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[摘 要]杜99块2007年在濒临废弃的直井井网基础上实施水平井二次开发，针对水平井开发过程中水平段横向动用不均矛盾，利用高温温度压力剖面测试资料、结合测井资料、录井资料及开发动态资料，进行水平井动用程度逐周期变化研究，对水平井开发过程中影响水平井横向动用程度的因素进行研究，并有针对性地提出了改善水平井动用程度的系列配套措施，取得了较好效果。
[关键词]杜99块 稠油油藏 水平井 动用程度 配套措施
中图分类号：TE32+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0333-01
1 概况
杜99块位于曙一区北部，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，是一个由北西向南东倾斜的单斜构造。含油面积0.6Km2，动用地质储量222×104t，开发层目的层为下第三系沙河街组沙三段大凌河油层，为中-厚互层状边底水砂岩构造-岩性油藏。
2007年实施水平井井网二次开发。在大Ⅰ油层组分3套层系，利用交错叠置井网共部署10口水平井，2008年全部投产，在大Ⅱ油层组分3套层系部署5口水平井，2010年投产。
随着水平井投产规模扩大及吞吐轮次的增加，各种开发矛盾逐渐暴露出来，典型的矛盾为水平段动用不均。根据高温温度压力剖面测试结果，1周期后水平井平均动用程度25.4%，大Ⅰ组仅21.0%，动用好的井段占4.1%，动用中等的井段占16.9%，79%的井段基本未动用。
2 水平井动用程度影响因素研究
水平井动用程度受多种因素影响，研究认为：储层物性差异、汽窜、井网井距及注汽管柱设计是影响水平段动用不均的主要因素。
2.1 储层物性
注汽过程中蒸汽沿高渗层突进，造成水平段动用不均。水平段渗透率级差越大，动用不均现象越严重，渗透率级差大于8.4，低渗层基本不吸汽。随孔隙度降低，储层的吸汽百分比也随之降低，孔隙度低于10%时，油层几乎不动用。如大H1井渗透率级差为19.6，前端储层储层物性好于后端，因而前端动用程度要好于后端。
2.2 汽窜
水平井虽然是分层系部署的，但由于隔层较薄，局部为物性隔层，因而造成有的井组汽窜频繁，汽窜使水平段动用不均加剧，蒸汽沿高渗带突进，形成汽窜通道，而低渗带由于热量损失得不到动用。如杜84-大H4和大H9形成逆时针椭球形汽窜通道，杜84-大H1、10前端形成垂向汽窜通道。
2.3 井网井距
井网井距对动用程度有一定影响，小井距，高井网密度，提高了储量控制程度，也有利于油藏的均衡动用。如杜84-大H1井区共部署5口井，动用好于井网密度较小的杜84-大H3、大H4、大H5井区。
2.4 注汽管柱设计
研究结果表明：地面管线干度损失0.7-1.25%/100m；井筒热量损失：井筒总传热系数Uto值越高，井筒热损失越大，目前隔热管监测干度损失1.0-2.2%/100m；油层热量损失：顶底盖层吸热量比例达30-48.6%。受井筒热损失及储层渗透性差异影响，出汽口附近吸热好，但加热半径有限，研究表明水平井出汽口平均加热半径为10m左右；距出汽口较远井段吸热差，动用差。
3 提高水平井动用程度配套技术研究
3.1 采用组合注汽，提高油藏整体动用效果
为了防止汽窜及能量外溢，将平面上同区域、同层位、近井距的井同注，纵向上相邻层系、隔层较薄的井同注，时间上将同步井加以组合，此外辅助一些化学介质进行多元化组合，提高油藏整体动用效果。区块累计实施组合注汽19井组，71井次，减少了汽窜频率，提高了热利用效率，改善了油藏整体动用效果。
3.2 优化注汽管柱设计，改善动用不均状况
3.2.1 动态调整出汽口位置，实现水平段均衡动用
由于非均质性的存在，水平井有效排驱面积是由一个个糖葫芦状小椭球组成的，动态调整出汽口位置，可以使水平段得到均衡动用。区块累计调整出汽口位置超过20m以上 30井次，动用程度提高19.8%。
3.2.2 细分水平段注汽单元，实现精细注汽
根据温压剖面测试结果及测井资料，将水平段细分为2个或多个注汽单元。既缓解了储层横向非均质矛盾，也减少了单一出汽口热损失大的矛盾，提高了各个注汽单元的注汽质量。如大H203井，我们根据2轮温压剖面测试结果，采用“封中间注两头”的分段配注管柱设计，本轮生产效果得到明显改善，3轮温压剖面测试结果显示水平段两端动用程度均得到了明显改善。区块累计实施分段注汽10井次，有效10井次，增油3197 t，水平段动用程度提高24.0%。
3.3 配套化学措施，改善水平井动用效果
氮汽泡沫调剖原理：井口注入氮气，在泡沫发生器的作用下产生大量泡沫并注入地层，从而调整水平段的吸汽剖面，增加蒸汽波及体积，提高水平井水平段的动用程度。区块累计实施氮气泡沫调剖措施13井次，增油6846t，水平段动用程度提高18.5%。
此外，对部分井段长、横向动用严重不均的井采用分段+氮气泡沫调剖复合注汽，双管齐下，可取得较好效果。区块累计实施分段复合注汽措施5井次，措施后生产天数延长31d，周期产油增加399t，水平段动用程度提高了20.9%。
4 实施效果
区块累计实施组合注汽19批次，71井次，调整出汽口20m以上30井次，分段注汽10井次，氮气泡沫调剖13井次，分段+氮气泡沫调剖复合注汽5井次，大Ⅰ组水平段动用程度提高了65.7%，累积增油1.3304万吨。
4.1 水平井横向动用程度得到改善
通过开展系列配套措施，水平井横向动用程度得到明显改善，大Ⅰ组水平段动用程度由1轮后的21.0%提高到86.7%（表1），大Ⅱ组投产晚目前动用程度为28.7%。
4.2 区块二次开发保持了较好形势
区块15口水平井累计采油9.3015×104t，平均单井采油6201t，2008-2011年连续4年年产油3万吨以上，年采油速度1.2%以上，真正实现了持续高效开发。
5 结论
（1）储层渗透性差异、汽窜、井网井距及注汽管柱设计是影响水平井动用程度的主要因素。
（2）组合注汽、动态调整出汽口位置、细分注汽单元精细注汽并配套化学措施是提高水平段动用程度的有效手段。
（3）实施组合注汽，优化注汽强度及注汽速度，有利于防止汽窜，提高油藏的整体动用效果。
作者简介
乔小平（1975-），女，高级工程师，1998年毕业于江汉石油学院石油与天然气地质勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
[关键词]杜99块 稠油油藏 水平井 动用程度 配套措施
中图分类号：TE32+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0333-01
1 概况
杜99块位于曙一区北部，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，是一个由北西向南东倾斜的单斜构造。含油面积0.6Km2，动用地质储量222×104t，开发层目的层为下第三系沙河街组沙三段大凌河油层，为中-厚互层状边底水砂岩构造-岩性油藏。
2007年实施水平井井网二次开发。在大Ⅰ油层组分3套层系，利用交错叠置井网共部署10口水平井，2008年全部投产，在大Ⅱ油层组分3套层系部署5口水平井，2010年投产。
随着水平井投产规模扩大及吞吐轮次的增加，各种开发矛盾逐渐暴露出来，典型的矛盾为水平段动用不均。根据高温温度压力剖面测试结果，1周期后水平井平均动用程度25.4%，大Ⅰ组仅21.0%，动用好的井段占4.1%，动用中等的井段占16.9%，79%的井段基本未动用。
2 水平井动用程度影响因素研究
水平井动用程度受多种因素影响，研究认为：储层物性差异、汽窜、井网井距及注汽管柱设计是影响水平段动用不均的主要因素。
2.1 储层物性
注汽过程中蒸汽沿高渗层突进，造成水平段动用不均。水平段渗透率级差越大，动用不均现象越严重，渗透率级差大于8.4，低渗层基本不吸汽。随孔隙度降低，储层的吸汽百分比也随之降低，孔隙度低于10%时，油层几乎不动用。如大H1井渗透率级差为19.6，前端储层储层物性好于后端，因而前端动用程度要好于后端。
2.2 汽窜
水平井虽然是分层系部署的，但由于隔层较薄，局部为物性隔层，因而造成有的井组汽窜频繁，汽窜使水平段动用不均加剧，蒸汽沿高渗带突进，形成汽窜通道，而低渗带由于热量损失得不到动用。如杜84-大H4和大H9形成逆时针椭球形汽窜通道，杜84-大H1、10前端形成垂向汽窜通道。
2.3 井网井距
井网井距对动用程度有一定影响，小井距，高井网密度，提高了储量控制程度，也有利于油藏的均衡动用。如杜84-大H1井区共部署5口井，动用好于井网密度较小的杜84-大H3、大H4、大H5井区。
2.4 注汽管柱设计
研究结果表明：地面管线干度损失0.7-1.25%/100m；井筒热量损失：井筒总传热系数Uto值越高，井筒热损失越大，目前隔热管监测干度损失1.0-2.2%/100m；油层热量损失：顶底盖层吸热量比例达30-48.6%。受井筒热损失及储层渗透性差异影响，出汽口附近吸热好，但加热半径有限，研究表明水平井出汽口平均加热半径为10m左右；距出汽口较远井段吸热差，动用差。
3 提高水平井动用程度配套技术研究
3.1 采用组合注汽，提高油藏整体动用效果
为了防止汽窜及能量外溢，将平面上同区域、同层位、近井距的井同注，纵向上相邻层系、隔层较薄的井同注，时间上将同步井加以组合，此外辅助一些化学介质进行多元化组合，提高油藏整体动用效果。区块累计实施组合注汽19井组，71井次，减少了汽窜频率，提高了热利用效率，改善了油藏整体动用效果。
3.2 优化注汽管柱设计，改善动用不均状况
3.2.1 动态调整出汽口位置，实现水平段均衡动用
由于非均质性的存在，水平井有效排驱面积是由一个个糖葫芦状小椭球组成的，动态调整出汽口位置，可以使水平段得到均衡动用。区块累计调整出汽口位置超过20m以上 30井次，动用程度提高19.8%。
3.2.2 细分水平段注汽单元，实现精细注汽
根据温压剖面测试结果及测井资料，将水平段细分为2个或多个注汽单元。既缓解了储层横向非均质矛盾，也减少了单一出汽口热损失大的矛盾，提高了各个注汽单元的注汽质量。如大H203井，我们根据2轮温压剖面测试结果，采用“封中间注两头”的分段配注管柱设计，本轮生产效果得到明显改善，3轮温压剖面测试结果显示水平段两端动用程度均得到了明显改善。区块累计实施分段注汽10井次，有效10井次，增油3197 t，水平段动用程度提高24.0%。
3.3 配套化学措施，改善水平井动用效果
氮汽泡沫调剖原理：井口注入氮气，在泡沫发生器的作用下产生大量泡沫并注入地层，从而调整水平段的吸汽剖面，增加蒸汽波及体积，提高水平井水平段的动用程度。区块累计实施氮气泡沫调剖措施13井次，增油6846t，水平段动用程度提高18.5%。
此外，对部分井段长、横向动用严重不均的井采用分段+氮气泡沫调剖复合注汽，双管齐下，可取得较好效果。区块累计实施分段复合注汽措施5井次，措施后生产天数延长31d，周期产油增加399t，水平段动用程度提高了20.9%。
4 实施效果
区块累计实施组合注汽19批次，71井次，调整出汽口20m以上30井次，分段注汽10井次，氮气泡沫调剖13井次，分段+氮气泡沫调剖复合注汽5井次，大Ⅰ组水平段动用程度提高了65.7%，累积增油1.3304万吨。
4.1 水平井横向动用程度得到改善
通过开展系列配套措施，水平井横向动用程度得到明显改善，大Ⅰ组水平段动用程度由1轮后的21.0%提高到86.7%（表1），大Ⅱ组投产晚目前动用程度为28.7%。
4.2 区块二次开发保持了较好形势
区块15口水平井累计采油9.3015×104t，平均单井采油6201t，2008-2011年连续4年年产油3万吨以上，年采油速度1.2%以上，真正实现了持续高效开发。
5 结论
（1）储层渗透性差异、汽窜、井网井距及注汽管柱设计是影响水平井动用程度的主要因素。
（2）组合注汽、动态调整出汽口位置、细分注汽单元精细注汽并配套化学措施是提高水平段动用程度的有效手段。
（3）实施组合注汽，优化注汽强度及注汽速度，有利于防止汽窜，提高油藏的整体动用效果。
作者简介
乔小平（1975-），女，高级工程师，1998年毕业于江汉石油学院石油与天然气地质勘查专业，现从事油藏动态管理工作。