郎宝山

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124109)

0 引 言

辽河油田以稠油开发为主，随着稠油开发进入中后期，动用不均、低压低产、汽窜、出水等矛盾日益突出，严重影响了稠油开发效果[1-3]。二氧化碳、氮气助排等复合吞吐技术是提高稠油开发效果的有效工艺措施[4-12]，常规复合吞吐技术主要采用笼统注入的方式，由于部分油井层间物性差异大，导致二氧化碳、化学药剂等无法有效进入目的层，措施针对性差，影响了措施效果[13-16]。同时，原有分层注汽管柱在现场应用中也存在一定的局限性，分层注汽不能与油层复合吞吐技术有机结合，需分项进行，存在施工周期长、作业工序复杂、生产时率低等问题。为此，在常规机械封堵和分层注汽(水)技术[17-22]的基础上进行改进，根据油层中夹层分布情况，分别研制了自动选层复合吞吐注汽管柱和分层处理分层注汽一次管柱2项技术，实现了油井复合吞吐和精细注汽，提高了油井复合吞吐效果和生产时率，进一步满足了油藏开发需求。

1 自动选层复合吞吐注汽管柱

对于夹层薄、无夹层、高低渗透率油层互层导致油层无法分层处理的油井，如果采用笼统复合吞吐技术，药剂大多注入高渗透层或地层亏空井段，导致措施效果差、药剂浪费。为此，在投球选注技术基础上[20-23]，研制了自动选层复合吞吐注汽管柱，提高药剂和蒸汽的利用率。

1.1 工艺结构及原理

自动选层复合吞吐注汽管柱主要由隔热封隔器、一级投(收)球器、二级投球器、硅橡胶堵球、空心钢球、筛管等组成(图1)。

图1 自动选层复合吞吐注汽管柱Fig.1 The steam injection string for composite huff and puff with automatic layer selection

首先将2种不同材质的堵球，分别装入2个投球器内，其中，一级投(收)球器内装入硅橡胶堵球，连接在管柱下部；二级投球器内装入空心钢球，连接在隔热封隔器下面。将2个投球器随管柱下入设计位置，二级投球器和一级投(收)球器分别位于目标层段的上方和下方，与目标层段上下边界距离越近越好。因井筒内有油水等流体，一级投(收)球器内的硅橡胶堵球会漂浮在流体中，隔热封隔器和一级投(收)球器将硅橡胶堵球限制在目标层段范围内不能随意流动。当注入药剂时，药剂通过隔热管经筛管进入井内，硅橡胶堵球随液流流向井壁，自动选择性地贴附于高渗层的射孔孔眼，封堵高渗透层，实现一级封堵，使注入药剂进入低渗透层。注蒸汽时，蒸汽经筛管注入井内。随着井内温度、压力升高，硅橡胶堵球在高温高压下焦化，焦化后的堵球残屑从封堵的孔眼上剥落下来。由于焦化后的硅橡胶堵球残屑物理性能改变，其将落入一级投(收)球器外筒与中心杆之间的环空内，在后续作业中不会漂浮在流体中。同时，二级投球器底部的热熔板在高温下熔化，释放空心钢球堵球，再次自动选择性地封堵高渗透层射孔炮眼，减少其吸汽量，迫使蒸汽注入低渗透层，提高低渗透层动用程度。注汽后井筒内压力降低，堵球自行脱落，落入一级投(收)球器外筒与中心杆之间的环空内，上提管柱，一级投(收)球器带出空心钢球堵球和硅橡胶堵球残屑，避免堵球滞留井筒内影响后续生产。

1.2 配套工具

1.2.1 一级投(收)球器

一级投(收)球器主要由上接头、中心杆、板簧、外筒等组成(图2)。外筒上端敞开，下端封闭，中心杆和外筒之间的环空可装入硅橡胶堵球。“灯笼”状投(收)球装置由20根弓形板簧在圆周方向均匀排布，板簧下端由板簧固定套铆接固定在外筒上，板簧上端紧贴套管内壁，可随套管内径变化而随之变化。投球时，即注入药剂前，硅橡胶堵球在油井内流体的浮力作用下，漂浮在流体中，一级投(收)球器与隔热封隔器配合可将堵球限制在目的层段不能随意流动；措施后，一级投(收)球器可将焦化的硅橡胶堵球残屑和空心钢球堵球收集于中心杆和外筒之间的环空内，具有收球功能，并将其捞出井筒。

图2 一级投(收)球器结构示意图Fig.2 The structure diagram of the primary ball injector (receiver)

主要技术参数：一级投(收)球器长度为1 350 mm，外筒长度为700 mm，外筒外径为133 mm，收球装置(板簧上端)外径为165 mm，工作温度为350 ℃，工作压力为17 MPa。

1.2.2 二级投球器

二级投球器由上接头、压帽、外筒、中心管、热熔板等组成(图3)。外筒和中心管之间环空可装入空心钢球堵球，外筒上端与压帽连接，外筒底部为聚乙烯材料的热熔板封底结构。该热熔板在注汽温度不低于132 ℃时可逐渐熔化。下井前将空心钢球从外筒上端装入，随管柱下入设计位置。注汽时，蒸汽经中心管注入，随着注汽温度逐渐升高热熔板受热熔化，释放空心钢球堵球进行封堵高渗透层作业。

图3 二级投球器结构示意图Fig.3 The structure diagram of the secondary ball injector

主要技术参数：二级投球器长度为1 250 mm，外筒长度为800 mm，外筒直径为133 mm，热熔板熔点为132～135 ℃，工作压力为17 MPa。

1.2.3 堵球

(1) 硅橡胶堵球：实心结构设计。采用甲基乙烯硅橡胶为原料，通过特质磨具制作，具有良好的弹性，耐酸、耐碱、耐盐性能良好，能够镶嵌在射孔孔眼上，从而增强封堵效果。堵球外径为26 mm，密度为0.9～1.0 g/cm3。

(2) 空心钢球堵球：空心结构设计。采用不锈钢铸件为材料，经冲压成型，半球对焊工艺加工，具有可持续耐高温、高压性能，保证堵球长效使用。堵球外径为22 mm，壁厚为0.5 mm，密度为0.8～0.9 g/cm3。

2 分层处理分层注汽一次管柱

针对层间物性差异大、具备分层条件的油井，可利用机械式封隔器对油层分隔，实施分层处理。但常规机械封隔器耐温性能差，无法与分层注汽技术有机结合，需两趟管柱分项进行。为此，在机械封堵和分层注汽技术基础上[24-26]，研制了分层处理分层注汽一次管柱，不动管柱即可完成分层复合吞吐注汽工艺，简化了施工工序。

2.1 工艺结构及原理

分层处理分层注汽一次管柱主要由双作用封隔器、可逆注入阀、定压球座、丝堵、补偿器、隔热管等组成(图4)。

将管柱下至设计位置后，地面水泥车打压，双作用封隔器的常温密封胶筒坐封，继续打压，定压球座打开。药剂经隔热管、可逆注入阀内管、定压球座到达下部油层，对下部油层进行药剂处理(图4a)，达到下部油层药剂设计量后，在井口第1次投球，可逆注入阀的下滑套下移，打开侧向通道，第1次切换层位，然后对上部油层进行药剂处理(图4b)。当上部油层药剂量达到设计量后，完成分层处理施工工艺。不动管柱开始注入蒸汽，在蒸汽高温和压力作用下，双作用封隔器的高温密封胶筒坐封，此时可逆注入阀上层通道处于开启状态，蒸汽进入上部油层(图4c)。当上部油层注入设计蒸汽量后，在井口第2次投球，可逆注入阀的上滑套下移，关闭侧向通道，开启阀体与中心管的环形夹层通道，蒸汽流经夹层通道进入下部油层，对下部油层注蒸汽，完成分层注汽(图4d)。

图4 分层处理分层注汽一次管柱结构示意图Fig.4 The structure diagram of the primary string for layered steam injection

2.2 主要配套工具

2.2.1 双作用封隔器

双作用封隔器主要由上接头、锥形胀体、液缸(活塞、膨胀腔、液压腔)、密封胶筒、压帽、下接头等组成(图5)。双作用封隔器配用了2套不同材质的密封胶筒，可以实现常温、高温2种状态下的密封要求。

图5 双作用封隔器结构示意图Fig.5 The structure diagram of the double-acting packer

将封隔器下入设计位置后，首先通过油管施加液压，流体经中心管的小孔进入液压腔，液压作用在活塞2上，随着压力升高，活塞2推动压帽、锁套压缩常温密封胶筒，使胶筒直径变大封隔油套环形空间。同时，锁套运动至倒马牙位置锁紧，使胶筒不能弹回。此时，双作用封隔器完成液压坐封，实现常温状态下的密封，开始分层注入化学药剂。当注汽时，注汽温度达到200 ℃，膨胀腔内的膨胀药剂在高温的作用下体积迅速增加，缸筒内的压力升高，推动活塞1向上运动，活塞1推动锥形胀体扩张高温密封胶筒，再次封隔油套环空，双作用封隔器完成热力坐封，实现高温状态下的密封，直至完成分层注汽。

主要技术参数：双作用封隔器的最大外径为145.0 mm，最小内通径为62.0 mm，液压坐封压力为12 MPa，热力坐封温度为200 ℃，工作温度为0～350 ℃；工作压力为17 MPa。常温密封胶筒采用氢化丁腈混炼胶材质，具有良好的耐磨、耐化学腐蚀性能，工作温度为0～150 ℃；高温密封胶筒采用改性聚四氟材质，具有良好的耐腐蚀，耐温性能，工作温度为0～350 ℃。

2.2.2 可逆注入阀

可逆注入阀主要由上接头、外罩、上滑套、下滑套、内管等组成(图6)。通过2次投入不同直径的钢球，交替打开相应通道，实现不同介质分层定量注入。

图6 可逆注入阀结构示意图Fig.6 The Structure diagram of the reversible injection valve

开始注入药剂，药剂经内管进入下部油层，对下部油层进行处理(图6a)，达到下部油层药剂设计量后，井口投入Φ35 mm钢球，钢球下落至下滑套下端，依靠注入压力将剪断销钉剪断，下滑套下移，打开侧向通道，对上部油层注入药剂进行油层处理(图6b)。当达到上部油层药剂设计量后，完成分层处理施工工艺。然后开始注入蒸汽，此时可逆注入阀侧向通道处于开启状态，蒸汽先进入上部油层(图6c)。当上部油层注入设计蒸汽量后，井口投入Φ45 mm钢球，钢球下落至上滑套下端，注汽压力达到2 MPa时剪断销钉被剪断，上滑套下移，关闭侧向通道，开启外罩与内管的环形夹层通道，蒸汽流经夹层通道进入下部油层，对下部油层注蒸汽，完成分层注汽(图6d)。

主要技术参数：最大外径为132.0 mm，开启压力为2.0 MPa，工作温度为350 ℃。

3 现场应用情况

稠油复合吞吐配套管柱技术现场共实施18井次，措施有效率为100%，累计增油4 428 t，平均单井增油246 t，有效提高了油井复合吞吐效果和生产时率，节省作业费，取得了良好的经济效益和社会效益。

典型井例分析。杜212-33-K299井为辽河油田曙127454块兴隆台油层的一口生产井，生产井段为775.4～836.2 m，有效厚度为25.4 m，累计蒸汽吞吐生产9周期。随着吞吐周期增加，地层压力低、动用不均矛盾突出，吞吐效果逐渐变差，周期产量和油气比明显下降。结合地质分析，确定该井地层能量不足，纵向动用不均，导致周期生产效果较差。为此，实施分层氮气助排和分层注汽一次管柱措施。首先对下层802.8～836.2 m井段注氮气3.6×104m3，注入压力为4.5 MPa。当注入氮气达到设计量后井口投球，打开上层通道，对上层775.4～784.2 m井段注氮气2.4×104m3，注入压力为5.7 MPa，上下层注氮气压差为1.2 MPa。然后开始注蒸汽，此时上层通道处于开启状态，对上层注汽800 m3，注汽压力为13.3 MPa，当注入蒸汽达到设计量后井口投球，对下层注汽1 200 m3，注汽压力为12.7 MPa，上下层注蒸汽压差为0.6 MPa。措施后，周期生产55 d，周期产油694 t，对比上周期增油247 t，油汽比提高0.09，取得良好效果。

4 结论与认识

(1) 稠油复合吞吐配套管柱技术将机械封堵与复合吞吐技术有机结合，实现了不同介质按需分层定量注入的目的，提高了油井复合吞吐效果和生产时率。

(2) 该管柱具有成本低、见效快、实用性强、安全可靠等特点，完全满足油井现场实际需求，具有广泛推广应用价值。

(3) 下步计划研制小直径封隔器、注入阀等配套工具，满足套管轻微变形油井对复合吞吐工艺的需求。