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)儲量234萬(wàn)噸，占總儲量的82.1%。構造形態(tài)為由南東向北西傾沒(méi)的鼻狀構造，東陡西緩，傾角65°，構造高點(diǎn)在KD5-15，KD5-20井附近，內部發(fā)育一次生斷層，將區塊斷層分割為兩塊，含油面積2.1km²，地質(zhì)儲量285萬(wàn)噸，可采儲量43.3萬(wàn)噸，標定采收率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(kāi)采。

　　1、蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)中存在問(wèn)題

　　1.1、吞吐開(kāi)采井普遍見(jiàn)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(jiàn)地層水，綜合含水高達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，水淹狀況嚴重。

　　1.2、油井含水上升快

　　通常，吞吐開(kāi)采油井，在回采初期皆有一個(gè)排水期，隨著(zhù)蒸汽凝結水排出，含水會(huì )迅速下降以至到零。當吞吐周期不斷循環(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數值，這是吞吐開(kāi)采的正常規律。

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

　　1.3、產(chǎn)量遞減率大，吞吐難以穩產(chǎn)

　　吞吐井穩產(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，表現出明顯的彈性驅油特征。統計表明，老井歷年產(chǎn)量月遞減率為3.0%，折合年遞減率20%左右。較快轉周期雖可補充能量延緩遞減，但頻繁轉周期卻會(huì )降低經(jīng)濟效益。

　　2、蒸汽驅開(kāi)發(fā)現狀

　　紅柳油田KD53塊自1997年1月投入開(kāi)采以來(lái)，先后經(jīng)歷了蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)，蒸汽吞吐與間歇蒸汽驅相結合的開(kāi)發(fā)階段，2001年10月投入蒸汽驅開(kāi)發(fā)，采用不規則井網(wǎng)，注采井距約200m，汽驅含油面積1.5km²，動(dòng)用地質(zhì)儲量95.53×104t。截止到2008年1月，墾東53塊共投產(chǎn)油井39口，開(kāi)井數31口，汽驅井組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%，累計產(chǎn)油34.2746×104t，累計注汽29.3819×104t，采油速度1.71%，采出程度12.03%。

　　3、合理汽驅參數研究

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

　　間歇蒸汽驅設計與優(yōu)化，主要是對間歇汽驅參數的優(yōu)化設計和間歇時(shí)間的優(yōu)化。間歇汽驅參數主要指汽驅間歇時(shí)間段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指標。間歇汽驅注汽參數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，依據瞬時(shí)注采比確定合理周期注汽時(shí)間和注汽速度，依據汽驅井組地質(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算間停階段需要的產(chǎn)液量，進(jìn)而確定出間歇汽驅需要的間停注汽時(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)，防止出現氣竄，KD53塊汽驅井注汽速度一般要控制在7.5t/h以下。

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

　　注汽周期是在安排汽驅參數時(shí)重點(diǎn)考慮的一個(gè)問(wèn)題，注汽周期短，注汽量過(guò)小，熱量波及范圍小，達不到應有注汽效果;注汽周期長(cháng)，階段注汽量過(guò)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?xún)烧弑戎禐榈孛孀⒉杀�，作為決定間歇汽驅周期的參考參數，根據實(shí)驗數據分析，當汽驅井汽驅時(shí)，地面注采比高于0.7時(shí)，井組呈現含水上升，產(chǎn)量下降趨勢，即確定當注采比為0.7左右時(shí)為最佳停注時(shí)間，停注后，發(fā)現當地面注采比為0.48時(shí)，井組呈現出液量下降，井組產(chǎn)量下降的趨勢，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)結合汽驅井組油井的見(jiàn)效情況，綜合調整注汽周期。

　　4、應用與效果

　　2007年通過(guò)在該塊4個(gè)汽驅井組合理調理汽驅參數后，取得較好效果，通過(guò)分析井組地面注采比和虧空情況，對注采比較高的井組延長(cháng)停注時(shí)間，例如對轉周時(shí)間長(cháng)、注采比高汽驅見(jiàn)效明顯的KD5-10井組，注汽方式由初期的注20天停10天調整為注5天停20天，后觀(guān)察該井組油井KD5-20、KD5-21井溫、含水變化情況，分析有汽竄現象，目前已停注;對汽驅見(jiàn)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天調整為注10天停15天，對見(jiàn)效不明顯的KD53X6汽驅井組，注汽方式不變，仍為注20天停10天。通過(guò)合理調控汽驅參數，使4個(gè)汽驅井組產(chǎn)量均呈現穩定中有升的趨勢，又合理穿插完成了9口井的蒸汽吞吐工作，確保了該塊汽驅外油井產(chǎn)量穩定。

　　2008年由于套管錯斷造成汽驅井3口報廢，汽驅井組產(chǎn)下下降迅速，在及時(shí)更新汽驅措施恢復注采井網(wǎng)的基礎上，綜合分析汽驅井停注期間對應油井的動(dòng)態(tài)變化，提出采取改變間歇汽驅時(shí)間(由以前的注10天停10天改為注20天停10天)、上調階段注汽量、提高注汽干度的措施，補充地層能量，使井組產(chǎn)量穩中有升，以KD5N18汽驅井組為代表，該汽驅井更新后，通過(guò)合理調整注采參數，井組產(chǎn)量由15t/d上升到30t/d。

　　5、結論

　　KD53塊由于邊底水活躍，水侵日益嚴重，實(shí)施靠近邊底水部位排水、內部蒸汽驅的效果好于邊部不排水的蒸汽驅效果。在調整汽驅參數過(guò)程中，注采平衡不僅是確定注水單元合理注采比的依據，也是確定蒸汽驅注采比的依據。在確定蒸汽驅合理注采比后，再確定合理的間歇汽驅周期是可行的，且在現場(chǎng)應用中取得顯著(zhù)效果。

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