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1、齐40块热水驱井组挖潜效果研究【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
2、厚度：32.2m，总面积0.33km2,地质储量219X104to2009年9月先导区转热水驱3个，含油面积0.1畑2,地质储量84X104to2011年3月扩大区转热水驱6个,含油面积0.177km2,地质储量107X104t。65井组转热水驱2个井组，含油面积0.05km2,地质储量28X104t,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°o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
3、%,渗透率：2.1nm2o莲II油层压力系数0.996,原始油层压力9.2mPa。地温梯度3.27°C/m,原始油层温度39.2°CO原始含油饱和度70%,转驱前含油饱和度57%O2井组开发效果分析2.1开采特点一三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%O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
4、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2.9X104to3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223to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
5、上升到57t,日产油变化不明显，井口温度由48°C上升到75°Co3.2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
6、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±升到1059t；产油量由年初的51t上升到70t。因此釆取检泵、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
7、前的1.4o3.5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0.9X104to4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
8、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
