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中图分类号：TE33+1
一、地质概况
欢喜岭油田齐40区块含油面积7.7Km2，地质储量3774×104t，为中—厚层状边水稠油油藏。随着汽驱时间的延长，区块开发矛盾逐渐突出，影响汽驱开发效果。为了改善汽驱开发效果，提高汽驱阶段的采收率，在开发过程中透过蒸汽驱的开发机理，深入研究汽驱的影响因素，从解决瓶颈问题入手，采取了针对性的技术对策，见到了较好的效果。
二、齐40块蒸汽驱井组开发矛盾
齐40块蒸汽驱历经六年的开发，汽驱井组出现平面指进方向明显、高温汽窜井增多的现象，导致平面与纵向驱替矛盾加剧。
2.1油藏发育
齐40块沉积类型为扇三角洲前缘亚相沉积，主要发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间及前缘薄层砂四种微相类型，由于沉积特征，蒸汽易沿主河道方向优势推进。储层非均质性较强，高、低渗层油层吸汽能力差异较大，注入蒸汽易沿渗流阻力较小的高渗层突进，而蒸汽上浮作用使油层上部吸汽大于下部，在上部易导致蒸汽超覆。
2.2注采工艺因素
65井组、74井组注汽井中有116口采取分层配汽，23口采取笼统注汽。分层注汽采用的是一级两段、两级三段分层注汽管柱，监测分层注汽井的吸汽剖面资料分析，有26口井与配汽要求误差大于20%，其中有5口井分注下段不吸汽。分注不合格导致吸汽段注汽强度增大，易形成单层蒸汽超覆，不吸汽段未达到设计注汽强度，驱替效果不理想。
为了缓解层间、层内矛盾，防止汽窜现象加剧，对汽驱井组调整吸汽剖面与产液剖面技术进行研究与应用，取得了一定措施效果。
三、增油措施在汽驱井组的研究与应用
针对目前齐40块蒸汽驱部分井组存在的产液量下降等问题，为保证齐40块蒸汽驱能平稳高效的生产，采取了一系列提液措施，以保证产液量的平稳有序。
3.1提液技术在生产井的研究与应用
对于多油藏合采或非均质性较严重的厚油层单层开采，油层含水达到一定数值后，可将油藏简化为2种普通情形进行分析，即油层和水层。根据达西渗流定律，可推导出油层含水率、井底流压、产油量及产液量之间的关系式。研究表明，不论油水层相互压力如何变化，产油量随产液量的增大而增大，随产液量的减小而降低。降低井底流压开采在实际操作中有多种实施方式。
3.1.1更换大泵，降低动液面深度
针对供液能力强平面剖面矛盾相对较小的油井。该类井通过更换大泵径生产。共采取换 大泵径 （57—70arm）6井次 ，合计增油599吨。
3.1.2调整冲次，提高泵效
针对日产液量较高，汽驱优势方向、多向受效的油井，按油井流压大于闪蒸压力0.5MPa的技术界限进行提液调控。上半年共实施调整冲次措施82井次，目前日增液100吨，日增油15吨。
3.1.3实施压裂，提高油井供液能力
针对供液能力中强剖面差异相对较大的油井。该类井通过细分层注汽和调剖相结合，减小层问差异，补充地层能量，切实提高低渗薄层动用程度。油井通过压裂提高中液量井的供液能力，通过堵水和隔抽措施控制特高含水层出水。在此基础上油藏采取压裂1井次。累计增油10吨。
3.1.4调控油井动液面，降低井底流压
针对日产油小于5吨的汽驱非优势方向、多向受效角井、井距大油井，按油井流压大于闪蒸压力0.5MPa的技术界限进行提液调控。上半年共实施提液措施72井次，目前日增液135吨，日增油38吨。
3.1.5停产井复产，提高油井利用率
针对停产井，但井况良好或井况差但不影响主力层生产、井点采液不足的油井，通过检、下泵进行常规复产，共复产34口，目前开井21口，日增液195吨，日增油16吨。对于井况差无法正常生产、井点采液不足的油井，通过侧钻、大修等措施进行复产，目前开井2口，日增液41吨，日增油11吨。
3.2注汽调控在注汽井的研究与应用
针对目前齐40块蒸汽驱井组存在的吸汽剖面不均匀、汽窜问题，采取了调整注汽井吸汽剖面与生产井产液剖面相结合的多项措施，改善蒸汽驱井组驱替效果，使蒸汽腔均匀扩展。
汽驱井组采取分层汽驱和笼统汽驱两种注汽方式。分层汽驱在一定程度上提高了油层纵向动用程度，但是层间、层内矛盾依然存在，蒸汽易沿高渗层突进，同时分注不合格使注汽强度不合理，影响了井组驱替效果。调整注汽井吸汽剖面采取了以下措施：
3.2.1实施双井分注，改善注汽井吸汽剖面
针对单层突进、层间动用差异大，分注工艺无法长期有效解决的注汽井实施双井分注措施。
适用条件：1、注汽井有老井眼，其井况良好可以利用； 2、原注汽井纵向吸汽厚度比例小于70%，老井眼射孔注汽厚度要在10m以上；3、注采关系对应良好。
并且优化老井眼射孔井段，避射高温汽窜层，同时调整老井眼与原注汽井注汽参数，降低高温层的注汽量，强化低动用层的注汽量。
3.2.2实施选层注汽，提高井点产液能力
选层注汽是注采井组在现驱动条件下生产井层间动用差异大，对井况完好的生产井采取的一种改善产液剖面的措施。选井原则：
一是生产井层间矛盾突出，蒸汽单层突进，剩余潜力層动用程度低；
二是注汽井分注不合格，在注汽井调整吸汽剖面的同时，对应生产井实施选层注汽，缩短见效时间；
3.2.3深化注汽调控，降低地层压力，扩大平面蒸汽波及
通过注汽和日产液调控，优化注采参数，以液牵汽，实现降低地层压力、扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果的目的。调控原则：间歇注汽井组和38井组组合注汽井组进行周期调整；采注比低，地层压力高地区，油汽比大于0.1井组，按采注比1.2来优化注汽量；油汽比小于0.1井组，采取间歇注汽方式。实现降低地层压力，提高油汽比目的；采注比高、地层温度下降井组，按注汽强度1.8t/d.m.ha来优化注汽量。 3.3立体复合驱替试验攻关，探索产量接替途径
3.3.1利用水平井，提高厚层纵向动用程度
2011年底至2012年初針对38井组莲Ⅱ2-5小层实施试验水平侧钻井2口，目前日产液72吨，日产油23吨，阶段增油3484吨。在此基础上，区块整体部署8口侧钻水平井。
3.3.2利用大修优化射孔，提高纵向动用程度
针对蒸汽上覆、中厚油层中下部动用差的情况，通过大修挤灰后优化射孔厚度或选层射孔，提高油层纵向动用。
四、应用效果分析
齐40块汽驱井组通过多项增油措施的研究与应用，调整了注采剖面，改善了井组驱替效果。
4.1降低地层压力，提高了采注比，
65井组转驱后地层压力上升，进入驱替阶段后压力上升。2009年7月后由于采注比下降，地层压力上升。2011年通过注汽调控后，采注比保持在1.2左右，地层压力下降，目前65井组平均地层压力2.9MPa。
4.2扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果
从观察井和生产井井温监测情况看井温剖面发生变化，高温层温度保持稳定或降低，低温层温度增加，液流方向改变，井组形成有效驱替。65井组平均地层温度130℃，注汽井底250℃左右，油井井底温度80～200 ℃。平面动用程度72%。74井组平均地层温度110℃，注汽井底250℃左右，油井井底温度50～200 ℃。平面动用程度65%。
汽驱纵向动用程度有所提高，65井组纵向动用程度由66.5%上升到67.4%，74井组纵向动用程度由60.3%上升到61.7%。
4.3扩大了驱替效率，区块产量保持平稳
汽驱井组纵向动用程度的提高，驱替效果变好，尤其是汽驱成熟度较高的井组，井组产量保持相对平稳，实现全年产量平稳运行，日产油稳在1630吨。
五、结论及认识
1、应用多项增油措施降低地层压力，提高采注比，扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果，可实现区块产量保持稳定；
2、逐步完善增油措施适用原则，改善增油措施技术指标，更能有效的提高增油效果；
3、在汽驱开发过程中，根据生产实际及地质条件不断实施新措施，才能满足蒸汽驱开发的需要。
一、地质概况
欢喜岭油田齐40区块含油面积7.7Km2，地质储量3774×104t，为中—厚层状边水稠油油藏。随着汽驱时间的延长，区块开发矛盾逐渐突出，影响汽驱开发效果。为了改善汽驱开发效果，提高汽驱阶段的采收率，在开发过程中透过蒸汽驱的开发机理，深入研究汽驱的影响因素，从解决瓶颈问题入手，采取了针对性的技术对策，见到了较好的效果。
二、齐40块蒸汽驱井组开发矛盾
齐40块蒸汽驱历经六年的开发，汽驱井组出现平面指进方向明显、高温汽窜井增多的现象，导致平面与纵向驱替矛盾加剧。
2.1油藏发育
齐40块沉积类型为扇三角洲前缘亚相沉积，主要发育有水下分流河道、河口砂坝、分流间及前缘薄层砂四种微相类型，由于沉积特征，蒸汽易沿主河道方向优势推进。储层非均质性较强，高、低渗层油层吸汽能力差异较大，注入蒸汽易沿渗流阻力较小的高渗层突进，而蒸汽上浮作用使油层上部吸汽大于下部，在上部易导致蒸汽超覆。
2.2注采工艺因素
65井组、74井组注汽井中有116口采取分层配汽，23口采取笼统注汽。分层注汽采用的是一级两段、两级三段分层注汽管柱，监测分层注汽井的吸汽剖面资料分析，有26口井与配汽要求误差大于20%，其中有5口井分注下段不吸汽。分注不合格导致吸汽段注汽强度增大，易形成单层蒸汽超覆，不吸汽段未达到设计注汽强度，驱替效果不理想。
为了缓解层间、层内矛盾，防止汽窜现象加剧，对汽驱井组调整吸汽剖面与产液剖面技术进行研究与应用，取得了一定措施效果。
三、增油措施在汽驱井组的研究与应用
针对目前齐40块蒸汽驱部分井组存在的产液量下降等问题，为保证齐40块蒸汽驱能平稳高效的生产，采取了一系列提液措施，以保证产液量的平稳有序。
3.1提液技术在生产井的研究与应用
对于多油藏合采或非均质性较严重的厚油层单层开采，油层含水达到一定数值后，可将油藏简化为2种普通情形进行分析，即油层和水层。根据达西渗流定律，可推导出油层含水率、井底流压、产油量及产液量之间的关系式。研究表明，不论油水层相互压力如何变化，产油量随产液量的增大而增大，随产液量的减小而降低。降低井底流压开采在实际操作中有多种实施方式。
3.1.1更换大泵，降低动液面深度
针对供液能力强平面剖面矛盾相对较小的油井。该类井通过更换大泵径生产。共采取换 大泵径 （57—70arm）6井次 ，合计增油599吨。
3.1.2调整冲次，提高泵效
针对日产液量较高，汽驱优势方向、多向受效的油井，按油井流压大于闪蒸压力0.5MPa的技术界限进行提液调控。上半年共实施调整冲次措施82井次，目前日增液100吨，日增油15吨。
3.1.3实施压裂，提高油井供液能力
针对供液能力中强剖面差异相对较大的油井。该类井通过细分层注汽和调剖相结合，减小层问差异，补充地层能量，切实提高低渗薄层动用程度。油井通过压裂提高中液量井的供液能力，通过堵水和隔抽措施控制特高含水层出水。在此基础上油藏采取压裂1井次。累计增油10吨。
3.1.4调控油井动液面，降低井底流压
针对日产油小于5吨的汽驱非优势方向、多向受效角井、井距大油井，按油井流压大于闪蒸压力0.5MPa的技术界限进行提液调控。上半年共实施提液措施72井次，目前日增液135吨，日增油38吨。
3.1.5停产井复产，提高油井利用率
针对停产井，但井况良好或井况差但不影响主力层生产、井点采液不足的油井，通过检、下泵进行常规复产，共复产34口，目前开井21口，日增液195吨，日增油16吨。对于井况差无法正常生产、井点采液不足的油井，通过侧钻、大修等措施进行复产，目前开井2口，日增液41吨，日增油11吨。
3.2注汽调控在注汽井的研究与应用
针对目前齐40块蒸汽驱井组存在的吸汽剖面不均匀、汽窜问题，采取了调整注汽井吸汽剖面与生产井产液剖面相结合的多项措施，改善蒸汽驱井组驱替效果，使蒸汽腔均匀扩展。
汽驱井组采取分层汽驱和笼统汽驱两种注汽方式。分层汽驱在一定程度上提高了油层纵向动用程度，但是层间、层内矛盾依然存在，蒸汽易沿高渗层突进，同时分注不合格使注汽强度不合理，影响了井组驱替效果。调整注汽井吸汽剖面采取了以下措施：
3.2.1实施双井分注，改善注汽井吸汽剖面
针对单层突进、层间动用差异大，分注工艺无法长期有效解决的注汽井实施双井分注措施。
适用条件：1、注汽井有老井眼，其井况良好可以利用； 2、原注汽井纵向吸汽厚度比例小于70%，老井眼射孔注汽厚度要在10m以上；3、注采关系对应良好。
并且优化老井眼射孔井段，避射高温汽窜层，同时调整老井眼与原注汽井注汽参数，降低高温层的注汽量，强化低动用层的注汽量。
3.2.2实施选层注汽，提高井点产液能力
选层注汽是注采井组在现驱动条件下生产井层间动用差异大，对井况完好的生产井采取的一种改善产液剖面的措施。选井原则：
一是生产井层间矛盾突出，蒸汽单层突进，剩余潜力層动用程度低；
二是注汽井分注不合格，在注汽井调整吸汽剖面的同时，对应生产井实施选层注汽，缩短见效时间；
3.2.3深化注汽调控，降低地层压力，扩大平面蒸汽波及
通过注汽和日产液调控，优化注采参数，以液牵汽，实现降低地层压力、扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果的目的。调控原则：间歇注汽井组和38井组组合注汽井组进行周期调整；采注比低，地层压力高地区，油汽比大于0.1井组，按采注比1.2来优化注汽量；油汽比小于0.1井组，采取间歇注汽方式。实现降低地层压力，提高油汽比目的；采注比高、地层温度下降井组，按注汽强度1.8t/d.m.ha来优化注汽量。 3.3立体复合驱替试验攻关，探索产量接替途径
3.3.1利用水平井，提高厚层纵向动用程度
2011年底至2012年初針对38井组莲Ⅱ2-5小层实施试验水平侧钻井2口，目前日产液72吨，日产油23吨，阶段增油3484吨。在此基础上，区块整体部署8口侧钻水平井。
3.3.2利用大修优化射孔，提高纵向动用程度
针对蒸汽上覆、中厚油层中下部动用差的情况，通过大修挤灰后优化射孔厚度或选层射孔，提高油层纵向动用。
四、应用效果分析
齐40块汽驱井组通过多项增油措施的研究与应用，调整了注采剖面，改善了井组驱替效果。
4.1降低地层压力，提高了采注比，
65井组转驱后地层压力上升，进入驱替阶段后压力上升。2009年7月后由于采注比下降，地层压力上升。2011年通过注汽调控后，采注比保持在1.2左右，地层压力下降，目前65井组平均地层压力2.9MPa。
4.2扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果
从观察井和生产井井温监测情况看井温剖面发生变化，高温层温度保持稳定或降低，低温层温度增加，液流方向改变，井组形成有效驱替。65井组平均地层温度130℃，注汽井底250℃左右，油井井底温度80～200 ℃。平面动用程度72%。74井组平均地层温度110℃，注汽井底250℃左右，油井井底温度50～200 ℃。平面动用程度65%。
汽驱纵向动用程度有所提高，65井组纵向动用程度由66.5%上升到67.4%，74井组纵向动用程度由60.3%上升到61.7%。
4.3扩大了驱替效率，区块产量保持平稳
汽驱井组纵向动用程度的提高，驱替效果变好，尤其是汽驱成熟度较高的井组，井组产量保持相对平稳，实现全年产量平稳运行，日产油稳在1630吨。
五、结论及认识
1、应用多项增油措施降低地层压力，提高采注比，扩大蒸汽腔波及，改善蒸汽驱开发效果，可实现区块产量保持稳定；
2、逐步完善增油措施适用原则，改善增油措施技术指标，更能有效的提高增油效果；
3、在汽驱开发过程中，根据生产实际及地质条件不断实施新措施，才能满足蒸汽驱开发的需要。