【摘要】单家寺油田单2块稠油油藏是胜利油田最早投入开发的稠油油藏，随着勘探开发时间的延长，矛盾日益突出。已投产的沙三段主力油层采出程度高，已接近蒸汽吞吐开发的极限，沙一段非主力油层由于储层及流体物性差，无法有效动用。本文针对单2块沙一段非主力油层开展油藏地质研究、井网井距井型优化研究，实现利用水平井、分支水平井改善沙一段开发效果，提高了采收率。
　　【关键词】采收率；开发效果；油藏
　　1.精细地质研究
　　根据地震勘探、地质测录井等资料，落实了地层特征、构造断裂系统。综合岩性、古生物、电性等方面的特征，结合取心井资料，研究了油藏的沉积相发育、砂体分布、油层及隔夹层展布特征，建立了地质模型，提高了对单2块沙一段的地质认识，搞清了储层平面纵向展布、油水关系、层间隔夹层的发育状况以及原油物性、流变性特征等。
　　根据地面原油物性分析统计。沙一段地面原油密度0.9685～0.9958g/cm3，地面原油粘度（50℃脱气）10000～42000mPa·s，属于特稠油油藏。地面原油粘度由构造高向部位构造低部位方向增加。纵向上随着油藏埋深的增加，粘度和相对密度增加。
　　2.开发效果分析及存在问题
　　沙一段生产井主要存在以下问题。一是管外窜。10口单采井中因管外窜高含水而停产井5口，占总井数的50%，停产前含水超过95%，影响开发效果较大。造成管外窜而高含水的主要原因是下伏沙三段经过多年开采，1992年就已经高含水水淹，沙一段和沙三段间隔层薄，5口管外窜井的隔层厚度平均为2.68m，油井经过多轮次吞吐后，套管固井界面破坏，造成管外窜高含水停产。二是油井多轮次吞吐后，套损严重。套管损坏井3口，占总井数的30%。三是早期注汽质量不能保证。2000年前普通注汽锅炉的注汽干度只有61%-65%，采用亚临界锅炉注汽，周期注汽干度均能保证在70%以上，周期产油量和日油能力也得到改善。四是注汽强度大，单2块沙一段正常吞吐井平均单井周期注汽量在3432t，平均注汽强度239.1t/m，最高达359.7t/m，高于合理注汽强度150-200t/m，导致注汽热利用率偏低，平均油汽比仅0.33。
　　3.改善开发效果主要做法
　　单2块沙一段储层物性差，边部油层薄，原油粘度高，采用直井开发效果差，通过地质特征研究和试油试采认识，进行了直井开发沙一段效果评价，对比稠油开发筛选标准，找出直井开发存在问题和开发难点，结合目前工艺技术，重点开展了以下工作。
　　3.1优化开发方式，确定蒸汽吞吐后转汽驱开发
　　蒸汽驱能否顺利实施，取决于转驱时的地层压力，国内外蒸汽驱成功条件是地层压力应在5MPa以下，应用数值模拟模型预测了水平井组合吞吐4周、5周、6周、7周、8周后转蒸汽驱的生产效果，随着转驱时机的推后，蒸汽驱采出程度呈现先增加后减小的规律，当水平井组合吞吐6个周期后转驱，采出程度达到最高值，汽驱效果最好，蒸汽吞吐6个周期之后，地层压力下降到5MPa以下，从地层能量角度考虑也应在吞吐6周期后转蒸汽驱。
　　3.2紧密结合现场与理论，改直井为水平井开发
　　直井与水平井渗流机理不同决定两种井型在开采单家寺具有边底水的稠油油藏时具有较大差异，采用直井开发水侵以底水锥进为主，水侵速度相对较快；而采用水平井开发，由于生产压差相对较小，油藏水侵速度相对较缓，水侵方式以底水脊进为主[4][5]。对于单2块沙一段边水不活跃稠油油藏，但是纵向上沙三段已经水淹，馆陶组为油水间互层油藏，利用水平井开发可以改变套管应力方向，使套管在油层内部水平段方向错动，有效防止管外窜，并且水平井油藏接触面积大，平均吸汽指数是直井的2.7倍，热损失率低，可有效提高吸汽能力，降低注汽压力，比直井降低热损失20～30%，从而保证热采效果。
　　3.3利用复杂结构井提高储量控制程度
　　通过水平井布井极限厚度的研究，水平井布井厚度大于5.67m时，累产油量才能大于极限经济产量，为了对油层厚度小于水平井布井极限厚度的边部区域进行有效动用，提高井网对边部储量的控制程度，针对该块进行了分支井优化设计。由于分支井增加了泄油面积，吞吐热采的产能較水平井高，因此分支井能降低布井的极限厚度；同时由于该块边部夹层较为发育，采用分支上翘穿过夹层，可以对纵向上储量进行均匀有效动用，避免夹层对水平井产能的影响。由于后期要转蒸汽驱开发，位于边部的分支井只能采用单侧分支井技术，在正对注汽井的一侧不打分支，在靠近边部不参与汽驱的一侧钻分支。
　　4.结论
　　下步通过对分支改进，由侧向分支改为上翘分支，不仅可以减小纵向上非均质性对开发的影响，后期还可以转蒸汽驱，已经部署1口上翘分支井（单2支平8）。　[科]
　　【参考文献】
　　［１］刘显太.胜利油区水平井开发技术[J].油气地质与采收率，2002，9（4）：45-47.
　　［２］司大志.底水油藏水平井开发优化设计.油气地质与采收率，2010，17（1）：93-95.