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[摘要]草27区块为一常温常压、高渗、构造岩性、超稠油油藏。该区块于2008年2月开始产能建设，初期单井日油15t/d，效果较好。但是由于储层薄，供液能力差，油井周期生产时间非常短。平均仅69d，且早期油井完井方式不配套，导致报废井1313，现有井网储量控制程度较差，本次方案在精细地质研究基础上，对区块报废井进行更新，开展转蒸汽驱研究，充分论证了转汽驱可行性及必要性，提高区块采收率。
[关键词]馆陶 稠油 蒸汽驱
中图分类号：P747+.12 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0087-01
一、基本概况
草27馆陶组位于东营市广饶县大营乡，处于乐安油田东区东部，草古l潜山北斜坡。含油面积2.37km2，地质储量288×104t。属于常温常压、高渗、构造岩性、超稠油油藏。该块自2008年2月开始产能建设，目前该区共投产油井33口，累计产油6.68×104t，采出程度2.3%，累计油汽比0.204t/t，開井19口，日产油水平73t/d，综合含水71.3%。
二、开发效果评价
（一）目前井网对储量动用状况
区块投产初期，油藏采取斜错式井网，与正对式井网相比，累积采油量相对较高，最终采收率高0.19%。油藏原始井网排距150m，井距100m，从数模优化结果分析，以上参数具有较好的经济效益。该区初期投产总井33口，该区累计动用面积4.04km2，动用储量381×104t，井网密度8.2口/km2，平均单控储量11.5×104t，井网对储量的控制程度较好。早期完井方式为筛管完井，对该类储层适应性差，因井况问题导致停井13口，导致储量失控150×104t，损失可采储量24×104t。现有井网储量控制程度较差。
（二）产能评价
该区原油粘度高，地层能量差，周期内液面迅速下降，开井40天以内，液面就下降到500m以下。能量下降陕导致周期内产能递减怏，液量下降快，初期周期效果差。该区水平井第一周期内日递减2.32%，高于直井递减率。统计该区26口结束第一周期生产井：平均周期天数仅69天，产油342t，平均日产5t/d。随着周期轮次的增加，地下温度场逐渐形成，加热半径逐渐增大，周期产能逐渐变好。第3周期后达到产能峰值期，平均日产达到6t/d，周期油汽比达到O.322t/t。
（三）地层能量评价
草27块原始能量差，原油粘度高，因此供液能力差：区块投产初期动液面即在400m左右，投入开发4年来动液面基本稳定在400～600m之间。该区原始地层压力7.4～7.5MPa。
（四）配套工艺评价
该块2008年投入开发，开发初期为筛管完井，对该类储层适应性差，因井况问题导致停井1313，2009年以后改为套管完井，解决了这一问题，未再发生因套管错断而停井。同时不断完善配套工艺，逐渐形成了一整套适用于该油藏开发的钻采工艺，周期效果整体好于早期投产井。
三、转汽驱油藏工程设计
（一）、井网方式
从数值模拟研究的不同井网形式下的蒸汽驱末温度场来看，采用注汽井和生产井斜错式布井时蒸汽加热的范围大，驱油均匀，更能有效地动用地质储量和提高采收率。该区现有井网为吞吐、斜错式井网。转驱后井网形势必须根据现有井网，部署为反5点井网。
（二）、汽驱阶段注汽参数优化
（1）注汽速度。根据目前的工艺技术水平情况，优化了汽驱阶段四种不同注汽速度的水平井蒸汽驱开发效果：注汽速度越大，蒸汽驱累积油汽比越小。当注汽速度为5t/h时，采收率最高，达到了54.31%时的油汽比也较高。因此，推荐汽驱阶段注汽速度5t/h。（2）注汽量。采取间歇方式注汽，年注汽200天，年注汽2.4万吨。（3）采注比。从数值模拟优化的结果看，随着汽驱阶段采注比增大，方案累积油汽比增加，采出程度先增加后逐渐降低。采注比越小，采收率增加的幅度越大，当采注比达到1.2以上，采收率增加的幅度就变小了，甚至出现降低的趋势。为降低汽驱地层压力，提高蒸汽体积，应尽可能提高排液量。因此，采注比推荐1.2以上。（4）注汽干度。数值模拟优化结果表明：注汽干度越高，采收率越高，净采油量越大。根据现有技术以及设备的承受能力，设计井底干度大于40%，井口干度大于90%。（5）注汽压力。注汽压力的变化直接影响蒸汽干度。注汽压力越低，蒸汽腔扩展体积越大，生产效果越好。在保证注汽干度的条件下，尽量降低注汽压力。数模结果显示注汽压力为10MPa时，蒸汽驱末温度场范围较大，井问剩余油饱和度最低，表明该注汽压力下，井间动用半径最大，汽驱效果最为显著。（6）注汽引效。正常情况，受效井无需另注汽。但根据草20及草南区块汽驱经验，个别井末期仍表现出供液不足的现象，需注汽引效。若油井供液不足，周期注汽1000～1500t，其他引效参数按照草27块老井吞吐参数。
㈢、生产参数
（1）日产液量。根据数模结果，采注比1.2左右时，采收率和经济效益最好。按照优化结果，注汽速度5t/h，单井日注汽120t。因此井组最佳日产液144t左右，采油井按平均原则配产，实际生产过程中根据液面调整生产制度。单井液量28.8t/d。（2）产能递减规律。根据草南汽驱经验：汽驱阶段前两年见效后日油上升1.5倍，日液上升到2倍，上升到最高值后，初期递减10-15%，后期加大到20%以上。（3）综合时率。借鉴草20及草南汽驱经验，由于减少了转周次数，汽驱井生产时率高于吞吐井，去除检泵及停电因素，实际汽驱综合时率为0.82，年开井天数300天。
四、方案部署及实施效果
（一）部署原则
该块为水平井开发，超稠油水平井汽驱目前在国内尚无可借鉴的先例，井网、注采参数需逐步优化，因此计划：1、2012年以井网完善为主；2、2012年转驱一个先导试验井组，根据汽驱效果逐渐扩大汽驱范围；3、2013年在现有吞吐井网基础上全面转驱，提高油藏采收率。
（二）井网规划
计划更新油井11口，转汽驱注汽井9口，形成汽驱井组9个，其中先导试验井组一个。方案实施完成后总井31口，其中转驱后汽驱注汽井9口，汽驱采油井22口。
（三）先导试验井组。确定草27-平18井组为先导试验井组，中心注汽井1口，汽驱采油井413，其中需更新2口。
（四）实施效果
转驱计划分步走，分四年完成，2012年转先导试验井组1个，更新油井11口，到2015年9个井组全部转驱完成。到2012年5月底，方案已实施更新井4口，初期日产液133.6t/d，日产油30.4t/d，综合含水77.2%；目前日产液76.7t/d，日产油20.6t/d，综合含水73.1%。累计产油2069吨，取得了较好的开发效果。预计方案全部实施后，总井31口，其中转驱后汽驱注汽井9口，汽驱采油井22口（直井1口），汽驱十年后采出程度达到9.77%，区块日产油能力86t/d，采油速度O.67%，年注汽17.3×104m，sup>3，年产油能力2.6×104t，年油气比0.15。
[关键词]馆陶 稠油 蒸汽驱
中图分类号：P747+.12 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0087-01
一、基本概况
草27馆陶组位于东营市广饶县大营乡，处于乐安油田东区东部，草古l潜山北斜坡。含油面积2.37km2，地质储量288×104t。属于常温常压、高渗、构造岩性、超稠油油藏。该块自2008年2月开始产能建设，目前该区共投产油井33口，累计产油6.68×104t，采出程度2.3%，累计油汽比0.204t/t，開井19口，日产油水平73t/d，综合含水71.3%。
二、开发效果评价
（一）目前井网对储量动用状况
区块投产初期，油藏采取斜错式井网，与正对式井网相比，累积采油量相对较高，最终采收率高0.19%。油藏原始井网排距150m，井距100m，从数模优化结果分析，以上参数具有较好的经济效益。该区初期投产总井33口，该区累计动用面积4.04km2，动用储量381×104t，井网密度8.2口/km2，平均单控储量11.5×104t，井网对储量的控制程度较好。早期完井方式为筛管完井，对该类储层适应性差，因井况问题导致停井13口，导致储量失控150×104t，损失可采储量24×104t。现有井网储量控制程度较差。
（二）产能评价
该区原油粘度高，地层能量差，周期内液面迅速下降，开井40天以内，液面就下降到500m以下。能量下降陕导致周期内产能递减怏，液量下降快，初期周期效果差。该区水平井第一周期内日递减2.32%，高于直井递减率。统计该区26口结束第一周期生产井：平均周期天数仅69天，产油342t，平均日产5t/d。随着周期轮次的增加，地下温度场逐渐形成，加热半径逐渐增大，周期产能逐渐变好。第3周期后达到产能峰值期，平均日产达到6t/d，周期油汽比达到O.322t/t。
（三）地层能量评价
草27块原始能量差，原油粘度高，因此供液能力差：区块投产初期动液面即在400m左右，投入开发4年来动液面基本稳定在400～600m之间。该区原始地层压力7.4～7.5MPa。
（四）配套工艺评价
该块2008年投入开发，开发初期为筛管完井，对该类储层适应性差，因井况问题导致停井1313，2009年以后改为套管完井，解决了这一问题，未再发生因套管错断而停井。同时不断完善配套工艺，逐渐形成了一整套适用于该油藏开发的钻采工艺，周期效果整体好于早期投产井。
三、转汽驱油藏工程设计
（一）、井网方式
从数值模拟研究的不同井网形式下的蒸汽驱末温度场来看，采用注汽井和生产井斜错式布井时蒸汽加热的范围大，驱油均匀，更能有效地动用地质储量和提高采收率。该区现有井网为吞吐、斜错式井网。转驱后井网形势必须根据现有井网，部署为反5点井网。
（二）、汽驱阶段注汽参数优化
（1）注汽速度。根据目前的工艺技术水平情况，优化了汽驱阶段四种不同注汽速度的水平井蒸汽驱开发效果：注汽速度越大，蒸汽驱累积油汽比越小。当注汽速度为5t/h时，采收率最高，达到了54.31%时的油汽比也较高。因此，推荐汽驱阶段注汽速度5t/h。（2）注汽量。采取间歇方式注汽，年注汽200天，年注汽2.4万吨。（3）采注比。从数值模拟优化的结果看，随着汽驱阶段采注比增大，方案累积油汽比增加，采出程度先增加后逐渐降低。采注比越小，采收率增加的幅度越大，当采注比达到1.2以上，采收率增加的幅度就变小了，甚至出现降低的趋势。为降低汽驱地层压力，提高蒸汽体积，应尽可能提高排液量。因此，采注比推荐1.2以上。（4）注汽干度。数值模拟优化结果表明：注汽干度越高，采收率越高，净采油量越大。根据现有技术以及设备的承受能力，设计井底干度大于40%，井口干度大于90%。（5）注汽压力。注汽压力的变化直接影响蒸汽干度。注汽压力越低，蒸汽腔扩展体积越大，生产效果越好。在保证注汽干度的条件下，尽量降低注汽压力。数模结果显示注汽压力为10MPa时，蒸汽驱末温度场范围较大，井问剩余油饱和度最低，表明该注汽压力下，井间动用半径最大，汽驱效果最为显著。（6）注汽引效。正常情况，受效井无需另注汽。但根据草20及草南区块汽驱经验，个别井末期仍表现出供液不足的现象，需注汽引效。若油井供液不足，周期注汽1000～1500t，其他引效参数按照草27块老井吞吐参数。
㈢、生产参数
（1）日产液量。根据数模结果，采注比1.2左右时，采收率和经济效益最好。按照优化结果，注汽速度5t/h，单井日注汽120t。因此井组最佳日产液144t左右，采油井按平均原则配产，实际生产过程中根据液面调整生产制度。单井液量28.8t/d。（2）产能递减规律。根据草南汽驱经验：汽驱阶段前两年见效后日油上升1.5倍，日液上升到2倍，上升到最高值后，初期递减10-15%，后期加大到20%以上。（3）综合时率。借鉴草20及草南汽驱经验，由于减少了转周次数，汽驱井生产时率高于吞吐井，去除检泵及停电因素，实际汽驱综合时率为0.82，年开井天数300天。
四、方案部署及实施效果
（一）部署原则
该块为水平井开发，超稠油水平井汽驱目前在国内尚无可借鉴的先例，井网、注采参数需逐步优化，因此计划：1、2012年以井网完善为主；2、2012年转驱一个先导试验井组，根据汽驱效果逐渐扩大汽驱范围；3、2013年在现有吞吐井网基础上全面转驱，提高油藏采收率。
（二）井网规划
计划更新油井11口，转汽驱注汽井9口，形成汽驱井组9个，其中先导试验井组一个。方案实施完成后总井31口，其中转驱后汽驱注汽井9口，汽驱采油井22口。
（三）先导试验井组。确定草27-平18井组为先导试验井组，中心注汽井1口，汽驱采油井413，其中需更新2口。
（四）实施效果
转驱计划分步走，分四年完成，2012年转先导试验井组1个，更新油井11口，到2015年9个井组全部转驱完成。到2012年5月底，方案已实施更新井4口，初期日产液133.6t/d，日产油30.4t/d，综合含水77.2%；目前日产液76.7t/d，日产油20.6t/d，综合含水73.1%。累计产油2069吨，取得了较好的开发效果。预计方案全部实施后，总井31口，其中转驱后汽驱注汽井9口，汽驱采油井22口（直井1口），汽驱十年后采出程度达到9.77%，区块日产油能力86t/d，采油速度O.67%，年注汽17.3×104m，sup>3，年产油能力2.6×104t，年油气比0.15。