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摘要：杜85块位于曙一区中断块东部，分东、西两个生产井区。由于低产、套坏、出砂等原因，区块大部分油、水井停产关井。2013年初，区块只有2口油井开井，日产油只有5.0t。2013年以来，以稀油上产50万吨为目标，克服稀油老区上产措施少、管理难度大、稳产基础差的被动局面，实施了杜85块的综合治理，取得了较好的效果。区块日产油由2013年上半年的5t上升到目前的44t。
关键词：套坏;低产;日产油;综合治理
前言
针对杜85块杜家台油藏目前现状，利用动态监测资料，结合油井生产情况，分析该区块剩余油仍然较为富集，整体采出程度低、具有较大的挖潜空间，决定对该区块实施综合治理，修复套坏停产井，对低产能油井辅助工艺措施，配合蒸汽吞吐，最终实现区块产量升级，提高油藏开发效果。
1、概况
杜85块位于曙一区中断块东部，东部与曙178块相邻，北部与杜6块相望，西接杜84块。构造上北邻杜32主断层，四周被次级断层切割。含油层系为下第三系沙河街组四段杜家台油层，构造形态为北西向南东倾没的单斜构造，油藏埋深-1350m—-1550m，属构造岩性油藏。区块含油面积2.06km2，平均油层厚度29.6m，地质储量464×104 t。目前杜85块包括两部分：杜85西含油面积1.49km2 ，地质储量382×104 t。杜85东含油面积0.57km2 ，地质储量82×104 t。油层平均孔隙度23.7%，空气渗透率0.424um2 ，50℃粘度为671mPs.s，原油密度0.9276g/cm3，凝固点13.8℃，含蜡量为9.39%，胶质+沥青质含量为39.6%，原始地层温度为57℃，油藏埋深-1500m—-1650m，属构造岩性油藏。
截止2014年10月底，区块有油井27口，开井2口（其中捞油开井2口），目前日产液10.8t/d，日产油4.9t/d，综合含水45.3%。
2、存在的主要问题
（1）初期产量高，递减快，稳产基础差
统计该区块油井，投产初期平均单井日产油为11.1t，含水24%，后期均低产关。2002年投产的加密油井，2005年几乎全部因低产能改捞油生产。投产初期产量高，产量递减块，稳产基础差，是该井区油井的共同生产特点。
（2）井况差，开井率低
区块东部大部分井受出砂及兴隆台油层注汽影响，油井井况严重变差，据统计套坏井有 口，加之油井产能低，大部分油井不能正常生产;区块西部油井大部分因低产改捞油生产，后期大部分关井停产。2013年底区块共有油井27口，因套坏关井16口，因低产关井7口，捞油生产井2口，正常抽油生产井只有2口。
（3）注水开发效果较差
由于储层埋藏深、非均质性强、油层连通差、黏土矿物含量高等诸多不利因素的影响，长期以来注水效果不明显，出现了有储量无产量的“尴尬”局面。
该块共投转注9口注水井，只有两个井组有注水见效显示。其他井组：注不进水关井4口井组：3036、3232、3324、3428。见效不明显注水3口：17004、3130、3032。由于注水状况较差，见效程度低，导致注水开发效果差。
3、潜力分析及方案部署
首先我们把挖潜重点放在区块东部井区---曙1-7-8井区，加大了该井区的综合治理工作。
（1）潜力分析
一是油层发育好，挖潜基础好
杜85块曙178井区，区块主体部位杜家台油层有效厚度大于15m ，边部油层厚度在10m左右，平均厚度15.4m，油层组发育连片，油层条件较好。
二是采出程度低，挖潜空间大
该井区为天然能量开发，截止2012年年底，区域单井平均累计产油仅有0.95×104t，累计产水0.34×104m3。井区累计产油13.34×104t，累计产水4.3×104t，地质储量采出程度16.3%，采油速度0.2%。采出状况均低于同类型油藏，调整潜力巨大。
三是蒸汽吞吐，效果明显
井区内所有油井均为常规投产，加之原油粘度相对较高，水驱效果不理想，导致产量递减较快。2011年曙1-06-8井大修打捞复产后，我们改变了驱油方式，实施蒸汽吞吐试验，措施后效果良好，开井初期日产油13.1t，一周期生产520天，周期产油2671t，目前已吞吐三周期，累采油5212t，目前日产油7.2t。
（2）方案部署
3.2.1加大长停井复产力度
通过对地下体的再认识以及井网适应性研究，以现有井网为基础，以大修、侧钻、转注、捞油转采等手段，恢复长停生产井，完善注采井网。
3.2.2 轉换开发方式
由于常规生产井均存在初期产量高、产量递减快的生产特点，结合井区油井粘度较高，吞吐复产井效果较好的经验，可以总结出，油井注汽吞吐可大幅提高油井产能。于是我们决定将天然能量开发转换为注水开发辅助注汽吞吐，恢复区块生产能力。
4、实现产量升级
截止2014年8月，杜85块曙1-7-8井区通过大修、侧钻、检泵等措施共恢复长停井10口，井区开井数由2013年上半年的1口增加到11口。同时通过转换生产方式：常规生产转换成吞吐采油，取得了明显的生产效果，目前井区日产油已达35.2t。截止2014年8月，复产的10口井，累产油6977吨，累注汽8858t，油气比0.79。
5、主要认识
（1）油藏基础分析是区块挖潜上产的前提
（2）大胆转换开发方式是该区块上产的关键
（3）完善注采井网是该区块上产稳产的基础
作者简介：
张鸿璐（1982.4-），男，工程师，2005年毕业于西南石油学院资源勘查工程专业，现从事油田开发地质研究工作
关键词：套坏;低产;日产油;综合治理
前言
针对杜85块杜家台油藏目前现状，利用动态监测资料，结合油井生产情况，分析该区块剩余油仍然较为富集，整体采出程度低、具有较大的挖潜空间，决定对该区块实施综合治理，修复套坏停产井，对低产能油井辅助工艺措施，配合蒸汽吞吐，最终实现区块产量升级，提高油藏开发效果。
1、概况
杜85块位于曙一区中断块东部，东部与曙178块相邻，北部与杜6块相望，西接杜84块。构造上北邻杜32主断层，四周被次级断层切割。含油层系为下第三系沙河街组四段杜家台油层，构造形态为北西向南东倾没的单斜构造，油藏埋深-1350m—-1550m，属构造岩性油藏。区块含油面积2.06km2，平均油层厚度29.6m，地质储量464×104 t。目前杜85块包括两部分：杜85西含油面积1.49km2 ，地质储量382×104 t。杜85东含油面积0.57km2 ，地质储量82×104 t。油层平均孔隙度23.7%，空气渗透率0.424um2 ，50℃粘度为671mPs.s，原油密度0.9276g/cm3，凝固点13.8℃，含蜡量为9.39%，胶质+沥青质含量为39.6%，原始地层温度为57℃，油藏埋深-1500m—-1650m，属构造岩性油藏。
截止2014年10月底，区块有油井27口，开井2口（其中捞油开井2口），目前日产液10.8t/d，日产油4.9t/d，综合含水45.3%。
2、存在的主要问题
（1）初期产量高，递减快，稳产基础差
统计该区块油井，投产初期平均单井日产油为11.1t，含水24%，后期均低产关。2002年投产的加密油井，2005年几乎全部因低产能改捞油生产。投产初期产量高，产量递减块，稳产基础差，是该井区油井的共同生产特点。
（2）井况差，开井率低
区块东部大部分井受出砂及兴隆台油层注汽影响，油井井况严重变差，据统计套坏井有 口，加之油井产能低，大部分油井不能正常生产;区块西部油井大部分因低产改捞油生产，后期大部分关井停产。2013年底区块共有油井27口，因套坏关井16口，因低产关井7口，捞油生产井2口，正常抽油生产井只有2口。
（3）注水开发效果较差
由于储层埋藏深、非均质性强、油层连通差、黏土矿物含量高等诸多不利因素的影响，长期以来注水效果不明显，出现了有储量无产量的“尴尬”局面。
该块共投转注9口注水井，只有两个井组有注水见效显示。其他井组：注不进水关井4口井组：3036、3232、3324、3428。见效不明显注水3口：17004、3130、3032。由于注水状况较差，见效程度低，导致注水开发效果差。
3、潜力分析及方案部署
首先我们把挖潜重点放在区块东部井区---曙1-7-8井区，加大了该井区的综合治理工作。
（1）潜力分析
一是油层发育好，挖潜基础好
杜85块曙178井区，区块主体部位杜家台油层有效厚度大于15m ，边部油层厚度在10m左右，平均厚度15.4m，油层组发育连片，油层条件较好。
二是采出程度低，挖潜空间大
该井区为天然能量开发，截止2012年年底，区域单井平均累计产油仅有0.95×104t，累计产水0.34×104m3。井区累计产油13.34×104t，累计产水4.3×104t，地质储量采出程度16.3%，采油速度0.2%。采出状况均低于同类型油藏，调整潜力巨大。
三是蒸汽吞吐，效果明显
井区内所有油井均为常规投产，加之原油粘度相对较高，水驱效果不理想，导致产量递减较快。2011年曙1-06-8井大修打捞复产后，我们改变了驱油方式，实施蒸汽吞吐试验，措施后效果良好，开井初期日产油13.1t，一周期生产520天，周期产油2671t，目前已吞吐三周期，累采油5212t，目前日产油7.2t。
（2）方案部署
3.2.1加大长停井复产力度
通过对地下体的再认识以及井网适应性研究，以现有井网为基础，以大修、侧钻、转注、捞油转采等手段，恢复长停生产井，完善注采井网。
3.2.2 轉换开发方式
由于常规生产井均存在初期产量高、产量递减快的生产特点，结合井区油井粘度较高，吞吐复产井效果较好的经验，可以总结出，油井注汽吞吐可大幅提高油井产能。于是我们决定将天然能量开发转换为注水开发辅助注汽吞吐，恢复区块生产能力。
4、实现产量升级
截止2014年8月，杜85块曙1-7-8井区通过大修、侧钻、检泵等措施共恢复长停井10口，井区开井数由2013年上半年的1口增加到11口。同时通过转换生产方式：常规生产转换成吞吐采油，取得了明显的生产效果，目前井区日产油已达35.2t。截止2014年8月，复产的10口井，累产油6977吨，累注汽8858t，油气比0.79。
5、主要认识
（1）油藏基础分析是区块挖潜上产的前提
（2）大胆转换开发方式是该区块上产的关键
（3）完善注采井网是该区块上产稳产的基础
作者简介：
张鸿璐（1982.4-），男，工程师，2005年毕业于西南石油学院资源勘查工程专业，现从事油田开发地质研究工作