1、加强动态调控改善蒸汽驱开发效果摘 要：针对杜 229 块蒸汽吞吐开发后期的采油速度低、吞吐效果差、产量递减快等开发矛盾，试验区转入蒸汽驱开采。转驱后试验区重新上产，生产效果得到明显改善，地层压力下降、温场大幅提升、油层动用情况好转、含水逐渐下降，油量回复达到平稳。结合实际生产情况动态调整注汽量、液量，不同问题分类治理。生产中精细化油井管理，追根溯源分析产量递减原因，及时采取针对性措施，提高排液能力，达到提高最终采收率、增加可采储量、延缓递减、实现区块稳产的目的。 关键词：动态调控 蒸汽驱开发 超稠油油藏 杜 229 块 前言 杜 229 块属于超稠油油藏，具有储层物性好、原油物性差等特点，主要
2、采用蒸汽吞吐方式开发。构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为沙一、沙二段兴隆台油层，属超稠油边底水油藏，油藏埋深 8401100 m。探明含油面积 2.5km2，石油地质储量 2061104t。 一、地质概况 试验区共 7 个井组位于杜 229 块东南部，含油面积 0.2km2，地质储量 148104，油藏埋深 940-1010 米，有效厚度 28.6 米，孔隙度30.4%，渗透率 1.332m2，含油饱和度 71.4%，原油物性：20时原油密度 1.007g/cm3，50时粘度 5.6104mPa?s，胶质沥青质含量达44.8%。 二、开发历程及现状 试验区 1999 年投产，采
3、用蒸汽吞吐开发，经历了上产，稳产和递减3 个阶段。2007 年转入蒸汽驱开采，转驱后试验区重新上产，如图可见（图 2-1） ，试验区转入前年产油量下降到 4.6 万吨，通过开展蒸汽驱开采，产量得到恢复，平均年产量在 5.3 万吨。 2013 年，先导试验区 7 个井组共年产油 4.8 万吨，油气比 0.18，采注比 1.19，采油速度 3.24%，截至 13 年底汽驱阶段累计注汽 174.2 万吨，累产油 28.5 万吨，油气比 0.16，采注比 1.07，采出程度 19.3%，保持较好的开发效果。 蒸汽驱目前注汽 12 口，日注汽量 1440t，开井 47 口，日产液1357t，日产油 17
4、4t，含水 88%，瞬时采注比 0.94，油气比 0.12。 三、开发效果评价 与吞吐对比，先导试验区实施蒸汽驱开发后，生产效果得到明显改善。单井日产油由 0.8t/d 提高到 4.0t/d，年产油由 2.09t 上升到4.8t（图 3-2） 。 通过蒸汽驱开采，蒸汽驱地层的压力下降到 3.2MPa 左右，温场大幅提升，由转驱前的 76上升到目前的 140左右。油层动用情况转好。 蒸汽驱先导试验区自 07 年 7 月转入蒸汽驱开采，经历了液升、油降、含水升的热连通阶段。液量持续上升后达到平稳，含水逐渐下降，油量逐渐回复达到平稳。根据蒸汽驱开采各阶段的动态指标变化，可以看出目前蒸汽驱依然处在蒸汽
5、驱替的阶段。 四、动态调控改善效果 1.以产定注，动态调整注汽量 结合实际生产情况调整注气参数，调整后含水、温度都得到改善，油量趋于平稳，油气比、采注比得到大幅提升。 2.以液牵气，动态调整液量 对受效弱的井采取提冲次措施，提高产液量，加强连通程度；对井口温度高的井，降低冲次，避免汽窜发生，通过控制产液量，改变蒸汽驱的受效程度，促进平面均匀动用。 3.不同问题，分类治理，提高油井泵效 3.1 针对泵实用周期长、泵况变差井，积极实施检泵措施。 3.2 针对液低出砂井，采用小泵径提高泵效。 3.3 针对入泵流体闪蒸问题，加深下泵深度，避开高温闪蒸段。 通过以上措施，蒸汽驱生产井的泵效得到明显改善，从措施之前的47.6%提高至 53.8%。 五、结论及建议 1.深刻理解“以采为先、以产定注、以液牵汽”的调控理念，坚决执行操作技术界限，实现注采平衡。 2.精细化油井管理，追根溯源分析造成泵况差的原因，及时采取针对性措施，提高排液能力，挖掘油井潜力。 3.提前开展后蒸汽驱阶段热水驱问题的研究。
