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摘 要：洼38块东三段油层蒸汽驱试验区位于小洼油田东部地区，蒸汽驱目的层为d3Ⅱ。近年来针对蒸汽驱试验中暴露出的油井出现突破迹象，热利用率低，井组油汽比偏低等问题，以开发机理为指导，以油藏研究为基础，实施单井组分类治理对策。外扩井组以反九点井网为基础，采取不规则类“回字型”井网，提高采注井数比。目前蒸汽驱整体步入“产量稳、压力降、热场扩”的良性循环。
关键词：东三段 蒸汽驱 对策研究
一、蒸汽驱概况
1.地质概况
洼38块东三段油层蒸汽驱试验区位于洼38块东部地区，处于三角洲前缘河口砂坝沉积微相带，蒸汽驱目的层为d3Ⅱ。试验区含油面积0.32km2，地质储量104.4×104t，油藏中深-1370m，平均孔隙度27.9%，平均渗透率1403.8×10-3μm2，50℃地面原油粘度7477.8 mPa·s，属于中孔隙度、中渗透率储层。含油井段平均64m，油层较发育，单井有效厚度平均21.5m，洼38块东三段原始地层压力11～13MPa，压力系数0.95。折算油层中部地层压力12.61MPa。油层温度在43～48℃之间，折算油层中部温度46℃。原油属高密度、高粘度、低凝固点稠油。
2.开发现状
截止2012年12月，汽驱井网内共有中心注汽井9口，注汽7口，日注汽756t，累积注蒸汽124.94×104t；生产井59口，开井52口，日产液1406.8m3，日产油121.2t，含水91.4%，瞬时油汽比0.16，瞬时采注比1.86，井组年产油3.93×104t，年油汽比0.14，累产油15.95×103t，累产液148.0×104m3，累计油汽比0.13，累计采注比1.18，蒸汽驱阶段采出程度8.91%。
二、蒸汽驱效果评价及存在问题
1.效果评价
1.1 开发指标
开发指标与方案设计相比，蒸汽驱试验井组累计采注比和累计油汽比指标偏低。（表1）
表1 汽驱试验阶段实际注采参数与设计指标对比
从方案实际操作参数与方案对比结果看，从注入速度、井底蒸汽干度、采注比、油层压力指标均未达到方案设计。（表2）
表2 实际操作参数与设计参数对比
1.2 单井产量翻番，开井率翻番
继续吞吐到目前日产油水平仅为37t，蒸汽驱后日产油最高上升到127t。开井率由45%提高到93%。汽驱高峰期单井日产油是吞吐的3倍，目前为2倍。
1.3 有效缓解东三段产量递减趋势
蒸汽驱7井组日产油稳步上升，东三段递减趋势得到缓解，试验表明开发方式的转换是东三段持续稳产的基础，2012年东三段年产油7.79万吨（井口），核实年产油7.29万吨。
2.存在问题
从开发指标看，东三段蒸汽驱存在的主要的问题是采注比及油汽比偏低，累计采注比仅为0.93，注汽井向生产井未能形成降压驱动，蒸汽带未能有效的形成、扩展和推进。
2.1 井底干度低
东三段汽驱井组所在区域油藏埋藏深度为1370m，油層厚度薄，平均为16.8m，造成注汽热损失大，井底干度低，影响汽驱效果。
2.2 采注比不达标
洼38块东三段蒸汽驱先导试验井组进入成熟阶段，部分油井出现突破迹象，造成油量下降，含水上升。
三、对策研究
以开发机理为指导，以油藏研究为基础，针对驱替阶段不同特点，在分析各井组主控因素基础上，实施单井组分类治理对策。
1.重新规划井网，提高油汽比
针对东三段油藏埋藏深、厚度薄的特点，将原 “反九点”井网调整为类“回字型”井网；调整后汽驱井组数由原来10个变为6个，采注井数比由4.4：1提高到10：1。
外扩井组按照“回字形”井网部署原则，2012年外扩2个井组——洼38-22-17C、洼38-24-18C。恢复停产井10口，增加受效井16口，目前2井组日注汽288t，日产液408.5m3，日产油38t。
2.开展分层注汽，提高纵向动用程度
2010年对隔层发育，具有分注条件及纵向矛盾突出的洼18-K13、洼17-11两口中心注汽井采用同心管开展分注试验。实施1个月后，洼38-17-11井组9口生产井中7口井见到分注效果，井组日产液由分注前的164m3上升240.7m3，日产油由分注前的17.9t上升到30.7t。
3.优化注采参数，促进汽腔发育
油藏工程研究累计油汽比最大值所对应的注汽速率即为最优注汽速率，洼16-14注汽速率明显偏高。2010年11月和2011年9月洼16-14分别两次降注，降注后在液油量保持稳定的同时采注比、油汽比等指标分别平均上升0.09和和0.62，井组开发效果变好。
四、实施效果
通过实施外扩井组重组“回字形”井网、现有井组根据开发阶段分类治理的调整工作，目前井组开井52口，日注汽888t，日产液1406.8m3，日产油121.2t，对比调整前，日注汽减少228t，日产油增加24.4t；油汽比达0.16，采注比达2.0。井口产液温度稳定在46℃左右，年产油3.93×104t，采油速度2.2%，阶段采出程度8.91%，目前蒸汽驱整体步入 “产量稳、压力降、热场扩”的良性循环。东三段油层年产量稳定在7.5万吨左右，实现了吞吐后期产量的有效接替。
五、结论
1.对蒸汽波及规律和注采参数的深化认识，是科学搞好蒸汽驱试验的基础。
2.合理的注采井网、井网完善程度高，有利于提高蒸汽热利用效率。
3.随着汽腔的扩展，地下温场逐渐形成，及时进行平面及纵向蒸汽驱调整，保证井组均衡驱替，是汽驱阶段上产的重要保证。
4.试验表明开发方式的转换已成东三段油层乃至小洼油田稳产的重要手段，2014-2015年每年外扩2个井组，到十二五末，小洼蒸汽驱规模达到20井组，年产油规模达到9.5×104t，实现东三段规模化蒸汽驱。
参考文献
[1] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2] 岳清山，李平科.对蒸汽驱几个问题的探讨. 特种油气藏.1997，4（2）.
关键词：东三段 蒸汽驱 对策研究
一、蒸汽驱概况
1.地质概况
洼38块东三段油层蒸汽驱试验区位于洼38块东部地区，处于三角洲前缘河口砂坝沉积微相带，蒸汽驱目的层为d3Ⅱ。试验区含油面积0.32km2，地质储量104.4×104t，油藏中深-1370m，平均孔隙度27.9%，平均渗透率1403.8×10-3μm2，50℃地面原油粘度7477.8 mPa·s，属于中孔隙度、中渗透率储层。含油井段平均64m，油层较发育，单井有效厚度平均21.5m，洼38块东三段原始地层压力11～13MPa，压力系数0.95。折算油层中部地层压力12.61MPa。油层温度在43～48℃之间，折算油层中部温度46℃。原油属高密度、高粘度、低凝固点稠油。
2.开发现状
截止2012年12月，汽驱井网内共有中心注汽井9口，注汽7口，日注汽756t，累积注蒸汽124.94×104t；生产井59口，开井52口，日产液1406.8m3，日产油121.2t，含水91.4%，瞬时油汽比0.16，瞬时采注比1.86，井组年产油3.93×104t，年油汽比0.14，累产油15.95×103t，累产液148.0×104m3，累计油汽比0.13，累计采注比1.18，蒸汽驱阶段采出程度8.91%。
二、蒸汽驱效果评价及存在问题
1.效果评价
1.1 开发指标
开发指标与方案设计相比，蒸汽驱试验井组累计采注比和累计油汽比指标偏低。（表1）
表1 汽驱试验阶段实际注采参数与设计指标对比
从方案实际操作参数与方案对比结果看，从注入速度、井底蒸汽干度、采注比、油层压力指标均未达到方案设计。（表2）
表2 实际操作参数与设计参数对比
1.2 单井产量翻番，开井率翻番
继续吞吐到目前日产油水平仅为37t，蒸汽驱后日产油最高上升到127t。开井率由45%提高到93%。汽驱高峰期单井日产油是吞吐的3倍，目前为2倍。
1.3 有效缓解东三段产量递减趋势
蒸汽驱7井组日产油稳步上升，东三段递减趋势得到缓解，试验表明开发方式的转换是东三段持续稳产的基础，2012年东三段年产油7.79万吨（井口），核实年产油7.29万吨。
2.存在问题
从开发指标看，东三段蒸汽驱存在的主要的问题是采注比及油汽比偏低，累计采注比仅为0.93，注汽井向生产井未能形成降压驱动，蒸汽带未能有效的形成、扩展和推进。
2.1 井底干度低
东三段汽驱井组所在区域油藏埋藏深度为1370m，油層厚度薄，平均为16.8m，造成注汽热损失大，井底干度低，影响汽驱效果。
2.2 采注比不达标
洼38块东三段蒸汽驱先导试验井组进入成熟阶段，部分油井出现突破迹象，造成油量下降，含水上升。
三、对策研究
以开发机理为指导，以油藏研究为基础，针对驱替阶段不同特点，在分析各井组主控因素基础上，实施单井组分类治理对策。
1.重新规划井网，提高油汽比
针对东三段油藏埋藏深、厚度薄的特点，将原 “反九点”井网调整为类“回字型”井网；调整后汽驱井组数由原来10个变为6个，采注井数比由4.4：1提高到10：1。
外扩井组按照“回字形”井网部署原则，2012年外扩2个井组——洼38-22-17C、洼38-24-18C。恢复停产井10口，增加受效井16口，目前2井组日注汽288t，日产液408.5m3，日产油38t。
2.开展分层注汽，提高纵向动用程度
2010年对隔层发育，具有分注条件及纵向矛盾突出的洼18-K13、洼17-11两口中心注汽井采用同心管开展分注试验。实施1个月后，洼38-17-11井组9口生产井中7口井见到分注效果，井组日产液由分注前的164m3上升240.7m3，日产油由分注前的17.9t上升到30.7t。
3.优化注采参数，促进汽腔发育
油藏工程研究累计油汽比最大值所对应的注汽速率即为最优注汽速率，洼16-14注汽速率明显偏高。2010年11月和2011年9月洼16-14分别两次降注，降注后在液油量保持稳定的同时采注比、油汽比等指标分别平均上升0.09和和0.62，井组开发效果变好。
四、实施效果
通过实施外扩井组重组“回字形”井网、现有井组根据开发阶段分类治理的调整工作，目前井组开井52口，日注汽888t，日产液1406.8m3，日产油121.2t，对比调整前，日注汽减少228t，日产油增加24.4t；油汽比达0.16，采注比达2.0。井口产液温度稳定在46℃左右，年产油3.93×104t，采油速度2.2%，阶段采出程度8.91%，目前蒸汽驱整体步入 “产量稳、压力降、热场扩”的良性循环。东三段油层年产量稳定在7.5万吨左右，实现了吞吐后期产量的有效接替。
五、结论
1.对蒸汽波及规律和注采参数的深化认识，是科学搞好蒸汽驱试验的基础。
2.合理的注采井网、井网完善程度高，有利于提高蒸汽热利用效率。
3.随着汽腔的扩展，地下温场逐渐形成，及时进行平面及纵向蒸汽驱调整，保证井组均衡驱替，是汽驱阶段上产的重要保证。
4.试验表明开发方式的转换已成东三段油层乃至小洼油田稳产的重要手段，2014-2015年每年外扩2个井组，到十二五末，小洼蒸汽驱规模达到20井组，年产油规模达到9.5×104t，实现东三段规模化蒸汽驱。
参考文献
[1] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997.
[2] 岳清山，李平科.对蒸汽驱几个问题的探讨. 特种油气藏.1997，4（2）.