摘 要：针对杜229块蒸汽吞吐开发后期的采油速度低、吞吐效果差、产量递减快等开发矛盾，试验区转入蒸汽驱开采。转驱后试验区重新上产，生产效果得到明显改善，地层压力下降、温场大幅提升、油层动用情况好转、含水逐渐下降，油量回复达到平稳。结合实际生产情况动态调整注汽量、液量，不同问题分类治理。生产中精细化油井管理，追根溯源分析产量递减原因，及时采取针对性措施，提高排液能力，达到提高最终采收率、增加可采储量、延缓递减、实现区块稳产的目的。
　　关键词：动态调控 蒸汽驱开发 超稠油油藏 杜229块
　　前言
　　杜229块属于超稠油油藏，具有储层物性好、原油物性差等特点，主要采用蒸汽吞吐方式开发。构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为沙一、沙二段兴隆台油层，属超稠油边底水油藏，油藏埋深840～1100 m。探明含油面积2.5km2，石油地质储量2061×104t。
　　一、地质概况
　　试验区共7个井组位于杜229块东南部，含油面积0.2km2，地质储量148×104，油藏埋深940-1010米，有效厚度28.6米，孔隙度30.4%，渗透率1.332μm2，含油饱和度71.4%，原油物性：20℃时原油密度1.007g/cm3，50℃时粘度5.6×104mPa·s，胶质沥青质含量达44.8%。
　　二、开发历程及现状
　　试验区1999年投产，采用蒸汽吞吐开发，经历了上产，稳产和递减3个阶段。2007年转入蒸汽驱开采，转驱后试验区重新上产，如图可见（图2-1），试验区转入前年产油量下降到4.6万吨，通过开展蒸汽驱开采，产量得到恢复，平均年产量在5.3万吨。
　　2013年，先导试验区7个井组共年产油4.8万吨，油气比0.18，采注比1.19，采油速度3.24%，截至13年底汽驱阶段累计注汽174.2万吨，累产油28.5万吨，油气比0.16，采注比1.07，采出程度19.3%，保持较好的开发效果。
　　蒸汽驱目前注汽12口，日注汽量1440t，开井47口，日产液1357t，日产油174t，含水88%，瞬时采注比0.94，油气比0.12。
　　三、开发效果评价
　　与吞吐对比，先导试验区实施蒸汽驱开发后，生产效果得到明显改善。单井日产油由0.8t/d提高到4.0t/d，年产油由2.09t上升到4.8t（图3-2）。
　　通过蒸汽驱开采，蒸汽驱地层的压力下降到3.2MPa左右，温场大幅提升，由转驱前的76℃上升到目前的140℃左右。油层动用情况转好。
　　蒸汽驱先导试验区自07年7月转入蒸汽驱开采，经历了液升、油降、含水升的热连通阶段。液量持续上升后达到平稳，含水逐渐下降，油量逐渐回复达到平稳。根据蒸汽驱开采各阶段的动态指标变化，可以看出目前蒸汽驱依然处在蒸汽驱替的阶段。
　　四、动态调控改善效果
　　1.以产定注，动态调整注汽量
　　结合实际生产情况调整注气参数，调整后含水、温度都得到改善，油量趋于平稳，油气比、采注比得到大幅提升。
　　2.以液牵气，动态调整液量
　　对受效弱的井采取提冲次措施，提高产液量，加强连通程度；对井口温度高的井，降低冲次，避免汽窜发生，通过控制产液量，改变蒸汽驱的受效程度，促进平面均匀动用。
　　3.不同问题，分类治理，提高油井泵效
　　3.1针对泵实用周期长、泵况变差井，积极实施检泵措施。
　　3.2针对液低出砂井，采用小泵径提高泵效。
　　3.3针对入泵流体闪蒸问题，加深下泵深度，避开高温闪蒸段。
　　通过以上措施，蒸汽驱生产井的泵效得到明显改善，从措施之前的47.6%提高至53.8%。
　　五、结论及建议
　　1.深刻理解“以采为先、以产定注、以液牵汽”的调控理念，坚决执行操作技术界限，实现注采平衡。
　　2.精细化油井管理，追根溯源分析造成泵况差的原因，及时采取针对性措施，提高排液能力，挖掘油井潜力。
　　3.提前开展后蒸汽驱阶段热水驱问题的研究。