用水平井实施整体二次开发，取得较好效果。该研究对同类油藏改善开发效果研究提供了一定的借鉴。
关键词：互层状稠油油藏；水平井；二次开发；开发效果；杜255块
【中图分类号】TE345
1 区块概况
截至2011年底，该块共有采油井66口，开井27口，断块日产油为75t/d，日产液为296m3/d，综合含水为71%，采油速度为0.57%，采出程度为17.1%，可采储量采出程度为79.2%。
2 水平井二次开发潜力研究
2.1 一次开发存在的问题
（1）直井开发出砂现象较严重。该块杜家台油层储层粒度中值为0.18mm，泥质胶结，岩性疏松，边部杜239井区直井均因出砂关井，严重影响油田的开发效果。
（2）油井利用率低，老井实施各项增产措施余地较小。截至2007年底，区块油井利用率仅为37%，以调补层为主的地质措施潜力越来越小，该块自2002年进行3个井次的调补层措施后，就未再实施该措施，措施年增油量逐年下降。
2.2 水平井开发可行性分析
国内外的研究和实践证明，水平井技术是高效开发油气田的有效手段。水平井具有增加油层泄油面积、提高油井产量、改善开发效果的作用，适用于多种油藏类型的开发。
2.2.1 油藏条件适合
2.2.2 局部采出程度低，主体部位井间剩余油富集
该块西部直井开发受出砂影响，储量基本未动用，主体区域受蒸汽吞吐开发加热半径限制，直井井间仍有一定剩余油。数值模拟结果表明，井间剩余油饱和度在55%左右，区块剩余可采储量为37×104t。
2.2.3 油层产能落实
根据区块动态监测资料及后期实施新井生产动态分析，主力层杜Ⅰ3油层、杜Ⅱ1-2油层均具备较高产能，为区块主力产层。
3 二次开发方案研究
3.1 目的层选择
根据目前水平井钻井技术条件及稠油开发产能情况，确定水平井目的层厚度在4m以上，且具有一定的连续分布范围，最终优选出杜Ⅰ32、杜Ⅱ11-2、杜Ⅱ21 3套目的层。
3.2 井网井距
杜255块直井为100m井距正方形井网，针对该块剩余油分布特点，利用水平井的技术优势，尽量在原直井井间剩余油富集区开展部署，确定水平井井距为100m。
3.3 开发方式
杜255块杜家台油层原油属稠油，常规生产能力低。本次部署为井间挖潜，油层压力较低，宜采用蒸汽吞吐开发方式进行开采。利用数值模拟对该块3种开发方式进行模拟计算，根据计算结果，对比油田各项开发指标，认为水平井整体替代直井开采效果优于其他方案，预计采收率达到30%。
3.4 部署结果
4 实施及效果评价
4.1 实施方案优化
4.1.1 水平井设计优化
水平井地質设计建立在精细油藏描述基础之上，关键是把握好油层的空间展布，储层、岩性及物性的空间三维变化，以保证水平井轨迹位于油层的最佳部位。
4.1.2 水平段长度优选
根据区块油藏深度条件，结合经济评价，对不同水平段长度进行经济指标对比，认为较适宜的水平段长度应为250～350m。
4.1.3 水平段垂向位置确定
由于采用热采开发，在油层不存在底水时，保证水平段处于有利储层的前提下，水平段位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置，以减少储量损失，同时应考虑钻井误差因素。因此，杜255块水平井纵向上部署在距油层底界2～3m的位置。
4.1.4 靶前轨迹优化
由于区块主体区域地层压力较低，油井要正常生产，必须保证尽可能低的下泵深度，因此在靶前轨迹设计时，采用鱼钩形轨迹，使水平井有尽可能低的造斜点。
4.1.5 完井方式优选
由于杜255块为泥质胶结，储层较为疏松，粒度中值仅为0.18mm，且出砂现象较普遍，因此选用弹性防砂筛管完井（表2）。
表2 筛管完井方式指标对比
4.2 效果评价
（1）通过加强精细地质研究，对地质体进行重新刻画，水平井平均油层钻遇率为89.3%，达到同类油藏的较高水平。
（2）目前二次开发共实施水平井18口，截至2012年2月，累计产油10.15×104t，区块采油速度由0.34%提高到1.21%。
（3）水平井单井日产油相对较高。区块西部直井未动用区域，水平井初期日产油达到40.5t/d，为相邻直井产量的10倍以上。
（4）钩形靶前轨迹加深了低压油藏水平井下泵深度，泵挂下入深度平均增加50m。
（5）根据储层特点，优选弹性筛管完井，油井出砂矛盾根本好转，二次开发油井平均检泵周期对比直井提高69d，区块开井率由实施前的37.3%提高到54.0%。
作者简介：周遵国（1983-），男，助理工程师，2008年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油田综合管理工作。
关键词：互层状稠油油藏；水平井；二次开发；开发效果；杜255块
【中图分类号】TE345
1 区块概况
截至2011年底，该块共有采油井66口，开井27口，断块日产油为75t/d，日产液为296m3/d，综合含水为71%，采油速度为0.57%，采出程度为17.1%，可采储量采出程度为79.2%。
2 水平井二次开发潜力研究
2.1 一次开发存在的问题
（1）直井开发出砂现象较严重。该块杜家台油层储层粒度中值为0.18mm，泥质胶结，岩性疏松，边部杜239井区直井均因出砂关井，严重影响油田的开发效果。
（2）油井利用率低，老井实施各项增产措施余地较小。截至2007年底，区块油井利用率仅为37%，以调补层为主的地质措施潜力越来越小，该块自2002年进行3个井次的调补层措施后，就未再实施该措施，措施年增油量逐年下降。
2.2 水平井开发可行性分析
国内外的研究和实践证明，水平井技术是高效开发油气田的有效手段。水平井具有增加油层泄油面积、提高油井产量、改善开发效果的作用，适用于多种油藏类型的开发。
2.2.1 油藏条件适合
2.2.2 局部采出程度低，主体部位井间剩余油富集
该块西部直井开发受出砂影响，储量基本未动用，主体区域受蒸汽吞吐开发加热半径限制，直井井间仍有一定剩余油。数值模拟结果表明，井间剩余油饱和度在55%左右，区块剩余可采储量为37×104t。
2.2.3 油层产能落实
根据区块动态监测资料及后期实施新井生产动态分析，主力层杜Ⅰ3油层、杜Ⅱ1-2油层均具备较高产能，为区块主力产层。
3 二次开发方案研究
3.1 目的层选择
根据目前水平井钻井技术条件及稠油开发产能情况，确定水平井目的层厚度在4m以上，且具有一定的连续分布范围，最终优选出杜Ⅰ32、杜Ⅱ11-2、杜Ⅱ21 3套目的层。
3.2 井网井距
杜255块直井为100m井距正方形井网，针对该块剩余油分布特点，利用水平井的技术优势，尽量在原直井井间剩余油富集区开展部署，确定水平井井距为100m。
3.3 开发方式
杜255块杜家台油层原油属稠油，常规生产能力低。本次部署为井间挖潜，油层压力较低，宜采用蒸汽吞吐开发方式进行开采。利用数值模拟对该块3种开发方式进行模拟计算，根据计算结果，对比油田各项开发指标，认为水平井整体替代直井开采效果优于其他方案，预计采收率达到30%。
3.4 部署结果
4 实施及效果评价
4.1 实施方案优化
4.1.1 水平井设计优化
水平井地質设计建立在精细油藏描述基础之上，关键是把握好油层的空间展布，储层、岩性及物性的空间三维变化，以保证水平井轨迹位于油层的最佳部位。
4.1.2 水平段长度优选
根据区块油藏深度条件，结合经济评价，对不同水平段长度进行经济指标对比，认为较适宜的水平段长度应为250～350m。
4.1.3 水平段垂向位置确定
由于采用热采开发，在油层不存在底水时，保证水平段处于有利储层的前提下，水平段位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置，以减少储量损失，同时应考虑钻井误差因素。因此，杜255块水平井纵向上部署在距油层底界2～3m的位置。
4.1.4 靶前轨迹优化
由于区块主体区域地层压力较低，油井要正常生产，必须保证尽可能低的下泵深度，因此在靶前轨迹设计时，采用鱼钩形轨迹，使水平井有尽可能低的造斜点。
4.1.5 完井方式优选
由于杜255块为泥质胶结，储层较为疏松，粒度中值仅为0.18mm，且出砂现象较普遍，因此选用弹性防砂筛管完井（表2）。
表2 筛管完井方式指标对比
4.2 效果评价
（1）通过加强精细地质研究，对地质体进行重新刻画，水平井平均油层钻遇率为89.3%，达到同类油藏的较高水平。
（2）目前二次开发共实施水平井18口，截至2012年2月，累计产油10.15×104t，区块采油速度由0.34%提高到1.21%。
（3）水平井单井日产油相对较高。区块西部直井未动用区域，水平井初期日产油达到40.5t/d，为相邻直井产量的10倍以上。
（4）钩形靶前轨迹加深了低压油藏水平井下泵深度，泵挂下入深度平均增加50m。
（5）根据储层特点，优选弹性筛管完井，油井出砂矛盾根本好转，二次开发油井平均检泵周期对比直井提高69d，区块开井率由实施前的37.3%提高到54.0%。
作者简介：周遵国（1983-），男，助理工程师，2008年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油田综合管理工作。