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摘要：曙22块于1975年投入开发，为典型薄层稀油油藏，地质储量473×104t。受地质条件影响，油井出砂严重、套坏井多、井网不完善成为开发的主要矛盾。2007年以来，在油藏精细地质研究的基础上，进行水平井开发的可行性研究，通过“井网重构、钻井优化、轨迹控制”等技术的系统应用，实现了区块整体开发水平的提升。区块日产由48t上升到最高的92t，采油速度由0.37%上升到最高0.7%，取得良好的开发效果。在盘活区域储量的同时，为同类油藏的开发积累了宝贵的经验。
关键词：薄层稀油油藏；出砂；水平井；二次开发；同类油藏
前言
曙光油田稀油油藏地质储量1.5亿吨，目前多处于注水开发中后期，采油速度0.29%，采出程度23%；其中薄层稀油油藏地质储量为3760万吨，占稀油总储量的23.5%。近年来，按照“分层开发”、“二次开发”等新的开发理念，在构造复杂、储层发育差、油层出砂严重的曙22块开展了水平井整体二次开发部署研究，共规划新井22口，取得了较好的效果。
1研究背景
1.1油藏概况
曙22块位于曙四区西北部，开发目的层为沙四上杜家台油层，整体为北西向南倾斜的单斜构造，地层倾角9°～14°。储层为一套扇三角洲前缘沉积体，岩性以粉砂岩、细砂岩为主。油藏类型为构造岩性油藏。含油面积5.53km2，地质储量473×104t。地面脱气原油粘度（50℃）平均为157mPa.s，原油密度（20℃）0.8955g /cm3，属稀油油藏。
1.2开发历程
曙22块1975年采用500m井距反9点法面积注水井网投入开发，2006年井网加密到200m-250m井距。2007年底区块总井数21口，开井17口，日产油56t，累产油112.1×104t，采油速度0.37%，采出程度23.1%，，日注水170方，注采比0.61。
1.3存在问题
1.3.1油层出砂严重
曙22块油藏埋深浅，压实作用差，油层胶结疏松，储层粒度中值0.1mm，泥质含量高达15.1%，受此影响，油层出砂严重，每万方液量出砂达到2方，最为严重的区域高达8.5方。因出砂、套坏关井23口，占总井数的37.1%。
1.3.2直井开发井网不适应
含油层系少，油层总厚度小，平均单井钻遇厚度仅为20.4m，调整余地小。按现方式预测最终采收率29.6%，与同类油藏曙4714对比低6.4%。采用直井开发井网无法满足区块高效开发需要，亟待探索新的开发模式。
2 水平井二次开发研究
为进一步改善曙22块开发效果，近年来按照新的开发理念、结合新的开发技术，制定了精细地质体刻画、精细油藏潜力评价、精细配套技术完善的工作思路，从而实现井网整体部署的目标。
2.1油藏条件具备二次开发的基础
地质体认识是否符合客观实际，是区块难动用储量开发能否成功的关键。新技术、新方法为深化地质体的认识提供技术支持。
（1）井震结合重新落实区块构造。采用4口典型井进行人工地震[1]合成记录比对，准确标定层位。边界断层基本没有变化，内部增加一条次级断层。
（2）结合沉积微相准确认识砂体展布。储层为扇三角洲前缘沉积体系[2]，主要物源方向在西南。储层砂体展布方向为南西～北东向，向北部逐渐尖灭。
（3）精细油层展布规律研究。区块杜家台油层发育10个砂岩组，30个小层，平均厚度为10.4m。杜Ⅱ8、杜Ⅲ3为主力砂岩组。杜Ⅱ8最大厚度6.4m，最小厚度1.2m，平均厚度为3.3m；杜Ⅲ3最大厚度6.0m，最小厚度1.2m，平均厚度为2.5m。
（4）精细水淹特征研究。结合油藏动态分析及监测资料，对区块水淹状况有了更深的理解。南部主体部位油层较厚，采出程度高，水淹程度高，北部区域油层薄，出砂严重、井网极不完善，整体水淹较弱。
2.2油藏潜力具备二次开发的价值
（1）区域内剩余油较为富集。在重构地下认识体系基础上，利用数值模拟技术开展剩余油研究。研究结果表明，区块内剩余油主要有井网不完善型、断层边角型和井间滞留型，特别是杜Ⅱ8、杜Ⅲ3两个小层剩余油连片分布。
（2）区域内地层能量充足。尽管经过三十多年开发，区块仍保持较高的压力水平：平均地层压力9.0Mpa，压力系数保持在0.8左右。
（3）具备较高产能。老井试采结果表明主力层仍具有较高产能：如曙4-8-3C井选采杜Ⅲ3，3.5m/1层，初期日产油达12t，含水3%，阶段累产油达到1.05万吨。
2.3钻完井技术具备二次开发条件
随着钻完井技术的不断进步、水平井防砂技术取得突破，使曙22块水平井整体二次开发成为可能。
（1）储层追踪技术取得长足进步。在现场钻井过程中，采用斯伦贝谢地质导向结合录井、测井、地震等多学科资料现场监控结合分析，准确地指导钻井轨迹运行，目前已实现2m薄层中准确穿行，达到较高钻遇率。
（2）水平井防砂技术[3]日趋成熟。经过多年实践和探索，2009年实施的砾石充填完井防砂技术获得成功，解决了稀油水平井出砂问题，扩大了出砂油藏水平井部署范围。
2.4开发理念的进步推动了二次开发的实施
近年来在油藏精细研究和配套技术不断完善的基础上，利用分层开发理念，通过优化部署层位、优化井网井型、优化水平段长度，实现了水平井[5]整体二次开发。共部署水平井22口，其中采油井15口，注水井7口。
（1）优化部署层位，确定了两套目的层。选择具有一定单层厚度、一定控制储量和良好隔层的杜Ⅱ8-11、杜Ⅲ3-5进行部署。
（2）优化井网井型，选择了有利的井网方式。考虑后期开发补充地层能量，注采方式采用直-平、平-平组合注采井网的开发方式，实现水平井分层系注水开发。
（3）优化水平段长度，确保了产能最大化。对不同水平段长度进行经济指标对比、结合储层的发育，确定水平井水平段长度为300m左右最优。
3实施效果分析
（1）油层钻遇率较高。在现场钻井过程中，采用斯伦贝谢地质导向、岩屑录井、地质模型等多种技术手段相结合，实时监控，进行综合分析，并准确地指导了钻井轨迹运行，实现了薄单砂层中穿行，达到了较高的储层钻遇率。完钻的16口水平井目的层钻遇率平均84.3%。
（2）出砂得到有效控制。区块早期采用普通筛管完井，4口井全部套坏，后期采用砾石充填完井防砂技术，出砂量从原来的万方液量出砂3.9方下降为0.7方，检泵周期由老井的56天上升到254天。
（3）开发效果得到明显改善。投产的16口水平井初期日产154.6t，平均单井日产11.0t，目前开井10口，日产油52.3t，平均单井5.2t；区块日产油从48t上升到92t，采油速度从0.37%上升到0.7%。
4结论与认识
（1）通过精细油藏地质研究，逐步对区块断层发育、构造变化、储层展布、油层发育、剩余油分布有了准确的认识，为提高薄层水平井二次开发打下了基础。
（2）完井工艺的优化可以满足出砂油藏的开发需求。
（3）该项目有效盘活了区块储量资源，对进入开发后期的薄层油藏，实施水平井二次开发积累了经验。经初步研究，曙光油田薄层稀油油藏适合整体水平井二次开发的区块仍有3个，石油地质储量822万吨，实施后可增加可采储量26万吨，对曙光油田的持续稳产具有重要意义。
参考文献：
[1]李勤英，楊茜，刘忠亮.地震属性在高精度三维地震解释中的应用[J].断块油气田，2009，16（4）：57-59.
[2]陈程，孙义梅.扇三角洲前缘储集层精细骨架模型的建立[J].新疆石油地质，2004，25（3）：248-250.
[3]何生厚，张琪.油气井防砂理论及其应用[M].北京：中国石化出版社，2003：11～13.
[4]陈祖华，郑永旺.S油藏产能评价及开发方式优化设计，西南石油大学学报2012，34（2）：111-117.
关键词：薄层稀油油藏；出砂；水平井；二次开发；同类油藏
前言
曙光油田稀油油藏地质储量1.5亿吨，目前多处于注水开发中后期，采油速度0.29%，采出程度23%；其中薄层稀油油藏地质储量为3760万吨，占稀油总储量的23.5%。近年来，按照“分层开发”、“二次开发”等新的开发理念，在构造复杂、储层发育差、油层出砂严重的曙22块开展了水平井整体二次开发部署研究，共规划新井22口，取得了较好的效果。
1研究背景
1.1油藏概况
曙22块位于曙四区西北部，开发目的层为沙四上杜家台油层，整体为北西向南倾斜的单斜构造，地层倾角9°～14°。储层为一套扇三角洲前缘沉积体，岩性以粉砂岩、细砂岩为主。油藏类型为构造岩性油藏。含油面积5.53km2，地质储量473×104t。地面脱气原油粘度（50℃）平均为157mPa.s，原油密度（20℃）0.8955g /cm3，属稀油油藏。
1.2开发历程
曙22块1975年采用500m井距反9点法面积注水井网投入开发，2006年井网加密到200m-250m井距。2007年底区块总井数21口，开井17口，日产油56t，累产油112.1×104t，采油速度0.37%，采出程度23.1%，，日注水170方，注采比0.61。
1.3存在问题
1.3.1油层出砂严重
曙22块油藏埋深浅，压实作用差，油层胶结疏松，储层粒度中值0.1mm，泥质含量高达15.1%，受此影响，油层出砂严重，每万方液量出砂达到2方，最为严重的区域高达8.5方。因出砂、套坏关井23口，占总井数的37.1%。
1.3.2直井开发井网不适应
含油层系少，油层总厚度小，平均单井钻遇厚度仅为20.4m，调整余地小。按现方式预测最终采收率29.6%，与同类油藏曙4714对比低6.4%。采用直井开发井网无法满足区块高效开发需要，亟待探索新的开发模式。
2 水平井二次开发研究
为进一步改善曙22块开发效果，近年来按照新的开发理念、结合新的开发技术，制定了精细地质体刻画、精细油藏潜力评价、精细配套技术完善的工作思路，从而实现井网整体部署的目标。
2.1油藏条件具备二次开发的基础
地质体认识是否符合客观实际，是区块难动用储量开发能否成功的关键。新技术、新方法为深化地质体的认识提供技术支持。
（1）井震结合重新落实区块构造。采用4口典型井进行人工地震[1]合成记录比对，准确标定层位。边界断层基本没有变化，内部增加一条次级断层。
（2）结合沉积微相准确认识砂体展布。储层为扇三角洲前缘沉积体系[2]，主要物源方向在西南。储层砂体展布方向为南西～北东向，向北部逐渐尖灭。
（3）精细油层展布规律研究。区块杜家台油层发育10个砂岩组，30个小层，平均厚度为10.4m。杜Ⅱ8、杜Ⅲ3为主力砂岩组。杜Ⅱ8最大厚度6.4m，最小厚度1.2m，平均厚度为3.3m；杜Ⅲ3最大厚度6.0m，最小厚度1.2m，平均厚度为2.5m。
（4）精细水淹特征研究。结合油藏动态分析及监测资料，对区块水淹状况有了更深的理解。南部主体部位油层较厚，采出程度高，水淹程度高，北部区域油层薄，出砂严重、井网极不完善，整体水淹较弱。
2.2油藏潜力具备二次开发的价值
（1）区域内剩余油较为富集。在重构地下认识体系基础上，利用数值模拟技术开展剩余油研究。研究结果表明，区块内剩余油主要有井网不完善型、断层边角型和井间滞留型，特别是杜Ⅱ8、杜Ⅲ3两个小层剩余油连片分布。
（2）区域内地层能量充足。尽管经过三十多年开发，区块仍保持较高的压力水平：平均地层压力9.0Mpa，压力系数保持在0.8左右。
（3）具备较高产能。老井试采结果表明主力层仍具有较高产能：如曙4-8-3C井选采杜Ⅲ3，3.5m/1层，初期日产油达12t，含水3%，阶段累产油达到1.05万吨。
2.3钻完井技术具备二次开发条件
随着钻完井技术的不断进步、水平井防砂技术取得突破，使曙22块水平井整体二次开发成为可能。
（1）储层追踪技术取得长足进步。在现场钻井过程中，采用斯伦贝谢地质导向结合录井、测井、地震等多学科资料现场监控结合分析，准确地指导钻井轨迹运行，目前已实现2m薄层中准确穿行，达到较高钻遇率。
（2）水平井防砂技术[3]日趋成熟。经过多年实践和探索，2009年实施的砾石充填完井防砂技术获得成功，解决了稀油水平井出砂问题，扩大了出砂油藏水平井部署范围。
2.4开发理念的进步推动了二次开发的实施
近年来在油藏精细研究和配套技术不断完善的基础上，利用分层开发理念，通过优化部署层位、优化井网井型、优化水平段长度，实现了水平井[5]整体二次开发。共部署水平井22口，其中采油井15口，注水井7口。
（1）优化部署层位，确定了两套目的层。选择具有一定单层厚度、一定控制储量和良好隔层的杜Ⅱ8-11、杜Ⅲ3-5进行部署。
（2）优化井网井型，选择了有利的井网方式。考虑后期开发补充地层能量，注采方式采用直-平、平-平组合注采井网的开发方式，实现水平井分层系注水开发。
（3）优化水平段长度，确保了产能最大化。对不同水平段长度进行经济指标对比、结合储层的发育，确定水平井水平段长度为300m左右最优。
3实施效果分析
（1）油层钻遇率较高。在现场钻井过程中，采用斯伦贝谢地质导向、岩屑录井、地质模型等多种技术手段相结合，实时监控，进行综合分析，并准确地指导了钻井轨迹运行，实现了薄单砂层中穿行，达到了较高的储层钻遇率。完钻的16口水平井目的层钻遇率平均84.3%。
（2）出砂得到有效控制。区块早期采用普通筛管完井，4口井全部套坏，后期采用砾石充填完井防砂技术，出砂量从原来的万方液量出砂3.9方下降为0.7方，检泵周期由老井的56天上升到254天。
（3）开发效果得到明显改善。投产的16口水平井初期日产154.6t，平均单井日产11.0t，目前开井10口，日产油52.3t，平均单井5.2t；区块日产油从48t上升到92t，采油速度从0.37%上升到0.7%。
4结论与认识
（1）通过精细油藏地质研究，逐步对区块断层发育、构造变化、储层展布、油层发育、剩余油分布有了准确的认识，为提高薄层水平井二次开发打下了基础。
（2）完井工艺的优化可以满足出砂油藏的开发需求。
（3）该项目有效盘活了区块储量资源，对进入开发后期的薄层油藏，实施水平井二次开发积累了经验。经初步研究，曙光油田薄层稀油油藏适合整体水平井二次开发的区块仍有3个，石油地质储量822万吨，实施后可增加可采储量26万吨，对曙光油田的持续稳产具有重要意义。
参考文献：
[1]李勤英，楊茜，刘忠亮.地震属性在高精度三维地震解释中的应用[J].断块油气田，2009，16（4）：57-59.
[2]陈程，孙义梅.扇三角洲前缘储集层精细骨架模型的建立[J].新疆石油地质，2004，25（3）：248-250.
[3]何生厚，张琪.油气井防砂理论及其应用[M].北京：中国石化出版社，2003：11～13.
[4]陈祖华，郑永旺.S油藏产能评价及开发方式优化设计，西南石油大学学报2012，34（2）：111-117.