超稠油组合式吞吐在曙光油田的应用

刘如杰

(中国石油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109)

超稠油是指在地层温度条件下脱气原油黏度大于 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区兴隆台油层，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，储量丰富，纵向上发育馆陶油层和兴隆台两套主力油层，储层物性好，平均孔隙度30.4%，平均渗透率1 337.39 mD，含油面积9.95 km2，地质储量7 183×104t。2000年采用100 m井距部署直井，2007年逐步部署水平井，目前最小井距仅35 m，平均吞吐周期15.6次，进入中高周期开发阶段，地层存水量不断加大，吸收大量热量，导致井底油层加热范围扩充不足，原油流动能力下降，生产效果变差。此外，受储层发育的非均质性和原油物性的特殊性，汽窜现象严重，油层在平面和纵向上的动用不均普遍存在，亟须将生产层位统一、汽窜现象频繁、相邻井位的油井进行组合，平面上划分井组，纵向上采用井段组合，配套合适介质进行组合注汽，全方位立体式改善油井开发效果[2]。

1 问题提出

1.1 汽窜严重

超稠油蒸汽吞吐周期短，注汽频繁，开发井距小，原油黏度高，流动性差，油层物性差异大，层内非均质性突出，导致汽窜现象严重，统计2013—2015年的汽窜情况发现，年平均汽窜比例为4.2%，年平均汽窜影响产量为5.09×104t(表1)。

表1 超稠油年汽窜影响统计Table 1 Statistical of influence of annual steam channeling of super heavy oil

曙一区超稠油层间非均质严重，非均质系数平均为2.24，变异系数为0.72，极差为163.7，储层非均质性直接影响分层吸汽及储量动用，高渗层动用半径大于其他层动用半径，当高渗层动用半径连通时即形成汽窜。平面上，由于油井所处沉积部位存在差异，其沉积微相、水动力条件不同，导致高渗区方向锥体半径大、油层平面动用不均衡，影响汽窜方向，主要由高压区向低压区突进，一旦发生汽窜，就会出现油藏加热不均匀，导致蒸汽波及体积小、热效率低、动用程度及经济效益差等问题，影响油藏开发效果[3]。

1.2 吸汽不均

在超稠油蒸汽吞吐条件下，储层物性差异和蒸汽超覆现象严重，影响开发效果。吸汽剖面资料显示，油层吸汽强度受储层物性影响明显，主要表现为：与储层渗透性成正比关系，与油层埋深成反比关系。杜813兴隆台强吸汽层厚度占6.8%，较强吸汽层厚度占44.7%，中等吸汽层厚度占18.4%，不吸汽层厚度占30.1%，并且在纵向上主要表现为上部1/3～1/2的油层吸汽，下部油层不吸汽，油层纵向动用不均现象普遍(表2)。

吸汽不均导致注入蒸汽热利用率低、汽窜等问题，受蒸汽超覆作用影响，蒸汽主要在射开井段上部进行热交换，导致上部井段蒸汽推进较远，散热面积大，被热能交换原油体积小，长时间上部吸汽易引发上部油层汽窜，而射孔井段下部油层由于吸汽差、动用差，储量损失大[4]。此外，高渗油层吸汽强度大，采出程度高，储层细小骨架砂极易在高黏度原油的胁迫和高温蒸汽的激励下，随同高流速液流一同流入井筒，引发地层出砂，严重时导致套管变形甚至倒井，影响油井生产效果[5]。

表2 杜813兴隆台油层吸汽情况统计Table 2 Statistics of the absorption of steam in Xinglongtai oil layer of Du-813

注：R，即强度系数，强度系数=单层吸汽强度/油井平均注汽强度。

1.3 压力异常

超稠油投产初期，由于原油黏度高，地下温场尚未形成，蒸汽未能扩散到较远的油层，仅在井底周围聚集，造成憋压，注汽压力高，蒸汽干度低，吞吐效果差。统计杜813兴隆台、杜212兴隆台超稠油区块边部油井，注汽压力大于16 MPa的井有79口，周期产油量和油汽比仅相当于注汽压力小于15 MPa油井的40%～50%。吞吐开发后期最主要的问题是油层压力下降，地层亏空严重，油井排水期延长，周期产油量、油汽比等参数下降，难以实现经济开发。

2 组合式蒸汽吞吐

组合式蒸汽吞吐的原理是通过相对集中的注汽，建立集中温场，提高油层注入蒸汽的热利用率，从而达到抑制汽窜、改善动用、整体增能的目的。组合方式有平面组合、层段组合和介质组合3种。

2.1 平面组合

平面组合是将生产层位相同、汽窜现象频繁、平面位置邻近的油井组合在一起，作为一个吞吐单元，按照一定的组合顺序集中注汽和生产。由于多井集中组织注汽，有利于促进整体温场提升，同时井下形成统一流体场，当油井按照一定顺序放喷生产时，促使流体场发生整体移动，增加油层动用[6]。按照井组内油井生产特点及汽窜程度，平面组合有3种组合方式：同注同采、有序注汽、一注多采。

平面组合效果受井组如何划分、注汽时机控制、注汽参数优化3个方面控制。井组划分时要将油层分布稳定连通性好、原油物性相似的油井组合到一起，且井间汽窜具有多向性、往复性，井间相互制约影响吞吐效果，组合井数以2～4口井为宜。注汽时机方面，在锅炉条件满足的条件下，要一起起炉注汽，保证整体温场提升；在锅炉或现场条件不满足时，先注低压井，补充低压井能量，再注高压井，避免蒸汽由高压区向低压区泄流，影响井组效果。注汽参数优化方面，一注多采井的注汽井的注汽强度设计要参照邻井汽窜程度，根据汽窜情况可以配套投球、选注等措施限制高汽窜层，避免只汽窜其中某一口井，达不到整体“吞吐引效”作用；同注井组注汽速度可以适度增加，减少注汽时间；同井组内低压井可以适当增加注汽强度，高压井适当减少注汽强度，利于油层均衡动用。

杜813-43-50、杜813-42-49是平面相邻的两口井，两口井同开采兴Ⅱ组油层，第12周期杜813-43-50注汽时汽窜邻井杜813-42-49，关井后油压为3.2 MPa，影响油量325 t；第13周期实施同注同采，两口井同时注汽、焖井、放喷和下泵生产，周期结束后，其油汽比由0.34提高到0.45，周期产油量增加273 t。杜813-45-48、杜813-45-46、杜813-44-47是平面相邻的3口井，同样相互汽窜干扰，第11周期实施有序注汽，先注压力低油井杜813-44-47，5 d后开始注第二口井杜813-45-48，注汽压力由12.8 MPa提高到13.7 MPa，4 d后开始注第三口井杜813-45-46，3口井一起焖井3.5 d，井组周期产油量增加531 t。杜813-40-49井与周边3口井均发生汽窜，其中第9周期汽窜影响产量610 t，本井产油量降低211 t；第10周期采取一注多采，即只对杜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、关井等措施防窜，注汽结束后，3口防窜井开井生产，实施后井组节约注汽量4 200 t，生产时间延长287 d，产油量增加732 t(图1)

图1 平面组合示意Fig.1 Plane combination schematic diagram

2.2 层段组合

层段组合是采用多种井下管柱和工具，实现油井细分层注汽，调节小层注汽量，提高油层动用程度和蒸汽热利用率，增强中低渗透层吸汽强度，实现全井段均衡注汽。根据井型的不同，层段组合分为选注(直井)、配注(直井)、分段注汽(水平井)(图2)。

层段组合效果受油井井况、工具质量、配汽比例等参数影响。油井井况必须完好，避免井下工具卡在井内造成倒井事故，施工前需用154 mm通井规通井，无阻后才可实施；若有轻微套变，必须用140 mm通井规通井无阻后实施。井下工具主要是封隔器、阻隔器、分配器、扶正器、配注阀等，工具必须经过高温、高压测试合格后使用(图3)。水平井分段注汽[7]是根据水平段油藏地质特征和动用情况，利用井下工具，将水平井段分隔成2个注汽腔，通过分配器先后对两个注汽腔按照设计汽量进行注汽，先注油层段2+3，达到注设计汽量后投球，再注油层段1(图4)。配汽比例的设计需要结合油层渗透率、吸汽程度等参数，渗透率高的井段注汽比例不要超过40%，吸汽比例大于60%的井段可以不用配汽。

图2 配注工艺示意Fig.2 Schematic diagram of injection allocation technology

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

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

杜813兴隆台水平井均为井间加密水平井，与周边直井井距仅为50 m，投产后水平井与周边邻井汽窜严重，通过分析地层连通关系，实施分段注汽、同注措施来缓解汽窜问题。 杜813-H205CH井侧钻后首轮注汽，严重汽窜邻井4346、44K45两口井，且汽窜压力达到4.2 MPa，为了降低汽窜影响，对水平井实施了选注措施避开两口井。注汽过程中，4346正常开井，44K45汽窜焖井压力下降2.4 MPa，抑制汽窜效果明显(表3)。

表3 杜813-H205CH井段组合前后汽窜统计Table 3 Statistics of steam channeling before and after combination of well 813-H205CH section

2.3 介质组合

介质组合是将化学介质或气体介质伴随蒸汽注汽油层，达到降黏、驱油、增能的作用，降低油水黏度比、改变注汽压力、提高蒸汽波及效率，回采时提高原油流动能力，减小举升阻力，提高周期产量(表4)。

2.3.1 化学介质组合

组合吞吐方案：先注定量蒸汽，之后通过井口加药泵将定量超稠油乳化剂伴随蒸汽注入地层，焖井3～5 d后放喷，待放喷结束后下泵采油。药剂配方：超稠油乳化剂由阴离子活性剂烷基芳基磺酸盐为主剂，并辅以其他助剂，具有良好的乳化降黏和发泡性能[8]。关键技术参数：加药泵泵压必须高于注汽压力2 MPa；加药前需注入200～500 t蒸汽，预热地层，清除近井地带及井筒污染；乳化剂用量与蒸汽量比例为1∶100(图5)。

图5 乳化前后地层原油动态分布示意Fig.5 Dynamic distribution of crude oil before and after emulsification

2.3.2 气体介质组合

组合蒸汽方案：在注汽前将定量二氧化碳、空气注入地层或在注汽过程中将氮气伴随蒸汽一起注入地层，焖井反应后开井生产。配方：二氧化碳组合蒸汽注汽时需加入表面活性剂，空气组合蒸汽注汽需加入空气催化氧化剂。关键参数：气体介质用量为二氧化碳900～1 200 Nm3/m，氮气2 500～3 000 Nm3/m，空气4 000～5 500 Nm3/m；空气催化氧化剂体系用量为0.1%[9-11](图6)。

2.4 二氧化碳组合注汽

二氧化碳组合注汽现场应用较多，工艺相对复杂，下面对其重点介绍。

2.4.1 蒸汽吞吐方案设计

曙127454兴隆台是曙光油田难动用区块之一，

图6 气体介质组合与只注蒸汽后流体分布示意Fig.6 Schematic diagram of gas medium combination and fluid distribution after steam injection

区块含油面积2.56 km2，地质储量1 828×104t，油藏埋深780～830 m，地面脱气原油黏度112 433 mPa·s(50 ℃)，开发过程中存在注汽压力高(注汽高于15.5 MPa)、回采水率低(低于49%)、油层压力低(目前仅2.8 MPa)等问题。2016年开始规模实施二氧化碳辅助吞吐，利用二氧化碳溶于原油的降黏作用，改善地层原油流动性能，降低注汽压力；利用气体体积膨胀，提高油井供液及返排能力，改善蒸汽吞吐效果。

2.4.2 现场施工工艺

注气设备主要由液态二氧化碳罐车、Ⅰ级离心加压泵、气液分离装置、Ⅱ级柱塞增压泵等组成，锅炉最高注汽压力为25 MPa，注汽速度为7～9 t/h。考虑液态二氧化碳温度低，易在井筒内气化，使井筒温度降低，为保护套管和注汽管柱，注汽管柱采用油管+伸缩管+水力锚+封隔器组合管柱。注二氧化碳后焖井24 h后再注蒸汽，避免热流体进入低温环境影响热效率，同时防止套管忽冷忽热出现变形。

2.4.3 实施效果

2016—2017年对区块11口井实施二氧化碳辅助采油，平均单井注气量为160 t，注气后24 h注蒸汽，平均单井注汽量为2 100 t，实施后平均单井增加产量148 t，地面脱气原油黏度下降50%～85%，回采水率提高29%，增产效果明显。

表4 气体介质组合情况说明Table 4 Description of the combination of gas media

3 现场应用及效果

3.1 汽窜影响降低，改善平面动用程度

2016年，曙一区超稠油共实施31井组88口井的平面组合注汽，其中同注同采22井组，有序注汽6井组，一注多采3井组。对比发现：实施前一周期平均单井注汽2 250 t，单井产油672 t，油汽比0.29；实施后周期平均单井注汽1 998 t，单井产油733 t，油汽比0.37，累计增油5 368 t，年汽窜影响产量减少1 300 t。其中，由杜813-39-52井组生产曲线(图7)可知，没有实施组合吞吐前，从第6周期开始，周期产量呈下降趋势；由第10周期开始，与周边汽窜严重的杜813-39-50、杜813-40-51实施平面组合注汽后，产量回升到与第4周期持平，并且此后10～14周期产量均高于第7周期产量，生产周期延长。通过对比吸汽剖面显示，区域地层整体温度上升16.7 ℃，说明平面组合吞吐后，加热厚度增大，油层动用程度提高。

图7 杜813-39-52井组生产曲线Fig.7 Production curves of Du813-39-52 well group

3.2 吸汽逐渐均衡，改善纵向动用程度

2016年，超稠油直井典型区块曙127454兴隆台实施机械分选注、配注17井次，有14口井有明显效果，同上周期初期比，单井平均周期产油增油172 t，油汽比提高0.13，其中3口井吸汽剖面显示低动用层吸汽强度明显增强，油井纵向动用提高(图8)。超稠油水平井典型区块杜212兴隆台实施

图8 杜212-25-287配注措施前、后吸汽剖面解释对比Fig.8 Comparison of steam injection profiles before and after Du 212-25-287 injection allocation measure

水平井分段、选段注汽21井次，有增油效果16井次，平均单井增油193 t，油汽比提高0.08，井温压力资料显示，水平段温度分布变均匀。

3.3 压力异常减缓，吞吐效果逐渐变好

周期低、注汽压力高的油井采取注入药剂辅助吞吐。杜813兴隆台南边部11口油井1～2周期的注汽压力大于16.5 MPa，对比区块平均注汽压力高2.8 MPa，在注汽前采用向地层挤入化学降黏剂的方式，利用化学降黏，减小高黏度原油对蒸汽的阻力，实施后注汽压力降低到13 MPa，周期产油量对比措施前增加168 t。(表5)

中高周期油井排水期长、注汽压力低，油井采取注入非烃类气体介质辅助吞吐的方式，中周期油井适合注入二氧化碳以达到降黏和增能的目的，高周期油井适合注入氮气来补充地层能量。2014—2016年实施气体介质组合86井次，累计增油16 073 t，平均单井增油187 t，注汽压力平均提高1.14 MPa，回采水率平均提高0.14。(表6)

表5 杜813兴隆台边部油井措施后效果对比Table 5 Comparison of the effect of the oil well at the edge of Du 813

表 6 2014—2016年介质组合吞吐效果统计Table 6 2014—2016 statistics of the effect of medium combined huff and puff

4 结论

(1)平面组合、层段组合、介质组合这3种组合方式可以解决超稠油开发中汽窜干扰、动用不均、压力异常矛盾的问题，对提高超稠油开发效果、减缓递减至关重要。

(2)平面组合对补充地层能量、增大加热范围、降低汽窜影响作用显著，但考虑现场组织难度及油井时率因素，井组井数不要超过4口。

(3)层段组合实施前提是认识清楚地层连通关系和动用程度，有针对性地采取选注、配注、投球选注、分段注汽工艺，实施过程要保证封隔器质量。

(4)介质组合对降黏、增能、调整吸汽剖面作用明显，低周期油井适合蒸汽+二氧化碳、化学介质组合注汽，中高周期油井适合蒸汽+氮气、蒸汽+空气组合注汽。