水平井分段注汽技術(shù)在曙光油田的應(yīng)用

劉 恒

（1.長江大學(xué)，湖北荊州 434023；2.中國石油遼河油田公司曙光采油廠）

曙光油田水平井開采主要以稠油為主，截止2012年底，共投產(chǎn)水平井177口，年注汽94.6×104t，年產(chǎn)油25.0×104t，年油汽比0.26。目前日產(chǎn)液2811.7 t，日產(chǎn)油699.2 t，含水75.1%。曙光油田的稠油水平井均采用蒸汽吞吐開采方式，受油藏非均質(zhì)性影響，水平井籠統(tǒng)注汽普遍存在水平段油藏動用不均，蒸汽局部突進嚴重的矛盾。從含油飽和度PND測試、水平段溫度剖面測試，以及日常生產(chǎn)中井間汽竄等顯示水平段動用嚴重不均衡。統(tǒng)計目前正常生產(chǎn)的111口水平井井溫數(shù)據(jù)，目前超稠油水平井井溫處于可流動溫度之下井段的占總井段的28.9%，稠油水平井井溫處于可流動溫度之下的占總井段的27.3%，且該矛盾隨著注汽輪次的增加而加劇，嚴重制約了水平井產(chǎn)能的發(fā)揮。為此開展了水平井分段注汽技術(shù)的研究與應(yīng)用。

1 水平井分段注汽技術(shù)［1－5］

1.1 技術(shù)原理

水平井分段注汽技術(shù)將原來籠統(tǒng)注汽方式的一個注汽腔分為兩個或多個相對獨立的注汽腔，優(yōu)化每個注汽腔的管柱結(jié)構(gòu)和注汽參數(shù)，實現(xiàn)有針對性的按需注汽，從而達到調(diào)整吸汽剖面，改善注汽和開采效果的目的。主要有如下三種基本分段注汽工藝。

（1）選段注汽：利用阻隔器封堵高動用井段、出水井段等，有目的地只選擇一段井段注汽，該方法適用于水平井段中有明顯局部突進或有出水井段或有低效舍棄井段的熱采水平井。

（2）多段同注：利用阻隔器將水平井段分成2個或多個注汽腔，按照設(shè)計汽量，利用注汽閥調(diào)配各注汽腔的注汽量，對各注汽腔同時注汽，該方法適用于井段差異較小的熱采水平井。

（3）兩段分注：利用阻隔器將水平井段分成2個注汽腔，通過分配器先后對兩個注汽腔按照設(shè)計汽量進行注汽。水平井兩段分注有兩種方式，一種是先注B段，達到注設(shè)計汽量后投球，再注A段（B型）；另一種是先注A段，達到設(shè)計注汽量后投球，再注B段（A型）。兩段分注適用于井段差異較大的熱采水平井。

1.2 選井標準

基于物理模擬和現(xiàn)場應(yīng)用試驗，確定了不同水平井分段注汽工藝的選井標準，見表1。

表1 水平井分段注汽工藝的選井標準

1.3 水平井分段注汽管柱結(jié)構(gòu)

水平井分段注汽管柱主要是由隔熱管、分配器、小直徑軟密封阻隔器、注汽閥和扶正器組成。典型的水平井兩段分注管柱如圖1所示。

圖1 兩段分注管柱結(jié)構(gòu)示意圖

（1）小直徑軟密封阻隔器（圖2）。小直徑軟密封阻隔器采用了高分子納米復(fù)合密封材料，該材料具有耐高溫、高彈性、超耐磨的特性，受熱膨脹后直徑達到162 mm，對井筒實現(xiàn)管內(nèi)軟密封封堵，注汽結(jié)束后上提管柱解封。技術(shù)參數(shù)：最大外徑130 mm，最小通徑40 mm，耐壓13 MPa，耐溫350℃，解封力40 kN。

圖2 阻隔器結(jié)構(gòu)示意圖

（2）水平井專用扶正器（圖3）。為了保證小直徑軟密封阻隔器在水平井段的密封效果，配套設(shè)計了高強度徑向可伸縮專用扶正器。技術(shù)參數(shù)：最大外徑152 mm，最小外徑130 mm，最小通徑40 mm，有6個扶正塊，每個扶正塊可支撐750 N。

圖3 扶正器結(jié)構(gòu)示意圖

（3）分配器和注汽閥（圖4）。為了實現(xiàn)多種注汽方式，設(shè)計了導(dǎo)入式可限位分配器（330 mm×106 mm）及配套使用的高強度輕質(zhì)鈦合金堵球和注汽閥（330 mm×106 mm）。

圖4 配注閥結(jié)構(gòu)示意圖

2 現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

截至2012年12月，曙光油田水平井分段注汽技術(shù)共實施118井次，措施成功率100%，措施增油18425 t，投入產(chǎn)出比1∶3，周期油汽比由0.23提高到0.29。

2.1 形成相對獨立的注汽腔，實現(xiàn)了有針對性的注汽

水平井兩端分注技術(shù)是在水平井段內(nèi)下入小直徑軟密封阻隔器把水平井段分隔成兩個注汽腔，先注前端注汽腔2，待達到蒸汽設(shè)計量后，通過投球，封堵注汽腔2，打開后端注汽腔1的注汽通道，繼續(xù)注汽，直到注汽結(jié)束。由于水平井段被分隔成兩個相對獨立的注汽腔，而井段油層存在差異，因此分別對兩個注汽腔注汽時，注汽壓力會不同。

通過36井次兩段分注措施井投球前后井口注汽壓力跟蹤表明：兩注汽腔注汽壓差最大為4.1 MPa，平均注汽壓差為1.1 MPa，說明分段注汽管柱可將水平井段分隔成幾個相對獨立的注汽腔進行注汽，實現(xiàn)了水平井有針對性的注汽。

2.2 水平井井段動用程度得到改善

我們界定注汽井段井溫達到80℃時為動用效果較好井段。通過對比分析測試的24口井的井溫曲線表明，動用好井段長度由原來的45.88%提高到63.27%，溫度由94℃增加到105℃。，動用差井段長度由原來的54.12%下降到36.73%，溫度從68℃增加到78℃，分段注汽對井段動用程度的調(diào)整作用比較明顯。

杜84－興H2063井屬于杜84興隆臺西區(qū)塊，2011年5月投產(chǎn)，水平段區(qū)間為889.67～1337.7 m，前2周期均采用籠統(tǒng)注汽，從圖5可以看出，1－2周期籠統(tǒng)注汽，水平段889.67～1200 m基本沒有得到動用（溫度低于80℃）。2012年4月4日，對該井實施分段注汽工藝，阻隔器設(shè)計在水平段中部1150 m處，水平井后段設(shè)計注入2500 m3蒸汽，出汽口1000 m，水平井前段設(shè)計注入3500 m3蒸汽，出汽口1200 m，實施后相比籠統(tǒng)注汽，基本沒有動用的水平井后段油藏溫度由71℃上升至96℃，整體提升了25℃。

圖5 杜84－興H2063井措施前后井溫曲線對比

2.3 吞吐效果得到一定改善

統(tǒng)計周期結(jié)束的可對比油井39井次，措施前一吞吐周期平均產(chǎn)油1218 t，措施后周期平均產(chǎn)油達到1423 t，周期對比增油205 t，累計增油8020 t。油汽比由措施前的0.23上升到0.29，采注比由措施前的0.83上升到1.04，吞吐效果得到改善。

杜212－杜H2井屬于杜255區(qū)塊，2007年4月投產(chǎn)，水平段區(qū)間為1588.9～1821.4 m，從圖6可以看出，1～4周期籠統(tǒng)注汽，除了水平段末端突進外，其他井段基本沒有得到動用。第五周期開展了分段注汽工藝，阻隔器設(shè)計在水平段中部1700 m，水平井前段設(shè)計注入2000 m3蒸汽，出汽口1780 m，水平井后段設(shè)計注入2200 m3蒸汽，出汽口1630 m，措施前后井溫對比表明，油層整體得到了動用，日產(chǎn)油對比上周期增加5.1 t，水平段動用不均情況得到明顯改善。

圖6 杜212－杜H2措施前后井溫曲線對比曲線

3 結(jié)論

（1）物理模擬、數(shù)值模擬和現(xiàn)場應(yīng)用表明，水平井分段注汽管柱可以形成相對獨立的注汽腔，實現(xiàn)按需注汽，能夠有效調(diào)整水平段的動用程度，改善水平井注汽開采效果。

（2）由阻隔器、分配器和注汽閥等配套井下工具組成的水平井分段注汽管柱均達到設(shè)計要求，完全滿足工藝要求。

（3）應(yīng)用分段注汽技術(shù)實現(xiàn)了水平段任意部位的可控注汽及生產(chǎn)，有效緩解了動用不均矛盾，為提高稠油水平井的最終采收率提供了一種新的技術(shù)支持。

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