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摘要：洼83块油层厚度薄，平均仅为8.9m，油层薄造成直井注汽困难。另外油井出砂严重，各种防砂措施效果不理想，造成了开发效果差，动用程度低，所以为了解决该块薄层出砂等问题，我们开展了此处研究。
关键词： 稠油油藏 提高采收率 薄层出砂 油藏描述
1、基本情况
（1）油藏概况
洼83块与洼60断块相接，位于洼60断块的西部，是由多个小断块组成的断块，油品为稠油油藏。主要含油层系为东营组油层，含油面积1.99km2，地质储量200×104t。
（2）开发历程
洼83块大1段油层开发共经历两个阶段：
① 直井开发阶段：
2002年9月至2009年，共投产开发直井3口，阶段产油1021t，阶段产水10331t，注汽10328t，阶段油汽比0.09，采出程度0.03%，回采水率87.3%.平均单井吞吐2至3个轮次，出砂形成砂堵、砂卡，导致生产井无法正常生产而全部关井，目前区块处于开发停滞状态;
② 平井开发阶段：
2011年至今，共投产水平井20口，正常生产13口，阶段产油14.95×104t，产水20.3×104t，注汽18.51×104t，阶段油汽比0.76，采出程度7%，回采水率105%。
截止到2018年10月，累注汽19.32×104t ，累产油14.0×104t ，累产水20.6×104t，累油汽比0.72，采出程度7%。
2、开发中存在的问题
（1）油层厚度薄，平均仅为8.9m，油层薄造成直井注汽困难。
（2）油井出砂严重，各种防砂措施效果不理想，开发效果差，动用程度低。
3、技术对策
（1）开展精细油藏描述，深化认识地质体
①层组划分
洼83块自下而上钻遇地层太古界潜山、古近系东营组、新近系馆陶组和第四系明化镇组，主要含油目的层为东营组东一段，东营组地层与下伏太古界潜山及上覆馆陶组地层均呈不整合接触。
②构造特征
洼83块被陈家逆断层及派生断层划分为4个断块;其中三个断块为单斜构造;分别为洼83块、16-18块、洼86;另一个断块洼61块为背斜构造。
③沉积特征
东营组沉积时期，湖盆下沉速度和幅度都有所减缓，处于过补偿的沉积环境;
湖盆不断充填淤平，主要发育了河流相沉积，水体浅、水流强度较弱。碎屑物质经过长距离的搬运，分选磨圆较好，粒度细，主要为细砂岩、粉砂岩，砂体在平面分布十分稳定;
河流相沉积可分为河道、决口扇、河漫滩等沉积微相。
③ 储层特征
储层岩性主要以细砂岩、粉砂岩为主，粒度中值0.03-0.4mm，平均为0.23mm，分选系数为1.58，分选较好，磨圆度以次圆-次棱角为主，相互之间成点接触关系。胶结类型为孔隙式胶结。
物性特征：洼83断块区东一段属高孔、高渗储层，储层物性较好。
砂体特征：东营组砂体在洼83块平面上分布较稳定，分布面积大，总体上由南西向北东方向减薄，纵向上东一段砂体较厚，厚度平均为104m，砂岩系数平均为0.42。
油层特征：东一段油层在大洼断层下降盘分布较稳定，分四个单层，单油层厚度5-11m，油藏埋深为1220～1325m，各單层油层为独立的油水系统，属于构造—岩性油藏。
（2）井型优选，直井开发改为水平井开发
①薄层稠油直井热采开发储层吸汽能力差
厚层块状油层直井吸汽能力是薄互层状油层直井的5倍以上，厚层块状油层直井吸汽指数是薄互层状油层的3倍多。对于薄互层状油层来说，单层厚度薄，即使多层合采，也不能改善油井的吸汽状况。对于厚层块状油层来说，由于单层连续厚度大，即使射孔厚度不大，油井的吸汽能力也会大幅度增加。
②水平井开发提高了油井吸汽能力
通过对该区块2口直井与15口水平井首轮注汽情况的统计分析可知，日注汽量相同，注汽压力下降2.4MPa，注汽干度上升35.6%，这足以说明水平井能有效解决了薄层稠油油藏的有效注汽问题。分析其原因是因为，水平井含油井段长，与油层接触面积大的优势，能够有效降低注汽压力，提高注汽干度。
（3）精细研究区块出砂的机理
① 黏土矿物含量对出砂的影响
通过薄片观察和扫描电镜分析，洼83块东营组油层主要胶结作用是黏土胶结作用.疏松砂岩的这种岩石组成特征导致其岩性疏松，出砂临界流速低，而且注汽和生产出水过程又使储层结构遭到破坏，加剧出砂。伊利石吸水后膨胀、分散，易产生水敏;伊（蒙）混层属于蒙脱石向伊利石转变的中间产物，极易分散;注汽回采过程对出砂的影响
（4）分析稠油油藏类型出砂特点，引进水平井砾石充填防砂完井工艺技术
该技术主要针对出细粉砂严重、筛管堵塞的情况。其技术优势是主动控制出砂规模、降低油井表皮系数，实现油井高产和稳产。优势一是使地层充填砂与管内环空充填砂形成连续稳定的砂体，可阻止地层骨架砂运移，达到防砂最佳效果。
优势二是具有压裂解堵作用，可提高近井地带的导流能力，增加油井产量，渗流面积大，导流能力强，形成大半径的面积流，实现增产;
（5）选取合适的排砂泵
优选磁流体防砂泵作为该区块的主要用泵，充分利用其排砂效果好的特点。其优点是能采用先进的磁流体密封技术，使永磁流体永久保持在抽油泵柱塞与泵筒之间，构成磁流体密封结构。可以排出细粉砂。最大的优点是在泵的柱塞两端增加了螺旋等径刮砂机构，使泵具有了更好的防砂功能。
（6）制定合理产液量控制出砂
以无砂生产极限产量公式为依据，针对油井吞吐前期和中期制定合理的产液量。在吞吐前期产液量控制在25-30t之间，吞吐中期产液量控制在18-21方之间。
4、实施效果
初步试验取得成功后，在洼83块部署砾石充填防砂水平井26口，目前投产20口，区块日产油从0t/d升至67t/d。均取得成功。
5、经济效益分析
通过精细油藏描述、深化认识地质体，改直井开发为水平井开发，通过“防、拦、排、控”等综合防砂手段，实现了区块的整体动用， 2011-2017年洼83块部署水平井26口，目前投产井20口，区块日产油由实施前的0t/d升至目前67t/d，阶段产油13.95万吨，2017年底预计生产原油15万吨。原油价格按2026元/吨，税金121元/吨，期间费用389元/吨，生产成本750元/吨，阶段创效益8847.3万元 。
6、结论与认识
（1）精细油藏描述为合理选择开发方案，改善开发效果，提高石油采收率提供充分可靠的依据;
（2）出砂严重的薄层稠油油藏存在注汽和出砂双重困难，利用水平井开发、砾石充填完井、控液防砂为主导的一体化技术，可以做为该油藏类型经济有效开发的解决方案。
参考文献
[1] 黄青华.浅谈稠油油藏的开发技术 [J].科技创新导报，2008 （22）.
[2] 王英斌，董晶晶，杨洪，等.稠油油藏开发技术对策分析 [J].内蒙古石油化工. 2011 （4）.
关键词： 稠油油藏 提高采收率 薄层出砂 油藏描述
1、基本情况
（1）油藏概况
洼83块与洼60断块相接，位于洼60断块的西部，是由多个小断块组成的断块，油品为稠油油藏。主要含油层系为东营组油层，含油面积1.99km2，地质储量200×104t。
（2）开发历程
洼83块大1段油层开发共经历两个阶段：
① 直井开发阶段：
2002年9月至2009年，共投产开发直井3口，阶段产油1021t，阶段产水10331t，注汽10328t，阶段油汽比0.09，采出程度0.03%，回采水率87.3%.平均单井吞吐2至3个轮次，出砂形成砂堵、砂卡，导致生产井无法正常生产而全部关井，目前区块处于开发停滞状态;
② 平井开发阶段：
2011年至今，共投产水平井20口，正常生产13口，阶段产油14.95×104t，产水20.3×104t，注汽18.51×104t，阶段油汽比0.76，采出程度7%，回采水率105%。
截止到2018年10月，累注汽19.32×104t ，累产油14.0×104t ，累产水20.6×104t，累油汽比0.72，采出程度7%。
2、开发中存在的问题
（1）油层厚度薄，平均仅为8.9m，油层薄造成直井注汽困难。
（2）油井出砂严重，各种防砂措施效果不理想，开发效果差，动用程度低。
3、技术对策
（1）开展精细油藏描述，深化认识地质体
①层组划分
洼83块自下而上钻遇地层太古界潜山、古近系东营组、新近系馆陶组和第四系明化镇组，主要含油目的层为东营组东一段，东营组地层与下伏太古界潜山及上覆馆陶组地层均呈不整合接触。
②构造特征
洼83块被陈家逆断层及派生断层划分为4个断块;其中三个断块为单斜构造;分别为洼83块、16-18块、洼86;另一个断块洼61块为背斜构造。
③沉积特征
东营组沉积时期，湖盆下沉速度和幅度都有所减缓，处于过补偿的沉积环境;
湖盆不断充填淤平，主要发育了河流相沉积，水体浅、水流强度较弱。碎屑物质经过长距离的搬运，分选磨圆较好，粒度细，主要为细砂岩、粉砂岩，砂体在平面分布十分稳定;
河流相沉积可分为河道、决口扇、河漫滩等沉积微相。
③ 储层特征
储层岩性主要以细砂岩、粉砂岩为主，粒度中值0.03-0.4mm，平均为0.23mm，分选系数为1.58，分选较好，磨圆度以次圆-次棱角为主，相互之间成点接触关系。胶结类型为孔隙式胶结。
物性特征：洼83断块区东一段属高孔、高渗储层，储层物性较好。
砂体特征：东营组砂体在洼83块平面上分布较稳定，分布面积大，总体上由南西向北东方向减薄，纵向上东一段砂体较厚，厚度平均为104m，砂岩系数平均为0.42。
油层特征：东一段油层在大洼断层下降盘分布较稳定，分四个单层，单油层厚度5-11m，油藏埋深为1220～1325m，各單层油层为独立的油水系统，属于构造—岩性油藏。
（2）井型优选，直井开发改为水平井开发
①薄层稠油直井热采开发储层吸汽能力差
厚层块状油层直井吸汽能力是薄互层状油层直井的5倍以上，厚层块状油层直井吸汽指数是薄互层状油层的3倍多。对于薄互层状油层来说，单层厚度薄，即使多层合采，也不能改善油井的吸汽状况。对于厚层块状油层来说，由于单层连续厚度大，即使射孔厚度不大，油井的吸汽能力也会大幅度增加。
②水平井开发提高了油井吸汽能力
通过对该区块2口直井与15口水平井首轮注汽情况的统计分析可知，日注汽量相同，注汽压力下降2.4MPa，注汽干度上升35.6%，这足以说明水平井能有效解决了薄层稠油油藏的有效注汽问题。分析其原因是因为，水平井含油井段长，与油层接触面积大的优势，能够有效降低注汽压力，提高注汽干度。
（3）精细研究区块出砂的机理
① 黏土矿物含量对出砂的影响
通过薄片观察和扫描电镜分析，洼83块东营组油层主要胶结作用是黏土胶结作用.疏松砂岩的这种岩石组成特征导致其岩性疏松，出砂临界流速低，而且注汽和生产出水过程又使储层结构遭到破坏，加剧出砂。伊利石吸水后膨胀、分散，易产生水敏;伊（蒙）混层属于蒙脱石向伊利石转变的中间产物，极易分散;注汽回采过程对出砂的影响
（4）分析稠油油藏类型出砂特点，引进水平井砾石充填防砂完井工艺技术
该技术主要针对出细粉砂严重、筛管堵塞的情况。其技术优势是主动控制出砂规模、降低油井表皮系数，实现油井高产和稳产。优势一是使地层充填砂与管内环空充填砂形成连续稳定的砂体，可阻止地层骨架砂运移，达到防砂最佳效果。
优势二是具有压裂解堵作用，可提高近井地带的导流能力，增加油井产量，渗流面积大，导流能力强，形成大半径的面积流，实现增产;
（5）选取合适的排砂泵
优选磁流体防砂泵作为该区块的主要用泵，充分利用其排砂效果好的特点。其优点是能采用先进的磁流体密封技术，使永磁流体永久保持在抽油泵柱塞与泵筒之间，构成磁流体密封结构。可以排出细粉砂。最大的优点是在泵的柱塞两端增加了螺旋等径刮砂机构，使泵具有了更好的防砂功能。
（6）制定合理产液量控制出砂
以无砂生产极限产量公式为依据，针对油井吞吐前期和中期制定合理的产液量。在吞吐前期产液量控制在25-30t之间，吞吐中期产液量控制在18-21方之间。
4、实施效果
初步试验取得成功后，在洼83块部署砾石充填防砂水平井26口，目前投产20口，区块日产油从0t/d升至67t/d。均取得成功。
5、经济效益分析
通过精细油藏描述、深化认识地质体，改直井开发为水平井开发，通过“防、拦、排、控”等综合防砂手段，实现了区块的整体动用， 2011-2017年洼83块部署水平井26口，目前投产井20口，区块日产油由实施前的0t/d升至目前67t/d，阶段产油13.95万吨，2017年底预计生产原油15万吨。原油价格按2026元/吨，税金121元/吨，期间费用389元/吨，生产成本750元/吨，阶段创效益8847.3万元 。
6、结论与认识
（1）精细油藏描述为合理选择开发方案，改善开发效果，提高石油采收率提供充分可靠的依据;
（2）出砂严重的薄层稠油油藏存在注汽和出砂双重困难，利用水平井开发、砾石充填完井、控液防砂为主导的一体化技术，可以做为该油藏类型经济有效开发的解决方案。
参考文献
[1] 黄青华.浅谈稠油油藏的开发技术 [J].科技创新导报，2008 （22）.
[2] 王英斌，董晶晶，杨洪，等.稠油油藏开发技术对策分析 [J].内蒙古石油化工. 2011 （4）.