摘 ?要：杜229塊蒸汽驅(qū)反九點井組經(jīng)過多年開發(fā)，采出程度高達77%，受高采出影響，油井蒸汽突破跡象明顯，導(dǎo)致井組日產(chǎn)油量下降，開發(fā)效果變差。本課題通過對井組開發(fā)情況重新評價及動態(tài)分析，對注汽井實施輪換注汽，生產(chǎn)井實施動態(tài)調(diào)控，降低操作壓力;對不出停關(guān)井重點分析，對有潛力油井堅持吞吐引效恢復(fù)動用，提高井組開井數(shù)和日產(chǎn)油水平，進而實現(xiàn)井組產(chǎn)量保持穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：反九點井組;蒸汽驅(qū);杜229塊

引言

12個反九點井組，生產(chǎn)井53口，主要生產(chǎn)層位興Ⅳ+Ⅴ1，含油面積0.31km2，地質(zhì)儲量176.0萬噸。累產(chǎn)油135.7萬噸，油汽比0.17，采注比1.17，采出程度77.1%。井組2007轉(zhuǎn)驅(qū)4個先導(dǎo)實驗區(qū)，2009年擴大3個井組，2013再擴大5個井組，2014實現(xiàn)井組產(chǎn)量最高峰6.8萬噸，但因受井組采出程度高影響，近幾年產(chǎn)量一直呈快速遞減趨勢，進入蒸汽驅(qū)后期階段。

1 研究區(qū)概況

12個井組反九點，生產(chǎn)井53口，主要生產(chǎn)層位興Ⅳ+Ⅴ1，含油面積0.31km2，地質(zhì)儲量176.0萬噸。累產(chǎn)油135.7萬噸，油汽比0.17，采注比1.17，采出程度77.1%。12個井組反九點，2007轉(zhuǎn)驅(qū)4個先導(dǎo)實驗區(qū)，2009年擴大3個井組，2013再擴大5個井組，2014實現(xiàn)井組產(chǎn)量最高峰6.8萬噸，但因受井組采出程度高影響，近幾年產(chǎn)量一直呈快速遞減趨勢，進入蒸汽驅(qū)后期階段。

2 目前存在問題

2.1 ?油井蒸汽突破

目前12個反九點井組，其中9個井組內(nèi)生產(chǎn)井井下溫度均達到200℃，同時井組區(qū)域內(nèi)19年新鉆吞吐井原始井溫數(shù)據(jù)顯示：蒸汽驅(qū)生產(chǎn)井段地層溫度均測在200℃以上。

從井組內(nèi)觀察井杜32-53-33井監(jiān)測資料顯示，油井生產(chǎn)溫差小于20℃，對于蒸汽驅(qū)開發(fā)后期，極易造成油井汽竄，從而導(dǎo)致井組含水逐漸上升，日產(chǎn)油量逐漸下降。

2.2 ?興Ⅴ1組挖潛接近尾聲

反九點井組通過對4口老井大修側(cè)鉆和部署2口新井，2017年產(chǎn)油0.7萬噸，后期生產(chǎn)效果變差，2018年產(chǎn)油量降至0.2萬噸，對反九點井組產(chǎn)量貢獻率下降。

3 主要研究內(nèi)容

3.1 ?降低注汽量

2019年蒸汽驅(qū)12個反九點井組按照“降低操作壓力，提高油汽比”的工作思路，3個井組注汽井實施輪換注汽，3個井組優(yōu)化注汽參數(shù)，控制汽腔壓力;生產(chǎn)井降低生產(chǎn)工作制度38井次。優(yōu)化參數(shù)后，井組流壓由2.7MPa降到2.4MPa，沖次由5.2次/分降到4.9次/次。

3.2 ?引入SAGD調(diào)控技術(shù)，控制subcool值，防止蒸汽突破

溫差調(diào)控措施實施后，生產(chǎn)井溫差由10℃提高到20℃以上。井組含水下降4%，日產(chǎn)油上升13噸，蒸汽突破基本得到抑制，生產(chǎn)效果得到改善。

3.3 ?對井組內(nèi)停關(guān)井分析，挖掘潛力井進行恢復(fù)

針對井組油層縱向動用不均的問題，在反九點井組開展剩余油潛力研究，通過對井組內(nèi)停關(guān)井分析，優(yōu)選了七口井實施挖潛。在一月份首先對杜32-51-35C和杜32-51-37進行了恢復(fù)，目前日產(chǎn)液量66噸，日產(chǎn)油量16噸，綜合含水75.7%。

3.4 ?對2個井組實施降干度試驗 為后蒸汽驅(qū)熱水驅(qū)做準備 同時提高井組經(jīng)濟效益

該井組井組內(nèi)監(jiān)測資料顯示目前蒸汽腔溫度達到200℃左右，地下溫場已經(jīng)建立。針對該問題，在輪換注汽基礎(chǔ)上，2019年重點在杜32-50-K34和杜32-54-K38井組采取降低注汽井注汽干度措施，為下步開展熱水驅(qū)技術(shù)攻關(guān)研究做好前期工作，進一步提高采收率及經(jīng)濟效益。

杜32-50-K34井于2019年2月8日注汽干度由75%降至60%，3月12日降至40%;杜32-54-K38井于2019年2月22日注汽干度由75%降至40%，3月9日降至40%。兩個井組注汽井降干度后，目前井組油量總體保持穩(wěn)定。干度由75%降至40%，注1噸蒸汽少消耗16方天然氣，按2元/方計算，注一噸蒸汽省32元。降干度以后兩個井組累注汽20385噸，節(jié)約燃氣費65.2萬元。

4 實施效果及經(jīng)濟效益評價

4.1 ?實施效果

反九點井組經(jīng)過科學(xué)動態(tài)調(diào)控，堅持“降低注汽量，降低操作壓力，控制好生產(chǎn)井溫差” 總體調(diào)控思路，通過輪換注汽，注采參數(shù)調(diào)控等措施，合理控制生產(chǎn)井溫差，井組生產(chǎn)流壓保持穩(wěn)定，有潛力井實施引效，提高井組日產(chǎn)油水平，實現(xiàn)井組開發(fā)效果向好的趨勢發(fā)展，井口日產(chǎn)油量恢復(fù)到144噸。

4.2 ?經(jīng)濟效益評價

目前實際累產(chǎn)油5900t，根據(jù)經(jīng)濟效益計算公式：E=（1-30%）×F×Q×（P-T-C）-I計算出創(chuàng)經(jīng)濟效益445萬元，經(jīng)濟效益較好。

5 結(jié)論

1. 加強井組油藏研究，對井組內(nèi)停關(guān)井歷史生產(chǎn)效果分析，挖掘潛力井進行恢復(fù)，提高井組動用井數(shù)和日產(chǎn)油水平。

2. 井組內(nèi)油井有蒸汽突破跡象后，及時對注汽井實施輪換注汽降低操作壓力，生產(chǎn)井實施動態(tài)調(diào)控調(diào)整合理油井生產(chǎn)溫差，保持井組生產(chǎn)效果穩(wěn)定。

3. 經(jīng)過多年開發(fā)的高采出程度蒸汽驅(qū)井組，注汽井實施降干度試驗后，生產(chǎn)效果穩(wěn)定，降低了井組運行成本，同時為后蒸汽驅(qū)開發(fā)提供寶貴依據(jù)。

參考文獻

[1] ?周大勝，胡新正，孟強，等. 杜229塊超稠油油藏二次開發(fā)潛力研究及認識[J]. 特種油氣藏，2007年，第14卷第6期：35-39.

[2] ?胡新正. 曙光油田杜229塊蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)試驗技術(shù)[J]. 特種油氣藏，2009年，第16卷第5期：61-65.

[3] ?龔姚進，王中元，趙春梅，等. 齊40塊蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)研究[J]. 特種油氣藏，2007年，第14卷第6期：17-21.

[4] ?符躍春. 杜229塊超稠油油藏蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)試驗可行性研究[J]. 特種油氣藏，2009年，第16卷增刊：37-39.

作者簡介：李正威（1984-），男，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院資源勘查專業(yè)，主要從事油藏開發(fā)工作。