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摘 要：2007年起在东三段开展了蒸汽驱先导试验，并取得了一定的效果，但受油藏埋藏深、原油粘度大、注采井网等因素制约，先导试验井组开发指标始终未达到方案要求。近年来通过深化蒸汽驱开发机理研究，开展了高干度注汽、优化注采参数、间歇蒸汽驱、多手段提液等措施，蒸汽驱开发效果明显改善。
关键词：蒸汽驱；井底干度；注汽速度；采注比
1、基本情况
洼38块东三段埋深1375m，平均孔隙度22.3%，平均渗透率1066×10?3μm2，为中高孔、高渗储层，非均质性较弱。油层厚度平均21.5m，50℃地面脱气原油粘度15090mPa·s，属于中深层层状特稠油油藏。
2007年开展了100m井距反九点井网蒸汽驱先导试验，截止2011年12月，共有注汽井7口，日注汽984t，生产井42口，井开37口，日产液964.9m3/d，日产油84t/d，含水91.3%，瞬时油汽比0.09，瞬时采注比0.98，累产油10.86×104t，累计油汽比0.11， 累计采注比0.96。
2、影响深层蒸汽驱开发效果的主要因素
2.1油藏埋藏深、现有隔热条件下注入蒸汽井底干度低
东三段油藏埋深-1240～-1430m，在现有隔热技术条件下，深层油藏注汽井的井筒模拟结果表明，注汽速率为100t/d，井口蒸汽干度为75%，井深为1400m时，井底干度只有20%～30%[1]，而蒸汽驱操作参数要求井底干度>40%，因此在现有隔热技术下蒸汽驱已基本无效。
2.2蒸汽热损失大，汽腔扩展慢、驱替效果差
深层油藏井底干度低，汽化潜热低，即注入地层的有效热量低，受油层厚度薄影响，蒸汽在地层中的热损失进一步加大。原油粘度大，所需驱动力很高，井间压力、温度梯度大，汽腔扩展慢，高温热场形成的范围小，随着原油粘度对数的增大，蒸汽驱采收率呈线性下降。
2.3反九点蒸汽驱井网存在的技术瓶颈
2.3.1现有隔热条件下深层蒸汽驱必须采用较高的注汽速度以保证井底干度
现场实践表明，注汽速度为120t/d，井底蒸汽干度为41.5%，换言之，东三段蒸汽驱最低注汽速度不能低于120t/d，否则变成热水驱，本质上无法实现蒸汽驱。
2.3.2油藏特点决定深层蒸汽驱无法实现提液目标
东三段油层油井比产液指数为1.09t/MPa·m·d，转驱时地层压力为2.5Mpa，按照井底流压控制在0.5Mpa技术界限，东三段油井日产液能力38.6t/d，反九点井网注采井数比为1：3，单井组排液能力116t/d，在最低注汽速度120t/d条件下，东三段反九点井网理论极限采注比为0.97，井网设计无法满足采注比要求，井组排液能力有限，必然导致采注比低、油藏压力上升，蒸汽腔难以扩展，蒸汽驱达不到预期效果。
3、改善中深层汽驱开发效果的主要做法
3.1高干度注汽，保证深层汽驱井底干度
数值模拟结果表明注汽干度由75%提高到99%，蒸汽腔体积扩大约20%。通过安装汽水分离器，出口蒸汽干度达99%，干度取样结果表明相同注汽排量下高干度注汽井底干度上升10%。
3.2以液定注，合理优化注汽量
综合油藏工程法、动态分析法、测试资料，确定在注入干度99%的条件下，最低注汽速度为100～110t/d之间，井组采注比在1.05～1.2之间，理论上可以满足采注比>1的要求。
3.3分层注汽，提高纵向动用程度
从蒸汽驱注汽井吸汽剖面结果看，蒸汽驱目的层上部d3Ⅱ1吸汽量以10%速度逐年增加；平均温度比下部油层高14.7℃，为提高纵向动用程度，优选隔层稳定、井况完好2口注汽井开展同心管柱分层分注试验，通过提高下部d3Ⅱ2油层注汽强度改善油层动用状况。
3.4间歇汽驱，提高蒸汽热利用效率
油藏工程研究认为关井停注汽期间热量从油藏顶部的蒸汽带向下面的低温带传递[2]。当恢复注汽后，油层下部加热后使等温线比未停注时更向上扩展了，因此提高垂向及平面扫油系数，进而提高采收率。对最目前处在突破阶段的洼18-K13、洼18-15C井组转入间歇汽驱，对其注采动态调整以控制蒸汽窜流，延长有效汽驱开采期。
3.5多手段提液，提高蒸汽驱井组采注比
按照井底流压控制在0.5MPa的技术界限，通过放大生产压差，提高油井产液能力，采取提高冲次、换大泵、加深泵挂深抽、使用泵效高的高温泵等措施提液，蒸汽驱先后实施提液154井次，措施平均单井日产液由20.9t/d上升至30.1t/d。
4、实施效果
通过上述工作，蒸汽驱开发效果得到明显改善。截止到目前，整个试验区共有注汽井7口，日注汽856t，生产井开井48口，日产液1327.2m3/d，日产油128t/d，含水90.3%，瞬时油汽比0.15，瞬时采注比1.6，累产油19.54×104t，累产液192.1×104t，累注汽153×104t，累计油汽比0.13， 累计采注比1.3。
5、结论与建议
（1）中深层特稠油薄互层油藏注汽热损失大，对蒸汽驱操作参数变化反映敏感，适合高干度稳定注汽。
（2）中深层蒸汽驱的最佳注汽速度的确定是取得良好开发效果的重要前提，合理的注汽速度即要满足井底干度大于40%，同时也要满足采注比大于1。
（3）控制地层压力是保证蒸汽驱开发取得成功的关键核心，提液工作应作为常态化工作进行。
参考文献
[1]任芳祥，周鹰，孙洪安等.深层巨厚稠油油藏立体井网蒸汽驱机理初探[J].特种油气藏，2011，18（6）：61.
[2]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997：480.
作者简介
夏友斌，工程师，生于1981.8，2007年毕业于大庆石油学院石油工程专业，目前从事地质开发方面工作
关键词：蒸汽驱；井底干度；注汽速度；采注比
1、基本情况
洼38块东三段埋深1375m，平均孔隙度22.3%，平均渗透率1066×10?3μm2，为中高孔、高渗储层，非均质性较弱。油层厚度平均21.5m，50℃地面脱气原油粘度15090mPa·s，属于中深层层状特稠油油藏。
2007年开展了100m井距反九点井网蒸汽驱先导试验，截止2011年12月，共有注汽井7口，日注汽984t，生产井42口，井开37口，日产液964.9m3/d，日产油84t/d，含水91.3%，瞬时油汽比0.09，瞬时采注比0.98，累产油10.86×104t，累计油汽比0.11， 累计采注比0.96。
2、影响深层蒸汽驱开发效果的主要因素
2.1油藏埋藏深、现有隔热条件下注入蒸汽井底干度低
东三段油藏埋深-1240～-1430m，在现有隔热技术条件下，深层油藏注汽井的井筒模拟结果表明，注汽速率为100t/d，井口蒸汽干度为75%，井深为1400m时，井底干度只有20%～30%[1]，而蒸汽驱操作参数要求井底干度>40%，因此在现有隔热技术下蒸汽驱已基本无效。
2.2蒸汽热损失大，汽腔扩展慢、驱替效果差
深层油藏井底干度低，汽化潜热低，即注入地层的有效热量低，受油层厚度薄影响，蒸汽在地层中的热损失进一步加大。原油粘度大，所需驱动力很高，井间压力、温度梯度大，汽腔扩展慢，高温热场形成的范围小，随着原油粘度对数的增大，蒸汽驱采收率呈线性下降。
2.3反九点蒸汽驱井网存在的技术瓶颈
2.3.1现有隔热条件下深层蒸汽驱必须采用较高的注汽速度以保证井底干度
现场实践表明，注汽速度为120t/d，井底蒸汽干度为41.5%，换言之，东三段蒸汽驱最低注汽速度不能低于120t/d，否则变成热水驱，本质上无法实现蒸汽驱。
2.3.2油藏特点决定深层蒸汽驱无法实现提液目标
东三段油层油井比产液指数为1.09t/MPa·m·d，转驱时地层压力为2.5Mpa，按照井底流压控制在0.5Mpa技术界限，东三段油井日产液能力38.6t/d，反九点井网注采井数比为1：3，单井组排液能力116t/d，在最低注汽速度120t/d条件下，东三段反九点井网理论极限采注比为0.97，井网设计无法满足采注比要求，井组排液能力有限，必然导致采注比低、油藏压力上升，蒸汽腔难以扩展，蒸汽驱达不到预期效果。
3、改善中深层汽驱开发效果的主要做法
3.1高干度注汽，保证深层汽驱井底干度
数值模拟结果表明注汽干度由75%提高到99%，蒸汽腔体积扩大约20%。通过安装汽水分离器，出口蒸汽干度达99%，干度取样结果表明相同注汽排量下高干度注汽井底干度上升10%。
3.2以液定注，合理优化注汽量
综合油藏工程法、动态分析法、测试资料，确定在注入干度99%的条件下，最低注汽速度为100～110t/d之间，井组采注比在1.05～1.2之间，理论上可以满足采注比>1的要求。
3.3分层注汽，提高纵向动用程度
从蒸汽驱注汽井吸汽剖面结果看，蒸汽驱目的层上部d3Ⅱ1吸汽量以10%速度逐年增加；平均温度比下部油层高14.7℃，为提高纵向动用程度，优选隔层稳定、井况完好2口注汽井开展同心管柱分层分注试验，通过提高下部d3Ⅱ2油层注汽强度改善油层动用状况。
3.4间歇汽驱，提高蒸汽热利用效率
油藏工程研究认为关井停注汽期间热量从油藏顶部的蒸汽带向下面的低温带传递[2]。当恢复注汽后，油层下部加热后使等温线比未停注时更向上扩展了，因此提高垂向及平面扫油系数，进而提高采收率。对最目前处在突破阶段的洼18-K13、洼18-15C井组转入间歇汽驱，对其注采动态调整以控制蒸汽窜流，延长有效汽驱开采期。
3.5多手段提液，提高蒸汽驱井组采注比
按照井底流压控制在0.5MPa的技术界限，通过放大生产压差，提高油井产液能力，采取提高冲次、换大泵、加深泵挂深抽、使用泵效高的高温泵等措施提液，蒸汽驱先后实施提液154井次，措施平均单井日产液由20.9t/d上升至30.1t/d。
4、实施效果
通过上述工作，蒸汽驱开发效果得到明显改善。截止到目前，整个试验区共有注汽井7口，日注汽856t，生产井开井48口，日产液1327.2m3/d，日产油128t/d，含水90.3%，瞬时油汽比0.15，瞬时采注比1.6，累产油19.54×104t，累产液192.1×104t，累注汽153×104t，累计油汽比0.13， 累计采注比1.3。
5、结论与建议
（1）中深层特稠油薄互层油藏注汽热损失大，对蒸汽驱操作参数变化反映敏感，适合高干度稳定注汽。
（2）中深层蒸汽驱的最佳注汽速度的确定是取得良好开发效果的重要前提，合理的注汽速度即要满足井底干度大于40%，同时也要满足采注比大于1。
（3）控制地层压力是保证蒸汽驱开发取得成功的关键核心，提液工作应作为常态化工作进行。
参考文献
[1]任芳祥，周鹰，孙洪安等.深层巨厚稠油油藏立体井网蒸汽驱机理初探[J].特种油气藏，2011，18（6）：61.
[2]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997：480.
作者简介
夏友斌，工程师，生于1981.8，2007年毕业于大庆石油学院石油工程专业，目前从事地质开发方面工作