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【摘要】本文首先分析研究了东Ng3稠油单元蒸汽吞吐开发过程中存在的问题，针对性的总结出了制约吞吐效果的主要因素，并在此基础上提出了蒸汽吞吐后期转热化学蒸汽驱的解决方案。
【关键词】稠油油藏 蒸汽驱 吞吐后期 波及体积
东区Ng3稠油与孤岛油田Ng5稠油相比：油藏埋藏浅、储层厚度薄、泥质含量高（16.5%）、胶结疏松、易出砂，原油粘度（3000-5000mPa.s）相对较低，多轮次吞吐后地层能量低、油汽比下降、吞吐效果变差。为探索东区Ng3稠油多轮次开发后期提高采收率有效接替技术，在前期油藏研究及蒸汽驱操作参数优化研究的基础上，2010年5月在东24-3井区选择了D22-1井组开展了低压、中干度锅炉蒸汽驱推广应用试验。
1 提高东24-3井区蒸汽驱效果的配套措施1.1 优化注汽参数，保障汽驱效果
蒸汽驱参数对汽驱效果影响非常大，只有在合理的操作条件下才能取得油藏条件应有的采收率，因此，要使蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率，必须同时满足以下4个汽驱参数条件：
（1）注汽速率：不小于1.6m3/（d.ha. m）；
（2）采注比：不小于1.2；
（3）井底蒸汽干度：大于40%；
（4）油藏压力：小于5MPa。
东22-1井组蒸汽驱井距140-200m，在井组生产一段时间后，采注比为1.3，注汽速度为6.0t/h，井组日产油量高，从高温测试图上得出在井下1000米时测得的干度为60.4%，注汽参数的优化为蒸汽驱井组提供了基本保障。
1.2 “扶、排、引、调”跟踪调整，提高汽驱效果
在注入期间对油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密，详细记录每口汽驱井每天的温度、压力、产量、含水等情况，同时每周测试功图、液面及时掌握油井的供液状况，根据温度、压力等单井生产变化情况，摸索出每口井的生产规律。蒸汽驱动态变化比较大，注入前期及注入过程中对周围油井根据注入速度、蒸汽干度、温度、采注比“四维”原则，采用“扶、排、引、调”及时跟踪调整。扩大蒸汽的波及体积，提高注汽效果。
“扶”：蒸汽井组完善井网，提高储量动用程度。
东22-1井组的东20-2井2009年8月1274.51m处严重套破，东19-斜1井2009年11月套管于1329.86m以下弯曲，1332.96m处错断。为了控制两口套变井区域的地质储量，保证汽驱效果。设计侧钻水平井D20CP2。该井2010.5.10投入生产，层位Ng33层，日液水平26.5t，日油水平13t，综合含水50%，累积产油1.2026×104t，累积产水0.7051×104t。
“排”：边部排液堵水，抑制边水的推进。
对于强水侵区的井采用提液的方式，避免水体侵入到弱水侵井，减缓水侵速度，共实施油井防砂2口，检泵2口，调参8井次，日增液量202.4t，日增油量10.9t；而位于弱水侵区的井要通过氮气调剖抑制水线推进，根据选井原则进行严格筛选，优选实施转周注氮井6口，实施后平均含水下降14.5%，平均单井日增加6.9t，平均单井年增油1717t，增油效果明显，有效抑制了水淹对油层的伤害，减少了可采储量的损失。
“引”：中部吞吐检泵引效，扩大波及体积。
从东22-1井组日液分布图看，产液量差异较大，能量充足区液量较高，能量低、出砂区液量低，从22-1井注汽以来，D21-02和D20-1两个方向能量比较充足液量高，而东西向的D20CP2和D21-2井温度低、液量低，我们对周围油井进行了逐一分析，实施了防砂，检泵等措施来引效，促使油井见效，目前实施转周1口井，防砂2口，检泵2井次，累计增油3200t。
“调”：井组调整压差，油井均衡受效。
由于注入蒸汽冷凝后的热水不断改变流动方向，地下的压力场也在不断变化，为了提高蒸汽波及系数，我们要不失时机的对井组进行调整，使其均衡受效。
（1）平面调控
东22-1井组注汽初始阶段由于大量蒸汽的热能被注入井底吸收，油层温度升高，油层压力也稳定回升，所以在注汽前对周围油井D21-02、D21-2、D21-1、D20-1实施降参数生产。
注汽见效阶段，大量蒸汽热能传递到生产井，流动能力提高，产量增加，油井见效，为了能保证蒸汽均衡受效，低效井通过调参来引效。位于构造高处的D20-1、D21-1井温度上升，液量增加，而相对低的D21-02井未见效，说明D21-02井间还未建立热连通。于是对低部位的GDD21-02井生产参数由5*3调为5*4次，在2010.8.10日调整后，井口温度显著上升，单井日液由44.2t上升到68.2t，单井日油由18t提高到23.6t，效果明显；在油井见效期提高采液强度，利用调整参数加大油井生产压差以提高采注比扩大波及体积。在D22-1井注汽两个月以后，对周围油井D21-02、D21-2、D21-1又进行调参，使井组采注比由1.05提高到了1.3左右，井组日油由50.7t/d上升到68t/d。
（2）纵向调剖
由于在注汽井和采油井间存在优势通道，优势通道的较小压力梯度使蒸汽带和流体带优先沿优势通道向生产井窜进将占主导作用，使蒸汽驱单井井口温度上升速度、温度差异较大。2011.4.12日GDD20-1井的井口温度上升到82℃，其对顶方向的GDD21-02井含水上升，油量下降，分析认为蒸汽往高部位的GDD20-1突进，因此对位于高部位的、渗透率好的D20-1井降低生产参数5×2次生产，低部位低液量的D21-2、D21-02井提高参数生产，同时对注入井GDD22-1进行了挤高温堵剂和氮气调剖。
2 实施效果
为深入研究储层非均质性及描述大孔道发育状况，于2011年5月在GDD22-1井组开展高温示踪剂研究。在汽驱过程中通过注入耐高温示踪剂进一步认识蒸汽的运行方向、运行速度、高渗带的物性参数。根据注蒸汽井GDD22-1井组周边油井示踪剂产出情况，有6口井明显监测到了化学示踪剂，基本跟油井的见效状况吻合，明确了沿主河道发育大孔道2条。在2011.5.15实施氮气调剖后，GDD20-1井井口温度下降到60℃，含水由88.4%下降到目前的67.9%，油量由3t上升到10t，其对顶方向的D21-02井的含水也呈下降趋势。通过配套措施的应用东24-3井区自然递减由2009年的40.8%下降为目前的11.5%； D22-1井组峰值产量为95.9t/d，油汽比 0.72，采收率提高了24.5%，增加可采储量10.2×104t。
3 结论与认识
取全、取准各项资料，并对地下“三场、两剖面、一前沿”（压力场、温度场、饱和度场、吸气剖面、产液剖面和蒸汽前沿）的变化情况做出分析是蒸汽驱的基本保障。通过加强前期方案优化，全程跟踪分析，采取多种手段、方法进行平面和纵向调整，才能使蒸汽驱试验取得好的效果。
参考文献
[1] 张义堂，等编著.热力采油提高采收率[M].石油工业出版社，2006
【关键词】稠油油藏 蒸汽驱 吞吐后期 波及体积
东区Ng3稠油与孤岛油田Ng5稠油相比：油藏埋藏浅、储层厚度薄、泥质含量高（16.5%）、胶结疏松、易出砂，原油粘度（3000-5000mPa.s）相对较低，多轮次吞吐后地层能量低、油汽比下降、吞吐效果变差。为探索东区Ng3稠油多轮次开发后期提高采收率有效接替技术，在前期油藏研究及蒸汽驱操作参数优化研究的基础上，2010年5月在东24-3井区选择了D22-1井组开展了低压、中干度锅炉蒸汽驱推广应用试验。
1 提高东24-3井区蒸汽驱效果的配套措施1.1 优化注汽参数，保障汽驱效果
蒸汽驱参数对汽驱效果影响非常大，只有在合理的操作条件下才能取得油藏条件应有的采收率，因此，要使蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率，必须同时满足以下4个汽驱参数条件：
（1）注汽速率：不小于1.6m3/（d.ha. m）；
（2）采注比：不小于1.2；
（3）井底蒸汽干度：大于40%；
（4）油藏压力：小于5MPa。
东22-1井组蒸汽驱井距140-200m，在井组生产一段时间后，采注比为1.3，注汽速度为6.0t/h，井组日产油量高，从高温测试图上得出在井下1000米时测得的干度为60.4%，注汽参数的优化为蒸汽驱井组提供了基本保障。
1.2 “扶、排、引、调”跟踪调整，提高汽驱效果
在注入期间对油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密，详细记录每口汽驱井每天的温度、压力、产量、含水等情况，同时每周测试功图、液面及时掌握油井的供液状况，根据温度、压力等单井生产变化情况，摸索出每口井的生产规律。蒸汽驱动态变化比较大，注入前期及注入过程中对周围油井根据注入速度、蒸汽干度、温度、采注比“四维”原则，采用“扶、排、引、调”及时跟踪调整。扩大蒸汽的波及体积，提高注汽效果。
“扶”：蒸汽井组完善井网，提高储量动用程度。
东22-1井组的东20-2井2009年8月1274.51m处严重套破，东19-斜1井2009年11月套管于1329.86m以下弯曲，1332.96m处错断。为了控制两口套变井区域的地质储量，保证汽驱效果。设计侧钻水平井D20CP2。该井2010.5.10投入生产，层位Ng33层，日液水平26.5t，日油水平13t，综合含水50%，累积产油1.2026×104t，累积产水0.7051×104t。
“排”：边部排液堵水，抑制边水的推进。
对于强水侵区的井采用提液的方式，避免水体侵入到弱水侵井，减缓水侵速度，共实施油井防砂2口，检泵2口，调参8井次，日增液量202.4t，日增油量10.9t；而位于弱水侵区的井要通过氮气调剖抑制水线推进，根据选井原则进行严格筛选，优选实施转周注氮井6口，实施后平均含水下降14.5%，平均单井日增加6.9t，平均单井年增油1717t，增油效果明显，有效抑制了水淹对油层的伤害，减少了可采储量的损失。
“引”：中部吞吐检泵引效，扩大波及体积。
从东22-1井组日液分布图看，产液量差异较大，能量充足区液量较高，能量低、出砂区液量低，从22-1井注汽以来，D21-02和D20-1两个方向能量比较充足液量高，而东西向的D20CP2和D21-2井温度低、液量低，我们对周围油井进行了逐一分析，实施了防砂，检泵等措施来引效，促使油井见效，目前实施转周1口井，防砂2口，检泵2井次，累计增油3200t。
“调”：井组调整压差，油井均衡受效。
由于注入蒸汽冷凝后的热水不断改变流动方向，地下的压力场也在不断变化，为了提高蒸汽波及系数，我们要不失时机的对井组进行调整，使其均衡受效。
（1）平面调控
东22-1井组注汽初始阶段由于大量蒸汽的热能被注入井底吸收，油层温度升高，油层压力也稳定回升，所以在注汽前对周围油井D21-02、D21-2、D21-1、D20-1实施降参数生产。
注汽见效阶段，大量蒸汽热能传递到生产井，流动能力提高，产量增加，油井见效，为了能保证蒸汽均衡受效，低效井通过调参来引效。位于构造高处的D20-1、D21-1井温度上升，液量增加，而相对低的D21-02井未见效，说明D21-02井间还未建立热连通。于是对低部位的GDD21-02井生产参数由5*3调为5*4次，在2010.8.10日调整后，井口温度显著上升，单井日液由44.2t上升到68.2t，单井日油由18t提高到23.6t，效果明显；在油井见效期提高采液强度，利用调整参数加大油井生产压差以提高采注比扩大波及体积。在D22-1井注汽两个月以后，对周围油井D21-02、D21-2、D21-1又进行调参，使井组采注比由1.05提高到了1.3左右，井组日油由50.7t/d上升到68t/d。
（2）纵向调剖
由于在注汽井和采油井间存在优势通道，优势通道的较小压力梯度使蒸汽带和流体带优先沿优势通道向生产井窜进将占主导作用，使蒸汽驱单井井口温度上升速度、温度差异较大。2011.4.12日GDD20-1井的井口温度上升到82℃，其对顶方向的GDD21-02井含水上升，油量下降，分析认为蒸汽往高部位的GDD20-1突进，因此对位于高部位的、渗透率好的D20-1井降低生产参数5×2次生产，低部位低液量的D21-2、D21-02井提高参数生产，同时对注入井GDD22-1进行了挤高温堵剂和氮气调剖。
2 实施效果
为深入研究储层非均质性及描述大孔道发育状况，于2011年5月在GDD22-1井组开展高温示踪剂研究。在汽驱过程中通过注入耐高温示踪剂进一步认识蒸汽的运行方向、运行速度、高渗带的物性参数。根据注蒸汽井GDD22-1井组周边油井示踪剂产出情况，有6口井明显监测到了化学示踪剂，基本跟油井的见效状况吻合，明确了沿主河道发育大孔道2条。在2011.5.15实施氮气调剖后，GDD20-1井井口温度下降到60℃，含水由88.4%下降到目前的67.9%，油量由3t上升到10t，其对顶方向的D21-02井的含水也呈下降趋势。通过配套措施的应用东24-3井区自然递减由2009年的40.8%下降为目前的11.5%； D22-1井组峰值产量为95.9t/d，油汽比 0.72，采收率提高了24.5%，增加可采储量10.2×104t。
3 结论与认识
取全、取准各项资料，并对地下“三场、两剖面、一前沿”（压力场、温度场、饱和度场、吸气剖面、产液剖面和蒸汽前沿）的变化情况做出分析是蒸汽驱的基本保障。通过加强前期方案优化，全程跟踪分析，采取多种手段、方法进行平面和纵向调整，才能使蒸汽驱试验取得好的效果。
参考文献
[1] 张义堂，等编著.热力采油提高采收率[M].石油工业出版社，2006