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【摘要】齐40块自1998年在莲Ⅱ油层组开展了4个井组的蒸汽驱先导试验，2003年在试验区西侧开辟了7个井组的扩大区试验，目前已见到了明显的汽驱效果。2006年底到2007年初在先导和扩大区取得成功的基础上，在齐40块的中部主体部位实施了65个井组的转驱。此次分析的莲Ⅱ中部井区的13个井组全部在2006年12月底前转驱，目前已平稳生产10个月。
【关键词】齐40块 莲Ⅱ油层组 蒸汽驱
1 地质概况
齐40块于1987年以200m正方形井网投入吞吐开发，先后经历3次大规模调整，吞吐标定采收率仅为32.4%，开发潜力极为有限。为转变稠油开发方式，寻找提高区块最终采收率的途径，1998年在莲Ⅱ油层组按70m井距反九点井网开展了4个井组的蒸汽驱先导试验，2003年在试验区西侧开辟了7个井组的扩大区试验，扩大驱目前处于蒸汽驱替阶段，目前已见到了明显的汽驱效果。
此次研究的中部井区13个井组是18-
027、17-k026、15-k024、17-028、16-027、15-026、14-025、15-k028、12-027、13-k028、14-k029、15-030、16-029，其中分注8个井组，笼统注汽5个井组。
2 生产效果分析
2.1 转驱后动态变化趋势
莲Ⅱ油层组中部的13个井组共有常规注汽井13口，开井30口，日注汽1435m3，控制生产井69口，开井67口，目前为止已受效井为63口，日产液1732.8t，日产油284.1t，综合含水83.6%，月油汽比0.14，月采注比0.85。
与转驱前相比，转驱后油井日产液量上升，油量稳定上升，单井平均日产液由原来的11.9t上升到24.4t，平均单井日产油由3.2t上升到4.0t，含水逐步进入平稳状态，井口温度明显上升。
通过对比，可以看出，在蒸汽驱转驱的初步阶段即热连通阶段，可细分为3个阶段：
（1）启动阶段。莲Ⅱ油层组中部13个井组蒸汽驱从2006年12月初开始进入转驱，到2006年底全部成功转驱。此阶段受效井多分布于油层发育比较好、渗透率较高、转驱前地层温度较高、地层压力较低，构造部位较高等易受到汽驱影响的部位，多为内部多向受效井，能够多方向受到蒸汽的效果；且转驱前含油饱和度相对较高部位（>0.55），井距较近，蒸汽容易波及到。
（2）过渡阶段。此阶段的生产特点是日产液、日产油，井口温度，综合含水呈稳步上升趋势，此阶段受效井多分布于油层发育较差、渗透率不高、蒸汽推进速度慢；转驱前地层温度较高、地层压力较高，不利于热连通的建立；位于常注井的下行部位，注入的蒸汽，形成的蒸汽腔不易波及到；也多为边部单向受效井，转驱前含油饱和度相对较低部位（0.50～0.55）。
（3）稳产阶段。此阶段的生产特点是日产液、日产油、井口温度、综合含水呈平稳趋势。此阶段无受效井。
2.2 与先导试验区井组同期效果对比
先导试验转驱初期液量、油量下降，直至6个月后产量才开始上升。而中部蒸汽驱13个井组转驱1个月后即表现出日产液、含水明显上升、日产油稳定上升的趋势。
综合分析比较，中部蒸汽驱井组转驱后日产油迅速上升，没有出现11井组转驱初期产油量明显下降的现象。
存在差别的原因：
（1）中部蒸汽驱井组从转驱开始，即强化平面热连通，加强停产井复产力度，转驱10个月来，通过恢复停产井，同时采取吞吐引效、补层、大修措施，确保产量的平稳过渡。
（2）转驱前即开始加大油井注汽量，强化地层预热，提高地层温度（40～55℃）。
（3）中部蒸汽驱封闭井组比例高、多向受效井比例高。2.3 典型井組分析
17-028井组2006年12月转驱，实施笼统注汽，该常规注汽井共控制8口生产井，目前全部受效，其中有7口井在第1阶段受效，只有18-28井在第2阶段受效，目前该井组日产液200.5t，日产油32t，含水84%，阶段累产液46522.5t，累产油8600.3t，累注汽24927.8m3。采注比1.9。
在蒸汽驱转驱初期，由于吞吐结束时油层压力较低，生产井附近温度较低，吞吐阶段地下存水首先被采出，含水上升，原油产量下降，产油量呈现低谷，注入量大于采出量，月采注比小于1，地层压力呈回升趋势。随着累计注汽量的增加，月采注比逐渐增加，累计采注比逐渐降低，注采趋于平衡，油层温度不断升高，油井普遍受效，产油量开始回升。
3 存在问题及下步建议
3.1 地质方面
（1）针对部分常注井未达到配注要求，建议加大注汽量，对于分注的常注井可以对采出程度较高、渗透率较高的层位实施封堵，加大对低渗透层的生产井段注汽强度和注汽速度。
（2）加大吞吐引效的力度，同时对汽驱效果不好的井采取吞吐引效，改善油藏平面动用程度。
（3）对因井口温度高的井实施机械堵水或者化学调剖。
（4）对井下问题较多的生产井进行大修或者打更新井、侧钻井。
（5）换大泵生产，加大提液速度，提高泵效。
（6）对采注井发生蒸汽突破的井组，采取间歇注汽，降低油藏压力，使注入蒸汽膨胀、比容增大，蒸汽波及体积大幅度提高。
（7）应用人工地震处理技术提高蒸汽驱中、后期生产效果。
3.2 生产管理方面
（1）通过对结晶和硫化氢含量超标的井实施掺水试验，在一定程度可以解决井口温度高的问题，同时可以节约生产成本，提高经济效益。
（2）严格生产管理制度，加强温度的管理，防止井喷的发生。
（3）采用静态与动态特征相结合的办法。
（4）在动态分类和数值模拟优化的基础上，编制一个蒸汽驱开发整体治理方案。针对不同类型的生产井采取不同的地质、工艺措施。
参考文献
[1] 向智红，陈树猛，朱元伟，等.防窜增效技术改善齐40块蒸汽驱开发效果[J].特种油气藏，2009，16（1）：127-130
[2] 胡明珠.齐40块蒸汽驱评价及阶段调控技术[J].特种油气藏，2009，16（1）：84-86
[3] 张旭，刘建仪，易洋，等.注气提高采收率技术的挑战与发展——注空气低温氧化技术[J].特种油气藏，2006，13（1）：6-9
作者简介
赵潞（1985-），男，助理工程师，2008年毕业于西南交通大学，现从事石油天然气行业工作。
【关键词】齐40块 莲Ⅱ油层组 蒸汽驱
1 地质概况
齐40块于1987年以200m正方形井网投入吞吐开发，先后经历3次大规模调整，吞吐标定采收率仅为32.4%，开发潜力极为有限。为转变稠油开发方式，寻找提高区块最终采收率的途径，1998年在莲Ⅱ油层组按70m井距反九点井网开展了4个井组的蒸汽驱先导试验，2003年在试验区西侧开辟了7个井组的扩大区试验，扩大驱目前处于蒸汽驱替阶段，目前已见到了明显的汽驱效果。
此次研究的中部井区13个井组是18-
027、17-k026、15-k024、17-028、16-027、15-026、14-025、15-k028、12-027、13-k028、14-k029、15-030、16-029，其中分注8个井组，笼统注汽5个井组。
2 生产效果分析
2.1 转驱后动态变化趋势
莲Ⅱ油层组中部的13个井组共有常规注汽井13口，开井30口，日注汽1435m3，控制生产井69口，开井67口，目前为止已受效井为63口，日产液1732.8t，日产油284.1t，综合含水83.6%，月油汽比0.14，月采注比0.85。
与转驱前相比，转驱后油井日产液量上升，油量稳定上升，单井平均日产液由原来的11.9t上升到24.4t，平均单井日产油由3.2t上升到4.0t，含水逐步进入平稳状态，井口温度明显上升。
通过对比，可以看出，在蒸汽驱转驱的初步阶段即热连通阶段，可细分为3个阶段：
（1）启动阶段。莲Ⅱ油层组中部13个井组蒸汽驱从2006年12月初开始进入转驱，到2006年底全部成功转驱。此阶段受效井多分布于油层发育比较好、渗透率较高、转驱前地层温度较高、地层压力较低，构造部位较高等易受到汽驱影响的部位，多为内部多向受效井，能够多方向受到蒸汽的效果；且转驱前含油饱和度相对较高部位（>0.55），井距较近，蒸汽容易波及到。
（2）过渡阶段。此阶段的生产特点是日产液、日产油，井口温度，综合含水呈稳步上升趋势，此阶段受效井多分布于油层发育较差、渗透率不高、蒸汽推进速度慢；转驱前地层温度较高、地层压力较高，不利于热连通的建立；位于常注井的下行部位，注入的蒸汽，形成的蒸汽腔不易波及到；也多为边部单向受效井，转驱前含油饱和度相对较低部位（0.50～0.55）。
（3）稳产阶段。此阶段的生产特点是日产液、日产油、井口温度、综合含水呈平稳趋势。此阶段无受效井。
2.2 与先导试验区井组同期效果对比
先导试验转驱初期液量、油量下降，直至6个月后产量才开始上升。而中部蒸汽驱13个井组转驱1个月后即表现出日产液、含水明显上升、日产油稳定上升的趋势。
综合分析比较，中部蒸汽驱井组转驱后日产油迅速上升，没有出现11井组转驱初期产油量明显下降的现象。
存在差别的原因：
（1）中部蒸汽驱井组从转驱开始，即强化平面热连通，加强停产井复产力度，转驱10个月来，通过恢复停产井，同时采取吞吐引效、补层、大修措施，确保产量的平稳过渡。
（2）转驱前即开始加大油井注汽量，强化地层预热，提高地层温度（40～55℃）。
（3）中部蒸汽驱封闭井组比例高、多向受效井比例高。2.3 典型井組分析
17-028井组2006年12月转驱，实施笼统注汽，该常规注汽井共控制8口生产井，目前全部受效，其中有7口井在第1阶段受效，只有18-28井在第2阶段受效，目前该井组日产液200.5t，日产油32t，含水84%，阶段累产液46522.5t，累产油8600.3t，累注汽24927.8m3。采注比1.9。
在蒸汽驱转驱初期，由于吞吐结束时油层压力较低，生产井附近温度较低，吞吐阶段地下存水首先被采出，含水上升，原油产量下降，产油量呈现低谷，注入量大于采出量，月采注比小于1，地层压力呈回升趋势。随着累计注汽量的增加，月采注比逐渐增加，累计采注比逐渐降低，注采趋于平衡，油层温度不断升高，油井普遍受效，产油量开始回升。
3 存在问题及下步建议
3.1 地质方面
（1）针对部分常注井未达到配注要求，建议加大注汽量，对于分注的常注井可以对采出程度较高、渗透率较高的层位实施封堵，加大对低渗透层的生产井段注汽强度和注汽速度。
（2）加大吞吐引效的力度，同时对汽驱效果不好的井采取吞吐引效，改善油藏平面动用程度。
（3）对因井口温度高的井实施机械堵水或者化学调剖。
（4）对井下问题较多的生产井进行大修或者打更新井、侧钻井。
（5）换大泵生产，加大提液速度，提高泵效。
（6）对采注井发生蒸汽突破的井组，采取间歇注汽，降低油藏压力，使注入蒸汽膨胀、比容增大，蒸汽波及体积大幅度提高。
（7）应用人工地震处理技术提高蒸汽驱中、后期生产效果。
3.2 生产管理方面
（1）通过对结晶和硫化氢含量超标的井实施掺水试验，在一定程度可以解决井口温度高的问题，同时可以节约生产成本，提高经济效益。
（2）严格生产管理制度，加强温度的管理，防止井喷的发生。
（3）采用静态与动态特征相结合的办法。
（4）在动态分类和数值模拟优化的基础上，编制一个蒸汽驱开发整体治理方案。针对不同类型的生产井采取不同的地质、工艺措施。
参考文献
[1] 向智红，陈树猛，朱元伟，等.防窜增效技术改善齐40块蒸汽驱开发效果[J].特种油气藏，2009，16（1）：127-130
[2] 胡明珠.齐40块蒸汽驱评价及阶段调控技术[J].特种油气藏，2009，16（1）：84-86
[3] 张旭，刘建仪，易洋，等.注气提高采收率技术的挑战与发展——注空气低温氧化技术[J].特种油气藏，2006，13（1）：6-9
作者简介
赵潞（1985-），男，助理工程师，2008年毕业于西南交通大学，现从事石油天然气行业工作。