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摘要：杜255块稠油油藏1990年8月进行蒸汽吞吐试采，2006年12月利用水平井进行二次开发，历经十年开发，可采储量采出程度93%，含水86%，产量递减快，油藏平面及纵向动用程度不均衡，各种开发矛盾日益突出，主要体现在地层压力低，吞吐效果差，层间接替溃乏，为了保证油藏的可持续发展，迫切需要对油藏进行转换开发方式的研究，制定下步开发对策，实现提高油藏开发效果的目的。
关键词：稠油油藏，吞吐后期，存在问题，下步对策
1.区块概况
杜255块位于曙一区西南部，辽河断陷西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶东部地区，开发目的层为下第三系沙四段杜家台油层，含油面积2.3km2，石油地质储量441×104t。目前区块标定采收率为21.6%，可采储量95.3×104t，为典型的薄互层稠油油藏。
杜255块杜家台油层构造形态为北西向南东倾斜的单斜，地层倾角8°～11°，油藏埋深1300～1500m，油水界面1480m，油层中深1380m。自上而下分为两个油层组、六个砂岩组。两个油层组自上而下依次为杜Ⅰ油层组和杜Ⅱ油层组。其中杜Ⅰ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜Ⅰ1、杜Ⅰ2、和杜Ⅰ3砂岩组。杜Ⅱ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜Ⅱ1、杜Ⅱ2、和杜Ⅱ3砂岩组。
2.开发历程
该块1990年8月投入开发，共经历了：直井一次开发（产量上升、稳产、产量递减）和水平井二次开发两个阶段。
2.1 一次开发阶段（1990.8～2006.11）
1990～1995基础井网实施上产阶段：100m基础井网投入开发;
1996～2000稳产阶段，截止2000年6月共投产油井63口，开井44口，日产液450t/d，日产油225t/d，采油速度1.86%，采出程度9.52%，累产油41.98×104t，油汽比0.73。
2001～2006 递减阶段：产量由最高时日产油232t/d，降至2006年11月的26t/d。油田濒临废弃。
2.2 水平井二次开发阶段（2006.12～至今）
2006.12～至今：2006年12月在直井间进行水平井加密调整，水平井井距为100m，以直井+水平井组合方式进行开发。期间共投产水平井19口，占区块总井数的27.1%。水平井投产后区块产量大幅上升， 2013年水平井产量占到了区块总产量的74% ，有效缓解区块产量递减。
3. 主要工作量及效果分析
今年针对水平井吞吐后期采取的主要手段：
一是优选注汽井，降低废弃产量。根据油汽比优选注汽井，对于油汽比大于0.2且日产油低于3t的井方能注汽，以保证周期产量，进一步降低废弃产量，减少无效投入。
二是加大泵挂深度，提高油井生产压差。水平井每周期下泵深度尽量达到水平段附近，增大油井生产压差，提高油井周期生产效果。
4 开发现状及形势分析
4.1 开发现状
截止2020年底，区块油井共60口，开井9口，日产液93t/d，日产油16t/d，综合含水82.8%，平均单井1.8t/d，采油速度0.16%，采出程度20.1%，地层压力1.25MPa，2020年产油0.69×104t，年产水2.50×104t，年注汽4.61×104t，年油汽比0.15，断块累计产油88.72×104t，累计产水137.64×104t，累计注汽209.26×104t，累积注采比0.93，累计地下亏空264.97×104t。其中水平井19口，开井8口，日产液52t/d，日产油13t/d，综合含水74.8%，平均单井1.6t/d，累计产油20.24×104t，累计产水52.04×104t，累计注汽88.66×104t，累积注采比1.23。
4.2 开发形式
杜255块油井产量总体从2000年以后一直呈下降趋势，分析原因是直井高周期高套损率造成，直到2006年底区块进入水平井二次开发后，油井产量明显呈回升趋势，2009年达到高峰，2010年以后水平井产量一路走低，分析造成这种现象的主要原因是地层压力低、能量不足导致油井低压低產，同时套坏井逐年增多直接导致水平井总体产量下降。
5.目前存在问题
5.1、地层压力低，水平井吞吐效果变差
杜255块1990年投入开发，原始地层压力13.91 Mpa，目前地层压力仅为1.25Mpa，对比下降了12.66Mpa，水平井区域90%的水平井地层压力均降至1MPa左右，由于地层能量的不足，直接导致水平井周期吞吐效果变差。
5.2、低产能、低油汽比，可吞吐井少
目前区块总井数60口，开井数9口，其中水平井共19口，开井8口，直井41口，开井1口。
低油汽比：目前油汽比大于0.5油井1口，占总井数的2%，0.5-0.2油井15口，占总井数的23%， <0.1油井5口，占总井数的8%，受经济效益限制，油汽比小于0.1的直井及小于0.2的水平井在今年基本不能吞吐。
低产能：目前产能大于10t/d油井2口，占开井数的10%，10-5t/d油井6口，占开井数的28%，低于5t/d油井13口，占开井数的62%。
6.下步工作思路
从区块目前生产形势来看，一是区块油井吞吐应配合实施增能类措施，如空气采油等，进一步划分水平井-直井井组，同步注气，整体吞吐，有效抑制井间汽窜的发生，避免能量外溢，从而改善措施效果，保证油井的高效生产;二是降低水平井废弃产量，针对长期低产井采取关井以恢复其地层压力;三是进一步加强对套坏井的修复恢复其产能。四是积极开展油藏开发方式转换的研究与试验，做好技术储备。
参考文献
[1] 许国民，等.曙光油田勘探与开发[M].辽宁：辽宁科学技术出版社，2009（95～97）.
[2] 李可宁，等.曙1-7-5块大凌河油层块状稠油油藏蒸汽驱开发效果评价[A].刘俊荣.辽河油田开发技术座谈会文集[C].北京：石油工业出版社，2002：158～162.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
关键词：稠油油藏，吞吐后期，存在问题，下步对策
1.区块概况
杜255块位于曙一区西南部，辽河断陷西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶东部地区，开发目的层为下第三系沙四段杜家台油层，含油面积2.3km2，石油地质储量441×104t。目前区块标定采收率为21.6%，可采储量95.3×104t，为典型的薄互层稠油油藏。
杜255块杜家台油层构造形态为北西向南东倾斜的单斜，地层倾角8°～11°，油藏埋深1300～1500m，油水界面1480m，油层中深1380m。自上而下分为两个油层组、六个砂岩组。两个油层组自上而下依次为杜Ⅰ油层组和杜Ⅱ油层组。其中杜Ⅰ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜Ⅰ1、杜Ⅰ2、和杜Ⅰ3砂岩组。杜Ⅱ油层组共分三个砂岩组，自上而下依次为杜Ⅱ1、杜Ⅱ2、和杜Ⅱ3砂岩组。
2.开发历程
该块1990年8月投入开发，共经历了：直井一次开发（产量上升、稳产、产量递减）和水平井二次开发两个阶段。
2.1 一次开发阶段（1990.8～2006.11）
1990～1995基础井网实施上产阶段：100m基础井网投入开发;
1996～2000稳产阶段，截止2000年6月共投产油井63口，开井44口，日产液450t/d，日产油225t/d，采油速度1.86%，采出程度9.52%，累产油41.98×104t，油汽比0.73。
2001～2006 递减阶段：产量由最高时日产油232t/d，降至2006年11月的26t/d。油田濒临废弃。
2.2 水平井二次开发阶段（2006.12～至今）
2006.12～至今：2006年12月在直井间进行水平井加密调整，水平井井距为100m，以直井+水平井组合方式进行开发。期间共投产水平井19口，占区块总井数的27.1%。水平井投产后区块产量大幅上升， 2013年水平井产量占到了区块总产量的74% ，有效缓解区块产量递减。
3. 主要工作量及效果分析
今年针对水平井吞吐后期采取的主要手段：
一是优选注汽井，降低废弃产量。根据油汽比优选注汽井，对于油汽比大于0.2且日产油低于3t的井方能注汽，以保证周期产量，进一步降低废弃产量，减少无效投入。
二是加大泵挂深度，提高油井生产压差。水平井每周期下泵深度尽量达到水平段附近，增大油井生产压差，提高油井周期生产效果。
4 开发现状及形势分析
4.1 开发现状
截止2020年底，区块油井共60口，开井9口，日产液93t/d，日产油16t/d，综合含水82.8%，平均单井1.8t/d，采油速度0.16%，采出程度20.1%，地层压力1.25MPa，2020年产油0.69×104t，年产水2.50×104t，年注汽4.61×104t，年油汽比0.15，断块累计产油88.72×104t，累计产水137.64×104t，累计注汽209.26×104t，累积注采比0.93，累计地下亏空264.97×104t。其中水平井19口，开井8口，日产液52t/d，日产油13t/d，综合含水74.8%，平均单井1.6t/d，累计产油20.24×104t，累计产水52.04×104t，累计注汽88.66×104t，累积注采比1.23。
4.2 开发形式
杜255块油井产量总体从2000年以后一直呈下降趋势，分析原因是直井高周期高套损率造成，直到2006年底区块进入水平井二次开发后，油井产量明显呈回升趋势，2009年达到高峰，2010年以后水平井产量一路走低，分析造成这种现象的主要原因是地层压力低、能量不足导致油井低压低產，同时套坏井逐年增多直接导致水平井总体产量下降。
5.目前存在问题
5.1、地层压力低，水平井吞吐效果变差
杜255块1990年投入开发，原始地层压力13.91 Mpa，目前地层压力仅为1.25Mpa，对比下降了12.66Mpa，水平井区域90%的水平井地层压力均降至1MPa左右，由于地层能量的不足，直接导致水平井周期吞吐效果变差。
5.2、低产能、低油汽比，可吞吐井少
目前区块总井数60口，开井数9口，其中水平井共19口，开井8口，直井41口，开井1口。
低油汽比：目前油汽比大于0.5油井1口，占总井数的2%，0.5-0.2油井15口，占总井数的23%， <0.1油井5口，占总井数的8%，受经济效益限制，油汽比小于0.1的直井及小于0.2的水平井在今年基本不能吞吐。
低产能：目前产能大于10t/d油井2口，占开井数的10%，10-5t/d油井6口，占开井数的28%，低于5t/d油井13口，占开井数的62%。
6.下步工作思路
从区块目前生产形势来看，一是区块油井吞吐应配合实施增能类措施，如空气采油等，进一步划分水平井-直井井组，同步注气，整体吞吐，有效抑制井间汽窜的发生，避免能量外溢，从而改善措施效果，保证油井的高效生产;二是降低水平井废弃产量，针对长期低产井采取关井以恢复其地层压力;三是进一步加强对套坏井的修复恢复其产能。四是积极开展油藏开发方式转换的研究与试验，做好技术储备。
参考文献
[1] 许国民，等.曙光油田勘探与开发[M].辽宁：辽宁科学技术出版社，2009（95～97）.
[2] 李可宁，等.曙1-7-5块大凌河油层块状稠油油藏蒸汽驱开发效果评价[A].刘俊荣.辽河油田开发技术座谈会文集[C].北京：石油工业出版社，2002：158～162.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010