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一、地质及开发概况
1.地质概况
单83块位于单家寺油田东北部，是一个具有弱边水的稠油油藏。主力油层馆陶组平均单层厚度4.6米，平均单井有效厚度12米，平均渗透率2680x10-3um2，平均含油饱和度为56.0%。地面原油密度0.9624g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度为2725mPa.s，属二类普通稠油。单83块馆陶组为常温、常压、中高渗透、中深层、薄层层状具有弱边水的岩性－构造稠油油藏。储层含油面积0.9Km2，地质储量186.4x104t。
2.开发概况
单83块自2001年1月蒸汽吞吐试采，共经历了热力试采、全面开发、蒸汽驱先导试验三个开发阶段。转驱前，单83块一直采用蒸汽吞吐开采，截至2005年12月，大部分油 井进入4~5周生产，由于地层亏空不断加大（达11.1x104m3），油层压力从11.6Mpa降至5.9Mpa。开发效果明显变差：周期产油下降、油井排水期延长、含水上升、油汽比下降。共投产油井16口，开井12口，日液水平345.7t/d，日油水平99.1t/d，综合含水71.3％，采油速度2.36％，采出程度10.2％，自然递减率13.9％。
二、单83块转驱可行性研究与汽驱方案
1.单83块转驱可行性研究
1.1单83块地层物性及原油物性适合开展蒸汽驱：从油藏筛选指标分析，单83块地层物性与原油物性均达到蒸汽驱油藏筛选一类标准，在现有技术下适合开展蒸汽驱。
1.2单83块油藏封闭性好，适合蒸汽驱开发：单83块南北各一条东西走向的断层遮挡，内部西侧有一条贯穿全块的南北走向断层，为断层封闭油藏，不存在蒸汽、流体外溢现象，有利于蒸汽驱开发。
1.3单83块边水能量弱，油层压力下降块，适合开展蒸汽驱：根据单83块地层压力数值模拟发现：蒸汽吞吐阶段油井附近压力逐渐下降，到第6周期末整个生产区域已成低压区，有利于汽驱开发。
1.4单83块吞吐阶段油井附近加热范围逐渐增大，热连通形成：根据单83块油井加热范围数值模拟发现：随吞吐周期数增多，加热半径增大，到第6周期基本形成热连通，适合转蒸汽驱开发。
1.5单83块吞吐后期剩余油饱和度仍较高，转蒸汽驱有较大的潜力：单83块剩余油饱和度为47.0%。而相渗曲线中残余油饱和度为29.1%，两者相差17.9%。因此，转蒸汽驱能够有效改善开发效果，提高采收率。
2.蒸汽驱方案
通过三套方案优化，确定了在现井网基础上打扩边井5口,合计19口井的方案。吞吐生产6个周期后转蒸汽驱，4个汽驱井组，注汽井4口，生产井15口。汽驱阶段生产井吞吐引效后生产，注汽井注汽速度6t/h，保持注采比1.0，当油汽比为0.15t/t时汽驱结束。
三、蒸汽驱效果分析
1.蒸汽驱配套工艺技术应用
1.1防砂工艺：中心注汽井采取井内不留工具的高温固砂剂防砂。
1.2注汽工艺优选：试验初期采用笼统注汽管柱，后期实施分层注汽工艺。
1.3高效井筒隔热技术：主要采用高真空隔热油管+隔热衬套注汽，并利用双级热采封隔器技术进行环空隔热。
1.4等干度流量分配技术：采用球型等干度分配器，可同时对4个支路等干度分配、计量，根据设计需要调节角阀开度来控制蒸汽流量。
1.5高温采油工艺技术：受效井采取高温高压注采两用光杆密封器。
2.汽驱效果分析
2.1汽驱阶段划分
第一阶段—汽驱试验阶段：2006年5月11日单83-X05井转驱，对应油井4口。对应油井23天后开始出现受效显示，本阶段井组阶段累计注汽15861t，阶段累计增油1277t。
第二阶段—扩大试验阶段：2006年8月5日单83-01井组转驱，对应油井4口，到2006年12月31日，两个井组两个阶段累计注汽40785t，累计增油4448t。
第三阶段—全面汽驱阶段：2007年11月5日-12月21日单83X010和单83-08井先后转驱，蒸汽驱井组达到4个，总对应受效油井10口。
2.2井组汽驱效果分析
第一阶段单83-X05井组蒸汽驱初期注汽压力快速上升（10.2MPa-17.4MPa），到6月7日注汽压力开始以较快幅度下降，这时采油井出现见效显示：采油井液量上升（82.2t/d-152.7t/d），油量上升（40.8t/d~63.2t/d），綜合含水上升（41.6~61.3%），温度上升（61~74℃），动液面上升（758~500m）。汽驱后平均单井日产油增加5.6t/d左右，累计增油1277t，汽驱见效，井组开发形势明显好转。
从第二阶段开始后，注汽量开始分配到两口注汽井，注汽速度降低，由8吨/小时控制优化到6吨/小时，满足了试验井组对于注汽速度的要求，但汽驱受效程度减弱，分析认为受效状况减缓对于后续汽驱开展是有利的。
第三阶段开始后，利用球型等干度分配器将蒸汽分到4个注汽井，整体汽驱情况较好。
截至到目前，单家寺油田的四个蒸汽驱采油井试验组已有8口油井的见到明显效果，平均单井周期生产天数延长465天，增产原油64754吨，油汽比达到0.25，减少转周、下泵井下作业36井次。
四、认识及建议
1.对蒸汽驱的认识
1.1在稠油油藏的开发过程中，适时转驱能够大幅度地提高采油速度及采收率。通过蒸汽驱实施后，单83块的采油速度由2006年3月的1.65％上升至目前的2.09％，采收率由18.3%提高到35.1%。
1.2从延长周期天数、增加周期产油来看，双向受效井的汽驱效果要好于单向受效井的效果。
1.3实施吞吐引效，可提高汽驱效果。实验过程中对83-X06井实施吞吐引效，见到了较好的汽驱效果。
2.蒸汽驱存在的问题
2.1井网不完善，影响蒸汽驱整体效果：根据井组优化方案，计划83-064井组适时转驱。
2.2注汽管柱隔热效果差：从83-X05和83-01井实测热量分布状况来看，井筒热损失较高33-41.8％，喇叭口处比井口干度低30%以上，注汽管柱隔热效果差。
2.3蒸汽前缘预测不清，中心注汽井吸气能力纵向上不均衡，层间矛盾突出，影响汽驱效果。
3.下步工作建议
3.1单83X064井组转驱，实现单83馆陶组全面转驱。
3.2提高井筒隔热效果及注汽干度。对中心注汽井除了定期更换新隔热管以外，在井筒隔热问题上需要进一步研究，有效地提高隔热效果。
3.3开展蒸汽驱动态数值模拟研究，认清蒸汽在地层中的流动规律，以便有效的预测和调整蒸汽突进方向。
1.地质概况
单83块位于单家寺油田东北部，是一个具有弱边水的稠油油藏。主力油层馆陶组平均单层厚度4.6米，平均单井有效厚度12米，平均渗透率2680x10-3um2，平均含油饱和度为56.0%。地面原油密度0.9624g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度为2725mPa.s，属二类普通稠油。单83块馆陶组为常温、常压、中高渗透、中深层、薄层层状具有弱边水的岩性－构造稠油油藏。储层含油面积0.9Km2，地质储量186.4x104t。
2.开发概况
单83块自2001年1月蒸汽吞吐试采，共经历了热力试采、全面开发、蒸汽驱先导试验三个开发阶段。转驱前，单83块一直采用蒸汽吞吐开采，截至2005年12月，大部分油 井进入4~5周生产，由于地层亏空不断加大（达11.1x104m3），油层压力从11.6Mpa降至5.9Mpa。开发效果明显变差：周期产油下降、油井排水期延长、含水上升、油汽比下降。共投产油井16口，开井12口，日液水平345.7t/d，日油水平99.1t/d，综合含水71.3％，采油速度2.36％，采出程度10.2％，自然递减率13.9％。
二、单83块转驱可行性研究与汽驱方案
1.单83块转驱可行性研究
1.1单83块地层物性及原油物性适合开展蒸汽驱：从油藏筛选指标分析，单83块地层物性与原油物性均达到蒸汽驱油藏筛选一类标准，在现有技术下适合开展蒸汽驱。
1.2单83块油藏封闭性好，适合蒸汽驱开发：单83块南北各一条东西走向的断层遮挡，内部西侧有一条贯穿全块的南北走向断层，为断层封闭油藏，不存在蒸汽、流体外溢现象，有利于蒸汽驱开发。
1.3单83块边水能量弱，油层压力下降块，适合开展蒸汽驱：根据单83块地层压力数值模拟发现：蒸汽吞吐阶段油井附近压力逐渐下降，到第6周期末整个生产区域已成低压区，有利于汽驱开发。
1.4单83块吞吐阶段油井附近加热范围逐渐增大，热连通形成：根据单83块油井加热范围数值模拟发现：随吞吐周期数增多，加热半径增大，到第6周期基本形成热连通，适合转蒸汽驱开发。
1.5单83块吞吐后期剩余油饱和度仍较高，转蒸汽驱有较大的潜力：单83块剩余油饱和度为47.0%。而相渗曲线中残余油饱和度为29.1%，两者相差17.9%。因此，转蒸汽驱能够有效改善开发效果，提高采收率。
2.蒸汽驱方案
通过三套方案优化，确定了在现井网基础上打扩边井5口,合计19口井的方案。吞吐生产6个周期后转蒸汽驱，4个汽驱井组，注汽井4口，生产井15口。汽驱阶段生产井吞吐引效后生产，注汽井注汽速度6t/h，保持注采比1.0，当油汽比为0.15t/t时汽驱结束。
三、蒸汽驱效果分析
1.蒸汽驱配套工艺技术应用
1.1防砂工艺：中心注汽井采取井内不留工具的高温固砂剂防砂。
1.2注汽工艺优选：试验初期采用笼统注汽管柱，后期实施分层注汽工艺。
1.3高效井筒隔热技术：主要采用高真空隔热油管+隔热衬套注汽，并利用双级热采封隔器技术进行环空隔热。
1.4等干度流量分配技术：采用球型等干度分配器，可同时对4个支路等干度分配、计量，根据设计需要调节角阀开度来控制蒸汽流量。
1.5高温采油工艺技术：受效井采取高温高压注采两用光杆密封器。
2.汽驱效果分析
2.1汽驱阶段划分
第一阶段—汽驱试验阶段：2006年5月11日单83-X05井转驱，对应油井4口。对应油井23天后开始出现受效显示，本阶段井组阶段累计注汽15861t，阶段累计增油1277t。
第二阶段—扩大试验阶段：2006年8月5日单83-01井组转驱，对应油井4口，到2006年12月31日，两个井组两个阶段累计注汽40785t，累计增油4448t。
第三阶段—全面汽驱阶段：2007年11月5日-12月21日单83X010和单83-08井先后转驱，蒸汽驱井组达到4个，总对应受效油井10口。
2.2井组汽驱效果分析
第一阶段单83-X05井组蒸汽驱初期注汽压力快速上升（10.2MPa-17.4MPa），到6月7日注汽压力开始以较快幅度下降，这时采油井出现见效显示：采油井液量上升（82.2t/d-152.7t/d），油量上升（40.8t/d~63.2t/d），綜合含水上升（41.6~61.3%），温度上升（61~74℃），动液面上升（758~500m）。汽驱后平均单井日产油增加5.6t/d左右，累计增油1277t，汽驱见效，井组开发形势明显好转。
从第二阶段开始后，注汽量开始分配到两口注汽井，注汽速度降低，由8吨/小时控制优化到6吨/小时，满足了试验井组对于注汽速度的要求，但汽驱受效程度减弱，分析认为受效状况减缓对于后续汽驱开展是有利的。
第三阶段开始后，利用球型等干度分配器将蒸汽分到4个注汽井，整体汽驱情况较好。
截至到目前，单家寺油田的四个蒸汽驱采油井试验组已有8口油井的见到明显效果，平均单井周期生产天数延长465天，增产原油64754吨，油汽比达到0.25，减少转周、下泵井下作业36井次。
四、认识及建议
1.对蒸汽驱的认识
1.1在稠油油藏的开发过程中，适时转驱能够大幅度地提高采油速度及采收率。通过蒸汽驱实施后，单83块的采油速度由2006年3月的1.65％上升至目前的2.09％，采收率由18.3%提高到35.1%。
1.2从延长周期天数、增加周期产油来看，双向受效井的汽驱效果要好于单向受效井的效果。
1.3实施吞吐引效，可提高汽驱效果。实验过程中对83-X06井实施吞吐引效，见到了较好的汽驱效果。
2.蒸汽驱存在的问题
2.1井网不完善，影响蒸汽驱整体效果：根据井组优化方案，计划83-064井组适时转驱。
2.2注汽管柱隔热效果差：从83-X05和83-01井实测热量分布状况来看，井筒热损失较高33-41.8％，喇叭口处比井口干度低30%以上，注汽管柱隔热效果差。
2.3蒸汽前缘预测不清，中心注汽井吸气能力纵向上不均衡，层间矛盾突出，影响汽驱效果。
3.下步工作建议
3.1单83X064井组转驱，实现单83馆陶组全面转驱。
3.2提高井筒隔热效果及注汽干度。对中心注汽井除了定期更换新隔热管以外，在井筒隔热问题上需要进一步研究，有效地提高隔热效果。
3.3开展蒸汽驱动态数值模拟研究，认清蒸汽在地层中的流动规律，以便有效的预测和调整蒸汽突进方向。