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[摘 要]曙光油田薄互层油藏通过早期蒸汽吞吐开发和“十一五”以来实施以水平井技术为主导的二次开发、立体开发和转换方式开发，支撑了曙光油田200万吨持续稳产。下步待转方式资源品位逐步变差，亟需寻求新型高效接替技术。为了稳定此类油藏的产量规模， 2005年6月在杜66块首先实施火驱先导试验，并获得成功。但注采井网完善程度低严重制约着火驱效果的持续改善，因此通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不斷提高，取得了较好的效果，阶段采收率提高14.2%。实践表明，注采井网的完善是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低。
[关键词]薄互层油藏、火驱开发、井网完善
中图分类号：S366 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0154-01
1 油藏地质概况及火驱开发历程
曙光油田杜66块位于曙光油田西南部。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层，属扇三角洲前缘相沉积。含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。油层储层岩性主要为含砾砂岩及不等粒砂岩，分选中等偏差；属于中高孔、中高渗储层。油层产状主要为薄～中厚层状，油藏类型为层状边水油藏。20℃原油密度为0.9001～0.9504g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度为325～2846mPa·s，为普通稠油。纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组，10个砂岩组，30个小层，为典型的薄互层状稠油油藏，标定采收率为27.2%，可采储量1070.6×104t。
该区块实施蒸汽吞吐开发濒临废弃，地层压力由10.8MPa，下降至1.3MPa，52%的油井日产油小于1t，68%油井油汽比小于0.2。早期蒸汽驱、热水驱等试验均未见到效果。为实现200万吨持续稳产，转换开发方式势在必行。
2005年在杜66断块区开展先导试验并取得成功，在此基础上2012年完成了杜66断块区火驱开发整体方案，共规划火驱井组141个。根据油藏条件差异，在主体部位采用100米反九点面积井网、边部区域采用100米行列井网，注气井与采油井均利用老井。
2 火驱开发井网存在问题
一是注采井网仍不完善，井网上开井率低。
目前火驱井组共有油井522口，长期停产井129口，占油井总数的25%，其中套坏关井44口，低产关井61口，其它关井24口。
二是火驱动用程度不均。
平面火线推进不均。受井下技术状况差及早期分层系开发的影响，火驱区域注采井网极不完善，导致火驱平面控制程度较低，仅为65%。造成平面上见效程度、火线推进速度都存在较大差异。
井网未完善的方向油井基本不见效，不利于火线均匀扩展，部分储量无井控制，剩余油分布在未动用区域和井间。单井尾气量最高达到5600Nm3，最低只有322Nm3；示踪剂监测显示：尾气推进速度也存在较大差异。
三是油井井下技术状况差。
杜66块杜家台油层由于热采时间较长、油井的频繁作业导致套坏、落物等井况问题井逐年增加，区块停产井数不断增多。杜66块井下技术状况有问题总井数为336口，占总井数的61.8%，其中生产233口，占开井数62.3%。
3 火驱开发完善井网主要做法及成效
完善的注采井网是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低。近年来，注采井网完善坚持与油井状况、火驱开发阶段、见效程度、注采对应、区域采出程度相结合，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产井273口，其中新井64口、大修119口、复产90口。
3.1 与区域采出程度相结合，优化井位部署，挖潜剩余油潜力
历年实施的新共计64口，主要围绕以下三个目的：一是提前实施一批注气井，为全面转驱做准备；二是完善已转区域注采井网，提高火驱波及体积；三是低采出区域以挖潜为主，兼顾完善火驱井网。
随着火驱见效程度不断增加分部实施更新，取得了较好效果：初期日产较高，挖潜区日产12吨、已转区8吨，是吞吐老井的2倍左右；当年单井产油达1000吨以上，年产油达2万吨以上的规模；见效区域新井产量保持稳定，非火驱新井递减大且维持较低水平。
3.2 与油井技术状况相结合，实施大修措施，提高井网完善程度
针对套坏无法直接复产的油井，通过实施大修手段使井网的完善程度不断提高，阶段共大修恢复81口，井网完善程度不断提高，火驱井组注采井数比接近标准井网的1：3.8。
3.3 与火驱注采对应相结合，实施长停井复产，提高火驱开发效果
根据转驱进度及见效情况，优化复产时机，完善注采井网，提高火线平面波及。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比由1：2.5降低到1：3.1，接近标准井网的1：3.8；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
3.4 与火驱注采对应相结合，实施层系归位，提高纵向动用程度
注采关系对应是改善火驱开发的前提。通过精细油层对比，实施层系归位，提高火驱开发效果。
一是结合井组连通状况及开采层位，阶段实施层系调整25井次，使注采井间层位有效连通。
二是针对不见效井，通过精细储层对比，选择与注气井连通的层位实施补孔，注采对应关系大幅上升，实施36的口井中，已有32口井见效。
3.5 与火驱见效程度相结合，实施吞吐引流，改善火驱开发效果
针对复产后生产效果无明显改善的油井，采取高强度蒸汽吞吐引效，加快火驱见效速度。共实施28口井，吞吐75井次，见效12口井。 针对吞吐引流见效程度较高的井，优化注汽强度蒸汽吞吐，可以进一步提高生产效果，共实施165井次，单井日产油提高2.3t/d，油汽比提高0.28。
4 取得认识
近年注采井网完善工作取得了较好效果，获得了较高的产能，同时取得了一定的认识。
认识一：井网完善是基础。
完善的注采井网是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低。火驱以来，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产油井井193口，其中大修81口、复产112口。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比由1：2.5降低到1：3.1，接近标准井网的1：3.8；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
认识二：剩余储量是关键。
预测杜66块火驱采收率为55.2%，目前吞吐采出程度为23.2%，剩余单控储量2.5万吨，具备一定的物质基础。
通过数值模拟，开展剩余油分布研究，落实井网物质基础的特点，优先选择物质基础好的区域实施复产工作。单控储量在2.5万吨以上，含油饱和度在60%的停产井复产效果较好。
认识三：地层压力是保障。
长停井的复产效果与地层压力密切相关，单井日产水平取决于地层压力高低。而地层压力主要又取决于累注空气量，单井组每增加700万方，压力系数上升0.06。
通过历年停产井复产的效果表明：压力系数高于0.25，初期日产3.3t，日产能力3.0t；压力系数0.15-0.25之间，初期日产2.3t，日产能力2.0t ；压力系数低于0.15，初期日产1.9吨，日产能力1.6t。
认识四：连通程度是前提。
通过精细刻画油藏特征，优选油层的连通性好的停产井实施复产，已实施井上层系连通系数较高达到0.8左右
通过历年停产井复产的效果表明：连通系数高于0.8，初期日产3.3t，日产能力3.0t；连通系数在0.75-0.8之间，初期日产2.2t，日产能力1.9t ；连通系数低于0.75，初期日产1.9吨，日产能力1.6t。
5 结论
（1）完善注采井网是火驱开发的基础。
（2）地层压力上升是火驱增产的灵魂。
（3）丰富的剩余油是注采井网的保证。
（4）蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。
参考文献
[1] 张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2] 柴利文，金兆勛.中深厚层稠油油藏火烧油层试验研究[J].特种油气藏，2010，17（3）.
[3] 左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84.
[关键词]薄互层油藏、火驱开发、井网完善
中图分类号：S366 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0154-01
1 油藏地质概况及火驱开发历程
曙光油田杜66块位于曙光油田西南部。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层，属扇三角洲前缘相沉积。含油面积4.9km2，地质储量3940×104t。油层储层岩性主要为含砾砂岩及不等粒砂岩，分选中等偏差；属于中高孔、中高渗储层。油层产状主要为薄～中厚层状，油藏类型为层状边水油藏。20℃原油密度为0.9001～0.9504g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度为325～2846mPa·s，为普通稠油。纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组，10个砂岩组，30个小层，为典型的薄互层状稠油油藏，标定采收率为27.2%，可采储量1070.6×104t。
该区块实施蒸汽吞吐开发濒临废弃，地层压力由10.8MPa，下降至1.3MPa，52%的油井日产油小于1t，68%油井油汽比小于0.2。早期蒸汽驱、热水驱等试验均未见到效果。为实现200万吨持续稳产，转换开发方式势在必行。
2005年在杜66断块区开展先导试验并取得成功，在此基础上2012年完成了杜66断块区火驱开发整体方案，共规划火驱井组141个。根据油藏条件差异，在主体部位采用100米反九点面积井网、边部区域采用100米行列井网，注气井与采油井均利用老井。
2 火驱开发井网存在问题
一是注采井网仍不完善，井网上开井率低。
目前火驱井组共有油井522口，长期停产井129口，占油井总数的25%，其中套坏关井44口，低产关井61口，其它关井24口。
二是火驱动用程度不均。
平面火线推进不均。受井下技术状况差及早期分层系开发的影响，火驱区域注采井网极不完善，导致火驱平面控制程度较低，仅为65%。造成平面上见效程度、火线推进速度都存在较大差异。
井网未完善的方向油井基本不见效，不利于火线均匀扩展，部分储量无井控制，剩余油分布在未动用区域和井间。单井尾气量最高达到5600Nm3，最低只有322Nm3；示踪剂监测显示：尾气推进速度也存在较大差异。
三是油井井下技术状况差。
杜66块杜家台油层由于热采时间较长、油井的频繁作业导致套坏、落物等井况问题井逐年增加，区块停产井数不断增多。杜66块井下技术状况有问题总井数为336口，占总井数的61.8%，其中生产233口，占开井数62.3%。
3 火驱开发完善井网主要做法及成效
完善的注采井网是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低。近年来，注采井网完善坚持与油井状况、火驱开发阶段、见效程度、注采对应、区域采出程度相结合，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产井273口，其中新井64口、大修119口、复产90口。
3.1 与区域采出程度相结合，优化井位部署，挖潜剩余油潜力
历年实施的新共计64口，主要围绕以下三个目的：一是提前实施一批注气井，为全面转驱做准备；二是完善已转区域注采井网，提高火驱波及体积；三是低采出区域以挖潜为主，兼顾完善火驱井网。
随着火驱见效程度不断增加分部实施更新，取得了较好效果：初期日产较高，挖潜区日产12吨、已转区8吨，是吞吐老井的2倍左右；当年单井产油达1000吨以上，年产油达2万吨以上的规模；见效区域新井产量保持稳定，非火驱新井递减大且维持较低水平。
3.2 与油井技术状况相结合，实施大修措施，提高井网完善程度
针对套坏无法直接复产的油井，通过实施大修手段使井网的完善程度不断提高，阶段共大修恢复81口，井网完善程度不断提高，火驱井组注采井数比接近标准井网的1：3.8。
3.3 与火驱注采对应相结合，实施长停井复产，提高火驱开发效果
根据转驱进度及见效情况，优化复产时机，完善注采井网，提高火线平面波及。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比由1：2.5降低到1：3.1，接近标准井网的1：3.8；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
3.4 与火驱注采对应相结合，实施层系归位，提高纵向动用程度
注采关系对应是改善火驱开发的前提。通过精细油层对比，实施层系归位，提高火驱开发效果。
一是结合井组连通状况及开采层位，阶段实施层系调整25井次，使注采井间层位有效连通。
二是针对不见效井，通过精细储层对比，选择与注气井连通的层位实施补孔，注采对应关系大幅上升，实施36的口井中，已有32口井见效。
3.5 与火驱见效程度相结合，实施吞吐引流，改善火驱开发效果
针对复产后生产效果无明显改善的油井，采取高强度蒸汽吞吐引效，加快火驱见效速度。共实施28口井，吞吐75井次，见效12口井。 针对吞吐引流见效程度较高的井，优化注汽强度蒸汽吞吐，可以进一步提高生产效果，共实施165井次，单井日产油提高2.3t/d，油汽比提高0.28。
4 取得认识
近年注采井网完善工作取得了较好效果，获得了较高的产能，同时取得了一定的认识。
认识一：井网完善是基础。
完善的注采井网是油田开发的基础，其完善程度直接影响火驱效果的好坏、采收率的高低。火驱以来，通过实施更新、大修、复产等手段使井网的完善程度不断提高，阶段共恢复停产油井井193口，其中大修81口、复产112口。
随着注采井网的完善，储量控制程度不断提高，火驱井组注采井数比由1：2.5降低到1：3.1，接近标准井网的1：3.8；储量控制程度由60%提高到70%左右。井组见效程度不断提高，由65%提高到73%，见效方向逐步增加。
认识二：剩余储量是关键。
预测杜66块火驱采收率为55.2%，目前吞吐采出程度为23.2%，剩余单控储量2.5万吨，具备一定的物质基础。
通过数值模拟，开展剩余油分布研究，落实井网物质基础的特点，优先选择物质基础好的区域实施复产工作。单控储量在2.5万吨以上，含油饱和度在60%的停产井复产效果较好。
认识三：地层压力是保障。
长停井的复产效果与地层压力密切相关，单井日产水平取决于地层压力高低。而地层压力主要又取决于累注空气量，单井组每增加700万方，压力系数上升0.06。
通过历年停产井复产的效果表明：压力系数高于0.25，初期日产3.3t，日产能力3.0t；压力系数0.15-0.25之间，初期日产2.3t，日产能力2.0t ；压力系数低于0.15，初期日产1.9吨，日产能力1.6t。
认识四：连通程度是前提。
通过精细刻画油藏特征，优选油层的连通性好的停产井实施复产，已实施井上层系连通系数较高达到0.8左右
通过历年停产井复产的效果表明：连通系数高于0.8，初期日产3.3t，日产能力3.0t；连通系数在0.75-0.8之间，初期日产2.2t，日产能力1.9t ；连通系数低于0.75，初期日产1.9吨，日产能力1.6t。
5 结论
（1）完善注采井网是火驱开发的基础。
（2）地层压力上升是火驱增产的灵魂。
（3）丰富的剩余油是注采井网的保证。
（4）蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。
参考文献
[1] 张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2] 柴利文，金兆勛.中深厚层稠油油藏火烧油层试验研究[J].特种油气藏，2010，17（3）.
[3] 左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84.