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摘 要：目前欢喜岭油田稠油热采油藏已经进入高轮次吞吐阶段，在目前开发方式下，老区调整余地小，调整效果和措施效果逐年变差，导致欢喜岭油田区块产量大幅度下滑，为了稳定和提高欢喜岭油田稠油产量，实现资源向效益的合理转化，对地质体进行论证、开发效果进行评价，利用水平井技术挖掘稠油油藏剩余可采储量，保持持续稳产。
关键词：薄层稠油;水平井
1 概况
欢喜岭油田齐108块地层由北西向南东倾，地层倾角8°～10°。断块内断层发育，按走向大致可分为北东、北西向两组，按规模可分为Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层，这些断层控制不同时期的地层沉积、油藏的形成及油水分布。属于薄互层稠油油藏，油水关系复杂，层间油品性质差异较大。1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，目前采出程度29%，平均单井吞吐13周期，累计采注比1.47，周期油汽比仅为0.25，累计油汽比0.53。主体部位油层压力仅为1-2MPa，已经进入开发后期，常规性措施筛选难度加大，产量接替困难，为保持该块的稳产，必须寻求合理有效方式进行二次开发。
2 存在的问题
2.1 井网不规则，井距小
齐108块1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，为保持区块产量的稳定，已经实施侧钻井188口，导致该块井网混乱，油井的井距没有固定值，大致50～70m，井距较小。
2.2 采出程度高，常规吞吐开发剩余潜力小
齐108块采出已达29%，地下亏空严重，吞吐效果逐年变差，表现在年油气比逐年降低，年油气比由开发初期的1.41降至目前的0.25。
2.3 油井吞吐轮次高，地层压力低，油井生产能力低
齐108块平均单井吞吐周期13轮，10周期以上油井263口，占总井57.3%。由于吞吐轮次高，采注比高，地层能量严重不足，地层压力为1～2MPa左右，仅为原始地层压力的20.6%，油井常规吞吐效果日益变差，平均单井周期日产油由高峰期的7.4t下降到2.4t。断块平均单井日产油1.4t。
2.4 井况差、措施挖潜难度大
油井存在套变和套补贴的有135口，非正常生产井有54口。措施井次逐年减少，效果也逐渐变差，单井平均增油由752t下降到319t。
3 地质体重新认识
3.1 地层层序及层组划分
本区地层为中生界，下第三系沙河街组沙四段（S4）、沙三段（S3）、沙一二段（S2+S2），上第三系及第四系，纵向上发育的含油层系为莲花、大凌河、兴隆台、馆陶组油层。开发目的层为沙三下莲花油层。
齐108块莲花油层以沉积旋回为基础，对比标志做控制，考虑油水层纵向上组合特征，将其分为三个油层组：莲Ⅰ、莲Ⅱ、莲Ⅲ。10个砂岩组。莲Ⅰ分为三个砂岩组，莲Ⅱ分为两个砂岩组，莲Ⅲ分为莲Ⅲ上和莲Ⅲ下， 5个砂岩组。
3.2 断层的重新认识
本次通过地震、测井曲线电性特征、生产动态落实欢604断块中部一条断层，该断层控制油水分布。
3.3 油层分布及油藏类型
齐108块莲花油层埋深950～1450m，含油井段一般100～200m，平均160m。
莲Ⅰ组：为该块主要含油层系，全区连片分布，油层厚度大，分布范围广，最大有效厚度为53.8m，最小为1.4m，平均为19.2m。
莲Ⅱ组：全区均有分布，平面上油层连片，主要受构造控制，最大有效厚度为51.9m，最小为0.7m，平均16.74m。
莲Ⅲ上组：平面上主要是零星分布。最大有效厚度为34.7m，最小为0.7m，平均11.3m。
莲Ⅲ下组：平面上主要是零星分布。最大有效厚度为37.8m，最小为0.8m，平均10.88m。
齐108块莲花油层属于层状油藏，因其层数多而薄，油水关系较为复杂，没有统一的油水界面，尤其在区块内部有很多夹层水的存在。从宏观上看，莲花油层有两套油水系统，油水界面分别为
-1110m和-1275m左右。
4 利用水平井评价不同类型油层的开发效果
鉴于以上分析，基于该块井网混乱，地层压力低，油井吞吐轮次高，油井生产能力差等原因，利用水平井泄油面积大，生产压差小，具有防砂、抑制边底水的作用，选取该块不同类型油层，例如，低压油层，底水避射部分油层及薄层部署3口水平试验井。单井累计产油2012t，3口水平井平均单井日产油量是同期直井产油量的7倍，取得了较好的生产效果。
在直井开采过程中，由于蒸汽超覆作用，导致油层底部动用效果较差，利用水平井泄油面积大的优势，在油层底部部署水平井，动用油层底部剩余油[1]。在油层压力相对较低的油层部署水平井，降低油层的废弃压力，挖掘低压油层剩余油[2]。在具有底水油层中，在底水避射区域部署水平井，减缓底水锥进速度，延长油井见水时间，动用该区域剩余储量[3]。
从3口水平井对比分析，部署在低压油层水平井生产效果优于靠近底水油层水平井生产效果，薄层区域水平井生产效果相对较差，但优于周围直井的生产效果，3口水平井平均单井日产油量是同期直井产油量的7倍，取得较好的生产效果。在目前压差下直井基本不出或低产。说明在低压的情况下，利用水平井技术可以改善开发效果。
5 结论和认识
①利用水平井开发稠油油藏，应做好油层筛选、产能预测、方案部署及生产动态分析等几个关键环节的分析工作。②利用水平井可以有效实现齐108块的二次开发。③齐108块的下步工作方向主要是优选底水油层及低压油层部署水平井，可以优选发育稳定剩余油相对富集的薄层部署水平井。
参考文献：
[1]姚远勤.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1993，3（2）.
[2]向祖平，等.稠油油藏蒸汽驱方案优化研究[J].特种油气藏，2005，2（1）.
[3]张厚福，张万选.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989. 39-78.
作者简介：孙作海，男，1980年出生，2004年毕业于中国石油大学（华东）石油工程学院，现从事油田稠油工作，工程师。
关键词：薄层稠油;水平井
1 概况
欢喜岭油田齐108块地层由北西向南东倾，地层倾角8°～10°。断块内断层发育，按走向大致可分为北东、北西向两组，按规模可分为Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层，这些断层控制不同时期的地层沉积、油藏的形成及油水分布。属于薄互层稠油油藏，油水关系复杂，层间油品性质差异较大。1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，目前采出程度29%，平均单井吞吐13周期，累计采注比1.47，周期油汽比仅为0.25，累计油汽比0.53。主体部位油层压力仅为1-2MPa，已经进入开发后期，常规性措施筛选难度加大，产量接替困难，为保持该块的稳产，必须寻求合理有效方式进行二次开发。
2 存在的问题
2.1 井网不规则，井距小
齐108块1995年采用118～167m井距反九点井网分三套层系投入开发，为保持区块产量的稳定，已经实施侧钻井188口，导致该块井网混乱，油井的井距没有固定值，大致50～70m，井距较小。
2.2 采出程度高，常规吞吐开发剩余潜力小
齐108块采出已达29%，地下亏空严重，吞吐效果逐年变差，表现在年油气比逐年降低，年油气比由开发初期的1.41降至目前的0.25。
2.3 油井吞吐轮次高，地层压力低，油井生产能力低
齐108块平均单井吞吐周期13轮，10周期以上油井263口，占总井57.3%。由于吞吐轮次高，采注比高，地层能量严重不足，地层压力为1～2MPa左右，仅为原始地层压力的20.6%，油井常规吞吐效果日益变差，平均单井周期日产油由高峰期的7.4t下降到2.4t。断块平均单井日产油1.4t。
2.4 井况差、措施挖潜难度大
油井存在套变和套补贴的有135口，非正常生产井有54口。措施井次逐年减少，效果也逐渐变差，单井平均增油由752t下降到319t。
3 地质体重新认识
3.1 地层层序及层组划分
本区地层为中生界，下第三系沙河街组沙四段（S4）、沙三段（S3）、沙一二段（S2+S2），上第三系及第四系，纵向上发育的含油层系为莲花、大凌河、兴隆台、馆陶组油层。开发目的层为沙三下莲花油层。
齐108块莲花油层以沉积旋回为基础，对比标志做控制，考虑油水层纵向上组合特征，将其分为三个油层组：莲Ⅰ、莲Ⅱ、莲Ⅲ。10个砂岩组。莲Ⅰ分为三个砂岩组，莲Ⅱ分为两个砂岩组，莲Ⅲ分为莲Ⅲ上和莲Ⅲ下， 5个砂岩组。
3.2 断层的重新认识
本次通过地震、测井曲线电性特征、生产动态落实欢604断块中部一条断层，该断层控制油水分布。
3.3 油层分布及油藏类型
齐108块莲花油层埋深950～1450m，含油井段一般100～200m，平均160m。
莲Ⅰ组：为该块主要含油层系，全区连片分布，油层厚度大，分布范围广，最大有效厚度为53.8m，最小为1.4m，平均为19.2m。
莲Ⅱ组：全区均有分布，平面上油层连片，主要受构造控制，最大有效厚度为51.9m，最小为0.7m，平均16.74m。
莲Ⅲ上组：平面上主要是零星分布。最大有效厚度为34.7m，最小为0.7m，平均11.3m。
莲Ⅲ下组：平面上主要是零星分布。最大有效厚度为37.8m，最小为0.8m，平均10.88m。
齐108块莲花油层属于层状油藏，因其层数多而薄，油水关系较为复杂，没有统一的油水界面，尤其在区块内部有很多夹层水的存在。从宏观上看，莲花油层有两套油水系统，油水界面分别为
-1110m和-1275m左右。
4 利用水平井评价不同类型油层的开发效果
鉴于以上分析，基于该块井网混乱，地层压力低，油井吞吐轮次高，油井生产能力差等原因，利用水平井泄油面积大，生产压差小，具有防砂、抑制边底水的作用，选取该块不同类型油层，例如，低压油层，底水避射部分油层及薄层部署3口水平试验井。单井累计产油2012t，3口水平井平均单井日产油量是同期直井产油量的7倍，取得了较好的生产效果。
在直井开采过程中，由于蒸汽超覆作用，导致油层底部动用效果较差，利用水平井泄油面积大的优势，在油层底部部署水平井，动用油层底部剩余油[1]。在油层压力相对较低的油层部署水平井，降低油层的废弃压力，挖掘低压油层剩余油[2]。在具有底水油层中，在底水避射区域部署水平井，减缓底水锥进速度，延长油井见水时间，动用该区域剩余储量[3]。
从3口水平井对比分析，部署在低压油层水平井生产效果优于靠近底水油层水平井生产效果，薄层区域水平井生产效果相对较差，但优于周围直井的生产效果，3口水平井平均单井日产油量是同期直井产油量的7倍，取得较好的生产效果。在目前压差下直井基本不出或低产。说明在低压的情况下，利用水平井技术可以改善开发效果。
5 结论和认识
①利用水平井开发稠油油藏，应做好油层筛选、产能预测、方案部署及生产动态分析等几个关键环节的分析工作。②利用水平井可以有效实现齐108块的二次开发。③齐108块的下步工作方向主要是优选底水油层及低压油层部署水平井，可以优选发育稳定剩余油相对富集的薄层部署水平井。
参考文献：
[1]姚远勤.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1993，3（2）.
[2]向祖平，等.稠油油藏蒸汽驱方案优化研究[J].特种油气藏，2005，2（1）.
[3]张厚福，张万选.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989. 39-78.
作者简介：孙作海，男，1980年出生，2004年毕业于中国石油大学（华东）石油工程学院，现从事油田稠油工作，工程师。