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【摘要】东南边缘区属于稠油油藏，位于齐40断块边部，相对断块中部油藏发育较差，因此在蒸汽驱过程中与断块中部体现出不同的汽驱特征，本文综述了该井区地质体的特点，进而阐述了在此地质体条件下蒸汽驱的开发效果、从储层物性、地质特征入手，对区域内高温、低产井进行了系统分析和论证，通过实施注汽参数动态调控等技术达到了提高井区采注比，合理控制开采压力，减缓开发矛盾，使蒸汽驱达到良好開发效果的目的。
【关键词】东南边缘区 齐40块 蒸汽驱 汽驱特征
1 油藏概况
东南边缘区位于齐40块莲花汽驱的东南部，油藏埋深920-1050m，地层倾角5-9°，油层厚度24.7m，孔隙度24.2%，渗透率1673毫达西，属高孔高渗储层，原始油水界面1050m。单井厚度最大46.4m，平均有效厚度为25m。沿井点连线圈定含油面积0.436km2，有效厚度30.95m。原油地质储量为349.0156×104t。
2 开采现状
2.1 注入状况
井区共有注汽井16口，由于主力层单一，受储层发育影响，汽驱见效早，稳产期短，突破快，突破后递减率大。针对井区开发现状对部分注汽强度大井组实施优化注汽量。2011年3月对区域内注汽井进行了动态调控，其中动态调控降注井组11口；对井区内油层薄，主力油层单一，纵向无接替层；平面受效较均匀，无井网调整空间；井组采出程度高，目前已处于突破阶段的2个井组转为间歇注汽。
2.2 开采状况
井区控制生产井70口，开井数60口，日产液1300t，日产油179t，综合含水86.2%，阶段采注比0.86，阶段油汽比0.08，井口温度58℃，动液面794m。按照先导区和65井组见效技术界限划分，东南边缘区于2009年3月份进入驱替阶段，由于主力层单一，汽驱见效早，稳产期短，于2010年7月进入蒸汽驱突破阶段生产。
3 汽驱生产特征
3.1 产量变化特征
与转驱前相比日产液由457.6 t上升到1494t，增加了1036t，日产油由40.3t上升到184t，增加了144t，综合含水由91.2%下降到87.7%，下降了3.5个百分点，汽驱效果明显。由于区域位于齐40块构造较低部位，东部与边底水区相邻，受边底水的影响，转驱前返水率高，采注比较高，转驱后采出程度高的油井受效快，产液量上升幅度大。
3.2 温度变化特征
随着注入量、采出量的增加，井口产液、温度呈明显上升趋势。与转驱前相比温度由27℃上升到53℃，上升了26℃。随着汽驱的不断深入，井区内82%的油井均不同程度的见到汽驱效果，井口温度上升趋势较快。
3.3 压力变化特征
随着蒸汽驱时间的延长，动液面呈逐渐上升趋势，与转驱前相比由915m上升到795m，上升了120m，可见随着汽驱的深入，井底压力正逐渐得到恢复，油井供液能力得到有效提升。
4 开发效果分析
4.1 井区生产特征符合蒸汽驱阶段开发效果
转驱后随着转驱时间的延长，各项生产参数发生了明显的变化，主要是产液量、产油量、综合含水、温度明显上升，地层压力逐渐恢复，与汽驱生产特征相一致，符合汽驱动态变化规律。
4.2 油井受效显著，液升幅度大
由于井区处于构造低部位，东部与边底水区相邻，受边底水的影响，转驱前返水率高，采注比较高，转驱后采出程度高的油井受效快，产液量上升幅度大。总体上油层纵向主力层位发育莲Ⅰ油层组1砂体和莲Ⅱ油层组1砂体，属于孔隙度发育好，渗透率较高的区域。
从受效井分布位置看，东南边缘区Ⅰ类受效井居多，占受效比例的57.1%；从受效井油层分布看，Ⅰ类、Ⅱ类受效井主要分布在油藏内部，Ⅲ类、Ⅳ类受效井主要分布在油藏边部或油藏内部但受一定边底水影响区域。
4.3 措施效果好，汽驱平面开采特征明显
（1）对低效油井实施引效18井次，增加日产液125t，增加日产油13t，累计增油6101t。
（2）采取换大泵、调参等措施，提高井组采注比。实施提液措施6口，累计增油2971t。
（3）对泵况差井实施检泵35井次，累计增油6606t。
（4）实施长停井复产9口，日增油12t，累计增油5542t。
5 调控情况及效果
5.1 调控情况
东南边缘区转驱以来，开发矛盾日渐突出，由于油层薄，主力油层单一，纵向上油层动用较高，导致井区温场发展过快，油井汽窜现象严重，蒸汽的热利用率降低，2010年7月进入突破阶段后，油汽比由0.1下降到0.07，下降趋势较明显，汽驱效果变差。因此2011年3月针对井区开发矛盾实施了动态调控措施，缓解了开发矛盾。对平面内蒸汽波及较为均衡，纵向上由于油层非均质性等因素造成单层指进及温场发展过快的13个井组进行注汽量动态调控。调控后区块产量处于平稳趋势，开发指标有所提高。与调控前相比，日产液减少181t，日产油减少2t，日注汽量减少764t，采注比上升了0.4，油汽比上升了0.05。
5.2 调控效果
（1）优化注汽量后抑制了高渗层蒸汽指进速度，延缓汽窜的发生，汽腔形态发生改变，油井产量上升。
由于注汽速率的降低，控制了汽腔前缘推进速度，油汽运移方向发生改变，层间矛盾得到改善，延缓了汽窜的发生，日产油呈稳中有升趋势，动态调控效果较好。通过合理优化注汽量，高渗层吸汽强度降低，低渗层吸汽强度增强，调整了吸汽剖面，汽窜现象得到一定减缓，汽窜井由调整前的3口/月下降到目前0口/月。
（2）调控初期，高渗层吸汽强度降低，层间矛盾得到改善。从区域观察井观28井温监测资料显示，注汽量动态调控后，主力吸汽层强度降低，汽窜方向蒸汽波及得到限制，减少了层间干扰，低渗透层得到动用，调控前莲Ⅰ油层温度相对较低133℃，调控后油层温度上升到162℃，汽腔形态发生改变，纵向上吸汽效果得到改善。区域产量下降趋势得到抑制，实现了产量基本平稳，调控效果较好。
6 认识及建议
6.1 认识
井区自2010年7月进入突破阶段后，产量呈明显下降趋势，为改善汽驱效果，抑制产量递减速度，2011年上半年通过“注汽调控为主、油井增产为辅”的综合治理措施的实施，取得了较好的调控效果，实现了产量基本稳定。
（1）优化注汽量降注后，压力场重新分布，提高了弱势方向储量动用的程度，汽窜现象得到一定减缓。
（2）区域产量下降趋势得到抑制，开发指标得到改善，提高了油汽比，与调控前相比，油汽比上升了0.05。
6.2 下步建议
（1）对分注不合格井及时调整，平衡井组吸汽状况，延缓汽窜时间，确保汽驱效果。
（2）对因井况差停产的油井，通过资料分析论证，建议实施大修、更新措施，完善井网，减小开发矛盾。
（3）对井区内低产井实施注汽引效，加快温场形成速度，改变汽流方向，提高井组汽驱效果。
参考文献
[1] 张锐.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1999：130～160
【关键词】东南边缘区 齐40块 蒸汽驱 汽驱特征
1 油藏概况
东南边缘区位于齐40块莲花汽驱的东南部，油藏埋深920-1050m，地层倾角5-9°，油层厚度24.7m，孔隙度24.2%，渗透率1673毫达西，属高孔高渗储层，原始油水界面1050m。单井厚度最大46.4m，平均有效厚度为25m。沿井点连线圈定含油面积0.436km2，有效厚度30.95m。原油地质储量为349.0156×104t。
2 开采现状
2.1 注入状况
井区共有注汽井16口，由于主力层单一，受储层发育影响，汽驱见效早，稳产期短，突破快，突破后递减率大。针对井区开发现状对部分注汽强度大井组实施优化注汽量。2011年3月对区域内注汽井进行了动态调控，其中动态调控降注井组11口；对井区内油层薄，主力油层单一，纵向无接替层；平面受效较均匀，无井网调整空间；井组采出程度高，目前已处于突破阶段的2个井组转为间歇注汽。
2.2 开采状况
井区控制生产井70口，开井数60口，日产液1300t，日产油179t，综合含水86.2%，阶段采注比0.86，阶段油汽比0.08，井口温度58℃，动液面794m。按照先导区和65井组见效技术界限划分，东南边缘区于2009年3月份进入驱替阶段，由于主力层单一，汽驱见效早，稳产期短，于2010年7月进入蒸汽驱突破阶段生产。
3 汽驱生产特征
3.1 产量变化特征
与转驱前相比日产液由457.6 t上升到1494t，增加了1036t，日产油由40.3t上升到184t，增加了144t，综合含水由91.2%下降到87.7%，下降了3.5个百分点，汽驱效果明显。由于区域位于齐40块构造较低部位，东部与边底水区相邻，受边底水的影响，转驱前返水率高，采注比较高，转驱后采出程度高的油井受效快，产液量上升幅度大。
3.2 温度变化特征
随着注入量、采出量的增加，井口产液、温度呈明显上升趋势。与转驱前相比温度由27℃上升到53℃，上升了26℃。随着汽驱的不断深入，井区内82%的油井均不同程度的见到汽驱效果，井口温度上升趋势较快。
3.3 压力变化特征
随着蒸汽驱时间的延长，动液面呈逐渐上升趋势，与转驱前相比由915m上升到795m，上升了120m，可见随着汽驱的深入，井底压力正逐渐得到恢复，油井供液能力得到有效提升。
4 开发效果分析
4.1 井区生产特征符合蒸汽驱阶段开发效果
转驱后随着转驱时间的延长，各项生产参数发生了明显的变化，主要是产液量、产油量、综合含水、温度明显上升，地层压力逐渐恢复，与汽驱生产特征相一致，符合汽驱动态变化规律。
4.2 油井受效显著，液升幅度大
由于井区处于构造低部位，东部与边底水区相邻，受边底水的影响，转驱前返水率高，采注比较高，转驱后采出程度高的油井受效快，产液量上升幅度大。总体上油层纵向主力层位发育莲Ⅰ油层组1砂体和莲Ⅱ油层组1砂体，属于孔隙度发育好，渗透率较高的区域。
从受效井分布位置看，东南边缘区Ⅰ类受效井居多，占受效比例的57.1%；从受效井油层分布看，Ⅰ类、Ⅱ类受效井主要分布在油藏内部，Ⅲ类、Ⅳ类受效井主要分布在油藏边部或油藏内部但受一定边底水影响区域。
4.3 措施效果好，汽驱平面开采特征明显
（1）对低效油井实施引效18井次，增加日产液125t，增加日产油13t，累计增油6101t。
（2）采取换大泵、调参等措施，提高井组采注比。实施提液措施6口，累计增油2971t。
（3）对泵况差井实施检泵35井次，累计增油6606t。
（4）实施长停井复产9口，日增油12t，累计增油5542t。
5 调控情况及效果
5.1 调控情况
东南边缘区转驱以来，开发矛盾日渐突出，由于油层薄，主力油层单一，纵向上油层动用较高，导致井区温场发展过快，油井汽窜现象严重，蒸汽的热利用率降低，2010年7月进入突破阶段后，油汽比由0.1下降到0.07，下降趋势较明显，汽驱效果变差。因此2011年3月针对井区开发矛盾实施了动态调控措施，缓解了开发矛盾。对平面内蒸汽波及较为均衡，纵向上由于油层非均质性等因素造成单层指进及温场发展过快的13个井组进行注汽量动态调控。调控后区块产量处于平稳趋势，开发指标有所提高。与调控前相比，日产液减少181t，日产油减少2t，日注汽量减少764t，采注比上升了0.4，油汽比上升了0.05。
5.2 调控效果
（1）优化注汽量后抑制了高渗层蒸汽指进速度，延缓汽窜的发生，汽腔形态发生改变，油井产量上升。
由于注汽速率的降低，控制了汽腔前缘推进速度，油汽运移方向发生改变，层间矛盾得到改善，延缓了汽窜的发生，日产油呈稳中有升趋势，动态调控效果较好。通过合理优化注汽量，高渗层吸汽强度降低，低渗层吸汽强度增强，调整了吸汽剖面，汽窜现象得到一定减缓，汽窜井由调整前的3口/月下降到目前0口/月。
（2）调控初期，高渗层吸汽强度降低，层间矛盾得到改善。从区域观察井观28井温监测资料显示，注汽量动态调控后，主力吸汽层强度降低，汽窜方向蒸汽波及得到限制，减少了层间干扰，低渗透层得到动用，调控前莲Ⅰ油层温度相对较低133℃，调控后油层温度上升到162℃，汽腔形态发生改变，纵向上吸汽效果得到改善。区域产量下降趋势得到抑制，实现了产量基本平稳，调控效果较好。
6 认识及建议
6.1 认识
井区自2010年7月进入突破阶段后，产量呈明显下降趋势，为改善汽驱效果，抑制产量递减速度，2011年上半年通过“注汽调控为主、油井增产为辅”的综合治理措施的实施，取得了较好的调控效果，实现了产量基本稳定。
（1）优化注汽量降注后，压力场重新分布，提高了弱势方向储量动用的程度，汽窜现象得到一定减缓。
（2）区域产量下降趋势得到抑制，开发指标得到改善，提高了油汽比，与调控前相比，油汽比上升了0.05。
6.2 下步建议
（1）对分注不合格井及时调整，平衡井组吸汽状况，延缓汽窜时间，确保汽驱效果。
（2）对因井况差停产的油井，通过资料分析论证，建议实施大修、更新措施，完善井网，减小开发矛盾。
（3）对井区内低产井实施注汽引效，加快温场形成速度，改变汽流方向，提高井组汽驱效果。
参考文献
[1] 张锐.稠油热采技术[M].北京：石油工业出版社，1999：130～160