投球选注技术在欢西油田的应用及发展

孙兴

摘 要：文章针对欢西油田稠油目前开发现状，采用投球选注工艺技术，利用耐高温、高压有弹性的选堵球，由汽水两相流体为携带液，自动有选择地封堵吸汽（水）速度快的高渗透层炮眼，高渗层被封堵后注汽压力升高，当达到中、低渗透油层的启动压力时，使大部分蒸汽注向中、低渗透层，调整和改善油层的吸汽剖面，使油井各层位达到均衡动用。经过多年研究创新，形成了具有欢西油田特色的稠油中后期开采工艺，并取得了较好的经济效益。

关键词：投球选注；稠油热采；高渗层；欢西油田

1 概述

稠油井在多轮次的蒸汽吞吐后，油层原有的渗透率、孔隙度、压力等都发生了明显的变化，高渗层的渗透率明显增加，吸汽量大，动用程度高，低渗层由于吸汽量少或不吸汽，动用程度低，造成油层纵向上严重动用不均，为进一步提高油层动用程度，我们采用投球选注工艺技术，改善吸汽剖面，提高低渗油层吞吐效果。

2 投球选注技术原理

投球选注技术利用耐高温、高压有弹性的选堵球，由汽水两相流体为携带液，自动有选择地封堵吸汽（水）速度快的高渗透层炮眼，高渗层被封堵后注汽压力升高，当达到中、低渗透油层的启动压力时，使大部分蒸汽注向中、低渗透层，调整和改善油层的吸汽剖面，使油井各层位达到均衡动用，有效封堵汽窜，提高热采效果和采收率的目的。

3 投球选注工艺的改进与创新历程

3.1 投球方式的改进

最初选堵球是在注汽过程中或在注汽前由热采井口投入井内，但存在着非常大的安全隐患，一是井口操作人员极易烫伤，二是选堵球在注汽和放喷时存在卡堵隔热管和外输泵现象，造成措施失败和生产事故。为此我们做了投球方式的改进，研制了热熔投球器，由投球器将选堵球随热采管柱带入井内。

技术创新：设计研制了热熔投球器，由投球器将选堵球随热采管柱直接带入井内，投球器解决了注汽时选堵球卡堵隔热管的难题。

3.2 井下注汽方式的改进

最初蒸汽通过井下尾管直接注入井筒，注入蒸汽为纵向流向，该注汽方式易造成选堵球卡堵隔热管，且不利于蒸汽纵向动用。经研究改进，加装注汽筛管与丝堵，有效避免了选赌球卡堵隔热管的发生，将注入蒸汽的纵向流改变为直接作用于井壁炮眼的径向流，有利于选堵球对高渗层炮眼的封堵。

3.3 收球工艺的创新

随着投球工艺的推广应用，选堵球滞留井内成为卡泵隐患，再一次制约了该技术发展。为此我们又进行了收球工艺的研制，研制出匹配的收球器將选堵球随热采管柱收捞出。

技术创新：在原有投球技术的基础上研制配套的收球器，将选堵球随热采一次管柱收捞出井内。使选堵工艺做到：投得进、堵得准、收得出。一次管柱施工简便，成功率高。目前平均收球率可达93.2%。

4 投球选注技术的应用与细化研究

4.1 在单井上连续应用的研究

多轮次吞吐井实施投球选注措施后周期产油量增加，措施效果明显，但措施周期结束后，再常规注汽产油量下降却又恢复到措施前统注周期的水平，经过分析和论证认为低渗层在选注措施周期只得到了初步动用，而常规注汽再次使高渗层充分吸汽，低渗层没有进一步得到动用造成周期产量下降吞吐效果变差。为此我们在单井上连续实施投球选注多轮次吞吐技术，利用选堵球封堵高渗层，迫使低渗层逐步扩大吸汽量，使其由初步动用到充分动用，提高稠油井吞吐效果。

现场试验表明在单井上连续应用选注措施，使油井的吞吐效果明显提高，证明了油井的低渗层通过连续选注措施进一步得到了充分动用。

08-09年，通过对146口井连续实施选注措施，周期对比增油累计22862吨。

通过统计分析得出：

（1）选注措施在单井上连续应用三个选注周期，增油效果明显。

（2）第四轮以后增油效果明显变差。

（3）五轮次后基本无效。

4.2 在分层注汽井上的研究应用

多轮次分层定量注汽井随着注汽轮次的增加，措施效果越来越差，再采用常规注汽由于层间矛盾突出不能实现经济有效开采，我们通过对分注和选注技术的特点、适用条件进行对比分析，认为投球选注多轮吞吐技术可以很好的解决这个难题。

由于分层定量注汽被分隔开的两个大注汽单元里依然存在着低渗层动用差的问题。而投球选注多轮吞吐技术是对整个注汽井段的高渗层射孔炮眼自动逐级封堵，可以使分注单元里的低渗层进一步得到动用，从而达到提高吞吐效果的目的。通过现场试验应用取得了明显的措施效果。

对于7-12轮次的分层定量注汽井，进行投球选注措施介入时机最佳增油效果突出。

4.3 选注技术区块适应性重点应用

通过对投球选注措施效果统计分析，选注技术在各区具有不同的适应性。

（1）对锦45块含水低于92%的油井进行投球选注措施，重点选择含水小于80%的油井进行选注。

（2）对于锦8块含水低于87%的油井进行投球选注措施，重点选择含水低于79%的油井进行选注，同时回避区块内低产能及供液差的油井。

（3）对于锦607块的油井，由于其受油井含水影响小且措施有效率高，因此在回避受汽窜影响的油井外加大在该区块实施规模。

5 下步技术发展方向及结论

近些年随着大部分稠油井高轮次的开采，井下状况趋于复杂，套变井、侧钻井逐年增多，目前欢西油田共有套变井1300余口，侧钻井近700口。由于侧钻井、套变井没有配套的投球选注工艺，极大制约了投球选注技术在稠油复杂井的推广应用。

针对此状况，今年工艺研究所已立项研制应用于复杂井的投收球工艺，以填补复杂井没有投球选注工艺的空白，全面推广投球选注技术在各类油井的应用，使该工艺成为复杂稠油井稳产增油的重要措施。

投球选注技术2003年首次应用于欢西油田，至今已累计实施887井次。通过三次技术改进，使投球选注技术得到进一步完善和发展，形成了具有代表性的投、收球选注工艺。

十年间累计增油5.8万吨，年均创效1200万元，投入产出比1：30.5。该技术在欢西油田应用10年期间，通过不断创新和发展，形成了具有自主特色的稠油开发技术，成为欢西油田稠油中后期开采稳产的重要措施。

参考文献

[1]姚远勤.稠油热采技术论文集[M].北京：石油工业出版社，1993.

[2]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社，1998.

[3]罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，2005.