1．地质概况
杜229块是辽河油田曙一区超稠油主力生产区块之一。该块为中深层、中一厚互层状超稠油油藏，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡，开发目的层为兴隆台油层。油藏埋深800－1100m，有效孔隙度为28．2％－33．17％，渗透率为989－2133mD，油层有效厚度为38．2m，地层温度下脱气原油豁度为61250mPa·s。探明含油面积为2．5mk2，探明石油地质储量为2061x104t。原始地层压力9．56MPa，油层温度48．2℃；试验区地层压力2－4MPa，地层温度为80－180℃。
2．开发历程
杜229块于1998年进人全面蒸汽吞吐开发，2007年区块年产油量已降至26．5x104t。为减缓产量递减和转换开发方式的需要，2007年6月在断块中东部兴IV组一兴VI组油层采用70mx100m井距反九点井网开展4个井组的蒸汽驱试验，试验效果证实了超稠油油藏实施蒸汽驱可行性。2009年12月扩大实施3个井组，使先导性试验区井组数达到7个，此后在2014－2015年对剩余井组陆续转驱，截至2015年底该块部署的20个汽驱井组全部转驱。
3．开发现状
截至2015年12月，杜229块仍以蒸汽吞吐为主、蒸汽驱试验为辅的方式进行开采，共有蒸汽吞吐井251口，吞吐年产油量为22．71X104t，蒸汽驱注汽井20口，采油井137口，日注汽2295t，日产油236t，年产油6．35x104t，全块合计年产油量为29．06x104t。
4．试验效果分析
该块蒸汽驱先导试验区7个井组分别于2007年6月和2009年12月转蒸汽驱生产。转驱初期地层压力回升，生产井近井区地层压力由转驱前的2．00MPa上升至3．00MPa左右，随着产液量的提高，油层压力有所下降，油层压力稳定在3．5MPa左右。随油层压力的回升油井生产效果明显，平均单井日产液量由20t上升至31t，产油量也稳步增长，2014年后平均单井日产油量基本稳定在4．8t左右，井组年产油升至4．3x104t。截至2015年12月开井26口，日产油135．8t，瞬时油汽比为0．23，瞬时采注比为1．19，阶段累计产油35．2x104tt，阶段采出程度为20．8％，阶段油汽比为0．16，采注比为1．04，蒸汽驱开发取得较好效果。
1）超稠油蒸汽驱生产特点：按照蒸汽驱开发规律经历了热连通、驱替和突破阶段，后处于剥蚀调整阶段，已进入蒸汽驱开发后期。汽驱有效遏制了产量下滑，达到了挖掘油藏潜力提高最终采收率的目的。与普通稠油蒸汽驱相比该块超稠油蒸汽驱生产有两个特点：
（1）蒸汽腔扩展速度慢。油品不同蒸汽腔扩展速度不同，该块超稠油汽驱蒸汽腔平均年扩展速度基本保持在6．2m，而齐40块普通稠油蒸汽腔平均年推进速度为10．8－13．2m。
（2）汽驱产量无明显高峰值，产量平稳。受蒸汽腔扩展速度影响，杜229块的汽驱日产油量无明显高峰值，但驱替阶段产量持续稳定。试验区转驱后1年内的产油量、产液量、油汽比和含水率等主要生产动态指标与齐40块先导性试验区相近，但齐40块转驱20个月后出现汽驱生产高峰，试验区的产油量和油汽比大幅提高，含水率下降，表现出明显的汽驱特征，而杜229块这一阶段没有明显变化。
2）蒸汽驱开采中的成功经验：针对油藏特点，按照蒸汽驱开采规律采取了以下调控措施，效果较好。
（1）转驱前实施组合吞吐预热，加强注采井间热连通。54－34井组转驱前，对井组日产液量低于15t，井口温度低于75℃的4口生产井实施整体预热，加强注采连通。实施整体预热的生产井，转驱后2个月见效，日产油量上升至40t以上，汽驱产量平稳。
（2）动态调整注采关系，“以液牵汽”调整油井平面动用程度。对于井口温度低于80℃的生产井，提高排液量，加强热连通；对于井口温度高于100℃的生产井，降低排液量，控制汽窜。针对9口井井口温度大于95℃、提液困难的问题，对试验区的5口注汽井降低注汽量，防止蒸汽突破。措施后生产井温度降低，试验区采注比由1．0升至1．2。
（3）吞吐引效提高汽驱效果。汽驱过程中，对见效差及供液能力差的油井实施吞吐引效，有效地加强了试验区注采热连通。转驱以来，先后实施吞吐引效87井次，平均单井次增油410t，吞吐引效提高了蒸汽波及范围，平衡了注采关系，蒸汽前缘均匀推进，蒸汽加热效率提高。超稠油蒸汽驱方式有其特殊性，其开采机理有待进一步深入研究。在转驱前组合吞吐预热，汽驱阶段实施“以液牵汽”、吞吐引效等成功经验可在相似油田的汽驱过程中推广应用。