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摘要：按照某区块工业化转驱部署安排，2007年12月至2008年3月在65井组外围转驱了薄差油藏组74井组。目前蒸汽驱处于开发中后期递减阶段，且该井组总体位于区块边部，油藏条件较差：东北角区隔夹层发育、逐层汽驱注采关系不对应;东部发育边底水，油井普遍高含水;南部边缘油层薄，油井产量低等等。通过地质体精细研究，调整汽驱剖面，扩大汽驱波及体积，优化工艺技术等多种手段，有效改善蒸汽驱开发效果，对同类油藏具有一定的借鉴意义。
关键词：精细研究;油藏条件差;汽驱效果;意义
1.油藏概况
蒸汽驱井组位于区块外围合采区，油藏埋深650～1050米，地层倾角5 ～ 25°，油层厚度30.1m，孔隙度24.7%，渗透率1683毫达西，属中孔高渗储层。含油面积3.15km2，地质储量1885.4×104t。
按储层物性发育及地理位置把井组分为五个区域。各区域油藏条件差异大，总体来看，西部高倾角区油藏条件最好，其次是西南边缘区和东南边缘区，东北角和边底水最差。
目前区块井组总井数373口，开井254口，蒸汽驱开发已历经十三年的时间，目前已进入蒸汽驱开发后期剥蚀阶段。由于受油藏条件、操作参数、汽窜、平面及纵向动用不均等问题影响越发严重，导致蒸汽驱汽驱效果越来越差。
2.影响汽驱效果原因分析
2.1受油藏条件影响
2.1.1东北角区
（1）隔层多，汽驱效果差。东北角区位于区块边缘，油层发育较差，单层厚度薄，隔层多，井间变化大。（2）部分油井莲Ⅱ油层不同程度断失，注采不对应。东北角区受断层影响部分油井莲Ⅱ油层不同程度断失，影响井区汽驱效果。井区低产井较多，目前井网难以提高井区汽驱效果。（3）吞吐阶段周期产量低，部分井组地层压力高
2.1.2边底水区
（1）边底水发育，高含水井多。边底水区由于边底水侵入，部分井组水淹严重，转驱后只增液不增油，高含水井多，汽驱开发效果差，油藏热利用率低
2.1.3南部薄层区
（1）油层薄，注采连通差。（2）位于构造边部，储层物性差。
2.2受操作参数影响
2.2.1长注井分注不合格，纵向吸汽不均
分注不合格将导致生产井层间矛盾的加剧，注汽井吸汽量多的油层蒸汽推进速度快，对应的生产井容易出现高温生产，影响汽驱效果。
2.2.2井网不完善，汽腔扩展不均
由于沉积部位不同，蒸汽易沿主河道方向优势推进，蒸汽平面波及具有方向性，生产井受效不均衡，井间存在剩余油未得到动用。部分井网不规则，在目前井网井距条件下，注采井網难以达到预期驱替效果。
2.2.3注汽强度大，油井发生汽窜
部分井组根据吸汽剖面等监测资料计算实际注汽强度偏大，加剧井组内层间矛盾，使主力层提前汽窜，通过统计井组共有6个井组目前注汽强度偏大。
3.改善汽驱效果技术对策
3.1 关闭汽驱无效井组，提高蒸汽的热利用效率
东北角区储层物性较差，动用程度低，地层压力较高，部分井组汽驱效果差。4-K6、6-K9井组隔夹层发育，油层连通程度低，油藏热利用率低，由注汽井停注转生产井，日减少注汽量170t。
3.2开展边底水井封层堵水，降低水侵影响
边底水区由于边底水侵入，部分井组水淹严重，注入热量部分被水吸收，热能利用率降低，转驱后只增液不增油，汽驱开发效果差。2015年关闭5个无效井组，2019年封层堵水1个井组。
3.3通过井别转换，达到改变蒸汽流向，扩大蒸汽波及体积
井组部分井区目前井网很难提高汽驱效果，通过调整注采井网、转换注采井别，达到改变蒸汽流向、扩大蒸汽波及体积、增加蒸汽扫油面积，提高驱替效率的目的。
在边底水区与东北角区实施开展平面转向注汽试验，以进一步达到打破原有注采平衡（稳产），扩大蒸汽波及范围，增加油井受效方向，进而达到增加汽驱产量的目的。截止目前井组共实施蒸汽转向井组3个：0-24、01-024、3-30累增油3418t。
3.4 实施工艺技术，提高油藏纵向动用程度
（1）选层分注技术
受油藏先天储层物性发育影响，部分井纵向上动用不均，高渗层动用程度高，低渗层动用程度低。有针对性地实施选层注汽，提高低渗层动用程度。截止目前74井组共实施选层分注井15口，累计增液2.59×104t，累计增油0.47×104t。
（2）高温调剖技术
封堵高渗层，提高低渗层的动用程度。汽窜井均位于沉积主河道上，高孔、高渗部位是汽驱见效的优势部位。
以汽窜井19-033为例：该井油层整体发育好，主力层注采连通好。井温资料显示，莲Ⅰ油层组2砂岩体3号层为主力吸汽层。油井发生汽窜后，产量呈下降趋势。通过对该井实施化学堵窜，目前日产液27t，日产油3t，井口温度70℃。
截止目前74井组共实施高温调剖井5口，累增液4079t，累增油847t。
（3）添加助排剂
对主力油层发育稳定，注采连通好的油井有针对性地采用化学添加剂，提高蒸汽开发效果。
3.5完善注采井网，提高油藏平面动用程度
根据蒸汽驱反九点注采井网的设计，通过井网、井况调查，按照下列原则完善注采井网及注采对应关系。
（1）对油层厚度大于10米、井距大于70米，且无采液井点部位部署新井。
（2）老井井损严重，且无法大修的井进行更新。对井下发生套变、落物等导致井况变差，影响油井正常生产井实施大修技术。
3.6 对分注不合格井实施动管柱作业，同心管注汽。
注汽井动管柱选井原则：（1）、原注汽井主力油层吸汽差，动用程度低。（2）、纵向非均质严重，层间吸汽差异过大（分配误差大于30%）。（3）、无注汽井老井眼或老井眼无法利用。（4）、化学调剖有效期短。
3.7 开展注汽速度调控，延缓突破，提高均衡驱替效果。
（1）平面汽窜严重井组，下调注汽量，降低注汽强度，延缓突破。
（2）针对转驱后运行不正常井组，整体上调注汽量，提高井组采注比。
4结论及建议
（1）边部薄差油藏通过应用实施各类技术措施，改善了油井的吸汽剖面，提高了油层纵向上的动用程度，从而达到了提高井组蒸汽驱效果的目的。
（2）实施新井、侧钻等措施，完善井网、增加储量。
（3）对井组平面内蒸汽波及较为均衡、纵向上因油层非均质性强、主力层动用程度偏高等因素造成单层指近的井组进行注汽量优化。
作者简介：
徐喆（1988-），女，助理工程师，2015年毕业于东北石油大学资源勘查系地质工程专业，现从事油气田开发和管理工作。
关键词：精细研究;油藏条件差;汽驱效果;意义
1.油藏概况
蒸汽驱井组位于区块外围合采区，油藏埋深650～1050米，地层倾角5 ～ 25°，油层厚度30.1m，孔隙度24.7%，渗透率1683毫达西，属中孔高渗储层。含油面积3.15km2，地质储量1885.4×104t。
按储层物性发育及地理位置把井组分为五个区域。各区域油藏条件差异大，总体来看，西部高倾角区油藏条件最好，其次是西南边缘区和东南边缘区，东北角和边底水最差。
目前区块井组总井数373口，开井254口，蒸汽驱开发已历经十三年的时间，目前已进入蒸汽驱开发后期剥蚀阶段。由于受油藏条件、操作参数、汽窜、平面及纵向动用不均等问题影响越发严重，导致蒸汽驱汽驱效果越来越差。
2.影响汽驱效果原因分析
2.1受油藏条件影响
2.1.1东北角区
（1）隔层多，汽驱效果差。东北角区位于区块边缘，油层发育较差，单层厚度薄，隔层多，井间变化大。（2）部分油井莲Ⅱ油层不同程度断失，注采不对应。东北角区受断层影响部分油井莲Ⅱ油层不同程度断失，影响井区汽驱效果。井区低产井较多，目前井网难以提高井区汽驱效果。（3）吞吐阶段周期产量低，部分井组地层压力高
2.1.2边底水区
（1）边底水发育，高含水井多。边底水区由于边底水侵入，部分井组水淹严重，转驱后只增液不增油，高含水井多，汽驱开发效果差，油藏热利用率低
2.1.3南部薄层区
（1）油层薄，注采连通差。（2）位于构造边部，储层物性差。
2.2受操作参数影响
2.2.1长注井分注不合格，纵向吸汽不均
分注不合格将导致生产井层间矛盾的加剧，注汽井吸汽量多的油层蒸汽推进速度快，对应的生产井容易出现高温生产，影响汽驱效果。
2.2.2井网不完善，汽腔扩展不均
由于沉积部位不同，蒸汽易沿主河道方向优势推进，蒸汽平面波及具有方向性，生产井受效不均衡，井间存在剩余油未得到动用。部分井网不规则，在目前井网井距条件下，注采井網难以达到预期驱替效果。
2.2.3注汽强度大，油井发生汽窜
部分井组根据吸汽剖面等监测资料计算实际注汽强度偏大，加剧井组内层间矛盾，使主力层提前汽窜，通过统计井组共有6个井组目前注汽强度偏大。
3.改善汽驱效果技术对策
3.1 关闭汽驱无效井组，提高蒸汽的热利用效率
东北角区储层物性较差，动用程度低，地层压力较高，部分井组汽驱效果差。4-K6、6-K9井组隔夹层发育，油层连通程度低，油藏热利用率低，由注汽井停注转生产井，日减少注汽量170t。
3.2开展边底水井封层堵水，降低水侵影响
边底水区由于边底水侵入，部分井组水淹严重，注入热量部分被水吸收，热能利用率降低，转驱后只增液不增油，汽驱开发效果差。2015年关闭5个无效井组，2019年封层堵水1个井组。
3.3通过井别转换，达到改变蒸汽流向，扩大蒸汽波及体积
井组部分井区目前井网很难提高汽驱效果，通过调整注采井网、转换注采井别，达到改变蒸汽流向、扩大蒸汽波及体积、增加蒸汽扫油面积，提高驱替效率的目的。
在边底水区与东北角区实施开展平面转向注汽试验，以进一步达到打破原有注采平衡（稳产），扩大蒸汽波及范围，增加油井受效方向，进而达到增加汽驱产量的目的。截止目前井组共实施蒸汽转向井组3个：0-24、01-024、3-30累增油3418t。
3.4 实施工艺技术，提高油藏纵向动用程度
（1）选层分注技术
受油藏先天储层物性发育影响，部分井纵向上动用不均，高渗层动用程度高，低渗层动用程度低。有针对性地实施选层注汽，提高低渗层动用程度。截止目前74井组共实施选层分注井15口，累计增液2.59×104t，累计增油0.47×104t。
（2）高温调剖技术
封堵高渗层，提高低渗层的动用程度。汽窜井均位于沉积主河道上，高孔、高渗部位是汽驱见效的优势部位。
以汽窜井19-033为例：该井油层整体发育好，主力层注采连通好。井温资料显示，莲Ⅰ油层组2砂岩体3号层为主力吸汽层。油井发生汽窜后，产量呈下降趋势。通过对该井实施化学堵窜，目前日产液27t，日产油3t，井口温度70℃。
截止目前74井组共实施高温调剖井5口，累增液4079t，累增油847t。
（3）添加助排剂
对主力油层发育稳定，注采连通好的油井有针对性地采用化学添加剂，提高蒸汽开发效果。
3.5完善注采井网，提高油藏平面动用程度
根据蒸汽驱反九点注采井网的设计，通过井网、井况调查，按照下列原则完善注采井网及注采对应关系。
（1）对油层厚度大于10米、井距大于70米，且无采液井点部位部署新井。
（2）老井井损严重，且无法大修的井进行更新。对井下发生套变、落物等导致井况变差，影响油井正常生产井实施大修技术。
3.6 对分注不合格井实施动管柱作业，同心管注汽。
注汽井动管柱选井原则：（1）、原注汽井主力油层吸汽差，动用程度低。（2）、纵向非均质严重，层间吸汽差异过大（分配误差大于30%）。（3）、无注汽井老井眼或老井眼无法利用。（4）、化学调剖有效期短。
3.7 开展注汽速度调控，延缓突破，提高均衡驱替效果。
（1）平面汽窜严重井组，下调注汽量，降低注汽强度，延缓突破。
（2）针对转驱后运行不正常井组，整体上调注汽量，提高井组采注比。
4结论及建议
（1）边部薄差油藏通过应用实施各类技术措施，改善了油井的吸汽剖面，提高了油层纵向上的动用程度，从而达到了提高井组蒸汽驱效果的目的。
（2）实施新井、侧钻等措施，完善井网、增加储量。
（3）对井组平面内蒸汽波及较为均衡、纵向上因油层非均质性强、主力层动用程度偏高等因素造成单层指近的井组进行注汽量优化。
作者简介：
徐喆（1988-），女，助理工程师，2015年毕业于东北石油大学资源勘查系地质工程专业，现从事油气田开发和管理工作。