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，地質儲量234萬噸，占總儲量的82.1%。構造形態(tài)為由南東向北西傾沒的鼻狀構造，東陡西緩，傾角65°，構造高點在KD5-15，KD5-20井附近，內部發(fā)育一次生斷層，將區(qū)塊斷層分割為兩塊，含油面積2.1km²，地質儲量285萬噸，可采儲量43.3萬噸，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

　　目前投產的油井無水采油期只有90d左右，投產27口油井，90%的井已見地層水，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，吞吐開采油井，在回采初期皆有一個排水期，隨著蒸汽凝結水排出，含水會迅速下降以至到零。當吞吐周期不斷循環(huán)進行時，后期的油井含水下降值不可能和較早的吞吐周期一樣，而會保持逐次增高的某一含水數值，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、產量遞減率大，吞吐難以穩(wěn)產

　　吞吐井穩(wěn)產期短，注汽井投產不久，靠近邊水的油井峰值產量即大幅度遞減，表現(xiàn)出明顯的彈性驅油特征。統(tǒng)計表明，老井歷年產量月遞減率為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，但頻繁轉周期卻會降低經濟效益。

　　2、蒸汽驅開發(fā)現(xiàn)狀

　　紅柳油田KD53塊自1997年1月投入開采以來，先后經歷了蒸汽吞吐開發(fā)，蒸汽吞吐與間歇蒸汽驅相結合的開發(fā)階段，2001年10月投入蒸汽驅開發(fā)，采用不規(guī)則井網，注采井距約200m，汽驅含油面積1.5km²，動用地質儲量95.53×104t。截止到2008年1月，墾東53塊共投產油井39口，開井數31口，汽驅井組3個，日油水平133.7t/d，單井日產油水平4.3t/d，綜合含水88.57%，累計產油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(xù)注蒸汽驅極為不利，主要表現(xiàn)在合理的注汽速度較小、現(xiàn)場注汽鍋爐產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(guī)蒸汽驅方式，在油層中造成不穩(wěn)定的脈沖壓力狀態(tài)，使之經歷地層升壓和降壓兩個過程，從而促進毛管滲吸驅油作用，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)化設計和間歇時間的優(yōu)化。間歇汽驅參數主要指汽驅間歇時間段、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)質注汽、提高注汽干度的前提下，依據瞬時注采比確定合理周期注汽時間和注汽速度，依據汽驅井組地質特點和動態(tài)變化確定周期注汽時間及周期注汽量，按照合理的總注采比計算間停階段需要的產液量，進而確定出間歇汽驅需要的間停注汽時間段。

　　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間，增加油井產量，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，防止出現(xiàn)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，蒸汽驅效果明顯變差，生產時間變短，累計產油大幅度下降。井底蒸汽干度提高后，蒸汽驅效果提高。因此，蒸汽驅過程中一定要盡可能提高注汽質量，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重點考慮的一個問題，注汽周期短，注汽量過小，熱量波及范圍小，達不到應有注汽效果;注汽周期長，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，作為決定間歇汽驅周期的參考參數，根據實驗數據分析，當汽驅井汽驅時，地面注采比高于0.7時，井組呈現(xiàn)含水上升，產量下降趨勢，即確定當注采比為0.7左右時為最佳停注時間，停注后，發(fā)現(xiàn)當地面注采比為0.48時，井組呈現(xiàn)出液量下降，井組產量下降的趨勢，即確定地面注采比為0.48時為最佳間歇注汽時間，同時結合汽驅井組油井的見效情況，綜合調整注汽周期。

　　4、應用與效果

　　2007年通過在該塊4個汽驅井組合理調理汽驅參數后，取得較好效果，通過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停注時間，例如對轉周時間長、注采比高汽驅見效明顯的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;對汽驅見效初期、注采比低的KD5-29、KD5X18井組，注汽方式由初期的注25天停10天調整為注10天停15天，對見效不明顯的KD53X6汽驅井組，注汽方式不變，仍為注20天停10天。通過合理調控汽驅參數，使4個汽驅井組產量均呈現(xiàn)穩(wěn)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量穩(wěn)定。

　　2008年由于套管錯斷造成汽驅井3口報廢，汽驅井組產下下降迅速，在及時更新汽驅措施恢復注采井網的基礎上，綜合分析汽驅井停注期間對應油井的動態(tài)變化，提出采取改變間歇汽驅時間(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，使井組產量穩(wěn)中有升，以KD5N18汽驅井組為代表，該汽驅井更新后，通過合理調整注采參數，井組產量由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(xiàn)場應用中取得顯著效果。

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