劉如杰

(中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109)

超稠油是指在地層溫度條件下脫氣原油黏度大于 50 000 mPa·s，密度大于 0.98 g/cm3的原油[1]。曙光油田超稠油主要分布在曙一區(qū)興隆臺(tái)油層，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺(tái)階中段，儲(chǔ)量豐富，縱向上發(fā)育館陶油層和興隆臺(tái)兩套主力油層，儲(chǔ)層物性好，平均孔隙度30.4%，平均滲透率1 337.39 mD，含油面積9.95 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7 183×104t。2000年采用100 m井距部署直井，2007年逐步部署水平井，目前最小井距僅35 m，平均吞吐周期15.6次，進(jìn)入中高周期開發(fā)階段，地層存水量不斷加大，吸收大量熱量，導(dǎo)致井底油層加熱范圍擴(kuò)充不足，原油流動(dòng)能力下降，生產(chǎn)效果變差。此外，受儲(chǔ)層發(fā)育的非均質(zhì)性和原油物性的特殊性，汽竄現(xiàn)象嚴(yán)重，油層在平面和縱向上的動(dòng)用不均普遍存在，亟須將生產(chǎn)層位統(tǒng)一、汽竄現(xiàn)象頻繁、相鄰井位的油井進(jìn)行組合，平面上劃分井組，縱向上采用井段組合，配套合適介質(zhì)進(jìn)行組合注汽，全方位立體式改善油井開發(fā)效果[2]。

1 問題提出

1.1 汽竄嚴(yán)重

超稠油蒸汽吞吐周期短，注汽頻繁，開發(fā)井距小，原油黏度高，流動(dòng)性差，油層物性差異大，層內(nèi)非均質(zhì)性突出，導(dǎo)致汽竄現(xiàn)象嚴(yán)重，統(tǒng)計(jì)2013—2015年的汽竄情況發(fā)現(xiàn)，年平均汽竄比例為4.2%，年平均汽竄影響產(chǎn)量為5.09×104t(表1)。

表1 超稠油年汽竄影響統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistical of influence of annual steam channeling of super heavy oil

曙一區(qū)超稠油層間非均質(zhì)嚴(yán)重，非均質(zhì)系數(shù)平均為2.24，變異系數(shù)為0.72，極差為163.7，儲(chǔ)層非均質(zhì)性直接影響分層吸汽及儲(chǔ)量動(dòng)用，高滲層動(dòng)用半徑大于其他層動(dòng)用半徑，當(dāng)高滲層動(dòng)用半徑連通時(shí)即形成汽竄。平面上，由于油井所處沉積部位存在差異，其沉積微相、水動(dòng)力條件不同，導(dǎo)致高滲區(qū)方向錐體半徑大、油層平面動(dòng)用不均衡，影響汽竄方向，主要由高壓區(qū)向低壓區(qū)突進(jìn)，一旦發(fā)生汽竄，就會(huì)出現(xiàn)油藏加熱不均勻，導(dǎo)致蒸汽波及體積小、熱效率低、動(dòng)用程度及經(jīng)濟(jì)效益差等問題，影響油藏開發(fā)效果[3]。

1.2 吸汽不均

在超稠油蒸汽吞吐條件下，儲(chǔ)層物性差異和蒸汽超覆現(xiàn)象嚴(yán)重，影響開發(fā)效果。吸汽剖面資料顯示，油層吸汽強(qiáng)度受儲(chǔ)層物性影響明顯，主要表現(xiàn)為：與儲(chǔ)層滲透性成正比關(guān)系，與油層埋深成反比關(guān)系。杜813興隆臺(tái)強(qiáng)吸汽層厚度占6.8%，較強(qiáng)吸汽層厚度占44.7%，中等吸汽層厚度占18.4%，不吸汽層厚度占30.1%，并且在縱向上主要表現(xiàn)為上部1/3～1/2的油層吸汽，下部油層不吸汽，油層縱向動(dòng)用不均現(xiàn)象普遍(表2)。

吸汽不均導(dǎo)致注入蒸汽熱利用率低、汽竄等問題，受蒸汽超覆作用影響，蒸汽主要在射開井段上部進(jìn)行熱交換，導(dǎo)致上部井段蒸汽推進(jìn)較遠(yuǎn)，散熱面積大，被熱能交換原油體積小，長時(shí)間上部吸汽易引發(fā)上部油層汽竄，而射孔井段下部油層由于吸汽差、動(dòng)用差，儲(chǔ)量損失大[4]。此外，高滲油層吸汽強(qiáng)度大，采出程度高，儲(chǔ)層細(xì)小骨架砂極易在高黏度原油的脅迫和高溫蒸汽的激勵(lì)下，隨同高流速液流一同流入井筒，引發(fā)地層出砂，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致套管變形甚至倒井，影響油井生產(chǎn)效果[5]。

表2 杜813興隆臺(tái)油層吸汽情況統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistics of the absorption of steam in Xinglongtai oil layer of Du-813

注：R，即強(qiáng)度系數(shù)，強(qiáng)度系數(shù)=單層吸汽強(qiáng)度/油井平均注汽強(qiáng)度。

1.3 壓力異常

超稠油投產(chǎn)初期，由于原油黏度高，地下溫場(chǎng)尚未形成，蒸汽未能擴(kuò)散到較遠(yuǎn)的油層，僅在井底周圍聚集，造成憋壓，注汽壓力高，蒸汽干度低，吞吐效果差。統(tǒng)計(jì)杜813興隆臺(tái)、杜212興隆臺(tái)超稠油區(qū)塊邊部油井，注汽壓力大于16 MPa的井有79口，周期產(chǎn)油量和油汽比僅相當(dāng)于注汽壓力小于15 MPa油井的40%～50%。吞吐開發(fā)后期最主要的問題是油層壓力下降，地層虧空嚴(yán)重，油井排水期延長，周期產(chǎn)油量、油汽比等參數(shù)下降，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

2 組合式蒸汽吞吐

組合式蒸汽吞吐的原理是通過相對(duì)集中的注汽，建立集中溫場(chǎng)，提高油層注入蒸汽的熱利用率，從而達(dá)到抑制汽竄、改善動(dòng)用、整體增能的目的。組合方式有平面組合、層段組合和介質(zhì)組合3種。

2.1 平面組合

平面組合是將生產(chǎn)層位相同、汽竄現(xiàn)象頻繁、平面位置鄰近的油井組合在一起，作為一個(gè)吞吐單元，按照一定的組合順序集中注汽和生產(chǎn)。由于多井集中組織注汽，有利于促進(jìn)整體溫場(chǎng)提升，同時(shí)井下形成統(tǒng)一流體場(chǎng)，當(dāng)油井按照一定順序放噴生產(chǎn)時(shí)，促使流體場(chǎng)發(fā)生整體移動(dòng)，增加油層動(dòng)用[6]。按照井組內(nèi)油井生產(chǎn)特點(diǎn)及汽竄程度，平面組合有3種組合方式：同注同采、有序注汽、一注多采。

平面組合效果受井組如何劃分、注汽時(shí)機(jī)控制、注汽參數(shù)優(yōu)化3個(gè)方面控制。井組劃分時(shí)要將油層分布穩(wěn)定連通性好、原油物性相似的油井組合到一起，且井間汽竄具有多向性、往復(fù)性，井間相互制約影響吞吐效果，組合井?dāng)?shù)以2～4口井為宜。注汽時(shí)機(jī)方面，在鍋爐條件滿足的條件下，要一起起爐注汽，保證整體溫場(chǎng)提升；在鍋爐或現(xiàn)場(chǎng)條件不滿足時(shí)，先注低壓井，補(bǔ)充低壓井能量，再注高壓井，避免蒸汽由高壓區(qū)向低壓區(qū)泄流，影響井組效果。注汽參數(shù)優(yōu)化方面，一注多采井的注汽井的注汽強(qiáng)度設(shè)計(jì)要參照鄰井汽竄程度，根據(jù)汽竄情況可以配套投球、選注等措施限制高汽竄層，避免只汽竄其中某一口井，達(dá)不到整體“吞吐引效”作用；同注井組注汽速度可以適度增加，減少注汽時(shí)間；同井組內(nèi)低壓井可以適當(dāng)增加注汽強(qiáng)度，高壓井適當(dāng)減少注汽強(qiáng)度，利于油層均衡動(dòng)用。

杜813-43-50、杜813-42-49是平面相鄰的兩口井，兩口井同開采興Ⅱ組油層，第12周期杜813-43-50注汽時(shí)汽竄鄰井杜813-42-49，關(guān)井后油壓為3.2 MPa，影響油量325 t；第13周期實(shí)施同注同采，兩口井同時(shí)注汽、燜井、放噴和下泵生產(chǎn)，周期結(jié)束后，其油汽比由0.34提高到0.45，周期產(chǎn)油量增加273 t。杜813-45-48、杜813-45-46、杜813-44-47是平面相鄰的3口井，同樣相互汽竄干擾，第11周期實(shí)施有序注汽，先注壓力低油井杜813-44-47，5 d后開始注第二口井杜813-45-48，注汽壓力由12.8 MPa提高到13.7 MPa，4 d后開始注第三口井杜813-45-46，3口井一起燜井3.5 d，井組周期產(chǎn)油量增加531 t。杜813-40-49井與周邊3口井均發(fā)生汽竄，其中第9周期汽竄影響產(chǎn)量610 t，本井產(chǎn)油量降低211 t；第10周期采取一注多采，即只對(duì)杜813-40-49注汽3 000 t(正常注汽量1 500 t)，剩余3口井采取控液、關(guān)井等措施防竄，注汽結(jié)束后，3口防竄井開井生產(chǎn)，實(shí)施后井組節(jié)約注汽量4 200 t，生產(chǎn)時(shí)間延長287 d，產(chǎn)油量增加732 t(圖1)

圖1 平面組合示意Fig.1 Plane combination schematic diagram

2.2 層段組合

層段組合是采用多種井下管柱和工具，實(shí)現(xiàn)油井細(xì)分層注汽，調(diào)節(jié)小層注汽量，提高油層動(dòng)用程度和蒸汽熱利用率，增強(qiáng)中低滲透層吸汽強(qiáng)度，實(shí)現(xiàn)全井段均衡注汽。根據(jù)井型的不同，層段組合分為選注(直井)、配注(直井)、分段注汽(水平井)(圖2)。

層段組合效果受油井井況、工具質(zhì)量、配汽比例等參數(shù)影響。油井井況必須完好，避免井下工具卡在井內(nèi)造成倒井事故，施工前需用154 mm通井規(guī)通井，無阻后才可實(shí)施；若有輕微套變，必須用140 mm通井規(guī)通井無阻后實(shí)施。井下工具主要是封隔器、阻隔器、分配器、扶正器、配注閥等，工具必須經(jīng)過高溫、高壓測(cè)試合格后使用(圖3)。水平井分段注汽[7]是根據(jù)水平段油藏地質(zhì)特征和動(dòng)用情況，利用井下工具，將水平井段分隔成2個(gè)注汽腔，通過分配器先后對(duì)兩個(gè)注汽腔按照設(shè)計(jì)汽量進(jìn)行注汽，先注油層段2+3，達(dá)到注設(shè)計(jì)汽量后投球，再注油層段1(圖4)。配汽比例的設(shè)計(jì)需要結(jié)合油層滲透率、吸汽程度等參數(shù)，滲透率高的井段注汽比例不要超過40%，吸汽比例大于60%的井段可以不用配汽。

圖2 配注工藝示意Fig.2 Schematic diagram of injection allocation technology

圖3 井下工具示意Fig.3 Schematic diagram of downhole tools

圖4 水平井分段注汽示意Fig.4 Schematic diagram of horizontal well section of steam injection

杜813興隆臺(tái)水平井均為井間加密水平井，與周邊直井井距僅為50 m，投產(chǎn)后水平井與周邊鄰井汽竄嚴(yán)重，通過分析地層連通關(guān)系，實(shí)施分段注汽、同注措施來緩解汽竄問題。 杜813-H205CH井側(cè)鉆后首輪注汽，嚴(yán)重汽竄鄰井4346、44K45兩口井，且汽竄壓力達(dá)到4.2 MPa，為了降低汽竄影響，對(duì)水平井實(shí)施了選注措施避開兩口井。注汽過程中，4346正常開井，44K45汽竄燜井壓力下降2.4 MPa，抑制汽竄效果明顯(表3)。

表3 杜813-H205CH井段組合前后汽竄統(tǒng)計(jì)Table 3 Statistics of steam channeling before and after combination of well 813-H205CH section

2.3 介質(zhì)組合

介質(zhì)組合是將化學(xué)介質(zhì)或氣體介質(zhì)伴隨蒸汽注汽油層，達(dá)到降黏、驅(qū)油、增能的作用，降低油水黏度比、改變注汽壓力、提高蒸汽波及效率，回采時(shí)提高原油流動(dòng)能力，減小舉升阻力，提高周期產(chǎn)量(表4)。

2.3.1 化學(xué)介質(zhì)組合

組合吞吐方案：先注定量蒸汽，之后通過井口加藥泵將定量超稠油乳化劑伴隨蒸汽注入地層，燜井3～5 d后放噴，待放噴結(jié)束后下泵采油。藥劑配方：超稠油乳化劑由陰離子活性劑烷基芳基磺酸鹽為主劑，并輔以其他助劑，具有良好的乳化降黏和發(fā)泡性能[8]。關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)：加藥泵泵壓必須高于注汽壓力2 MPa；加藥前需注入200～500 t蒸汽，預(yù)熱地層，清除近井地帶及井筒污染；乳化劑用量與蒸汽量比例為1∶100(圖5)。

圖5 乳化前后地層原油動(dòng)態(tài)分布示意Fig.5 Dynamic distribution of crude oil before and after emulsification

2.3.2 氣體介質(zhì)組合

組合蒸汽方案：在注汽前將定量二氧化碳、空氣注入地層或在注汽過程中將氮?dú)獍殡S蒸汽一起注入地層，燜井反應(yīng)后開井生產(chǎn)。配方：二氧化碳組合蒸汽注汽時(shí)需加入表面活性劑，空氣組合蒸汽注汽需加入空氣催化氧化劑。關(guān)鍵參數(shù)：氣體介質(zhì)用量為二氧化碳900～1 200 Nm3/m，氮?dú)? 500～3 000 Nm3/m，空氣4 000～5 500 Nm3/m；空氣催化氧化劑體系用量為0.1%[9-11](圖6)。

2.4 二氧化碳組合注汽

二氧化碳組合注汽現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較多，工藝相對(duì)復(fù)雜，下面對(duì)其重點(diǎn)介紹。

2.4.1 蒸汽吞吐方案設(shè)計(jì)

曙127454興隆臺(tái)是曙光油田難動(dòng)用區(qū)塊之一，

圖6 氣體介質(zhì)組合與只注蒸汽后流體分布示意Fig.6 Schematic diagram of gas medium combination and fluid distribution after steam injection

區(qū)塊含油面積2.56 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 828×104t，油藏埋深780～830 m，地面脫氣原油黏度112 433 mPa·s(50 ℃)，開發(fā)過程中存在注汽壓力高(注汽高于15.5 MPa)、回采水率低(低于49%)、油層壓力低(目前僅2.8 MPa)等問題。2016年開始規(guī)模實(shí)施二氧化碳輔助吞吐，利用二氧化碳溶于原油的降黏作用，改善地層原油流動(dòng)性能，降低注汽壓力；利用氣體體積膨脹，提高油井供液及返排能力，改善蒸汽吞吐效果。

2.4.2 現(xiàn)場(chǎng)施工工藝

注氣設(shè)備主要由液態(tài)二氧化碳罐車、Ⅰ級(jí)離心加壓泵、氣液分離裝置、Ⅱ級(jí)柱塞增壓泵等組成，鍋爐最高注汽壓力為25 MPa，注汽速度為7～9 t/h?？紤]液態(tài)二氧化碳溫度低，易在井筒內(nèi)氣化，使井筒溫度降低，為保護(hù)套管和注汽管柱，注汽管柱采用油管+伸縮管+水力錨+封隔器組合管柱。注二氧化碳后燜井24 h后再注蒸汽，避免熱流體進(jìn)入低溫環(huán)境影響熱效率，同時(shí)防止套管忽冷忽熱出現(xiàn)變形。

2.4.3 實(shí)施效果

2016—2017年對(duì)區(qū)塊11口井實(shí)施二氧化碳輔助采油，平均單井注氣量為160 t，注氣后24 h注蒸汽，平均單井注汽量為2 100 t，實(shí)施后平均單井增加產(chǎn)量148 t，地面脫氣原油黏度下降50%～85%，回采水率提高29%，增產(chǎn)效果明顯。

表4 氣體介質(zhì)組合情況說明Table 4 Description of the combination of gas media

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

3.1 汽竄影響降低，改善平面動(dòng)用程度

2016年，曙一區(qū)超稠油共實(shí)施31井組88口井的平面組合注汽，其中同注同采22井組，有序注汽6井組，一注多采3井組。對(duì)比發(fā)現(xiàn)：實(shí)施前一周期平均單井注汽2 250 t，單井產(chǎn)油672 t，油汽比0.29；實(shí)施后周期平均單井注汽1 998 t，單井產(chǎn)油733 t，油汽比0.37，累計(jì)增油5 368 t，年汽竄影響產(chǎn)量減少1 300 t。其中，由杜813-39-52井組生產(chǎn)曲線(圖7)可知，沒有實(shí)施組合吞吐前，從第6周期開始，周期產(chǎn)量呈下降趨勢(shì)；由第10周期開始，與周邊汽竄嚴(yán)重的杜813-39-50、杜813-40-51實(shí)施平面組合注汽后，產(chǎn)量回升到與第4周期持平，并且此后10～14周期產(chǎn)量均高于第7周期產(chǎn)量，生產(chǎn)周期延長。通過對(duì)比吸汽剖面顯示，區(qū)域地層整體溫度上升16.7 ℃，說明平面組合吞吐后，加熱厚度增大，油層動(dòng)用程度提高。

圖7 杜813-39-52井組生產(chǎn)曲線Fig.7 Production curves of Du813-39-52 well group

3.2 吸汽逐漸均衡，改善縱向動(dòng)用程度

2016年，超稠油直井典型區(qū)塊曙127454興隆臺(tái)實(shí)施機(jī)械分選注、配注17井次，有14口井有明顯效果，同上周期初期比，單井平均周期產(chǎn)油增油172 t，油汽比提高0.13，其中3口井吸汽剖面顯示低動(dòng)用層吸汽強(qiáng)度明顯增強(qiáng)，油井縱向動(dòng)用提高(圖8)。超稠油水平井典型區(qū)塊杜212興隆臺(tái)實(shí)施

圖8 杜212-25-287配注措施前、后吸汽剖面解釋對(duì)比Fig.8 Comparison of steam injection profiles before and after Du 212-25-287 injection allocation measure

水平井分段、選段注汽21井次，有增油效果16井次，平均單井增油193 t，油汽比提高0.08，井溫壓力資料顯示，水平段溫度分布變均勻。

3.3 壓力異常減緩，吞吐效果逐漸變好

周期低、注汽壓力高的油井采取注入藥劑輔助吞吐。杜813興隆臺(tái)南邊部11口油井1～2周期的注汽壓力大于16.5 MPa，對(duì)比區(qū)塊平均注汽壓力高2.8 MPa，在注汽前采用向地層擠入化學(xué)降黏劑的方式，利用化學(xué)降黏，減小高黏度原油對(duì)蒸汽的阻力，實(shí)施后注汽壓力降低到13 MPa，周期產(chǎn)油量對(duì)比措施前增加168 t。(表5)

中高周期油井排水期長、注汽壓力低，油井采取注入非烴類氣體介質(zhì)輔助吞吐的方式，中周期油井適合注入二氧化碳以達(dá)到降黏和增能的目的，高周期油井適合注入氮?dú)鈦硌a(bǔ)充地層能量。2014—2016年實(shí)施氣體介質(zhì)組合86井次，累計(jì)增油16 073 t，平均單井增油187 t，注汽壓力平均提高1.14 MPa，回采水率平均提高0.14。(表6)

表5 杜813興隆臺(tái)邊部油井措施后效果對(duì)比Table 5 Comparison of the effect of the oil well at the edge of Du 813

表 6 2014—2016年介質(zhì)組合吞吐效果統(tǒng)計(jì)Table 6 2014—2016 statistics of the effect of medium combined huff and puff

4 結(jié)論

(1)平面組合、層段組合、介質(zhì)組合這3種組合方式可以解決超稠油開發(fā)中汽竄干擾、動(dòng)用不均、壓力異常矛盾的問題，對(duì)提高超稠油開發(fā)效果、減緩遞減至關(guān)重要。

(2)平面組合對(duì)補(bǔ)充地層能量、增大加熱范圍、降低汽竄影響作用顯著，但考慮現(xiàn)場(chǎng)組織難度及油井時(shí)率因素，井組井?dāng)?shù)不要超過4口。

(3)層段組合實(shí)施前提是認(rèn)識(shí)清楚地層連通關(guān)系和動(dòng)用程度，有針對(duì)性地采取選注、配注、投球選注、分段注汽工藝，實(shí)施過程要保證封隔器質(zhì)量。

(4)介質(zhì)組合對(duì)降黏、增能、調(diào)整吸汽剖面作用明顯，低周期油井適合蒸汽+二氧化碳、化學(xué)介質(zhì)組合注汽，中高周期油井適合蒸汽+氮?dú)?、蒸?空氣組合注汽。