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摘 要：千12块已处于高周期高含水的吞吐开发后期，剩余油分布和水淹规律复杂，近几年针对油藏特点，加强了区块综合治理工作，在油层发育较厚井区进行剩余油研究优选报废井实施侧钻，在油层发育较薄井区对未水淹薄油层进行水平井开采，同时采用对停注水井实施调层复产，利用动态监测技术有效实施堵补措施，加大长停井复产力度，优化注汽参数等多种技术方法开展挖潜区块剩余油及提高采收率的工作，取得了显著效果，实现了区块连续4年递减率逐年下降，产量稳步上升，对其他稠油老区的挖潜工作具有一定的借鉴意义。
关键词：千12块 稠油 蒸汽吞吐 高含水 剩余油 配套技术
一、油藏基本情况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位，为一套三角洲前缘沉积，储层岩性为中一细长石砂岩、含砾砂岩和砂砾岩组成，颗粒分选性差，岩石胶结类型为孔隙式胶结，储层岩石固结差。千12块主要含油层系为莲花油层、兴隆台油层和大凌河油层。其中莲花油层含油面积3.1km2，地质储量688×104t，兴隆台油层含油面积3.3km2，地质储量724×104t，大凌河油层未正式上报储量，估算储量为100×104t。
2.开发现状
经过22年的开发历程到2013年12月底，投产各类井278口，开井93口，日产液1191t/d，日产油113t/d，综合含水90.5%，累产油234.1720×104t，累产水1117.8694×104m3，累注汽581.1806×104t，累积油汽比0.40，回采水率192.34%，采油速度0.29%，采出程度16.58%，地层压力4.4MPa，油井平均吞吐12.9周期。
二、开发存在的主要问题
1.生产井况差，油井利用率低
随着开发时间的延长，吞吐轮次的增加，井况差的问题越来越严重，直接影响了油井的正常生产。2009年底全块因井况停井31口，因高含水停井19口，因低产低效停产16口，油井利用率仅58.49%。
2.兴隆台油层水淹规律复杂，采出程度低
千12块兴隆台油层构造平缓（倾角为1.9°），边水推进快，同时由于构造特殊性导致顶部馆陶组水下窜，兴隆台油层大面积水淹，近几年采油速度只有0.16%左右，截止到2009年12月采出程度只有6.38%。
3.措施效果逐年变差，措施选井难度大
从2007年到2009年措施井数大幅下降，措施效果变差，措施选井难的问题尤为突出，2009年措施井数仅为4口井，措施增油仅154t，因此区块措施挖潜及稳产难度逐年增大。
4.部分井区供液差，油井低产能
该块由于开发初期蒸汽吞吐开发，地下亏空比较严重，莲花油层部分井区和兴隆台油层局部存在供液差，低产能的情况。
5.地层压力明显下降，综合含水上升
该块莲花油层原始地层压力10.6MPa，兴隆台油层原始地层压力7.6MPa，，随着开发时间的增长，地层压力明显降低，目前区块平均地层压力4.4MPa，综合含水已达到90.5%。
三、利用配套技术，实现千12块持续稳产的主要做法
1.对兴隆台南块未水淹薄油层进行水平井开采
通过精细地质研究，确定兴Ⅱ1、兴Ⅱ2砂岩组油层未水淹，且千12兴隆台南块油井在用率低（52/26），井网控制程度低（118m井距），采出程度低（10%），因此在未水淹但油层厚度薄的兴Ⅱ1、兴Ⅱ2层具有较大的剩余油潜力。在试验水平井千12-兴H1取得较好生产效果的基础上，2010年继续实施了2口水平井千12-兴H2井、千12-兴H3井，这2口水平井实现日增油5.0t/d，目前累产油4708t。
2.优选长停井侧钻，挖潜井间剩余油
侧钻井技术是恢复油井产能挖潜井间剩余油的有效手段，千12块莲花油层的千12、千15、千33次级断块内平面及纵向上仍有可挖掘的剩余油潜力，可利用套坏井实施侧钻，计划实施侧钻井8口。2012年我们成功对千12次级断块的千12-47-437井实施了侧钻，目前日产液20.0t/d，日产油2.5t/d，含水87.5%，累计产油1854t。
3.充分利用千22断块停注水井转油井
千22块莲花油层为千12块的一个四级断块，1996年7月进行了水驱实验，2008年底28口注水井全部停注，为提高油井利用率，实现产能恢复，2009年开展了水井转油井工作，对莲花油层有潜力的复产莲花，对莲花油层潜力低的上返投产发育较好的大棱河油层。共实施了23口注水井转油井，其中目前正常生产16口井，平均单井日产油1.6t/d，累计产油1.7455×104t。
4.动态监测技术提高措施有效率
产液剖面测试、中子寿命找水以及C/O比测试等动态监测技术的利用，提高了措施有效率，2010-2013年共实施补层堵水井36井次，有效30井次，平均单井年增油135t，累增油1.5560×104tt。
5.加大长停井复产力度
针对稠油开发后期部分井供液差、低产不出的问题，运用间开和间歇注汽的规律努力寻找长停井复产，2010年到2013年共计复产了34口井，保证了区块的开井数，实现增油1.6648×104t。
6.实施优化注汽
千12块通过优选注汽井，优选注汽层位，加强注汽井措施论证，减少无效注汽井的发生，实施燃油改燃气提高注汽质量等措施，实现了近4年注汽量减少，产油量增加，油汽比上升，增产原油1.9836×104t。
四、利用配套技术实现区块稳产效果分析
通过配套技术，使区块在2010年到2013年的四年时间里增产原油7.6061×104t，累计投资1056万元，创效7271.96万元。同时使千12块吞吐开发水平不断得到提高。区块以0.25%左右的采油速度继续低速稳产，四年来综合递减率小于6%，综合含水控制在90%左右；阶段油汽比保持在0.25左右。
五、结论
1.在稠油油藏进入吞吐开发中后期，地下油水关系复杂，油井生产状况变差，千12块应用稳产配套技术取得了恢复区块产能、提高采收率的显著效果，证明了对千12块剩余油分布规律及水淹规律认识的正确性，为下一步挖潜工作提供了依据。
2.利用水平井技术开采千12兴隆台南块未水淹油层取得良好效果，证明针对油层发育薄、水淹规律复杂的油藏，水平井技术是挖潜井间及层间剩余油的一种有效方法，下步将继续加大力度提高兴隆台南块二次开发水平。
参考文献
[1]李献民，白增杰等.单家寺热采稠油油藏[M].石油工业出版社，1997.9：80、154.
[2]王永兴.现代油田高效开采实用关键技术[M].石油工业出版社，2000：942.
[3]刘桂满，马春宝.锦州油田开发实践与认识[C].辽宁科技出版社，2009：1-20
作者简介：储成才（1987-），男，助理工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发地质动态研究工作。
关键词：千12块 稠油 蒸汽吞吐 高含水 剩余油 配套技术
一、油藏基本情况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位，为一套三角洲前缘沉积，储层岩性为中一细长石砂岩、含砾砂岩和砂砾岩组成，颗粒分选性差，岩石胶结类型为孔隙式胶结，储层岩石固结差。千12块主要含油层系为莲花油层、兴隆台油层和大凌河油层。其中莲花油层含油面积3.1km2，地质储量688×104t，兴隆台油层含油面积3.3km2，地质储量724×104t，大凌河油层未正式上报储量，估算储量为100×104t。
2.开发现状
经过22年的开发历程到2013年12月底，投产各类井278口，开井93口，日产液1191t/d，日产油113t/d，综合含水90.5%，累产油234.1720×104t，累产水1117.8694×104m3，累注汽581.1806×104t，累积油汽比0.40，回采水率192.34%，采油速度0.29%，采出程度16.58%，地层压力4.4MPa，油井平均吞吐12.9周期。
二、开发存在的主要问题
1.生产井况差，油井利用率低
随着开发时间的延长，吞吐轮次的增加，井况差的问题越来越严重，直接影响了油井的正常生产。2009年底全块因井况停井31口，因高含水停井19口，因低产低效停产16口，油井利用率仅58.49%。
2.兴隆台油层水淹规律复杂，采出程度低
千12块兴隆台油层构造平缓（倾角为1.9°），边水推进快，同时由于构造特殊性导致顶部馆陶组水下窜，兴隆台油层大面积水淹，近几年采油速度只有0.16%左右，截止到2009年12月采出程度只有6.38%。
3.措施效果逐年变差，措施选井难度大
从2007年到2009年措施井数大幅下降，措施效果变差，措施选井难的问题尤为突出，2009年措施井数仅为4口井，措施增油仅154t，因此区块措施挖潜及稳产难度逐年增大。
4.部分井区供液差，油井低产能
该块由于开发初期蒸汽吞吐开发，地下亏空比较严重，莲花油层部分井区和兴隆台油层局部存在供液差，低产能的情况。
5.地层压力明显下降，综合含水上升
该块莲花油层原始地层压力10.6MPa，兴隆台油层原始地层压力7.6MPa，，随着开发时间的增长，地层压力明显降低，目前区块平均地层压力4.4MPa，综合含水已达到90.5%。
三、利用配套技术，实现千12块持续稳产的主要做法
1.对兴隆台南块未水淹薄油层进行水平井开采
通过精细地质研究，确定兴Ⅱ1、兴Ⅱ2砂岩组油层未水淹，且千12兴隆台南块油井在用率低（52/26），井网控制程度低（118m井距），采出程度低（10%），因此在未水淹但油层厚度薄的兴Ⅱ1、兴Ⅱ2层具有较大的剩余油潜力。在试验水平井千12-兴H1取得较好生产效果的基础上，2010年继续实施了2口水平井千12-兴H2井、千12-兴H3井，这2口水平井实现日增油5.0t/d，目前累产油4708t。
2.优选长停井侧钻，挖潜井间剩余油
侧钻井技术是恢复油井产能挖潜井间剩余油的有效手段，千12块莲花油层的千12、千15、千33次级断块内平面及纵向上仍有可挖掘的剩余油潜力，可利用套坏井实施侧钻，计划实施侧钻井8口。2012年我们成功对千12次级断块的千12-47-437井实施了侧钻，目前日产液20.0t/d，日产油2.5t/d，含水87.5%，累计产油1854t。
3.充分利用千22断块停注水井转油井
千22块莲花油层为千12块的一个四级断块，1996年7月进行了水驱实验，2008年底28口注水井全部停注，为提高油井利用率，实现产能恢复，2009年开展了水井转油井工作，对莲花油层有潜力的复产莲花，对莲花油层潜力低的上返投产发育较好的大棱河油层。共实施了23口注水井转油井，其中目前正常生产16口井，平均单井日产油1.6t/d，累计产油1.7455×104t。
4.动态监测技术提高措施有效率
产液剖面测试、中子寿命找水以及C/O比测试等动态监测技术的利用，提高了措施有效率，2010-2013年共实施补层堵水井36井次，有效30井次，平均单井年增油135t，累增油1.5560×104tt。
5.加大长停井复产力度
针对稠油开发后期部分井供液差、低产不出的问题，运用间开和间歇注汽的规律努力寻找长停井复产，2010年到2013年共计复产了34口井，保证了区块的开井数，实现增油1.6648×104t。
6.实施优化注汽
千12块通过优选注汽井，优选注汽层位，加强注汽井措施论证，减少无效注汽井的发生，实施燃油改燃气提高注汽质量等措施，实现了近4年注汽量减少，产油量增加，油汽比上升，增产原油1.9836×104t。
四、利用配套技术实现区块稳产效果分析
通过配套技术，使区块在2010年到2013年的四年时间里增产原油7.6061×104t，累计投资1056万元，创效7271.96万元。同时使千12块吞吐开发水平不断得到提高。区块以0.25%左右的采油速度继续低速稳产，四年来综合递减率小于6%，综合含水控制在90%左右；阶段油汽比保持在0.25左右。
五、结论
1.在稠油油藏进入吞吐开发中后期，地下油水关系复杂，油井生产状况变差，千12块应用稳产配套技术取得了恢复区块产能、提高采收率的显著效果，证明了对千12块剩余油分布规律及水淹规律认识的正确性，为下一步挖潜工作提供了依据。
2.利用水平井技术开采千12兴隆台南块未水淹油层取得良好效果，证明针对油层发育薄、水淹规律复杂的油藏，水平井技术是挖潜井间及层间剩余油的一种有效方法，下步将继续加大力度提高兴隆台南块二次开发水平。
参考文献
[1]李献民，白增杰等.单家寺热采稠油油藏[M].石油工业出版社，1997.9：80、154.
[2]王永兴.现代油田高效开采实用关键技术[M].石油工业出版社，2000：942.
[3]刘桂满，马春宝.锦州油田开发实践与认识[C].辽宁科技出版社，2009：1-20
作者简介：储成才（1987-），男，助理工程师，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发地质动态研究工作。