紅柳油田墾東53塊油層主要分布在館陶組下段，主力油層是Ng下1、Ng下2、Ng下3，地質(zhì)儲(chǔ)量234萬(wàn)噸，占總儲(chǔ)量的82.1%。構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒的鼻狀構(gòu)造，東陡西緩，傾角65°，構(gòu)造高點(diǎn)在KD5-15，KD5-20井附近，內(nèi)部發(fā)育一次生斷層，將區(qū)塊斷層分割為兩塊，含油面積2.1km²，地質(zhì)儲(chǔ)量285萬(wàn)噸，可采儲(chǔ)量43.3萬(wàn)噸，標(biāo)定采收率15.2%。平均地面原油密度為0.9783g/cm³，平均粘度為4344mPas，屬稠油油藏，主要依靠稠油熱采工藝開采。

　　1、蒸汽吞吐開發(fā)中存在問題

　　1.1、吞吐開采井普遍見地層水

　　目前投產(chǎn)的油井無(wú)水采油期只有90d左右，投產(chǎn)27口油井，90%的井已見地層水，綜合含水高達(dá)83.5%，油水邊緣的5口油井含水已到97%以上，無(wú)水采油期短，水淹狀況嚴(yán)重。

　　1.2、油井含水上升快

　　通常，吞吐開采油井，在回采初期皆有一個(gè)排水期，隨著蒸汽凝結(jié)水排出，含水會(huì)迅速下降以至到零。當(dāng)吞吐周期不斷循環(huán)進(jìn)行時(shí)，后期的油井含水下降值不可能和較早的吞吐周期一樣，而會(huì)保持逐次增高的某一含水?dāng)?shù)值，這是吞吐開采的正常規(guī)律。

　　墾東53塊油藏水侵后油井的含水變化規(guī)律有所改變，表現(xiàn)為油井在采油周期內(nèi)含水先降后升。而且，由于原油粘度高，油水粘度差大，含水上升速度相當(dāng)快。

　　1.3、產(chǎn)量遞減率大，吞吐難以穩(wěn)產(chǎn)

　　吞吐井穩(wěn)產(chǎn)期短，注汽井投產(chǎn)不久，靠近邊水的油井峰值產(chǎn)量即大幅度遞減，表現(xiàn)出明顯的彈性驅(qū)油特征。統(tǒng)計(jì)表明，老井歷年產(chǎn)量月遞減率為3.0%，折合年遞減率20%左右。較快轉(zhuǎn)周期雖可補(bǔ)充能量延緩遞減，但頻繁轉(zhuǎn)周期卻會(huì)降低經(jīng)濟(jì)效益。

　　2、蒸汽驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

　　紅柳油田KD53塊自1997年1月投入開采以來(lái)，先后經(jīng)歷了蒸汽吞吐開發(fā)，蒸汽吞吐與間歇蒸汽驅(qū)相結(jié)合的開發(fā)階段，2001年10月投入蒸汽驅(qū)開發(fā)，采用不規(guī)則井網(wǎng)，注采井距約200m，汽驅(qū)含油面積1.5km²，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量95.53×104t。截止到2008年1月，墾東53塊共投產(chǎn)油井39口，開井?dāng)?shù)31口，汽驅(qū)井組3個(gè)，日油水平133.7t/d，單井日產(chǎn)油水平4.3t/d，綜合含水88.57%，累計(jì)產(chǎn)油34.2746×104t，累計(jì)注汽29.3819×104t，采油速度1.71%，采出程度12.03%。

　　3、合理汽驅(qū)參數(shù)研究

　　孤東稠油井油層主要為薄層或薄互層，對(duì)連續(xù)注蒸汽驅(qū)極為不利，主要表現(xiàn)在合理的注汽速度較小、現(xiàn)場(chǎng)注汽鍋爐產(chǎn)汽速度與需要注汽速度很難匹配，連續(xù)注汽容易造成汽竄。目前在KD53塊蒸汽驅(qū)主要采取間歇汽驅(qū)方式，間歇蒸汽驅(qū)是注汽井周期性地向油層中注入蒸汽的一種非常規(guī)蒸汽驅(qū)方式，在油層中造成不穩(wěn)定的脈沖壓力狀態(tài)，使之經(jīng)歷地層升壓和降壓兩個(gè)過程，從而促進(jìn)毛管滲吸驅(qū)油作用，擴(kuò)大注入蒸汽的波及效率，達(dá)到降低含水、提高油層采收率之目的。

　　間歇蒸汽驅(qū)設(shè)計(jì)與優(yōu)化，主要是對(duì)間歇汽驅(qū)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)和間歇時(shí)間的優(yōu)化。間歇汽驅(qū)參數(shù)主要指汽驅(qū)間歇時(shí)間段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指標(biāo)。間歇汽驅(qū)注汽參數(shù)控制總體思路是在保證鍋爐優(yōu)質(zhì)注汽、提高注汽干度的前提下，依據(jù)瞬時(shí)注采比確定合理周期注汽時(shí)間和注汽速度，依據(jù)汽驅(qū)井組地質(zhì)特點(diǎn)和動(dòng)態(tài)變化確定周期注汽時(shí)間及周期注汽量，按照合理的總注采比計(jì)算間停階段需要的產(chǎn)液量，進(jìn)而確定出間歇汽驅(qū)需要的間停注汽時(shí)間段。

　　注汽速度的選擇與吞吐井不同。吞吐井注汽速度選擇高值，主要是減少注汽占用時(shí)間，增加油井產(chǎn)量，汽驅(qū)井注汽速度要考慮的因素主要是減少蒸汽在地層中的指進(jìn)，防止出現(xiàn)氣竄，KD53塊汽驅(qū)井注汽速度一般要控制在7.5t/h以下。

　　井底蒸汽干度對(duì)蒸汽驅(qū)效果影響較大，井底蒸汽干度在40%以下時(shí)，蒸汽驅(qū)效果明顯變差，生產(chǎn)時(shí)間變短，累計(jì)產(chǎn)油大幅度下降。井底蒸汽干度提高后，蒸汽驅(qū)效果提高。因此，蒸汽驅(qū)過程中一定要盡可能提高注汽質(zhì)量，保證井底蒸汽干度達(dá)到40%以上，以使蒸汽驅(qū)取得較好的效果。

　　注汽周期是在安排汽驅(qū)參數(shù)時(shí)重點(diǎn)考慮的一個(gè)問題，注汽周期短，注汽量過小，熱量波及范圍小，達(dá)不到應(yīng)有注汽效果;注汽周期長(zhǎng)，階段注汽量過大，容易發(fā)生氣竄。階段注汽量控制主要考慮不同的井組不同。為此我們以地面汽驅(qū)注入熱水量和吞吐注入的熱水量為注入量，以油井采出液量的地面體積為采出量，以兩者比值為地面注采比，作為決定間歇汽驅(qū)周期的參考參數(shù)，根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，當(dāng)汽驅(qū)井汽驅(qū)時(shí)，地面注采比高于0.7時(shí)，井組呈現(xiàn)含水上升，產(chǎn)量下降趨勢(shì)，即確定當(dāng)注采比為0.7左右時(shí)為最佳停注時(shí)間，停注后，發(fā)現(xiàn)當(dāng)?shù)孛孀⒉杀葹?.48時(shí)，井組呈現(xiàn)出液量下降，井組產(chǎn)量下降的趨勢(shì)，即確定地面注采比為0.48時(shí)為最佳間歇注汽時(shí)間，同時(shí)結(jié)合汽驅(qū)井組油井的見效情況，綜合調(diào)整注汽周期。

　　4、應(yīng)用與效果

　　2007年通過在該塊4個(gè)汽驅(qū)井組合理調(diào)理汽驅(qū)參數(shù)后，取得較好效果，通過分析井組地面注采比和虧空情況，對(duì)注采比較高的井組延長(zhǎng)停注時(shí)間，例如對(duì)轉(zhuǎn)周時(shí)間長(zhǎng)、注采比高汽驅(qū)見效明顯的KD5-10井組，注汽方式由初期的注20天停10天調(diào)整為注5天停20天，后觀察該井組油井KD5-20、KD5-21井溫、含水變化情況，分析有汽竄現(xiàn)象，目前已停注;對(duì)汽驅(qū)見效初期、注采比低的KD5-29、KD5X18井組，注汽方式由初期的注25天停10天調(diào)整為注10天停15天，對(duì)見效不明顯的KD53X6汽驅(qū)井組，注汽方式不變，仍為注20天停10天。通過合理調(diào)控汽驅(qū)參數(shù)，使4個(gè)汽驅(qū)井組產(chǎn)量均呈現(xiàn)穩(wěn)定中有升的趨勢(shì)，又合理穿插完成了9口井的蒸汽吞吐工作，確保了該塊汽驅(qū)外油井產(chǎn)量穩(wěn)定。

　　2008年由于套管錯(cuò)斷造成汽驅(qū)井3口報(bào)廢，汽驅(qū)井組產(chǎn)下下降迅速，在及時(shí)更新汽驅(qū)措施恢復(fù)注采井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，綜合分析汽驅(qū)井停注期間對(duì)應(yīng)油井的動(dòng)態(tài)變化，提出采取改變間歇汽驅(qū)時(shí)間(由以前的注10天停10天改為注20天停10天)、上調(diào)階段注汽量、提高注汽干度的措施，補(bǔ)充地層能量，使井組產(chǎn)量穩(wěn)中有升，以KD5N18汽驅(qū)井組為代表，該汽驅(qū)井更新后，通過合理調(diào)整注采參數(shù)，井組產(chǎn)量由15t/d上升到30t/d。

　　5、結(jié)論

　　KD53塊由于邊底水活躍，水侵日益嚴(yán)重，實(shí)施靠近邊底水部位排水、內(nèi)部蒸汽驅(qū)的效果好于邊部不排水的蒸汽驅(qū)效果。在調(diào)整汽驅(qū)參數(shù)過程中，注采平衡不僅是確定注水單元合理注采比的依據(jù)，也是確定蒸汽驅(qū)注采比的依據(jù)。在確定蒸汽驅(qū)合理注采比后，再確定合理的間歇汽驅(qū)周期是可行的，且在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得顯著效果。

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