辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究
辽河油田稠油开采技术(2010.2.21)
钻采工艺研究院
（5）获奖及荣誉
获省部级科技进步奖31项，其中《辽河油田中深层稠油
提高采收率技术研究与应用》获中油集团技术创新特等奖； 市局级科技进步奖137项；获国家专利165项，其中发明专利 9项。2003年被中国石油集团公司授予“科技创新”单位。
第三部分
辽河油田稠油开采工艺技术
稠油开采配套工艺技术
169 402
250
全院在职员工பைடு நூலகம்计：882人
全院技术干部总计：702人
钻采工艺研究院
钻采工艺研究院
采 油 工 艺 研 究 所
井 下 工 具 研 究 所
矿 场 机 械 研 究 所
油 田 化 学 技 术 研 究 所
仪 器 仪 表 研 究 所
油 井 防 砂 中 心
海 洋 工 程 研 究 所
钻 井 工 程 设 计 中 心
辽河油田公司产品质量检验站 钻采机械质量检测室
辽 宁 省 级 井 下 工 具 检 测 室
1999
全国执法 (1994)
辽 宁 省 级 抽 油 泵 检 测 中 心
1999
辽 宁 省 级 橡 胶 检 测 室
1999
电 子 压 力 计 检 定 中 心
2003
1992
曙一区超稠油油藏吞吐效果对策研究
３１ １ 射 孔厚 度优 化 。 层状 兴隆 台油 层最 低射 孔 ．． 互 厚度 应保 证 在 ２ 以上 ， 到 ２ ＂ ３ 生 产 效 果 ０ｍ 达 ５ －０ｍ
坝， 总体上从构造高部位向低部位物性变差（ １ 。 表 ）
表１ 曙一 区超稠油油藏参数
明显改善（ ２ 表 ） 在制定射孔方案时， 在预留出二次 射 孔厚 度 的情 况下 ， 尽量 保 证 一次 射 孔 的厚 度 或 实
表３ 互 层状超稠油油藏射孔组 合、 净总比对 比
２ ３ 纵 向动 用程 度 低 ， 窜影响程 度逐 渐年 加大 ． 汽
油藏储层非均质性严重 ， 根据吸汽剖面监测显
示， 个别单层吸汽百分 比达到５ 以上 ， ｏ 油层纵 向动 用程 度为 ６． 。 ８ ６ 由于 纵 向动用 程度 存在 较大 差异 ， 导致高渗单层突进形成汽窜 ， 影响产量逐渐增加 ， 汽
３ ３ 应 用 组 合 式 吞 吐 技 术 ．
３ ３１ 平面 组合 式吞 吐技 术 。 面组 合式 蒸气 吞 吐 ．． 平 技 术Ｅｚ 理 是 通 过 相 对 集 中 的 注 汽 ， 立 集 中温 １ ，原 建 场， 提高 了 油层注 入 蒸汽 的热 利用率 ， 从而 达到 改善 油 井生 产效 果 的 目的 。 实际 实施过 程 中 ， 在 根据 油井 的分布 、 孔层 位和 汽窜状 况 ， 射 将互 层超 稠油划 分 为 ２ 个 单 元进行 实 施 。 ２ 以杜 ８ —５ —４ ４ １ ７井组 为例 ， 该井 组 由杜８ ４兴 隆 台１ ２口井 组成 ， ５周期 进入 递减 ， 在 ８周期进 行 了组 合 式 吞 吐 ， ８ ９周 期 产 油及 油 汽 比再 次 出现 高 峰 在 、
３ ３２ 介 质组合 式 吞 吐技术 ．． ３ ３２ １ 油层预 处 理技 术 ． ．． 油层预处理技术［是在利用有机复合处理剂溶 ３ ］ 解、 清洗岩石表面原油及重质成份， 疏通渗流孔道 ，
杜84块馆陶油层油藏特征研究
科学技术创新2021.14杜84块馆陶油层油藏特征研究王博（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）1地质概况杜84块馆陶组，为一特殊的巨厚块状超稠油“水包油”超稠油油藏，油藏埋深较浅，在700m 左右，空间上近似馒头状，中部近乎等厚，向边部迅速减薄，油层与水体之间没有纯泥岩隔层。
本区的储层物性较好，是特高孔隙度、特高渗透率的储层。
2开发历程及现状2008年编制了曙一区超稠油SAGD 工业性试验开发方案，在杜84块的馆陶组、兴I 组、兴VI 组三套层系采用直井与水平井组合、双水平井组合两种布井方式共设计100多个SAGD 井组，其中馆陶油层部署30多个井组，包括直井与水平井组合10多个井组，双水平井组合10多个井组。
按照方案实施进度安排，30多个井组共分二期进行实施。
经过调整，馆陶油层已转入30多个井组，其中包括直平组合井组和双平组合井组。
其中先导试验区于2005年转入，其余20多个井组自2009年后陆续转入。
转驱后，区块的平均日产油量有了较为明显的提升。
3油藏地质特征3.1地层层序本区完钻井目前所钻遇的地层，自下而上为古近系沙河街组的沙四段、沙三段、沙一二段，新近系馆陶组地层、明化镇组和第四系平原组地层，其特征简述如下。
沙三段地层的厚度变化较大，最厚部分能达到600多米，最薄部分100多米，岩性主要为深灰色泥岩和厚层块状砂砾岩。
沙三段主要存在的化石为，单刺华北介、光滑渤海藻、粒面海藻等。
沙一二段地层厚度约为70-170m ，岩性主要为厚层块状砂砾岩和不等粒砂岩夹绿灰色泥岩等。
本段地层的沉积由于受到古地形的控制，形成了一种自东向西的超覆式沉积，且与下伏的沙三段地层呈不整合接触关系。
馆陶组的地层厚度约为150-210m ，岩性主要为砂砾岩、砾岩、中粗砂岩和细砂岩不等厚互层，由多个旋回组成，旋回下部的岩性较细，为中粗砂岩和细砂岩，旋回上部的岩性较粗，为岩性混杂的砾岩、砂砾岩和砾状砂岩，砾石的成分比较复杂，主要有花岗岩块、中酸性喷发岩块等，与下伏地层呈不整合接触。
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究
油 层 厚度 是影 响 水平 井 产 能 的 一 个 非 常 重 要 的 因素 。此 次研究 对不 同单 层厚 度下 水平井 的蒸汽 吞 吐生产 动 态进行 了模 拟 ， 模拟 的厚度 分别 为 ３ ｍ。
大 幅 度增 加重 力 泄油 面积 ， 在较 低 的油 藏渗 流速 能 度 下 达 到较 高 的 油 井 产 量 ， 于 高 速 开发 ； 平 段 利 水 生 产 压 差较 小 ， 以有 效 防止 底 水 锥 进 ， 减 缓 地 可 并
层 出砂 ； 平井 生 产井 段 长 ， 水 泄油 面 积大 ， 于超 稠 适
收稿 １期 ：０ １ ０ — ５； 回 日期 ：０ １ ０ — ０ ３ ２１－ ５ ０ 修 ２ １－ ７ １
５ｍ，０ｍ，５ｍ，０ｍ，０ｍ 和 ４ １ １ ２ ３ ０ｍ。模 拟 结 果 表 明 。 着厚度 的增加 ， 吐周期 数 增加 ， 产 时 间延 随 吞 生
第２ ３卷 第 ６期
２１ ０ １年 １ ２月
岩
性
油 气
藏
Ｖ １ ３ Ｎｏ６ ０ ． ． ２
Ｄｅ ．２ １ ｃ ０１
ＬＴ Ｉ ＨＯＬ ＯＧＩ Ｓ Ｃ ＲＥ ＥＲＶＯＩ ＲＳ
文章 编 号 ：６ ３ ８ ２ （ ０ １ ０ — １４ ０ １ ７ — ９ ６ ２ １ ） ６ ０ １— ６
摘 要 ： 河 油 田曙 一 区杜 ８ 辽 ４块 超 稠 油 油 藏 原 油 黏 度 大 ， 用 直 井 蒸 汽 吞 吐 开 采 ， 汽 波及 半 径 小 ． 期 采 蒸 周
产 油量低 ， 日产油水 平低ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ， 产量递减 快 ， 井问剩余 油得 不到 有效动 用 。通 过 开展 超稠 油水平 井热 采技 术研
技术 已成为提 高 区块采 收率的有效 手段 关键 词 ： 油油藏 ； 稠 水平 井 ； 蒸汽吞吐 ； 部署 方式 ； 注采参数优 化 ： 河油 田 辽
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展摘要：辽河油田超稠油具有动力粘度大，密度高等特点，解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。
依照超稠油开发的需要，对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究，形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程，有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。
关键词：超稠油；集油系统；静态沉降脱水；蒸汽辅助重力泄油引言辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18．7×104mPa·s，20"C时原油密度O．9980-0．10019g／cm3，超稠油储量较大，要紧散布在曙一区杜84块、杜32块和洼60块等。
但由于开采难度专门大，长期以来一直未被动用。
随着油田开发时刻的推移及油田稳产的需要，从1996年开始，慢慢进入了超稠油开发时期。
经历了十连年攻关研究和生产运行实践，成功地研制出一套完整的超稠油地面工艺及配套技术，为我国的超稠油开发开辟了一个全新的模式，填补了我国超稠油地面工艺及配套技术领域的空白。
1 超稠油集油系统工艺技术1．1 低含水期集油系统超稠油特点是密度大，粘度高，含胶质、沥青质高，流动性差。
因此，不易输送、脱水。
开采低含水期集油系统采取井口拉油方式，其条件及特点为：产液量小，含水少，管道集输热力、水力条件差，管输温降大、摩阻损失大；适于车运，建设速度快捷。
1．2 高含水期集油系统1．2．1油井平台技术1997年实现了油井平台集油生产工艺，所谓油井平台，是利用丛式井组和水平井组的采油平台。
依照工艺需要，井站集输系统设自压平台、泵平台．中心平台。
自压平台靠井口回压将单井超稠油输送至泵平台或中心平台，泵平台将所辖井和自压平台的超稠油通过提升泵输至中心平台或集输干线。
中心平台所辖井和泵平台的超稠油通过提升泵输至集输干线。
杜84块超稠油油藏开发方式概述
81在油藏条件下相对密度大于0.98，粘度大于5×104mPa·s 的原油定义为超稠油，曙一区杜84块原油20℃时密度一般为1.001~1.007g/cm 3，50℃时地面脱气原油粘度平均为14.5~23.2×104mPa.s，其地面脱气原油具有粘度高、密度大、凝固点高、胶质及沥青质含量高、含蜡量低的特点。
一、区块开发历程该区块1997年投入开发，采用蒸汽吞吐开发方式，按照70m井距正方形井网进行开发，因蒸汽吞吐产量递减幅度大，2004年在直井间部署水平井挖潜剩余油，2005年进行SAGD先导试验，随后油井大规模转为SAGD开发方式。
蒸汽吞吐油井进入后期采出程度高，生产效果差，2016年开始蒸汽驱先导试验，采用不规则反九点注采井网，验证了井组实施蒸汽驱的可行性。
二、开发方式概述1.蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是向油井中注入一定量的热蒸汽，再进行一段时间焖井，等蒸汽的热量扩散到油层，原油达到可流动状态，再进行开井生产的一种开采方法。
粘温敏感性是超稠油蒸汽吞吐的主要机理。
蒸汽吞吐的采油原理可以归纳为：原油经蒸汽加热后，粘度降低、流动性增强；对于压力较高油层，油层的弹性能量释放增加了驱油动力；岩石和流体的热膨胀作用提高了回采能力；注入高温蒸汽可降低界面张力，降低流动阻力；高温蒸汽对于岩石的冲刷作用可以解除近井带的污染，起到良好的解堵作用；高温蒸汽改变岩石的润湿性，增加了流向井底的可动油。
蒸汽吞吐是目前超稠油开发中应用最广的开发方式，也是杜84块开发初期最主要的开发方式，区块内油井多轮吞吐生产后，在其开发规律、生产特点、开发矛盾等方面取得了逐步的认识。
超稠油蒸汽吞吐开在不同吞吐周期间，不同周期内，不同油藏特征，都体现不同生产特征。
通过对蒸汽吞吐机理研究，在生产管理中不断提高认识，解决各项生产矛盾，使蒸汽吞吐取得了较好的开发效果。
2.SAGD。
SAGD的含义是蒸汽辅助重力泄油，是1978年由Butler等提出的一种特殊的针对稠油或超稠油并随着水平井技术发展起来的蒸汽驱技术。
超稠油藏开采规律分析
超稠油油藏开采规律分析一、开发历程及开采现状曙一区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时由于埋藏深、原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。
八十年代后期，辽河油田与加拿大联合开展了“曙一区兴隆台油层超稠油油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取心及蒸汽吞吐试采。
九十年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1-36-234井蒸汽吞吐试采成功，向国家储委申报杜84块、杜212块探明石油地质储量，但由于工艺技术的原因，开发工作并未开展。
1996年6月4日，杜84块曙1－35－40井采用“越泵加热降粘举升工艺”进行蒸汽吞吐开采获得成功，该井第一周期累积注汽2444t，生产了146d，平均日产油12.4t/d，累积产油1812t,使超稠油开采取得了突破性进展，同时打开了曙一区超稠油开采局面。
此后，相继投入开发了杜229块、杜84馆陶油层，均取得了较好的开发效果。
截止到2002年底，辽河油区曙一区超稠油累积探明石油地质储量17672×104t，动用石油地质储量6631×104t。
由于各种开采工艺技术的不断创新和开发水平的提高，目前年产油量达到200.8×104t，已建成250×104t以上生产规模。
二、地质情况简介曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶，是辽河油田稠油最富集的区块之一，构造面积约为45Km2，纵向上共发育了六套含油层系。
曙一区兴隆台油层砂体主要分为砾岩、砂砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、含泥砾质砂岩、含泥含砾砂岩、砂岩、不等砾砂岩、含泥砂岩九类，泥质含量7～12%；粘土成分分别为：蒙脱石62%、伊利石23%、高岭石9%、伊蒙混层和绿泥石9.5%；有效孔隙度26～33%，渗透率988～2133×10-3μm2，含油饱和度60-65%，属大孔、高渗储层；50℃时原油粘度平均为20×104mPa·s，20℃时密度为1.0-1.01 g/cm3，胶质沥青质含量49-59%，凝固点25.0℃，含蜡量2.0%；地层温度为38℃-45℃，地温梯度3.8℃/100m；原始压力8.6Mpa，压力梯度1.015MPa/100m，三、超稠油生产特点曙一区超稠油地面脱气原油粘度高达20×104mPa.S左右,流动性能很差，可流动温度在80℃左右。
杜84块馆陶组储层SAGD开发动态参数的研究
技术与应用经济与社会发展研究杜84块馆陶组储层SAGD开发动态参数的研究中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院 祝云昭摘要：目前，SAGD技术已在杜84块馆陶组储层的开发中推广应用多年，但由于早期开发时受动态跟踪技术界限的影响，未及时对该块油井生产参数进行动态跟踪及预测，为进一步提升区块SAGD开发措施效果，提高对区块的整体认识，通过整理分析区块开发参数，完善现场跟踪评价，完成了杜84块馆陶组储层SAGD开发动态参数界限的研究，希望以此理论数据作为基础，指导现场实施。
关键词：杜84块；馆陶组储层；SAGD；动态参数一、杜84馆陶油层的地质特点杜84块馆陶储层为湿型冲积扇沉积，具有埋深较浅的特点，一般为地下530m-1150m，储集空间以原生粒间孔为主，成岩作用较弱，是典型的高空-高渗储层。
油层平面连片分布，产状以中厚层为主，储层平均有效厚度达91.7m，油藏原始压力6.0Mpa-6.5Mpa，50℃原油黏度是一般在5×104mpa·s-25×104mPa.s，在原始地层条件下，极难发生流动。
二、注气动态参数研究（一）注气压力在SAGD开发中，油藏压力是决定蒸汽腔发育的关键因素，蒸汽腔是否发育良好又直接决定了油藏整体的驱油效率。
通过研究杜84块馆陶储层原油粘温特性，发现油藏压力在温度的影响下较为敏感，提升蒸汽腔的温度可以有效提高油藏压力，进而提升驱油效率。
但油藏压力的升高同时会抑制蒸汽腔向地层深部的扩展，加速盖层热损失，导致储层升温所需的热量增大。
因此，蒸汽腔压力的确定需借助数值模拟研究，研究表明油藏压力控制在3.0Mpa-4.0Mpa时，SAGD开发效果较好。
蒸汽气化潜热的利用率是决定注气压力的关键因素。
由蒸汽性质我们可知，蒸汽压力与汽化潜热成反比关系，也就是说如果储层要实现汽化潜热利用最大化，就要合理降低注汽压力。
按上文所述，蒸汽腔压力应控制在3.0Mpa-4.0Mpa之间。
中深层稠油油藏SAGD开采技术
中深层稠油油藏SAGD开采技术摘要：针对辽河油田曙一区中深层稠油油藏开发现状及存在问题，通过多年的室内研究与实验、联合攻关和不断创新，形成了较为完善的SAGD注汽、举升和动态监测等一系列工艺技术，为保证辽河油田持续稳产提供了强大的技术支持。
关键词：SAGD；注汽；举升；监测1 曙一区杜84块基本情况1.1 油藏概况曙一区构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，为倾向南东的单斜构造，油藏埋深530m-1100m。
主要有杜84块和杜229块两个SAGD开发区块，总探明含油面积8.7km2，已动用3.5 km2；总探明地质储量7708×104t，已动用3561×104t。
该块主要具有以下地质特征：1) 断块整装，构造形态简单；2) 受沉积环境影响，各层组油层发育差异大；3) 储层胶结松散、物性好，为中-高孔、高渗-特高渗储层。
；4) 边、底、顶水活跃，油水关系复杂；5) 油层埋深浅，原始地温低；6) 原油性质差，属超稠油。
地面脱气原油20℃时密度一般大于1.0g/cm3，50℃时粘度一般在16～23×104mPa•s，地层温度为38～45℃，原始地层条件下不能流动。
表1-1 曙一区超稠油油藏基本参数1.2 开发现状目前，辽河油田杜84块超稠油SAGD已开发26个井组，其中先导试验区8个井组，扩大18个井组。
其中，直井与水平井组合22个井组，双水平井组合4个井组。
26个井组SAGD阶段累积注汽505.42万吨，累积产液478.91万吨，累积产油100.76万吨，累计油汽比0.199，累计采注比0.948。
截止到2010年6月17日，SAGD开发日注汽5850吨，日产液8242吨，日产油1510吨，含水81.7%，瞬时油汽比0.26，瞬时采注比1.41。
年注汽119.7万吨，年产液141.8万吨，年产油26.5万吨，年油汽比0.22，年采注比1.18（见图1-1）。
辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用
辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用孙振彪【摘要】辽河油田杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期,伴随水平井实施规模不断扩大,开发矛盾日益突出,水平段动用不均一直是普遍存在的主要矛盾.分析认为水平段储层非均质性强、水平段蒸汽超覆、周边直井采出程度差异和注汽管柱工艺存在弊端是造成水平段动用不均的主要影响因素,为此,采取直平井组合吞吐、注化学药剂辅助回采和完善注汽管柱工艺技术,达到调整水平段动用不均、提高动用程度、改善开发效果的目的.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)003【总页数】3页(P76-78)【关键词】辽河油田;杜84块;水平井技术;注汽工艺【作者】孙振彪【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE345辽河油田曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，含油面积6.2 km2，地质储量8 273×104 t，纵向上发育3套层系，即馆陶油层组、兴隆台油层兴I－Ⅳ组和兴Ⅵ组，其中兴隆台油层组油藏埋深660～810 m，油层有效厚度20～80 m；平均孔隙度27.6%，平均渗透率1.92×10－3μm2；20℃地面脱气原油密度大于1.0g／cm3，50℃时原油粘度为（7.2～16.8）×104 mPa·s；凝固点平均在25℃以上；原始地层温度为38～45℃，属中厚层状边底水超稠油油藏。
随着蒸汽吞吐开发进入中后期，产量维持难度逐步加大，水平井开发为维持稳产日显重要。
特种油开发公司自2003年开始规模实施水平井以来，截止2011年底共投产吞吐水平井159口，占总井数的13.4%，年产油近40×104 t，占总产量的31.1%，产量所占的比重逐年增大。
但是随着水平井规模实施的深入，水平井水平段动用不均的矛盾日趋突出。
监测资料显示，水平井水平段动用不均的井约占80%，动用较差的水平井段约占总井段的1／2至2／3，水平段动用不均严重影响了水平井的生产效果。
超稠油水平井注采同体技术研究与应用
第４ 卷 第１ 期
Ｒ Ｅ Ｓ Ｅ Ｒ Ｖ Ｏ Ｉ Ｒ Ｅ Ｖ Ａ Ｌ Ｕ Ａ Ｔ Ｉ Ｏ Ｎ Ａ Ｎ Ｄ Ｄ Ｅ Ｖ Ｅ Ｌ Ｏ Ｐ Ｍ Ｅ Ｎ Ｔ ２ ０ １ ４ 年２ 月
超稠油水平井注采同体技术研究与应用
孙振彪
（ 中国石油辽河油 田公司特种油开发公 司 ， 辽宁 盘锦 １ ２ ４ ０ １ ０ ） 摘要 ： 针对辽 河油 田曙一区杜 ８ ４区块超稠 油水平井局部井位部署 区域 因储层物性差 、 压 力高 ， 在蒸 汽吞 吐开采初 期存在溢
流， 而延 缓油井正 常下泵转抽作 业时间 ， 降低 油井生产 时率， 错过最佳 回采 时机 ， 影响油井 生产效果 的 问题 ， 开展 了水 平井 注采 同体技术 的研 究。该技 术可 以在油井注入 蒸汽前将注蒸 汽管柱、 采 油管柱和抽 油泵同时下入井 内， 经过注蒸汽 、 焖井 和 放喷 后， 无 需进 行转抽作 业的工序 ， 而直 接挂抽 生产 。通 过现场应 用 ， 取得 了较好 的回采效果 ， 提高 了油 井生产时率和
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｇ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｄ ｅ ｐ ｌ ｏ ｙ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｒ ｅ ａ ｏ ｆ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ ｈ ｅ ａ ｖ ｙ ｏ ｉ ｌ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｏ ｆ Ｄｕ ８ ４ ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｏ ｆ Ｓ ｈ ｕ 一１ ａ ｒ ｅ ａ ｉ ｎ Ｌ ｉ ａ ｏ ｈ ｅ ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ａ ｒ ｅ
油汽 比， 有 效地 解决 了水平 井生产 中 因溢流而影响生产 的难题。 关键词 ： 超稠 油； 水平 井； 溢流 ； 注采 同体技术
中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． ４ ４ 文献标识码 ： Ａ
杜84块超稠油吞吐生产特点及对策研究
杜84块超稠油吞吐生产特点及对策研究【摘要】互层状超稠油开发是油田开发领域的重大难题，不同开发阶段，都有新的矛盾出现。
结合油井存在的具体问题，采取配套工艺技术可有效解决油层堵塞和污染、采注比低、汽窜、出砂、高轮次地层压力低等问题，最大限度发挥油井潜能。
【关键词】超稠油蒸汽吞吐主要问题生产特点对策研究1 地质特征研究杜84兴隆台油层构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，北以杜32断层为界，东边界为杜79断层，西部以杜115断层为界，南以储量计算线为界。
构造形态为一北西向南东倾斜的单斜构造，地层倾角为2°～ 4°，东南地层倾角最陡约为7°左右。
油藏埋深-650～850m。
原油全分析统计结果表明，杜84块超稠油原油物性具有“四高一低”的特点，即地面脱气原油具有密度大、粘度高、凝固点高、胶质+沥青质含量高、含蜡量低的特点。
2 超稠油蒸汽吞吐生产特点2.1 吞吐各阶段表现出不同特点和开采规律（1）初级阶段（1～2周期）生产特点；（2）高峰期（3～6周期）生产特点；（3）递减阶段（7周期～）生产特点。
3 主要问题超稠油吞吐开发中，由于各个时期的生产特点不同，地层、油品性质等参数也有变化，造成的矛盾和问题也不同。
主要存在下面几个问题：3.1 初期阶段注汽压力高、采注比低杜84块兴隆台油层埋深较浅，油层胶结疏松，破裂压力介于11.0-13.5mpa之间，平均为12.4mpa，而绝大部分油井蒸汽吞吐初期的注汽压力为15.0mpa，使油层压开裂缝。
注入蒸汽在裂缝中推出较远，转入生产后随着井底附近油层压力和温度快速下降，裂缝愈合，把相当一部分热量损失在远井地带，致使油井在短时间内大幅递减且回采水率低。
3.2 高峰期井间干扰严重，油层纵向动用差异大由于超稠油原油粘度大，流动性能差，在蒸汽刚注入时，在井底附近形成高压区，随着蒸汽的不断注入，高压蒸汽必然在渗透率最大或高采出强度的低压区突进，垂向扫油系数一般很难超过50%，蒸汽突破后，形成条带状蒸汽管流，经过多次注汽，相邻两井管流连通，导致汽窜发生。
曙一区杜84块蒸汽吞吐开发潜力分析
曙一区杜84块超稠油构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段，纵向上开发馆陶和兴隆台2套含油层系。
油藏类型包含薄互层状、厚层状油藏等。
区块油藏原油以高密度、高黏度为主要特征，属于典型超稠油油藏。
自1998年正式投入开发以来，随着投入开发的油藏及动用储量的不断增加和老区加密调整，经过上产阶段和稳产阶段，2008年开始进入递减期。
采出程度为19.01％，可采储量采出程度为86.5％。
年注汽130.5×104t，年油汽比为0.49，油井平均吞吐12.5周期。
一、油藏概况1.地质特点。
研究区油藏具有埋深浅、厚度大、储量丰度高的特点：油藏埋深浅：杜84块馆陶组油层深度530～640m，兴隆台油层深度660～810m。
油藏厚度大：杜84块馆陶组油层有效厚度106.0m，兴隆台油层有效厚度82.0m。
油藏储量丰度高：杜84块储量丰度为973.7×104t/km2，为大型超稠油油藏。
2.细化开发层系。
随着开发的深入，研究区总井数达到1343口，井网密度达到197口/Km2，为准确掌握油藏状况提供了可靠依据。
将开发层系进行细化，杜84块细分为16个小层。
二、蒸汽吞吐开发面临不利因素1.采出程度高。
普通超稠油目前已采出可采储量的86.5％，已进入蒸汽吞吐开发后期，主力油层采出程度在60％以上，平均吞吐采出程度达到43%。
2.吞吐周期高、地层能量低、低效井数多。
据统计，目前平均吞吐12.5周期。
吞吐规律显示，第8周期后开始递减，周期间递减率为15％，10周期以后平均周期间递减率为5％。
主力区块地层压力降至原始地层压力的10％～20％，杜84块的地层压力已由原始的10.6MPa下降到目前的1.2 MPa。
低油汽比井逐年增加，周期油汽比小于0.25的低效井占当年总井数的比例45％，吞吐选井难度逐年增大，超稠油蒸汽吞吐已进入开发中后期。
3.受低效井影响，注汽规模萎缩。
由于低效井不断增加，生产时间长，注汽选井难度不断加大，注汽井次由1025降至685，注汽量下降了140.2×104t。
杜84块兴Ⅵ组SAGD吞吐预热效果分析
杜84块兴Ⅵ组SAGD 吞吐预热效果分析苗 慧(中油辽河油田公司,辽宁盘锦 124010) 摘 要:辽河油田特种油开发公司为满足“十一五”稳产要求,同时有效提高最终采收率,于2006年在曙一区杜84块兴Ⅵ组开展SAGD 试验,已经取得了先导实验的成功,预计可提高采收率24%左右。
先导试验前转入前温度场、压力场及热连通均没达到转入要求,技术人员通过对水平井及直井共同吞吐预热4-5周期后,地层温场达到100℃,压力场降到3-4MPa 之间,同时形成有效热连通,达到转入SAGD 要求。
关键词:SAGD;温场;压力场;热连通;吞吐预热; 中图分类号:T E 357 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0052—04 杜84-平43CP-平46井组位于杜84块西北部,含油面积0.14km 2,地质储量140×104t 。
转入SAGD 前井组累注汽60.66×104t,累采油32.9×104t,累积油汽比0.54,采出程度达到23.5%。
为探索超稠油蒸汽吞吐的接替技术,进一步提高最终采收率,2006年在该井组实施SAGD 开发先导试验。
由于试验区地层条件不满足转入SAGD 要求,必须通过吞吐预热实现油藏降压,并形成有效热连通,才能进行SAGD 先导试验。
1 SAGD 机理研究及先导试验区吞吐预热原因分析1.1 SAGD 机理研究SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术)理论于1978年由罗杰.巴特勒博士提出,理论体系基于注水采盐原理,利用盐水的密度差异,由重力作为主导力,实现高浓度盐溶液向下流动,进而采出。
SAGD 技术通过向油藏注入蒸汽,实现油藏的立体加热,被加热的原油由于重力作用向下流动,由下方生产井采出。
常见的SAGD 布井方式有两种:第一种是双水平井布井,即在油藏底部部署一对上下平行的水平井,上面水平井注汽,下面水平井采油(图1左图);第二种是直井与水平井组合方式,即在油藏底部部署一口水平井,在其上方部署几口直井,直井注汽,水平井采油(图1右图)。
杜84块氮气辅助SAGD开采技术现场试验分析
根据 上 述理 论研 究 ， 辽 河 油 田对 曙 一 区 杜 ８ ４块 馆 陶组油 藏 于 ２ ０ １ １年 ７月 份 与 １ ２月 份 进 行 了两 轮
稠油Ｓ Ａ ＧＤ 注 氮 气 现 场 试 验 ， 结果表 明， 超稠油 ｓ ＡＧ Ｄ注 氮气（ 即Ｓ ＡＧ Ｐ ） 过程 中， 通过对 注入 氮气方式 、 氮 气 与 蒸
汽体积 比 、 氮 气 注入 量 、 氮 气 注入 位 置 等 参 数 进 行 优 化 ， 能 够有 效 解 决 蒸 汽 腔 突 进 ， 油汽 比低 等 问题 。
石
２ ０ １ ３ 年 ３月
油
地
质
与
工
程
Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ Ｏ Ｌ Ｅ ＵＭ Ｇ Ｅ Ｏ Ｌ Ｏ ＧＹ Ａ Ｎ Ｄ Ｅ Ｎ ＧＩ ＮＥ Ｅ Ｒ Ｉ Ｎ Ｇ
第２ ７ 卷 第 ２期
文章 编 号 ： １ ６ ７ ３ —８ ２ １ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ２—０ ０ ６ ３ —０ ３
相隔， 无 泥 岩 隔层 。
腔 的顶 部位 置 ， 可 抑制 氮气 的 回采量 。
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ２—１ ０—２ ０
曙一 区杜 ８ ４块 馆 陶组 油藏 自 ２ ０ ０ ５年 开始 进行 Ｓ Ａ ＧＤ 的 ４个 先 导 试 验 井 组 以来 ， 目前 已经完 成 了 全 部 一期 工 程 的 ２ １个开 发井 组 （ 不包 括 ４个 先导 试 验 井组 ） ， 从 近 ７年 的先 导试 验 以及一 期 工程 各井 组 的生产 中 ， 取 得 了宝 贵 的经验 ， 获 得 了令 人满 意 的成
杜84兴隆台井间加密水平井治理对策研究
杜 ８ ４兴 隆台井 间加
平井治理对 策研究
（ 辽宁 省盘锦 市辽河油 田分公 司金马油 田开发 公司物资供应站经营管 理组，１ ２ ４ ０ １ ｏ ）
摘 要： 水平井 目前 已成 为油 田开发的一种重要手 段。目前杜８ ４ 兴 隆台超稠油油藏共有 水平 井５ ６ Ｈ， 占总井数 的１ ２ ． ９ ｏ ／ ｏ ， 年产油７ ． ６ ８ 万吨， 占总产量的 １ ９ ． ８ ％。 受油藏开发阶段 、 储层非均质特征 以及完井 方式 的影 响， 目前水平井主要存在“ 井况差、 高含水、 低产能 ’ ， 等三大主要矛盾 ， 共有各类 问题井２ ２ Ｈ， 占 水平 井总数的３ ９ ％。针对 以上主要矛盾， 在深入问题剖析、 精细潜力研究的基础上 ， 重 点攻克大修侧 钻、 出水井 治理 、 能量 补充等关键技术 ， 使水 平井生产
及 应用 ， 有力改善了水平井生产效果 。 通过 开展杜 ８ ４兴隆 台井间加密水平 井对 策研 究， 针对套 坏、 出水 、 低 产三 大矛盾 ， 阶段组织 实施各类 措施 １ １ ４ 井次， 增油 ５ ． ２ ８ ｘ １ ０ ４ ｔ 。通过均匀注汽水平井 高动用段提 高了 １ ３ ％， ２ ０ １ ２年 以来 兴隆台水平井产 量稳定在 ２ ４ ０ ｔ ／ ｄ ， ２ ０ １ ２年、 ２ ０ １ ３年 综合递 减分别 为一 ６ ． ９ ％、 ３ ． ７ ％。 创 经 济 效 益 ７ ８ １ ３ ． ４万 元 。
，
３ ． ２ ． ２边底 水侵入 此类问题井主要集中在兴Ⅵ组水 平井， 兴Ⅵ组油藏为块状底水稠油油 藏， 油层底部同水层直接接触， 无明显的隔夹层， 极易形成底水上窜 。典型
井如杜 ８ ４ 一 兴平 １ ２ ３ 井分析脚尖部位底 水侵 入， 导致前五个周期平均含水
曙一区杜84块SAGD开发三维建模和数值模拟研究
１ １ 构 造 模 型 ．
选择 整个 先导 试验 区作为 建 立地 质模 型 的 目标 区域 。模 型平 面上 和纵 向上 的网格 划分 遵 循 以下原
则 ： 网格 为 笛卡 尔坐 标 系下 的非 均匀 网格 系 统 ； ① ②
在 参 数粗 化 中 ， 过分 析 单 井 储 层 物 性 的分 布 通
验 。
关 键 词 ： 一 区 ； 汽 辅 助 重 力 泄 油 ； 值 模 拟 ； 态优 化 调 整 曙 蒸 数 动
中 图分 类 号 ： Ｅ ４ Ｔ ３５
文献标识码 ： Ａ
蒸 汽辅 助重 力 泄油 （ ＡＧＤ） 油层 纵 向上 共 有 ５个 砂 岩 组 ， 个 砂 岩组 各 平均 厚度 在 ２ ～４ Ｉ ７ １Ｉ。为 了建 立 符 合 实 际 的油 藏 Ｔ 数值 模 型 ， 期纵 向上将 ５个 砂 岩 组分 别 划 分 为 ２ 初 Ｏ
分 别 划 分 为 ２个 、 个 、 个 、 ３ ５ ７个 和 ２ １个 小 层 ， 此 因 纵 向上 按 照 ３ ８个 层 考 虑 ， 以 最 终 粗 化 后 建 立 的 三 所 维 地质 模 型为 ６ ０×３ ×３ ＝８ ４ ８ ８ ６６ ０个 网格 节 点 。
面及 纵 向 网格 的划 分 、 数 场 的建 立 以 及 流 体 岩 石 参
收 稿 日期 ： ０ ９—０ ２０ ９—２ ； 回 日期 ： ０ ０—０ ４改 ２１ ３—１ ７
韩 梅
（ 江 大 学 ， 北 荆 卅 ３ ０ ３ 长 湖 Ｉ ４２ ） ４
摘 要 ： ０ ５年 辽 河 油 田 曙一 区杜 ８ ２０ ４块 馆 陶 油 层 开展 了 四 个 井 组 的 直 井 与 水 平 井 组 合 蒸 汽 辅 助 重 力 泄 油 （ ＡＧ Ｓ Ｄ） 先 导 试 验 。 为确 保 Ｓ Ｄ 生产 效 果 ， 室 内 采 用 Ｐ ｔｅ 建 立 ４个 水 平 井 组 的 ６ ＡＧ 在 ｅｒ ｌ ０×３ ×３ ＝８ ４ ８ ８ ６６ ０网格 节 点地 质 模
杜84区块水平井钻井配套技术研究与应用
论文指导教师签名：
指导小组成员签名：
I
东北石油大学工程硕士专业学位论文
水平井钻井工艺完善及在辽河油田的应用 摘 要
通过对辽河油田杜 84 块地质状况的分析，开展了油藏部署设计研究、水平井、侧 钻水平井钻井工艺技术及工具仪器配套研究、稠油热采防砂工艺技术研究、钻井液完井 液技术研究和短半径侧钻水平井技术研究。在杜 84 块部署水平井、侧钻水平井 19 口， 完成 9 口水平井、侧钻水平井的地质轨迹跟踪。改进后的螺杆钻具其造斜能力可提高 10%～20%，满足轨迹控制的需要，井眼轨迹控制精度可达±1m 左右。在保证施工安 全和不污染油层的前提下，用一套泥浆体系完成造斜井段和水平井段的施工。针对不同 区块采用不同的防砂筛管效果显著。 完成了短半径侧钻水平井理论研究和计算机软件的 编制，以及配套工具、仪器的改进。共完成水平井、侧钻水平井 9 口，油层钻遇率在 87%以上。 关键词：水平井；油藏部署；钻井工艺技术；工具仪器；防砂筛管
II
东北石油大学工程硕士专业学位论文
The Improvement and Application of Horizontal Well Drilling Technology in Liaohe Oilfield ABSTRACT
Reservoir array design study,horizontal wells, the improvement of sidetracking horizontal well drilling technology and instruments study, technique study for sand prevention with heavy oil thermal recovery,drilling and completion fluid technique study and short radius side tracking horizontal well technique study were carried out by analyzing geological condition of Du 84 block in Liaohe oilfield. Horizontal wells and sidetracking horizontal well 19 wells were depolied in Du 84 block.Geological trajectory tracking of horizontal wells and sidetracking horizontal well was completed 9 wells.Deflecting force of the improved screw drill tool improved 10%～20%.The improved screw drill tool filled the demands of traction control.controlling accuracy of wellbore trajetory could reach ±1m.A cement slurry is used to achieve construction of angle buildup interval and net horizontal section on the premise that construction guarantees safety and was non-pollutive to oil reservoir.The effect of different blocks with different sand control screen is remarkable.The theory study of short radius sidetracking horizontal well,the preparation of computer software,matching tools and the improvement of the instrument were completed.Horizontal wells and sidetracking horizontal.9 horizontal wells and sidetracking horizontal were drilled with oil reservoir encountering rate of over 87%. Keywords: horizontal wells, reservoir array,drilling technology,instruments, sand control
改善杜84块超稠油水平井开发效果对策研究
与直井相比，水平井在超稠油吞吐开发过程中具有较大的优势，其生产井段长，周期产量高，日产能力高。
水平井整体部署开发后，为超稠油开发注入了新的活力，随着开发深入，油井陆续转入中高轮开采后，生产上显现出一些矛盾，产量呈现逐轮递减的趋势，为了延缓产量的迅速递减，我们需要制定行之有效的措施来改善水平井的生产效果。
一、影响水平井开发效果的主要因素曙一区杜84块2003年开始部署水平井，随着部署井数的增加，产量逐年上升，但蒸汽吞吐属压力衰竭式开采，随着开发时间的延长，水平井陆续进入中高轮开采阶段，逐渐暴露出油井吞吐效果变差、产量递减幅度大等问题,通过对超稠油蒸汽吞吐规律和影响因素进行分析，得到影响水平井吞吐效果变差的几点主要矛盾：1.井间干扰严重，油井间汽窜频繁。
水平井加密部署于直井间，受周围直井采出程度差异的影响，地层连通状况不一，经反复注汽最终形成汽窜通道；注汽时，蒸汽沿固定汽窜通道窜至邻井，导致水平井与周边直井之间汽窜频繁，井间干扰严重，蒸汽波及体积减小，热利用率降低。
水平井间同样也存在汽窜关系，水平井间70米井距，水平段脚跟与邻井脚尖井距较近，随着吞吐轮次的增加，底层亏空加大，汽窜更为严重，并且水平井大规模的部署之后，注汽锅炉不能满足同注同采，汽窜现象降低了蒸汽的热利用率，严重影响了水平井的生产效果。
2.随吞吐轮次升高，地下亏空增大，地层压力下降。
通过多轮的开采，水平井地下亏空逐轮增加，统计表明水平井吞吐到9轮，平均单井地层亏空为2.3万吨，同时地层压力不断下降，注汽压力由11.5MPa下降到7.1MPa，地层能量不足，严重影响了水平井的回采效果。
3.水平井水平段油层动用状况不均。
由于水平井水平段不同部位油层物性存在差异，导致蒸汽吞吐过程中，地层吸汽强度存在差异，注入地层蒸汽在水平渗透率较高的部位易于突破，导致蒸汽波及体积小，水平段动用程度不均，高轮次吞吐水平井水平段油层动用状况不均现象尤为明显。
4.随吞吐轮次升高，措施效果变差。
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辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。
通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。
水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。
水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。
%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。
储层物性具中—高孔、高—特高渗特征。
油层平面上连片分布，产状以中厚—厚层、块状为主。
原始地层温度为38℃，原始地层压力为7.4 MPa。
油品性质具有“三高一低”的特点，即原油密度高（20℃原油密度为1.001 g/cm3）、原油黏度高（50℃时原油黏度为16.8×104mPa·s）、原油凝固点高（平均在25 ℃ 以上）、含蜡量低（平均在2%左右），属超稠油油藏。
理论研究和实际生产效果表明，以水平井开采超稠油具有明显的优势：水平井可以大井段钻开油层，大幅度增加重力泄油面积，能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量，利于高速开发；水平段生产压差较小，可以有效防止底水锥进，并减缓地层出砂；水平井生产井段长，泄油面积大，适于超稠油开发［2-6］。
针对杜84块超稠油油藏笔者开展了水平井部署方式优化研究、优化注采参数研究及吞吐后开展SAGD提高采收率技术研究，并已经在现场进行实施，取得显著效果。
1 超稠油水平井部署方式研究超稠油水平井的合理部署在一定程度上可以解决油藏纵向、层间矛盾，弱化层内矛盾，缓解流体矛盾。
根据杜84块油藏条件，应用油藏数值模拟，笔者对超稠油油藏吞吐水平井部署进行优化研究，以指导该块水平井的部署与实施。
1.1 油层厚度确定油层厚度是影响水平井产能的一个非常重要的因素。
此次研究对不同单层厚度下水平井的蒸汽吞吐生产动态进行了模拟，模拟的厚度分别为3 m，5 m，10 m，15 m，20 m，30 m 和40 m。
模拟结果表明，随着厚度的增加，吞吐周期数增加，生产时间延长，累积油汽比增高，累积产油量也逐渐增大（图1），但厚度大于20 m后增幅明显减缓。
由简单的经济评估可知，当油层厚度大于4 m时，吞吐生产才有效益，而油层厚度大于20 m之后，依靠吞吐开采采收率降低，不利于油藏的充分动用，需要依靠其他手段来进一步提高采收率。
图1 不同油层厚度累积产油量变化曲线Fig.1 Cumulative oil production under different reservoir thickness1.2 方向优选从油藏地质因素的角度考虑，水平段方向最好垂直于砂体延伸方向、最大水平渗透率方向、垂直裂缝带延伸方向及边水侵入方向。
考虑到杜84块地应力方向主要是北西—南东向，水平井部署应该垂直于地层主应力方向，以北东—南西向为优，即平行于构造线方向。
此次研究模拟了2种水平井加密部署方位：北东—南西向，距直井35 m；东—西向，距直井25 m。
水平井段长度为350 m时，模拟结果表明北东—南西向布井效果较好。
分析其原因，一方面是因为北东—南西向布井单井控制面积大，供油范围广；另一方面是该方向剩余油较多。
因此，推荐加密水平井的方位为北东—南西向。
1.3 井距确定在水平井段长度相同的条件下，应用数值模拟方法对杜84块水平井合理井距进行了研究，包括50 m，70 m，100 m，150 m 等 4 种井距方案，结果见表1。
表1 不同井距条件下水平井开发指标预测Table 1 Predicted development index of horizontalwell under different well spacing井距/m 生产时间/d 水/104t 油汽比采收率/%50 1 716 6.370 8 2.369 7 3.383 5 0.397 23.4 70 2 078 6.370 8 2.962 1 4.229 4 0.465 20.9 100 2 165 6.370 8 3.096 2 4.325 6 0.486 15.3 150 2 203 6.370 8 3.115 6 4.458 9 0.489 10.2累积注汽/104t累积产油/104t累积产从采收率指标看，50 m井距采收率最高，为23.4%；70 m井距采收率次之，为20.9%；100 m和150 m井距采收率较低，分别为15.3%和10.2%。
从产油量指标看，随井距增加产油量增加，当井距大于70 m时产油量增幅减小。
从加热半径看，水平井蒸汽吞吐阶段最大加热半径与直井相近，为30 m左右。
综合上述3项指标，确定杜84块水平井蒸汽吞吐的合理井距为70 m。
1.4 水平井段长度优选水平井段的长度决定了其与油层的接触面积，水平井段越长，油井与油层的接触面积越大。
在给定注汽速度350 t/d、井底蒸汽干度50%、注汽温度300℃、注汽强度15 t/m的条件下，模拟了水平井段长度分别为 200 m，250 m，300 m，350 m，400 m，450 m，500 m时的开采效果。
模拟结果表明，水平井段长度对累积产油量影响很大。
从图2可以看出，随着水平井段长度的增加，累积产油量逐渐升高，当水平井段超过400 m后，累积产油量增加幅度明显减小，而净产油量反而降低。
这是因为，水平井段越长，需要注入的蒸汽量就越大，由于井筒的热损失使有效加热油层的热量降低，造成单位蒸汽量获得的采油量（油汽比）也降低，而要获得相同的采油量就需要以更多的蒸汽量来换取。
因此，根据模拟研究结果，从水平井产量和经济效益两方面分析，建议水平井段长度在300～400 m为宜。
图2 水平井段长度对吞吐效果的影响Fig.2 Effect of horizontal well length on cyclic steam stimulation1.5 水平井段在油层中的位置在一个较厚的连续油层中，水平井在油层中处于什么位置对蒸汽吞吐生产较为有利，需要进行模拟研究。
以目前该块油层厚度为9.2 m为基础，模拟了以下3种位置：①水平井在油层的上部，距离顶部2 m；②水平井在油层的中部；③水平井在油层的下部，距离底部2 m。
模拟结果表明（图3），水平段所处的位置对蒸汽吞吐生产动态有较大的影响。
水平井在油层下部时，由于蒸汽的超覆和原油的重力作用，增加了蒸汽在油层中的波及体积；此外，加热后可流动的原油在平面压差及垂向重力的双重作用下泄流到井筒，动用的油层厚度相应增加，从而提高了产油量和原油采收率。
图3 不同水平井垂向位置产油变化曲线Fig.3 Cumulative oil production at different vertical position of horizontal well2 水平井吞吐注采参数优化超稠油水平井吞吐效果的好坏，不仅取决于油藏条件、水平井部署设计，还取决于注采参数的合理性。
2.1 周期注汽量优化对一个特定的油藏，在已有的油藏地质特征和原油物性条件下，周期注汽量直接影响蒸汽吞吐开采的效果。
图4是水平井第一周期的注汽强度（单位油层厚度的注汽量）优选结果。
从产油指标看，随着注汽强度增加，平均日产油量增加；当注汽强度大于15 t/m时，增幅变缓；当注汽强度为20 t/m时，平均日产油量达到最大，即24 t/d；当注汽强度再增加，平均日产油量则开始下降。