【摘要】稠油油藏注蒸汽开发中后期，蒸汽窜流及超覆现象严重，针对这一问题，齐40块对实验区进行了转热水驱实验，在热水驱中期面对开发中的矛盾，经过综合分析，采取了一系列的挖潜措施并取得了良好的效果。

【关键词】稠油开采 热水驱 水汽交替驱替 间歇注水 齐40块

注蒸汽开发后转热水驱不但能够起到对油藏续热，而且能够充分利用底层中的残余热，增大纵向波及系数，提高稠油油藏的最终采收率。

1 基本概况

齐40块蒸汽驱转热水驱井组于齐40块中部，齐40-8-22断层南侧。目前有11个热水驱井组，注水层位莲Ⅱ，油层中深：924m，有效厚度：32.2m，总面积0.33km²，地质储量219×10⁴t。2009年9月先导区转热水驱3个，含油面积0.1 km²，地质储量84×104t。2011年3月扩大区转热水驱6个，含油面积0.177 km² ，地质储量107×10⁴t。 65井组转热水驱2个井组，含油面积0.05 km² ，地质储量28×10⁴t，共11个井组。

热水驱井组构造为较为简单的单斜构造，地层由北西向南东向倾斜，其中西部地层相对绞缓，地层倾角5°-7°。东部地层相对较陡，地层倾角8°-13° ；纵向沉积为复合韵律。

储层物性为：油层连通性好，连通系数为0.84，孔隙度：32%，渗透率：2.1μm2。莲Ⅱ油层压力系数0.996，原始油层压力9.2mPa。地温梯度3.27℃/m，原始油层温度39.2 ℃。原始含油饱和度70%，转驱前含油饱和度57%。

2 井组开发效果分析

2.1 开采特点—三场变化

从整体温度场变化情况来看：转驱后整体温度有所下降，但构造低部位温度明显提高，证明热水驱较蒸汽驱相比，低部位受效比较明显。提高了油层的动用程度，由53%上升到57%。

从各阶段压力场变化情况可以看出：2009年10月8-新27、9-新26、9-新027三个井组转热水驱后，热水主要沿东部低构造部位驱替。2011年3月八井组转水驱后，整体上压力值分部较以前均匀，低压力井获得一定的提升，但局部存在受效较差区域。

2.2 注入量变化

从注水量变化来看，转水驱以来注水量偏高，而相应的注采比为1.1，2011年12月后注水量趋于平稳，稳定在2.9×10⁴t。

3 蒸汽驱转热水驱挖潜效果

3.1 采取大泵增排措施，改善井组开采状况

上半年热水驱井组共实施换大泵措施4井次，日产液增加74t，日产油比较稳定。以8-261C3井为例。该井同时受两口注水井9-新26、8-新27的影响，目前日注水223t。供液充足，具有一定的潜力。 因此该井于2012年3月换70泵开井后，日产液由15t上升到57t，日产油变化不明显，井口温度由48 ℃上升到75℃。

3.2 采取上调冲次提液措施，改善井组开采状况

上半年热水驱井组共实施提液9井次，日增液38t，日增油5t。提液效果明显的7-30井。该井开采层位：莲花。同时受注水井7-029和注汽井6-K030两口井的作用，供液充足，因此4月11日冲次由3.4次上调至4.7次，油井产液量由22t上升到38t。取得了良好的挖潜效果。

3.3 长停井复产，效果显著

8-25于2月18日开井复产，开采层位为莲花，关井前持续高温不能正常生产，于2011年4月关井，该井主要受长注井8-K262影响，长注井于2011年3月日注汽量由150t/ d下调为100t/d后至今，分析认为具备开井条件，有一定的潜力，开井后，目前日产液17t，日产油5t，已累计增油705t，取得了良好的效果。

3.4 措施挖潜效果分析

自2011年8月开始产量趋于平稳，2012年初整体产量呈上升趋势。日产液由年初的929t上升到1059t；产油量由年初的51t上升到70t。因此采取检泵、增排、上提冲次、长停井复产等综合提液措施，有效提高了井组的产量，累增油2300t，取得了良好的措施效果。井组油汽比由2011年底0.05提高到目前的0.07；采注比由的1.1提高到目前的1.4。

3.5 蒸汽驱转热水驱效果分析

从整体上蒸汽驱转热水驱的效果，以八井组为例，八井组2011年3月转热水驱，2011年底产油量出现小幅回升，说明热水驱取得了一定的效果，若继续蒸汽驱必然会导致高温气窜、关井等情况的发生。热水驱产油量较预测蒸汽驱的日产油26t上升到43t，高温井由蒸汽驱阶段的26.7%下降到13.8%，转水驱以来热水驱井组实现累增油0.9×10⁴t。

4 下步潜力分析及调整方向

4.1 下步潜力分析

4.1.1完善井组的注水井网

9-新027于2011年10月停注，该井组目前共有生产井8口，注水井停注后由于生产井先后采取了检泵、上调冲次等提液措施，井组产量呈上升趋势，但井组内8-027、10-027、9-更27先后因供液原因关井。

4.1.2优化水驱三井组注水井的注水参数

由于水驱三井组内的8-新27、9-新26的注水量偏高，导致井组含水达到95%以上。目前两口井实注水量223t与方案相比日超注37t。

4.1.3优化注水方式

优点：在注采平衡的情况下，可维持一定的地层压力和温度；利用热水连续的冲刷油层底部剩余油，从而得到持续的产能；

缺点：注入量大，目前热水驱井组已处于突破阶段，大量的热水会延原蒸汽腔通道进入井筒，导致注入的热水未得到有效利用，进而导致高含水。

4.2 下步调整方向

4.2.1水汽交替

研究表明，在蒸汽驱后进行水汽交替驱替的效果好于直接热水驱。

对于正韵律来说，水汽交替注入的采出程度要比热水驱的采出程度高出1.98%，复合韵律为3%，反韵律为3.47%。由于热水驱井组是复合韵律油藏，实施水汽交替注入，效果介于正韵律和反韵律之间。不同韵律储层蒸汽驱后转水汽交替的采出程度较好。

4.2.2间歇注水

间歇注水是周期性地改变油层注水量，在油层中造成不稳定的脉冲压力状态，使之经历地层升压和降压两个过程，从而促进毛管渗吸作用，扩大注入水波及效率，达到降低含水、提高油层采收率的目的。

根据热水驱井组实际储层情况（复合韵律）。在注水井注入时，高渗层升压快，低渗层升压慢，注入的热水会缓慢向底层渗入，注入一定时间后，使高低渗层压力基本稳定；停住时，高渗层降压快，低渗层降压慢，在油层纵向上形成压差，同时，由于油水重力差异，水下降、油上升。底层油上升，下轮注水时采出。

间歇注水的优势：提高热水利用率、降低产出液含水、降低生产成本。

4.2.3措施评价

此两项措施皆可提高蒸汽驱后续水驱采收率：

（1）水汽交替注入：该注入方式有助于维持地层温度，提高热利用率。

（2）间歇注水技术：应对后期含水过高有一定的效果，但生产井会表现为一段时间的低产。

5 结论及认识

（1）热水驱井组由蒸汽驱转向热水驱后，注入的热水温度低，使油层整体温度有所下降，但构造低部位温度明显提高，油层受热均匀，制止了蒸汽超覆现象的出现；

（2）通过分析热水驱井组的现状，先后采取了多项、多井次的提液措施，提高了井组的产能，从而实现了井组的稳产上产目标，开发了井组潜力，改善了井组的开采现状；

（3）应对热水驱井组开采后期，产油量、产液量下降的状况，研究采用更为灵活的注采方式，挖掘井组潜力，为齐40块蒸汽驱后转热水驱提供生产经验及理论依据。

参考文献

[1] 付崇清 欢喜岭油田齐40块蒸汽驱开发实践与认识 [J] . 石油地质与工程 ，2007，21（2）：98-100

[2] 王中元 齐40块蒸汽驱蒸汽波及规律研究 [J].特种油气藏 ，2007，14（4）：65-67

[3] 吕广忠，陆先亮.热水驱驱油机理研究[J].新疆石油学报，2004，16（4）：37-41

作者简介

李德福（1985-），男，助理工程师，2010年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事齐40块蒸汽驱开发方面的工作。