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摘要：洼38块难动用储量512.6万吨，因油井出砂严重、注汽压力高，区块开发停滞10年；通过水平井开发、老井复产，区块以小于0.2%的采油速度低速开发9年，开井率16.7%，日产油16吨，采出程度4.3%。通过开展地质体精细刻画、开发动态评价等工作，深度剖析制约区块开发效果的主要原因；通过实施井网调整、复合防砂、高压注汽等关键技术，区块开发效果明显改善，采油速度提高6.5倍，实现了难采储量的整体有效动用。
关键词：稠油油藏；难动用储量；复合防砂；高压注汽
1 油田基本情况
小洼油田洼38块构造上位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带的北端，其西以大洼断层与清水洼陷相临，处于大洼断层的上升盘；东北以洼38断层与洼60块相连；东部为中央隆起，向南逐渐倾没。洼38块含油面积为8.9km2，地质储量3224×104t，其中洼25-新12块、洼79井区为难采储量区块，分别位于洼38块东北和西南边部，为受断层控制的断鼻和单斜构造，含油面积2.06km2，地质储量512.6×104t，开发目的层均为东三段，油藏埋深1300～1390m，油层厚度15～20m，50℃地面原油粘度34400mPa.s，为深层特稠油油藏。
2 难动用储量评价
2.1 储层特征分析
两个难采区块构造相对简单且平缓，区块内部均无断层发育。洼25-新12块为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、前缘薄层砂，洼79井区为三角洲前缘亚相沉积，主要发育河口沙坝、前缘薄层砂沉积微相。受此影响储层砂体变化较快，油层多且薄，砂地比0.28，每百米油层数14.2个；平均孔隙度25%、渗透率1105mD、泥质含量18%、粘土成分以伊蒙混层为主，占比71%、细砂+粉砂含量83%、粒度中值0.17mm，与主体部位相比，孔隙度、渗透率略差、泥质含量高9%、细砂+粉砂含量高22%。
2.2 开发动态评价
难采储量区52%的老井初期日产油大于5t，平均5.5t，且油层厚度大、储层物性好的区域产能高；油井初期周期效果差，平均注汽压力高达17MPa，注汽干度仅为36%，热损失较大，严重制约生产效果，周期生产时长36天、产油量181t，油汽比0.13，回采水率21.4%。难采区储层胶结松散、岩性细，同时原油粘度约为主体部位的5倍，流动阻力增大，对储层骨架颗粒的冲击力与拖拽力也更强，导致生产过程中易出砂，难采区所有油井均出砂，平均单井出砂量9.1方（最大21.9方），平均检泵次数8.1次（最多27次），平均单次出砂量1.5方（最高4.2方），平均检泵周期12.9天。不同区域泥质含量差别较大，直接影响油井出砂量，进而导致单井产能存在差异，总体表现为泥质含量低，产能高，其中泥质含量小于20%区域，油井单次出砂量小于1.0方；泥质含量20～30%区域，油井单次出砂量1.0～2.0方；泥质含量大于30%区域，油井单次出砂量大于2.0方。对比不同类型防砂效果，压防+筛管复合防砂实现“防挡结合”，防砂效果好。通过油藏工程研究推导经验公式计算区块采收率为27.8%，目前区块总体采出程度仅为4.3%，主力小层采出程度也低于10%，动用程度较低，地层压力保持9.0Mpa以上，具备较大的挖潜空间。
3 难采储量动用技术研究
3.1 井网调整
针对难采区块储层变化快的特点，综合考虑井网对储量控制程度及后期开发方式转换调整，在叠加厚度大的区域整体实施直井加密调整；对叠加厚度小、主力砂体发育的区域实施水平井挖潜。通过油藏工程计算结合邻井注汽干扰情况分析，最终确定100m为合理井距。在油层厚度大于15m，按照100×100m井距、正方形井网，加密及扩边部署直井开发；在油层厚度小于15m、单层厚度大于5m的区域，实施水平井挖潜；对局部井况差的油井，实施老井更新。
3.2 复合防砂
通過优化射孔、复合防砂解决油井出砂。优选物性含油性好的主力层射孔，薄差层选射，同时对射孔油层顶底各避射0.1m，射孔井段控制在40m以内，既保证油层厚度，又保证防砂效果。研究表明单一的防砂技术对稠油难采区块适应性较差，防砂成功率低至35%，平均有效期仅25天，不能从根本上解决油井出砂、储量无法动用的技术问题，压防+筛管复合防砂技术可形成多级分选挡砂屏障，为确保在地层中建立有效的挡砂屏障，实施过程中增大了填砂量，填砂强度1.9m?/m，同时采用三层整体复合控砂防砂筛管，提高挡砂强度，挡砂精度0.25mm，实现了对地层砂“防挡结合”，防砂成功率92%，出砂井数及出砂量均明显减少，检泵周期延长至185天，单次作业出砂量降至0.2方，有效解决了难采区油井出砂、储量无法动用的技术问题。
3.3 优化注汽
生产时间证明，稠油难采区块吞吐需提高注入压力、保证注汽干度、降低原油粘度，实现“注的进、排的出”。针对采出程度低、注汽压力高的区域实施高压锅炉注汽，改善注汽效果，注汽压力16.0～18.4Mpa，注汽干度由38%升至59%，周期产油量增加396吨，油汽比提高0.14。为了缓解汽窜，将相互干扰的16口井规划为4个井组开展集团组合注汽，平均单井日产油提高25%，周期油汽比提高0.1；针对水平井单层注汽强度大、突破快，开展5井组直-平组合注汽，对应直井注汽，延长邻近水平井生产周期100天以上。
4 结论与认识
（1）地质体精细刻画、油藏开发动态再评价是实现难采储量动用的基础。
（2）合理的井网井距是实现难采储量整体有效动用的前提。
（3）压防+筛管复合防砂技术能够有效解决薄层特稠油油藏出砂难动用问题。
（4）高压注汽、组合注汽等注汽配套技术，可有效提高注汽干度、改善稠油难采区块开发效果。
参考文献
[1] 汤志.辽河油区难采储量二次评价研究与实践[D].东北石油大学.2011年.
[2] 何冠军.疏松砂岩常规稠油油藏适度出砂提高产能基础研究[D]. 西南石油学院.2005年.
[3] 胡常忠编.稠油开采技术.北京：石油工业出版社，1998.6.
[4] 邱宝金等.蒸汽在辽河油区特稠油注汽热采中的实验研究[J].特种油气藏，2008，15（5）.
（作者单位：中油辽河金海采油厂）
关键词：稠油油藏；难动用储量；复合防砂；高压注汽
1 油田基本情况
小洼油田洼38块构造上位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带的北端，其西以大洼断层与清水洼陷相临，处于大洼断层的上升盘；东北以洼38断层与洼60块相连；东部为中央隆起，向南逐渐倾没。洼38块含油面积为8.9km2，地质储量3224×104t，其中洼25-新12块、洼79井区为难采储量区块，分别位于洼38块东北和西南边部，为受断层控制的断鼻和单斜构造，含油面积2.06km2，地质储量512.6×104t，开发目的层均为东三段，油藏埋深1300～1390m，油层厚度15～20m，50℃地面原油粘度34400mPa.s，为深层特稠油油藏。
2 难动用储量评价
2.1 储层特征分析
两个难采区块构造相对简单且平缓，区块内部均无断层发育。洼25-新12块为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、前缘薄层砂，洼79井区为三角洲前缘亚相沉积，主要发育河口沙坝、前缘薄层砂沉积微相。受此影响储层砂体变化较快，油层多且薄，砂地比0.28，每百米油层数14.2个；平均孔隙度25%、渗透率1105mD、泥质含量18%、粘土成分以伊蒙混层为主，占比71%、细砂+粉砂含量83%、粒度中值0.17mm，与主体部位相比，孔隙度、渗透率略差、泥质含量高9%、细砂+粉砂含量高22%。
2.2 开发动态评价
难采储量区52%的老井初期日产油大于5t，平均5.5t，且油层厚度大、储层物性好的区域产能高；油井初期周期效果差，平均注汽压力高达17MPa，注汽干度仅为36%，热损失较大，严重制约生产效果，周期生产时长36天、产油量181t，油汽比0.13，回采水率21.4%。难采区储层胶结松散、岩性细，同时原油粘度约为主体部位的5倍，流动阻力增大，对储层骨架颗粒的冲击力与拖拽力也更强，导致生产过程中易出砂，难采区所有油井均出砂，平均单井出砂量9.1方（最大21.9方），平均检泵次数8.1次（最多27次），平均单次出砂量1.5方（最高4.2方），平均检泵周期12.9天。不同区域泥质含量差别较大，直接影响油井出砂量，进而导致单井产能存在差异，总体表现为泥质含量低，产能高，其中泥质含量小于20%区域，油井单次出砂量小于1.0方；泥质含量20～30%区域，油井单次出砂量1.0～2.0方；泥质含量大于30%区域，油井单次出砂量大于2.0方。对比不同类型防砂效果，压防+筛管复合防砂实现“防挡结合”，防砂效果好。通过油藏工程研究推导经验公式计算区块采收率为27.8%，目前区块总体采出程度仅为4.3%，主力小层采出程度也低于10%，动用程度较低，地层压力保持9.0Mpa以上，具备较大的挖潜空间。
3 难采储量动用技术研究
3.1 井网调整
针对难采区块储层变化快的特点，综合考虑井网对储量控制程度及后期开发方式转换调整，在叠加厚度大的区域整体实施直井加密调整；对叠加厚度小、主力砂体发育的区域实施水平井挖潜。通过油藏工程计算结合邻井注汽干扰情况分析，最终确定100m为合理井距。在油层厚度大于15m，按照100×100m井距、正方形井网，加密及扩边部署直井开发；在油层厚度小于15m、单层厚度大于5m的区域，实施水平井挖潜；对局部井况差的油井，实施老井更新。
3.2 复合防砂
通過优化射孔、复合防砂解决油井出砂。优选物性含油性好的主力层射孔，薄差层选射，同时对射孔油层顶底各避射0.1m，射孔井段控制在40m以内，既保证油层厚度，又保证防砂效果。研究表明单一的防砂技术对稠油难采区块适应性较差，防砂成功率低至35%，平均有效期仅25天，不能从根本上解决油井出砂、储量无法动用的技术问题，压防+筛管复合防砂技术可形成多级分选挡砂屏障，为确保在地层中建立有效的挡砂屏障，实施过程中增大了填砂量，填砂强度1.9m?/m，同时采用三层整体复合控砂防砂筛管，提高挡砂强度，挡砂精度0.25mm，实现了对地层砂“防挡结合”，防砂成功率92%，出砂井数及出砂量均明显减少，检泵周期延长至185天，单次作业出砂量降至0.2方，有效解决了难采区油井出砂、储量无法动用的技术问题。
3.3 优化注汽
生产时间证明，稠油难采区块吞吐需提高注入压力、保证注汽干度、降低原油粘度，实现“注的进、排的出”。针对采出程度低、注汽压力高的区域实施高压锅炉注汽，改善注汽效果，注汽压力16.0～18.4Mpa，注汽干度由38%升至59%，周期产油量增加396吨，油汽比提高0.14。为了缓解汽窜，将相互干扰的16口井规划为4个井组开展集团组合注汽，平均单井日产油提高25%，周期油汽比提高0.1；针对水平井单层注汽强度大、突破快，开展5井组直-平组合注汽，对应直井注汽，延长邻近水平井生产周期100天以上。
4 结论与认识
（1）地质体精细刻画、油藏开发动态再评价是实现难采储量动用的基础。
（2）合理的井网井距是实现难采储量整体有效动用的前提。
（3）压防+筛管复合防砂技术能够有效解决薄层特稠油油藏出砂难动用问题。
（4）高压注汽、组合注汽等注汽配套技术，可有效提高注汽干度、改善稠油难采区块开发效果。
参考文献
[1] 汤志.辽河油区难采储量二次评价研究与实践[D].东北石油大学.2011年.
[2] 何冠军.疏松砂岩常规稠油油藏适度出砂提高产能基础研究[D]. 西南石油学院.2005年.
[3] 胡常忠编.稠油开采技术.北京：石油工业出版社，1998.6.
[4] 邱宝金等.蒸汽在辽河油区特稠油注汽热采中的实验研究[J].特种油气藏，2008，15（5）.
（作者单位：中油辽河金海采油厂）