摘要：杜239塊為1990年正式投入開發(fā)，后由于繼續(xù)吞吐的潛力已極為有限，1996年5月進入蒸汽驅(qū)二次開發(fā)。該文通過對以往蒸汽驅(qū)效果評價，結(jié)合油藏目前存在問題，在綜合分析區(qū)塊開發(fā)潛力基礎(chǔ)上提出二次蒸汽驅(qū)，為同類油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換提供下步建議。

關(guān)鍵詞：蒸汽驅(qū)、二次轉(zhuǎn)驅(qū)、方式轉(zhuǎn)換

一、地質(zhì)概況

杜239斷塊構(gòu)造位于遼河斷陷西斜坡歡曙上臺階中段，開發(fā)目的層為下第三系沙河街組大凌河油層，油層埋深-950m～-1200m，1993年上報含油面積1.2平方公里，平均單井油層厚度42.6m，構(gòu)造形態(tài)呈北西向南東傾沒的單斜構(gòu)造。地質(zhì)儲量623×104t。斷塊屬于中～厚層稠油油藏。

大凌河油層為近源濁積砂體，物源來自北部，平面上砂體變化較大，由北向南變薄，杜239塊地面原油密度0.9663g/cm3，粘度（50℃）3000～20000mPa.s，凝固點17℃，含蠟5.86%～6.7%，瀝青+膠質(zhì)38.66%～47.61%。原油拐點溫度50℃～60℃，原油性質(zhì)按中國稠油分類標準為普通稠油～特稠油。地層水為NaHCO3型，總礦化度2800mg/L。原始平均地層壓力為10.30MPa，壓力系數(shù)為1.004，地層溫度42℃，溫度梯度3.0℃/100m。

二、開發(fā)現(xiàn)狀

截止2020年底，杜239全塊總井?dāng)?shù)59口。可采儲量采出程度99.2%。累計產(chǎn)油325.7×104t，累產(chǎn)水348.0×104t，累積汽驅(qū)注汽36.2×104t，累積吞吐注汽292.5×104t，累油汽比1.11，累注采比0.49累積地下虧空344.9×104m3。

三、前期開發(fā)效果評價

3.1? 蒸汽驅(qū)實施情況

區(qū)塊1996年5月首先在下層系的曙1-21-0363井組開展了注蒸汽段塞驅(qū)實驗，97.1月又將下層系的曙1-20-0363井組轉(zhuǎn)為蒸汽段塞驅(qū)，98-99年相繼將曙1-20-0367、曙1-20-新-0365、曙1-021-365三個，2004年曙1-20-63下層系井組轉(zhuǎn)為間歇蒸汽驅(qū)，均取得了較好的開發(fā)效果。

3.2 段塞蒸汽驅(qū)

3.2.1蒸汽段塞驅(qū)試驗

1996年5月31日，曙1-21-0363井組首先投入蒸汽段塞驅(qū)試驗，1997年1月1日，曙1-20-0363第二井組投入試驗。

3.2.2蒸汽段塞驅(qū)生產(chǎn)特點

① 驅(qū)替過程中：產(chǎn)液量大幅度上升，從102↑174.7t/d，初期含水大幅上升，產(chǎn)油量從90t/d上升到100t/d并保持相對平穩(wěn)。? 壓力從驅(qū)前的1.9MPa逐漸上升到驅(qū)后的2.9MPa。

② 汽驅(qū)井停驅(qū)后：由于驅(qū)替過程中，有效地補充了地層能量，液量穩(wěn)定，含水下降，日產(chǎn)油上升，一直保持在100t/d以上，最高達140t/d，后期隨著地層壓力下降，產(chǎn)油量下降，開始大面積蒸汽吞吐。

③溫度：驅(qū)時井口溫度平均最高上升7℃;溫度觀察井從驅(qū)前的43 ℃上升到98年52 ℃ ，99年54 ℃ 。

3.2.3蒸汽段塞驅(qū)效果評價

① 階段油汽比：96.5月轉(zhuǎn)驅(qū)-99.2月大面積蒸汽吞吐結(jié)束，階段產(chǎn)油 10.5萬噸，階段油汽比 0.24。

② 階段增油量：純增油3.11萬噸。

綜上所述，曙1-21-0363、曙1-20-63井組在段塞驅(qū)試驗中取得了良好的開發(fā)效果。

3.3間歇蒸汽驅(qū)

3.3.1間歇蒸汽驅(qū)試驗

1998年5月到2000年1月，曙1-20-新0365井組、曙1-20-0367井組和曙1-021-365井組相繼投入間歇蒸汽驅(qū)試驗。

3.3.2間歇蒸汽驅(qū)生產(chǎn)特點

以曙1-20-新0365井組為例：

①轉(zhuǎn)驅(qū)后第二個月開始，液量、綜合含水明顯上升，產(chǎn)油量下降;當(dāng)注汽井停注后，第四月、五月液量、綜合含水再次下降，油量上升。

②試驗區(qū)油井壓力上升：由杜212-觀6井壓力曲線可知，該井由轉(zhuǎn)驅(qū)時的1.7Mpa，轉(zhuǎn)驅(qū)后回升到2.58Mpa。

③試驗區(qū)油井溫度提高：杜212-觀5井是曙1-21-0363井組內(nèi)部一口溫度觀察井，轉(zhuǎn)驅(qū)前該井測試地層溫度為43℃。轉(zhuǎn)驅(qū)后到1999年下半年，地層溫度已上升到55℃。

3.3.3井組動態(tài)分析總結(jié)

蒸汽段塞驅(qū)和間歇蒸汽驅(qū)在試驗期間產(chǎn)量變化大致分為以下幾個階段：

第一階段：井組轉(zhuǎn)驅(qū)后，產(chǎn)油量略在上升，含水下降，液量基本平穩(wěn)，本階段持續(xù)時間較短，大約為1-2個月時間;

第二階段：轉(zhuǎn)驅(qū)1-2個月后，產(chǎn)油量開始下降，含水上升，在這階段蒸汽段塞驅(qū)和間歇蒸汽驅(qū)略有不同，蒸汽段塞驅(qū)由于是連續(xù)注入，在產(chǎn)量下降3-4個月之后，產(chǎn)油量又開始回升，但含水仍然較高，而間歇蒸汽驅(qū)在每次停注后2-3個月時，產(chǎn)油量回升同時含水隨之下降;

第三階段：這個階段主要是針對蒸汽段塞驅(qū)，即轉(zhuǎn)驅(qū)井停注之后，井組產(chǎn)量并不隨之下降，能穩(wěn)產(chǎn)一年左右時間;

四、存在問題

4.1壓力水平低，油汽比低，吞吐效果逐年變差

經(jīng)過多年吞吐開發(fā)，區(qū)塊壓力系數(shù)由原始的1.004降為目前的0.1，只有原始的9.97%;產(chǎn)量由高峰期的7.86萬噸下降至2018年的0.74萬噸，只有高峰期產(chǎn)量的9.4%。

4.2井下狀況差，開井率低

目前杜239塊套壞井90口，占總井?dāng)?shù)（97）的93%，其中關(guān)井52口。 區(qū)塊因套壞及低產(chǎn)關(guān)井等原因?qū)е麻_井率逐年下降，至2018年底開井率只有4%。

五、潛力分析

5.1油藏條件適合蒸汽驅(qū)

杜239大凌河儲層為高孔中～高滲儲層，區(qū)塊主要油藏參數(shù)與推薦油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)指標對比，均在推薦范圍內(nèi)，適宜開展蒸汽驅(qū)。

5.2井間仍有剩余油

一是區(qū)塊主體部位油井的下層系采用蒸汽驅(qū)方式進行開采，結(jié)束后井組6口生產(chǎn)井 （24口）還有上層系未射開，因此這部分油井均有一定剩余油可挖掘。

二是蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)開采加熱半徑均有限（30-35m），因此區(qū)塊直井井間仍有剩余油可挖潛。

六、結(jié)論

1、通過對區(qū)塊蒸汽驅(qū)前期研究和現(xiàn)場應(yīng)用實踐證明，找到了一條提高高周期吞吐效果行之有效的方法，為區(qū)塊二次轉(zhuǎn)驅(qū)提供了理論依據(jù)。

2、積極探索中厚層稠油油藏二次汽驅(qū)可行性研究，為保持區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)指明方向。

參考文獻

[1] 中油油氣田開發(fā)技術(shù)座談會文集.北京：石油工業(yè)出版社，2001.

[2] 遼河油區(qū)油田開發(fā)實例.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

作者簡介：金瑞，女，工程師，2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院資源勘查專業(yè)，現(xiàn)從事油藏動態(tài)管理工作。

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