單海丹，游艷平，尹祥翔，郭曉光，張海超，楊 磊，楊 雪，盧 瓊

(1.華鼎鴻基采油技術(shù)服務(wù)(北京)有限公司 油化子公司，北京 100083；2.山東威瑪裝備科技股份有限公司 技術(shù)研發(fā)部，山東 東營 257091；3.中國石化勝利油田分公司 清河采油廠，山東 東營 262714)

稠油油藏進(jìn)入多輪次注蒸汽吞吐后期，蒸汽沿高滲透帶指進(jìn)，蒸汽波及效果變差，表現(xiàn)為周期產(chǎn)油量低、產(chǎn)量遞減率變大、綜合含水高[1]。面138區(qū)塊通過10余年注蒸汽開發(fā)，已經(jīng)進(jìn)入多輪次熱采開發(fā)階段，隨著熱采開發(fā)的不斷深入，單井多輪次注蒸汽開發(fā)效果變差[2]。影響注蒸汽開發(fā)效果的主要原因?yàn)椋孩僬羝掏逻M(jìn)入多輪次后，大部分蒸汽沿著優(yōu)勢地層突進(jìn)，發(fā)生井間汽竄，使得油層縱向動(dòng)用程度降低，蒸汽利用率降低；②隨著注蒸汽開發(fā)的不斷深入，近井地帶的原油逐漸被多輪次注入的蒸汽冷凝水代替，在下周期蒸汽注入時(shí)，冷凝水吸收大量的熱量，致使蒸汽的加熱半徑不能波及到有效驅(qū)油范圍，單井多輪次蒸汽開發(fā)效果變差；③注蒸汽開采能夠在開井初期提高稠油井產(chǎn)量，隨著開采輪次的增加，導(dǎo)致排水期延長，含水逐漸升高，峰值產(chǎn)量降低，生產(chǎn)有效期縮短[3]。為改善面138區(qū)塊多輪次稠油熱采開發(fā)現(xiàn)狀，開展注氮?dú)馀c注蒸汽的二元吞吐工藝是必要的[4]。

1 面138區(qū)塊油藏概況

八面河面138區(qū)塊位于東營凹陷南斜坡帶中南段，為三角洲前緣沉積，油藏厚度薄，主要油層系為沙四段和沙三上砂組，孔隙度為31.8%～36.42%，滲透率為(174.9～697.3)×10-3um2，含油飽和度為48.0%～76.6%，原油黏度為1 137.7～8 711 mPa·s，為高孔中高滲普通稠油油藏。面138區(qū)塊探明含油面積為25.9 km2，探明儲量為2 256.5×104t，動(dòng)用儲量為1 881.6×104t，是以熱采開發(fā)為主的稠油油藏，主要開發(fā)方式為單井蒸汽吞吐。

2 二元吞吐工藝技術(shù)原理

二元吞吐工藝作為一種在提高稠油油藏采收率極具潛力的技術(shù)手段[5]，其主要工藝技術(shù)原理為：

(1)套管隔熱伴注，減少井筒熱損失。注蒸汽時(shí)，環(huán)空伴注氮?dú)?，能夠有效減小熱損失，提高井底蒸汽干度，增加油層溫度，提高原油流動(dòng)性。

(2)補(bǔ)充地層能量，延長周期有效期。氮?dú)饩哂辛己玫目蓧嚎s性和膨脹性，能增加地層彈性驅(qū)動(dòng)能量和減緩油井產(chǎn)量遞減速率。

(3)壓縮膨脹助排，提高回采水率。氮?dú)夂驼羝熳⒌接筒兀诨夭蛇^程中，由于壓力下降、氣體膨脹，起到助排的作用，有效改善多周期的開發(fā)效果。

(4)氮?dú)庹紦?jù)頂部，減緩蒸汽頂部超覆。氮?dú)饽軌驍y帶蒸汽進(jìn)入地層油藏深部和上部，調(diào)整縱向吸汽剖面，改善深部原油性質(zhì)，擴(kuò)大泄油面積，改善地層深部的吞吐效果，從而提高油井產(chǎn)量，延長油井生產(chǎn)有效期。

3 二元吞吐工藝的應(yīng)用

在滲透性較好的中滲薄層油藏面138沙四段、沙三上段實(shí)施二元吞吐近20井次，累計(jì)注入氮?dú)?07.2×104Nm3，對比二元吞吐施工前后生產(chǎn)效果，措施效果明顯：放噴期延長5 d，放噴液量增加54 m3，達(dá)到增能助排的目的，熱采有效期延長52 d，產(chǎn)油量增加229 t，油汽比增加0.13，綜合熱采效果提升，取得較好的效果。

3.1 施工方案設(shè)計(jì)

二元吞吐技術(shù)主要有兩種措施工藝方式:①由油管正注氮?dú)猓缓髲挠吞篆h(huán)空伴注氮?dú)?、油管正注蒸汽；②先由油套環(huán)空注入氮?dú)?，把油管和環(huán)空中的液體全部排出，然后從油套環(huán)空注入氮?dú)?、從油管?nèi)注入蒸汽。注氣(汽)完成后，燜井一段時(shí)間，待壓力穩(wěn)定后放噴生產(chǎn)。

面138區(qū)塊油藏目前地層壓力為9.4 MPa(靜液面折算)，油層平均深度1 150 m左右，根據(jù)目前生產(chǎn)情況，啟動(dòng)注氣壓力2.0 MPa，注氣管損失壓力差1～2 MPa，在最大注氣量時(shí)，預(yù)測最高注氣壓力約為13.4 MPa；同時(shí)，結(jié)合歷史注蒸汽施工情況，蒸汽干度平均可達(dá)到70%以上，預(yù)測最高注蒸汽壓力約為20.9 MPa。

根據(jù)注氣壓力設(shè)計(jì)，并結(jié)合單井累產(chǎn)油量，由理想狀態(tài)方程計(jì)算得出單井所需的注氮?dú)夂妥⒄羝俊Ｓ?jì)算本次5口井注入氮?dú)獾孛鏄?biāo)況體積為31.2×104m3，注入蒸汽10 057 t，單井設(shè)計(jì)方案如表1所示。

表1 面138區(qū)塊單井二元吞吐方案設(shè)計(jì)

3.2 單井情況及施工分析

3.2.1 典型單井施工情況

以X814井為例，X814井于2003年12月投產(chǎn)，油層主要分布在沙四段2砂組，油層厚度為5.8 m，射孔井段為1 141.6～1 148.4 m，孔隙度為31.8%，滲透率為254.4×10-3μm2，含油飽和度為61.4%，原油黏度為2 932 mPa·s。2004年1月新井酸化高壓充填投產(chǎn)，自2008年至2015年間先后進(jìn)行4次稠油熱采，累積增產(chǎn)4 252 t。本次實(shí)施措施前油井日產(chǎn)油量為1.5 t，日產(chǎn)液量為4.1 t，含水為62.7%。

第一道是“玻璃門”——民營企業(yè)在行業(yè)準(zhǔn)入上被行政審批的高門檻、高標(biāo)準(zhǔn)阻擋，雖然“看得見”，卻又“進(jìn)不去”，猶如被一層玻璃阻隔。

X814井于2017年5月26日開始施工，采用油管正注氮?dú)?、蒸汽的方式，首先油管正注氮?dú)?.0×104Nm3，平均注氣壓力為8.0 Mpa；后油管正注入蒸汽2 200 t，干度為70%～80%，注汽速度為7.0～7.5 t/h，注汽壓力為18.5 Mpa(圖1)。

以X17井為例，X17井于2010年10月投產(chǎn)，油層主要分布在沙三段2砂組，油層厚度為9.0 m，射孔井段為948.0～958.8 m，孔隙度為34.1%，滲透率為174.9×10-3μm2，含油飽和度為48.0%，原油黏度為4 757.4 mPa·s。自2010年至2015年間先后進(jìn)行4次熱采措施，累積增產(chǎn)8 470 t，平均措施有效期達(dá)225 d。實(shí)施措施前油井日產(chǎn)液量為2.6 t，日產(chǎn)油量為0.2 t，含水率為92.7%。

X17井于2017年7月1日實(shí)施二元吞吐工藝措施，油套環(huán)空注氮?dú)鉃?.0×104Nm3，注氮?dú)庾⑷雺毫?.8 MPa；油管注蒸汽為1 785 t，注入蒸汽壓力為14.6 MPa；環(huán)空伴注氮?dú)猓凸苷⒏邷仄鹋輨?0 m3，直至完成氮?dú)庾⑷?圖2)。

圖1 X814井施工壓力曲線

圖2 X17井施工壓力曲線

綜合分析，注氣初期壓力上升較快，后緩慢爬升，直至趨于平緩變化,氣體開始向地層內(nèi)部推進(jìn)，在推進(jìn)過程中由于地層堵塞物及水流通道的存在，壓力出現(xiàn)小幅度變化。注蒸汽過程中，壓力再次升高，蒸汽向低滲透儲層波及或低效產(chǎn)層得到重新動(dòng)用，有效達(dá)到二元吞吐提高注氣(汽)波及體積，提高動(dòng)用程度的目的。

3.2.2 5井次施工情況

根據(jù)本次施工5井次的現(xiàn)場施工情況統(tǒng)計(jì)(表2)，平均施工完成率達(dá)到98%，基本完成注入要求。施工過程中，注氮?dú)鈮毫?.0～11.1 MPa，注蒸汽壓力為9.8～18.5 MPa，施工壓力均在方案設(shè)計(jì)壓力范圍內(nèi)，表明二元吞吐工藝技術(shù)在該區(qū)塊具有較好的可實(shí)施性。

表2 五井次施工數(shù)據(jù)對比

3.3 措施效果分析

3.3.1 典型單井措施效果

3.3.1.1 X814井措施效果

X814井于2017年7月7日開井生產(chǎn)(圖3)，開井后，日產(chǎn)油量迅速上升至峰點(diǎn)，高峰期日產(chǎn)油量最大達(dá)到10.7 t，日產(chǎn)油量10 t以上累計(jì)達(dá)到12 d。含水率由油井施工前的63.5%下降至21.5%，控水效果明顯下降,周期增油量為561 t，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益約為134.3萬元，增效比例高達(dá)到278.3%。

圖3 X814井日生產(chǎn)曲線

3.3.1.2 X17井措施效果

X17井于2017年6月29日開井放噴生產(chǎn)，排水3 d后，油井日產(chǎn)油量迅速上升至峰點(diǎn)，高峰期日產(chǎn)油量最大達(dá)到16.2 t。含水率由油井施工前的92.7%下降至58%，單井控制遞減率由措施前的23.1%下降至2.3%，周期增油量為484.7 t，有效改善了油井開發(fā)現(xiàn)狀(圖4)。

圖4 X17井日生產(chǎn)曲線

結(jié)合典型井例分析，沙四段油井主要表現(xiàn)為地層能量不足、高產(chǎn)期短、產(chǎn)量遞減快，需要進(jìn)一步加強(qiáng)能量補(bǔ)充。沙三段油井主要表現(xiàn)為高產(chǎn)期短、穩(wěn)產(chǎn)期延長、含水上升快，需加強(qiáng)優(yōu)勢滲流通道調(diào)堵。因此，針對不同的油井，需優(yōu)化注入方式，以提高油井產(chǎn)能。

3.3.2 5井次措施效果分析

該區(qū)塊油井已多輪次注汽開發(fā)，油井基本處于中高含水階段，地層能量減弱。從施工情況及效果分析(表3)，可以看出二元吞吐技術(shù)在該區(qū)塊取得一定的成功，含水有明顯下降，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量增加，含水率降低，施工效果較好。

表3 五井次階段生產(chǎn)情況

(1)排水期縮短。根據(jù)分析，本輪次5口井的排水期時(shí)間為2～11 d，時(shí)間最短為2 d，相比上輪次排水期時(shí)間縮短(圖5)。

圖5 面138區(qū)塊5口井防噴時(shí)間、排水期對比

(2)峰值日產(chǎn)量增加。5井次的高峰期產(chǎn)量最大達(dá)到16.2 t，高于日產(chǎn)油量10 t累計(jì)達(dá)到了49 d。3井次的峰值生產(chǎn)時(shí)間為34 d，說明地層中熱量隨著開采時(shí)間的延長而減少，只有少量的氮?dú)饧罢羝M(jìn)入地層深部，油層深部得不到有效動(dòng)用。因此建議沙四段在今后的施工中增加氮?dú)庾⑷肓?，使得氮?dú)饧罢羝軌虺浞诌M(jìn)入地層深部，增加氮?dú)饧罢羝牟绑w積，提高剩余油動(dòng)用程度(圖6)。

圖6 面138區(qū)塊5口井產(chǎn)量對比

(3)油井含水下降明顯。油井恢復(fù)正常生產(chǎn)后，X17井施工前最高含水為92.7%，施工后含水最低下降至58%，含水下降34.7%，含水明顯下降，其余井次含水最低下降21.5%。后期供液不足。X814井、X1323井與X59井等3口井開井時(shí)間分別為107、104、41 d，產(chǎn)量下降至3 t左右，產(chǎn)液量也明顯下降，表明地層供液不足，地層能量下降(圖6)。

(4)階段累計(jì)產(chǎn)油量明顯增加。至2017年10月10日，5井次階段累計(jì)產(chǎn)油量分別為561、417.6、540.1、326及302.2 t，階段共累計(jì)產(chǎn)油量2 146.9 t，相比上周期累計(jì)增油量736.6 t，目前依然有效，增產(chǎn)效果顯著。產(chǎn)量遞減快。3井次均表現(xiàn)出相似的產(chǎn)量遞減特征，高峰期生產(chǎn)后產(chǎn)量明顯下降，地層中邊底水能量較弱，地層能量下降較快，氮?dú)馔掏录芭菽{(diào)剖對產(chǎn)量的影響不明顯(圖3、4和表5)。

現(xiàn)場試驗(yàn)證明不同注入方式的二元吞吐工藝技術(shù)不僅有效改善面138區(qū)塊高含水、低產(chǎn)井開發(fā)現(xiàn)狀，同時(shí)還顯著降低了油井開發(fā)成本。

4 結(jié) 論

(1)含水上升快，邊底水活躍。沙三上組表現(xiàn)為高含水，邊底水活躍，二元吞吐工藝+氮?dú)馀菽滤畬畢^(qū)適用性強(qiáng)。對不同構(gòu)造位置及不同開采現(xiàn)狀的油井，需選擇性設(shè)計(jì)不同的二元吞吐工藝方案，才能夠達(dá)到最優(yōu)的增產(chǎn)效果。

(2)隨著注入氮?dú)饬康牟煌?，地層壓力得到不同程度的恢?fù)，對應(yīng)油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)有效期不同。后續(xù)施工中增加氮?dú)庾⑷肓?，進(jìn)一步優(yōu)化注采參數(shù)，以達(dá)到延長油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)有效期的目的。

(3)對于多輪次注蒸汽開發(fā)油井，二元吞吐工藝應(yīng)用于稠油開采，可以減少蒸汽熱量損失，增大蒸汽的波及體積，使更多的剩余油得以動(dòng)用，從而提高原油采收率。二元吞吐工藝與蒸汽吞吐工藝技術(shù)相比，可大幅度縮短油井排水期，減緩油井遞減速率，延長油井開發(fā)時(shí)間。