王晶明

摘 要：杜84块兴Ⅰ组为中厚层状油藏，2005年开始部署水平井进行整体开发。目前已部署水平井42口，其中未动用区域水平井36口，已动用区域水平井6口。兴Ⅰ组双水平SAGD开发中存在蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题，开发效果未达到方案设计。经研究论证，认为在兴Ⅰ组SAGD井组外溢区实施水平井注蒸汽辅助CO2气体，能够提高SAGD开发效果。

关键词：非凝析气体;分压作用;节约蒸汽

1 区域地质概况

曙一区杜84-兴平264-1井组～杜84-兴平291CH井区开发目的层为下第三系沙一、二段兴隆台油层Ⅰ油层组。兴隆台油层Ⅰ油层组构造简单，为一向南东倾斜的单斜构造，构造平缓，地层倾角为2°～4°。从杜84-兴H307井区往杜84-兴H257井区油层向南东方向下倾，垂深相差约20m。油藏埋深-650～-680m，油层有效厚度14～25m，平均厚度21.9m，平面上油层发育稳定，属于厚层状边水油藏。共部署水平井8口，其中水平生产井4口，水平注汽井4口，于2005年投产蒸汽吞吐开发，2011年7月开始循环预热，经6～8个月预热后于2012年3月陆续转入SAGD开发。

2 井组的开发矛盾

与方案指标对比，兴Ⅰ组4个双水平SAGD井组自转SAGD后，实际平均单井日产油量、油汽比等各项参数均低于方案设计指标，主要存在以下几个问题。

2.1 压力场不均衡，蒸汽外溢严重，难以建立稳定汽液界面

杜84-兴Ⅰ组油层为吞吐后期转入SAGD开发，兴Ⅰ组SAGD井区外侧共有9口水平井吞吐开发，平均吞吐8.0轮，地层亏空46.6×104t，地层压力由原始地层压力6.2MPa降至1.1MPa～1.6MPa左右，平面连通性好，且整体温场已建立;而SAGD井区汽腔压力在3.1MPa上下，在2.0MPa的压……