強化同注同采技術(shù)配套，提升汽竄區(qū)塊開發(fā)效益

摘 要：稠油熱采蒸汽吞吐中汽竄問題隨著吞吐輪次的增加而日益突出，嚴(yán)重制約油井產(chǎn)量?，F(xiàn)河采油廠部分稠油區(qū)塊汽竄問題嚴(yán)重，汽竄類型由“一對一”發(fā)展到“多井連竄”，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。在治理汽竄問題過程中，開展了同注同采工藝技術(shù)應(yīng)用，初步形成了以同注同采為主，高干注汽、堵調(diào)封竄為輔的同注同采一體化治理辦法。

關(guān)鍵詞：汽水竄；同注同采；堵調(diào)封竄

現(xiàn)河采油廠樂安油田草33區(qū)塊開發(fā)過程中，隨著吞吐輪次增加，受高孔高滲、非均質(zhì)嚴(yán)重、儲層厚度薄、實際井深軌跡等因素影響，油井吞吐3-4個周期后，熱連通逐漸形成，易發(fā)生汽竄。汽竄類型由“一對一”發(fā)展到“一對多”、“多井連竄”的局面，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。自2013年以來針對汽竄影響，開展了以同注同采為主，高干注汽、堵調(diào)為輔的同注同采一體化治理辦法。

蒸汽吞吐作為稠油熱采主要開采技術(shù)之一，有較高的采收率、高油汽比等明顯優(yōu)勢。但隨著周期吞吐輪次的增加，汽竄問題開始顯現(xiàn)，嚴(yán)重影響周期產(chǎn)量，加快周期遞減。草33區(qū)塊汽竄情況已由最初8個井組20井次發(fā)展到目前15個井組41井次，并且汽竄井組呈逐漸增長趨勢。汽竄井組問題已成為制約該區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

1 同注同采技術(shù)現(xiàn)狀

隨著吞吐周期延長和吞吐半徑擴大，汽竄由“一對一”發(fā)展到“一對多”、“多井連竄”的局面。為不增加封竄措施工作的同時，降低因汽竄對產(chǎn)量的影響，形成同注同采技術(shù)。該技術(shù)根據(jù)汽竄關(guān)聯(lián)、井間就近的原則，通過提前或延后轉(zhuǎn)周，合理劃分井組，在一個井組中進行同時注汽，同時生產(chǎn)。

現(xiàn)河采油廠首先在樂安油田草33區(qū)塊實施同注同采技術(shù)。草33區(qū)塊有兩個主力含油層系，地面原油粘度在10000到30000mPa.s，儲層有效厚度為4.5米，滲透率3000×10-3μm2的構(gòu)造-巖性稠油油藏。因儲層薄，儲層非均質(zhì)大，井網(wǎng)密等因素極易發(fā)生汽竄。通過近年來在該區(qū)塊的實施和運用，同注同采技術(shù)進行了不斷地探索和研究，由最初單純的同注同采技術(shù)發(fā)展到目前初步形成“井口-井筒-水平段-儲層”一體化同注同采配套技術(shù)。

2 同注同采技術(shù)應(yīng)用及效果

根據(jù)汽竄關(guān)聯(lián)、井間就近、產(chǎn)量相近的原則，通過提前或延遲轉(zhuǎn)周，合理劃分井組，共在樂安油田草33區(qū)塊劃分9個同注同采井組。自2013年以來，樂安油田草33區(qū)塊共實施同注同采32個井組79井次。截至目前累產(chǎn)油40432噸，周期遞減由20.8%降低到6.7%，減少因井間干擾影響的產(chǎn)量4582噸，減少氮氣泡沫調(diào)剖費用1252.8萬元，有效地改善了生產(chǎn)情況?，F(xiàn)已初步形成同注同采配套井口高干注汽、井筒保干注汽、水平段調(diào)整注汽篩管、儲層氮氣泡沫調(diào)剖的工藝技術(shù)。

2.1 同注同采技術(shù)配套井口高干注汽

稠油熱采中的核心問題是熱量，提高蒸汽的干度從而提高熱焓值是提升注汽質(zhì)量的關(guān)鍵。因此在汽竄井組實施同注同采時配套高干度注汽，旨在從井口提高注汽干度提升注汽質(zhì)量。

通過熱力學(xué)計算研究發(fā)現(xiàn)，井口注汽干度提高10%，噸汽熱焓值提高1.06×105kJ，增加了蒸汽體積和波及半徑。從目前在現(xiàn)河采油廠實施同注同采配套高干注汽10個井組的生產(chǎn)情況發(fā)現(xiàn)，在注汽量基本持平的情況下，平均單井注汽干度提高10%，生產(chǎn)周期延長9天，周期產(chǎn)量增加139噸，油汽比提高0.05。

2.2 同注同采技術(shù)配套井筒保干注汽

在實施高干注汽的同時，繼續(xù)深化配套，通過在隔熱管接箍位置添加隔熱襯套，減少熱損失，進一步提高注汽質(zhì)量，實現(xiàn)全過程保干度。在此基礎(chǔ)上實施同注同采，可有效提高注汽壓力，增大油套壓差。

以草20-平85、草20-平87井組為例，通過采取同注同采+隔熱襯套的注汽工藝配套，相比上個周期注汽壓力提高2.5MPa，油套壓差提高3MPa。該井組的生產(chǎn)情況也相應(yīng)得到提升，平均單井的排水期縮短10天，周期產(chǎn)油增加94噸。

2.3 同注同采技術(shù)配套錯位注汽

部分汽竄井組的水平段井身軌跡幾乎處于平行位置且相鄰較近，常規(guī)注汽過程中，造成汽竄，蒸汽利用率低，單井效益差。針對這類井組，在配套同注同采工藝時，實施錯位注汽，將篩管井段分為上、下兩段，通過調(diào)整注汽篩管位置和個數(shù)，使得一口井針對上部井段注汽，另一口井針對下部井段注汽，以此來實現(xiàn)水平井段的均衡注汽。

以草20-平101、草20-平150井組為例。草20-平101井距離平150井最近僅45米，在結(jié)合井網(wǎng)部署圖和井身軌跡曲線圖后，在實施同注同采的同時，通過調(diào)整注汽篩管位置，對草20-平101井1150米以上、草20-平150井1170米以下井段注汽，減少汽竄影響。

經(jīng)過同注同采+錯位注汽的實施，該井組生產(chǎn)周期延長32天，周期產(chǎn)油增加252噸，克服因汽竄造成的產(chǎn)量銳減，提升開發(fā)效益。

2.4 同注同采技術(shù)配套氮氣泡沫調(diào)剖

針對汽竄井組儲層吸汽不均衡和受汽竄影響較嚴(yán)重的井組，在實施同注同采時，配套氮氣泡沫調(diào)剖，調(diào)整吸汽剖面，提高儲層動能程度。泡沫具有“遇油消泡、遇水生泡”的特性，通過實施氮氣泡沫調(diào)剖，可以有效抑制和延緩汽水竄通道的形成，調(diào)節(jié)吸汽剖面，實現(xiàn)均勻吞吐。

實施同注同采時，選取一口受汽竄影響較大或吞吐輪次較高井配套氮氣泡沫調(diào)剖，平均單井使用泡沫劑6噸，氮氣6萬方。自2013年以來共有7個井組實施氮氣泡沫調(diào)剖，相比汽竄前周期產(chǎn)油（如圖6）和油汽比（如圖7）基本持平，延緩周期遞減，提高單井產(chǎn)量。

2.5 同注同采技術(shù)配套封堵汽竄中心井

受儲層物性和吞吐輪次的影響，多井連竄的現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，出現(xiàn)汽竄中心井，造成無法劃分汽竄井組，實施同注同采。因此在此基礎(chǔ)上，針對汽竄中心井實施封竄。目前已在草33區(qū)塊共試驗封堵汽竄中心井2井次，封堵周圍13口井的大孔道汽竄通道。

第一口汽竄中心井草20-平114井，該井與周圍5口井草20-平90、平100、平120、平106井均有汽竄，共損失油量451噸，由于汽竄井較多，無法實施同注同采，在前期分析論證的基礎(chǔ)上，對該井實施“凝膠+凝膠顆粒+氮氣泡沫調(diào)剖”三段式復(fù)合封堵。遠(yuǎn)井地帶采用注入性好的凝膠，堵塞汽竄通道；近井地帶采用強度較高的凝膠顆粒，提高封口強度；井筒配套氮氣泡沫調(diào)剖，調(diào)節(jié)吸汽剖面。封竄后，注汽壓力上升，鄰井未發(fā)生汽竄，開井后排水期縮短，綜合含水下降11%，封竄見到明顯效果。

第二口汽竄中心井草20-平110，該井與周圍6口井草20-平88、平100、平102、平112、平108、平114發(fā)生汽竄，平均含水上升44.4%，影響累油1136.9噸。在草20-平114封竄的經(jīng)驗上，通過優(yōu)化設(shè)計思路與堵劑配方，決定對該井采取“高強度凍膠+中等強度凝膠顆粒+高強度凝膠顆?！比问綇?fù)合封堵，封竄后該井與草20-平88、草20-平104、草20-平112四口井同注同采。目前該井組已結(jié)束周期，平均生產(chǎn)時間延長32天，平均單井產(chǎn)油增加19噸，綜合含水下降19%，封竄效果明顯。（圖10，圖11）

3 結(jié)論

汽竄問題是困擾稠油熱采開發(fā)的主要問題之一，受各向異性、實際井身軌跡、儲層物性、注汽參數(shù)等因素影響，開發(fā)中后期層內(nèi)、層間汽竄嚴(yán)重，并呈逐年上升趨勢，嚴(yán)重制約稠油油藏的穩(wěn)產(chǎn)增長。

針對汽竄井組問題，開展同注同采工藝措施的應(yīng)用，有效地治理汽竄，延長生產(chǎn)周期，減緩周期遞減，改善開發(fā)效果。

針對個別汽竄井組，實施同注同采配套高干注汽、保干注汽、錯位注汽、氮氣泡沫調(diào)剖、封竄等工藝措施。配套采取相應(yīng)的技術(shù)手段，提高措施針對性，最大限度地保障汽竄井組的產(chǎn)油能力。

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作者簡介：

武文杰，男，助理工程師，學(xué)士，1988年12月出生，2012年7月畢業(yè)于重慶科技學(xué)院石油工程專業(yè)，獲得石油工程學(xué)士學(xué)位，目前于現(xiàn)河采油廠工藝研究所稠油室工作。