空气热混相驱矿场试验中的工艺配套研究与实施

陈宏涛，周冰欣，郭邦彦，韩昭海

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

空气热混相驱是油田大幅度提高采收率的前沿技术，该项技术通过先注入催化耗氧剂，再连续向油藏注入空气，原油中部分重质组分（5%）在催化耗氧剂作用下就地氧化，氧化生成的高温（＞250 ℃）能降低氧化产生的烟道气（85%N2、15%CO2）最小混相压力，导致烟道气与液相原油、气相轻烃在蒸馏/热混相带实现混相，即热混相，最终驱油效率提高到90%以上。

姬塬油田A 区块采油井259 口，开井237 口，日产液水平629 m3，日产油水平203 t，综合含水率67.7%。油藏开发已进入高含水率阶段，采出程度低（9.31%）、采油速度慢（0.29%）、水驱指数上升（由1.30 提高至4.64）、存水率下降（由0.9下降至0.7），注水利用率下降，后期稳产难度大。主要开发矛盾有两个方面：一是受储层物性变差、地层堵塞等影响，注水井井口压力逐年上升，由2008 年的11.4 MPa 上升到2022 年的15.6 MPa；受高压注水影响，部分井动态裂缝开启，吸水指数曲线显示50%的注水井表现为下折型，储层吸水能力逐步下降；二是受沉积韵律影响，储层纵向非均质性强，剖面吸水不均，目前水驱动用程度75.9%，近三年测试吸水剖面109 井次，吸水不均占比由35.5% 上升到51.5% 再上升到65.2%，主要表现为部分层段不吸水（39.1%），部分井吸水下移或尖峰状吸水。

为探索有效提高A 区块开发效益的途径，在油藏北部开展空气热混相驱技术试验，其中2023 年部署规模为1 注9 采。为保证方案得以准确执行，根据方案部署，对相应的注入井井筒、采出井井口、地面工艺流程、现场实施工艺等关键工艺配套技术进行研究，同时也为该技术下步扩大试验奠定良好的技术基础[1]。

1 方案部署要点及工艺配套技术难点

1.1 方案部署要点

井网设计：采用面积注采井网，1 注8 采，考虑点火可行性，优选剩余油较为丰富角井C-3 采油井转注气，原注水井B-3 井、D-3 井转采，形成菱形反九点井网。

注采对应完善：转注气井C-3 井目的层段全射开；原注水井转为生产井，压裂转采；原采油井，目的层全井段变密度射孔。

注气参数：日注气（4～5）×104m3，井口压力35.0～40.0 MPa，井底压力40.0～45.0 MPa。

指标预测：单井日产油提高3～5 倍，至2035 年较水驱累增油36.6×104t，采出程度提高14.3%。

高效耗氧点火启动工艺：注入30 m3地层原油→注入30 m3地层原油+催化剂（质量分数为1%）→注入25 m3催化耗氧剂+催化剂（质量分数为2.5%）混合物→顶替可溶性胶塞→无缝衔接转为注入空气。

1.2 工艺配套主要技术难点

难点一：注气井C-3 井采用MIT+MTT 检测套管损坏情况，发现在1 530.64、1 558.58、1 566.23～1 567.52、1 711.30、1 713.36 m 处存在重度腐蚀，套管承压等级下降，设计要求套管压力为零。

难点二：预测注入空气启动压力40.0 MPa，对空气压缩机、封隔器、注气井口等设备选型提出了更高技术要求。

难点三：注入催化耗氧剂+催化剂混合物与空气接触，易形成高温环境（温度可达到280 ℃以上），若施工间断，顶替液将催化耗氧剂+催化剂混合物顶替不到地层，存在损伤油套管的风险。

难点四：正常注空气后日注气量大，可能发生的气窜将增加井控风险，对数字化安全监控设备配套提出更高要求。

2 工艺配套技术

根据A 区块空气热混相驱技术在现场试验中存在的技术难点，为确保达到方案设计要求，主要从注入井井筒、采出井井口、地面工艺流程、现场实施工艺、数字化监控等方面进行工艺技术配套，确保空气热混相驱工艺试验顺利实施。

2.1 注入端井筒工艺

2.1.1 注气井口选型 按套管头与井口设计原则，C-3井采用EE 级KQ65-70 注气井口，并将139.7 mm 套管接箍套管头更换为EE 级、耐压70.0 MPa、CH9-5/8X5-1/2-70 卡瓦式标准套管头，采用金属与注脂组合密封的井口，密封压力70.0 MPa 以上，井口胶圈抗O2腐蚀。因安装卡瓦式标准套管头的技术要求，需要切割掉139.7 mm 套管头，因试验井C-3 井水泥返高较深，139.7 mm 套管下降1.5 m，致使KQ65-70 注气井口大四通位于地表以下1.4 m，增加了后期生产运行安全风险。

2.1.2 注气油管选型 注气井采用73.025 mm、P110油管，为保证注气管柱密封性，应用气密封扣油管，同时涂抹密封脂，并对每个丝扣进行密封性检测。

气密封检测是达到油管上扣扭矩后在油管接箍外套上集气罩，用气动绞车设备将检测设备从油管顶端放入接箍区域，使油管连接螺纹位于密封设备上部胶筒和下部胶筒中间区域，然后向密封设备中注入氦气，在达到设计试验压力（45.0 MPa）不变的条件下用检测设备对集气罩内部氦气进行检测，判断气密封油管以及附件的密封性能，丝扣氦气气密封性检测[2]基本原理见图1。

图1 丝扣氦气气密封性检测基本原理

2.1.3 封隔器选型 选择气密性Y441 封隔器+特K344 封隔器联合密封，封隔器主要性能指标见表1，座封时利用泵车向井筒分别打压5.0、15.0、22.0 MPa，各稳压5 min，最后提高压力突降座封完成，其主要目的是密封油套环形空间，承载环空保护液以及避免封隔器以上套管承受高压和腐蚀。

表1 封隔器主要性能指标统计表

经过优化，C-3 井注气井下管柱采用笼统注入方式，注气组合自下而上：喇叭口+底堵+座封球座+油管+Y441 气密性封隔器+气密封坐落短接+特K344 气密性封隔器+油管+油管挂+注气井口。

2.2 采出端井口工艺

采出端井口选择EE 级KY 65-35 标准井口，配套35.0 MPa 压力表、盘根盒、紧急截断阀和数字化压力监控等，采出端井口配套工艺流程图见图2。实时监测油套压变化，当井口压力上升至3.0 MPa 时报警，数字化压力监控系统报警立刻关闭紧急截断阀。同时井口安装放空阀门，且放空管线连接至井场放空罐，放空管线按要求打地锚或卡子固定。

图2 采出端井口配套工艺流程示意图

2.3 现场泵注工艺

根据单井C-3 井工艺方案设计要求，泵注段塞主要由三部分构成（泵注程序见表2）：试挤液（求吸水指数与判断井下钻具密封性能）→高效耗氧启动液→顶替液，共计用时670 min。

表2 C-3 井现场施工泵注程序

根据泵注程序，结合技术参数要求，设计700 型水泥车2 台，350 型热洗车2 台，配液罐车8 部，具体施工现场布置图见图3。现场施工首先由2 台并联的350型热洗车将原油、原油+催化剂加温至90 ℃以上，进入调节罐车，然后调节罐车中的液体、催化耗氧剂+催化剂混合液、泡沫液依次由700 型水泥车以200 L/min 的排量泵注至井筒，完成高效耗氧启动液注入施工。

图3 C-3 井现场施工布置示意图

2.4 空气压缩机选型

预测C-3 井最高注入压力40.0 MPa，现场安装空气压缩机2 套，注入排量1 200 m3/h，额定压力50.0 MPa，空气压缩机主要参数见表3。

表3 空气压缩机主要参数表

2.5 数字化监控配套

数字化监控系统主要考虑注入安全及注入井的生产动态监控，井口安装压力检测、流量检测、四合一（O2、CO2、H2S、CO）气体组分检测、示功图检测等设备，并完善计量系统，安装翻斗流量计。主要监控油压、套压、气体组分、注入流量、产出液等参数，并具有上限报警及远传性能。

3 实施效果评价

3.1 施工泵注参数

现场施工遵循设计参数，泵注平均压力20.1 MPa，平均施工排量200 L/min，历时850 min 顺利平稳未完成施工，主要泵注参数曲线见图4。

图4 主要泵注参数曲线

3.2 运行注入参数

2023 年11 月28 日正常投用，已投入运行时间30 d，油压19.8 MPa，套压30.8 MPa，日注气量5 100 m3，累计注入量146.83×104m3，具体热混相驱注入参数见图5。

图5 C-3 井热混相驱注入参数统计图

3.3 采出井气体组分监测

采用四合一（O2、CO2、H2S、CO）气体组分检测仪表，对一线井实施24 h 监测，仪器仪表工作正常，监测出O2浓度为0.4%～1.1%，CO 浓度为2～420 mg/L，CO2浓度为4～4 844 mg/L，未监测出H2S，均在安全注入控制指标以内。

4 结论及建议

（1）现场安装空气压缩机、气体监测等主体设备仪器仪表均达到了设计目的，通过现场30 d 的运行，可实现平稳注入，满足安全应急监控的需求。

（2）现场根据工艺试验目的，优化泵注程序与施工步骤，选择700 型水泥车泵注、350 型热洗车加温、油罐车配液等主要设备达到了方案设计要求，使施工更加高效、安全、可靠。

（3）现场气密性丝扣检测设备具备准确度高、可靠性强、反应速度快、无毒无害等技术优势，值得在现场推广应用。

（4）目前通过注入油（套）压力、注入排量、采出端气体组分等关键数据检测，除注入井油压（19.8 MPa）异常外，其余各项参数均正常，另外因更换卡瓦式标准套管头致使注气井口大四通位于地表以下1.4 m，增加了安全隐患，建议试验小套管固井工艺，进一步完善注气井筒的完整性，提高长期注气安全。