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摘要：杜239块为1990年正式投入开发，后由于继续吞吐的潜力已极为有限，1996年5月进入蒸汽驱二次开发。该文通过对以往蒸汽驱效果评价，结合油藏目前存在问题，在综合分析区块开发潜力基础上提出二次蒸汽驱，为同类油藏开发方式转换提供下步建议。
关键词：蒸汽驱、二次转驱、方式转换
一、地质概况
杜239断块构造位于辽河断陷西斜坡欢曙上台阶中段，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油層，油层埋深-950m～-1200m，1993年上报含油面积1.2平方公里，平均单井油层厚度42.6m，构造形态呈北西向南东倾没的单斜构造。地质储量623×104t。断块属于中～厚层稠油油藏。
大凌河油层为近源浊积砂体，物源来自北部，平面上砂体变化较大，由北向南变薄，杜239块地面原油密度0.9663g/cm3，粘度（50℃）3000～20000mPa.s，凝固点17℃，含蜡5.86%～6.7%，沥青+胶质38.66%～47.61%。原油拐点温度50℃～60℃，原油性质按中国稠油分类标准为普通稠油～特稠油。地层水为NaHCO3型，总矿化度2800mg/L。原始平均地层压力为10.30MPa，压力系数为1.004，地层温度42℃，温度梯度3.0℃/100m。
二、开发现状
截止2020年底，杜239全块总井数59口。可采储量采出程度99.2%。累计产油325.7×104t，累产水348.0×104t，累积汽驱注汽36.2×104t，累积吞吐注汽292.5×104t，累油汽比1.11，累注采比0.49累积地下亏空344.9×104m3。
三、前期开发效果评价
3.1 蒸汽驱实施情况
区块1996年5月首先在下层系的曙1-21-0363井组开展了注蒸汽段塞驱实验，97.1月又将下层系的曙1-20-0363井组转为蒸汽段塞驱，98-99年相继将曙1-20-0367、曙1-20-新-0365、曙1-021-365三个，2004年曙1-20-63下层系井组转为间歇蒸汽驱，均取得了较好的开发效果。
3.2 段塞蒸汽驱
3.2.1蒸汽段塞驱试验
1996年5月31日，曙1-21-0363井组首先投入蒸汽段塞驱试验，1997年1月1日，曙1-20-0363第二井组投入试验。
3.2.2蒸汽段塞驱生产特点
① 驱替过程中：产液量大幅度上升，从102↑174.7t/d，初期含水大幅上升，产油量从90t/d上升到100t/d并保持相对平稳。 压力从驱前的1.9MPa逐渐上升到驱后的2.9MPa。
② 汽驱井停驱后：由于驱替过程中，有效地补充了地层能量，液量稳定，含水下降，日产油上升，一直保持在100t/d以上，最高达140t/d，后期随着地层压力下降，产油量下降，开始大面积蒸汽吞吐。
③温度：驱时井口温度平均最高上升7℃;温度观察井从驱前的43 ℃上升到98年52 ℃ ，99年54 ℃ 。
3.2.3蒸汽段塞驱效果评价
① 阶段油汽比：96.5月转驱-99.2月大面积蒸汽吞吐结束，阶段产油 10.5万吨，阶段油汽比 0.24。
② 阶段增油量：纯增油3.11万吨。
综上所述，曙1-21-0363、曙1-20-63井组在段塞驱试验中取得了良好的开发效果。
3.3间歇蒸汽驱
3.3.1间歇蒸汽驱试验
1998年5月到2000年1月，曙1-20-新0365井组、曙1-20-0367井组和曙1-021-365井组相继投入间歇蒸汽驱试验。
3.3.2间歇蒸汽驱生产特点
以曙1-20-新0365井组为例：
①转驱后第二个月开始，液量、综合含水明显上升，产油量下降;当注汽井停注后，第四月、五月液量、综合含水再次下降，油量上升。
②试验区油井压力上升：由杜212-观6井压力曲线可知，该井由转驱时的1.7Mpa，转驱后回升到2.58Mpa。
③试验区油井温度提高：杜212-观5井是曙1-21-0363井组内部一口温度观察井，转驱前该井测试地层温度为43℃。转驱后到1999年下半年，地层温度已上升到55℃。
3.3.3井组动态分析总结
蒸汽段塞驱和间歇蒸汽驱在试验期间产量变化大致分为以下几个阶段：
第一阶段：井组转驱后，产油量略在上升，含水下降，液量基本平稳，本阶段持续时间较短，大约为1-2个月时间;
第二阶段：转驱1-2个月后，产油量开始下降，含水上升，在这阶段蒸汽段塞驱和间歇蒸汽驱略有不同，蒸汽段塞驱由于是连续注入，在产量下降3-4个月之后，产油量又开始回升，但含水仍然较高，而间歇蒸汽驱在每次停注后2-3个月时，产油量回升同时含水随之下降;
第三阶段：这个阶段主要是针对蒸汽段塞驱，即转驱井停注之后，井组产量并不随之下降，能稳产一年左右时间;
四、存在问题
4.1压力水平低，油汽比低，吞吐效果逐年变差
经过多年吞吐开发，区块压力系数由原始的1.004降为目前的0.1，只有原始的9.97%;产量由高峰期的7.86万吨下降至2018年的0.74万吨，只有高峰期产量的9.4%。
4.2井下状况差，开井率低
目前杜239块套坏井90口，占总井数（97）的93%，其中关井52口。 区块因套坏及低产关井等原因导致开井率逐年下降，至2018年底开井率只有4%。
五、潜力分析
5.1油藏条件适合蒸汽驱
杜239大凌河储层为高孔中～高渗储层，区块主要油藏参数与推荐油藏转蒸汽驱指标对比，均在推荐范围内，适宜开展蒸汽驱。
5.2井间仍有剩余油
一是区块主体部位油井的下层系采用蒸汽驱方式进行开采，结束后井组6口生产井 （24口）还有上层系未射开，因此这部分油井均有一定剩余油可挖掘。
二是蒸汽吞吐及蒸汽驱开采加热半径均有限（30-35m），因此区块直井井间仍有剩余油可挖潜。
六、结论
1、通过对区块蒸汽驱前期研究和现场应用实践证明，找到了一条提高高周期吞吐效果行之有效的方法，为区块二次转驱提供了理论依据。
2、积极探索中厚层稠油油藏二次汽驱可行性研究，为保持区块稳产指明方向。
参考文献
[1] 中油油气田开发技术座谈会文集.北京：石油工业出版社，2001.
[2] 辽河油区油田开发实例.北京：石油工业出版社，1999.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
中油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁 盘锦 124109
关键词：蒸汽驱、二次转驱、方式转换
一、地质概况
杜239断块构造位于辽河断陷西斜坡欢曙上台阶中段，开发目的层为下第三系沙河街组大凌河油層，油层埋深-950m～-1200m，1993年上报含油面积1.2平方公里，平均单井油层厚度42.6m，构造形态呈北西向南东倾没的单斜构造。地质储量623×104t。断块属于中～厚层稠油油藏。
大凌河油层为近源浊积砂体，物源来自北部，平面上砂体变化较大，由北向南变薄，杜239块地面原油密度0.9663g/cm3，粘度（50℃）3000～20000mPa.s，凝固点17℃，含蜡5.86%～6.7%，沥青+胶质38.66%～47.61%。原油拐点温度50℃～60℃，原油性质按中国稠油分类标准为普通稠油～特稠油。地层水为NaHCO3型，总矿化度2800mg/L。原始平均地层压力为10.30MPa，压力系数为1.004，地层温度42℃，温度梯度3.0℃/100m。
二、开发现状
截止2020年底，杜239全块总井数59口。可采储量采出程度99.2%。累计产油325.7×104t，累产水348.0×104t，累积汽驱注汽36.2×104t，累积吞吐注汽292.5×104t，累油汽比1.11，累注采比0.49累积地下亏空344.9×104m3。
三、前期开发效果评价
3.1 蒸汽驱实施情况
区块1996年5月首先在下层系的曙1-21-0363井组开展了注蒸汽段塞驱实验，97.1月又将下层系的曙1-20-0363井组转为蒸汽段塞驱，98-99年相继将曙1-20-0367、曙1-20-新-0365、曙1-021-365三个，2004年曙1-20-63下层系井组转为间歇蒸汽驱，均取得了较好的开发效果。
3.2 段塞蒸汽驱
3.2.1蒸汽段塞驱试验
1996年5月31日，曙1-21-0363井组首先投入蒸汽段塞驱试验，1997年1月1日，曙1-20-0363第二井组投入试验。
3.2.2蒸汽段塞驱生产特点
① 驱替过程中：产液量大幅度上升，从102↑174.7t/d，初期含水大幅上升，产油量从90t/d上升到100t/d并保持相对平稳。 压力从驱前的1.9MPa逐渐上升到驱后的2.9MPa。
② 汽驱井停驱后：由于驱替过程中，有效地补充了地层能量，液量稳定，含水下降，日产油上升，一直保持在100t/d以上，最高达140t/d，后期随着地层压力下降，产油量下降，开始大面积蒸汽吞吐。
③温度：驱时井口温度平均最高上升7℃;温度观察井从驱前的43 ℃上升到98年52 ℃ ，99年54 ℃ 。
3.2.3蒸汽段塞驱效果评价
① 阶段油汽比：96.5月转驱-99.2月大面积蒸汽吞吐结束，阶段产油 10.5万吨，阶段油汽比 0.24。
② 阶段增油量：纯增油3.11万吨。
综上所述，曙1-21-0363、曙1-20-63井组在段塞驱试验中取得了良好的开发效果。
3.3间歇蒸汽驱
3.3.1间歇蒸汽驱试验
1998年5月到2000年1月，曙1-20-新0365井组、曙1-20-0367井组和曙1-021-365井组相继投入间歇蒸汽驱试验。
3.3.2间歇蒸汽驱生产特点
以曙1-20-新0365井组为例：
①转驱后第二个月开始，液量、综合含水明显上升，产油量下降;当注汽井停注后，第四月、五月液量、综合含水再次下降，油量上升。
②试验区油井压力上升：由杜212-观6井压力曲线可知，该井由转驱时的1.7Mpa，转驱后回升到2.58Mpa。
③试验区油井温度提高：杜212-观5井是曙1-21-0363井组内部一口温度观察井，转驱前该井测试地层温度为43℃。转驱后到1999年下半年，地层温度已上升到55℃。
3.3.3井组动态分析总结
蒸汽段塞驱和间歇蒸汽驱在试验期间产量变化大致分为以下几个阶段：
第一阶段：井组转驱后，产油量略在上升，含水下降，液量基本平稳，本阶段持续时间较短，大约为1-2个月时间;
第二阶段：转驱1-2个月后，产油量开始下降，含水上升，在这阶段蒸汽段塞驱和间歇蒸汽驱略有不同，蒸汽段塞驱由于是连续注入，在产量下降3-4个月之后，产油量又开始回升，但含水仍然较高，而间歇蒸汽驱在每次停注后2-3个月时，产油量回升同时含水随之下降;
第三阶段：这个阶段主要是针对蒸汽段塞驱，即转驱井停注之后，井组产量并不随之下降，能稳产一年左右时间;
四、存在问题
4.1压力水平低，油汽比低，吞吐效果逐年变差
经过多年吞吐开发，区块压力系数由原始的1.004降为目前的0.1，只有原始的9.97%;产量由高峰期的7.86万吨下降至2018年的0.74万吨，只有高峰期产量的9.4%。
4.2井下状况差，开井率低
目前杜239块套坏井90口，占总井数（97）的93%，其中关井52口。 区块因套坏及低产关井等原因导致开井率逐年下降，至2018年底开井率只有4%。
五、潜力分析
5.1油藏条件适合蒸汽驱
杜239大凌河储层为高孔中～高渗储层，区块主要油藏参数与推荐油藏转蒸汽驱指标对比，均在推荐范围内，适宜开展蒸汽驱。
5.2井间仍有剩余油
一是区块主体部位油井的下层系采用蒸汽驱方式进行开采，结束后井组6口生产井 （24口）还有上层系未射开，因此这部分油井均有一定剩余油可挖掘。
二是蒸汽吞吐及蒸汽驱开采加热半径均有限（30-35m），因此区块直井井间仍有剩余油可挖潜。
六、结论
1、通过对区块蒸汽驱前期研究和现场应用实践证明，找到了一条提高高周期吞吐效果行之有效的方法，为区块二次转驱提供了理论依据。
2、积极探索中厚层稠油油藏二次汽驱可行性研究，为保持区块稳产指明方向。
参考文献
[1] 中油油气田开发技术座谈会文集.北京：石油工业出版社，2001.
[2] 辽河油区油田开发实例.北京：石油工业出版社，1999.
作者简介：金瑞，女，工程师，2007年毕业于大庆石油学院资源勘查专业，现从事油藏动态管理工作。
中油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁 盘锦 124109