水平井分段注汽技术在曙光油田的应用

2013-10-25刘恒

石油地质与工程 2013年4期

刘恒

（1.长江大学，湖北荆州 434023；2.中国石油辽河油田公司曙光采油厂）

曙光油田水平井开采主要以稠油为主，截止2012年底，共投产水平井177口，年注汽94.6×104t，年产油25.0×104t，年油汽比0.26。目前日产液2811.7 t，日产油699.2 t，含水75.1%。曙光油田的稠油水平井均采用蒸汽吞吐开采方式，受油藏非均质性影响，水平井笼统注汽普遍存在水平段油藏动用不均，蒸汽局部突进严重的矛盾。从含油饱和度PND测试、水平段温度剖面测试，以及日常生产中井间汽窜等显示水平段动用严重不均衡。统计目前正常生产的111口水平井井温数据，目前超稠油水平井井温处于可流动温度之下井段的占总井段的28.9%，稠油水平井井温处于可流动温度之下的占总井段的27.3%，且该矛盾随着注汽轮次的增加而加剧，严重制约了水平井产能的发挥。为此开展了水平井分段注汽技术的研究与应用。

1 水平井分段注汽技术［1－5］

1.1 技术原理

水平井分段注汽技术将原来笼统注汽方式的一个注汽腔分为两个或多个相对独立的注汽腔，优化每个注汽腔的管柱结构和注汽参数，实现有针对性的按需注汽，从而达到调整吸汽剖面，改善注汽和开采效果的目的。主要有如下三种基本分段注汽工艺。

（1）选段注汽：利用阻隔器封堵高动用井段、出水井段等，有目的地只选择一段井段注汽，该方法适用于水平井段中有明显局部突进或有出水井段或有低效舍弃井段的热采水平井。

（2）多段同注：利用阻隔器将水平井段分成2个或多个注汽腔，按照设计汽量，利用注汽阀调配各注汽腔的注汽量，对各注汽腔同时注汽，该方法适用于井段差异较小的热采水平井。

（3）两段分注：利用阻隔器将水平井段分成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。水平井两段分注有两种方式，一种是先注B段，达到注设计汽量后投球，再注A段（B型）；另一种是先注A段，达到设计注汽量后投球，再注B段（A型）。两段分注适用于井段差异较大的热采水平井。

1.2 选井标准

基于物理模拟和现场应用试验，确定了不同水平井分段注汽工艺的选井标准，见表1。

表1 水平井分段注汽工艺的选井标准

1.3 水平井分段注汽管柱结构

水平井分段注汽管柱主要是由隔热管、分配器、小直径软密封阻隔器、注汽阀和扶正器组成。典型的水平井两段分注管柱如图1所示。

图1 两段分注管柱结构示意图

（1）小直径软密封阻隔器（图2）。小直径软密封阻隔器采用了高分子纳米复合密封材料，该材料具有耐高温、高弹性、超耐磨的特性，受热膨胀后直径达到162 mm，对井筒实现管内软密封封堵，注汽结束后上提管柱解封。技术参数：最大外径130 mm，最小通径40 mm，耐压13 MPa，耐温350℃，解封力40 kN。

图2 阻隔器结构示意图

（2）水平井专用扶正器（图3）。为了保证小直径软密封阻隔器在水平井段的密封效果，配套设计了高强度径向可伸缩专用扶正器。技术参数：最大外径152 mm，最小外径130 mm，最小通径40 mm，有6个扶正块，每个扶正块可支撑750 N。

图3 扶正器结构示意图

（3）分配器和注汽阀（图4）。为了实现多种注汽方式，设计了导入式可限位分配器（330 mm×106 mm）及配套使用的高强度轻质钛合金堵球和注汽阀（330 mm×106 mm）。

图4 配注阀结构示意图

2 现场应用及效果分析

截至2012年12月，曙光油田水平井分段注汽技术共实施118井次，措施成功率100%，措施增油18425 t，投入产出比1∶3，周期油汽比由0.23提高到0.29。

2.1 形成相对独立的注汽腔，实现了有针对性的注汽

水平井两端分注技术是在水平井段内下入小直径软密封阻隔器把水平井段分隔成两个注汽腔，先注前端注汽腔2，待达到蒸汽设计量后，通过投球，封堵注汽腔2，打开后端注汽腔1的注汽通道，继续注汽，直到注汽结束。由于水平井段被分隔成两个相对独立的注汽腔，而井段油层存在差异，因此分别对两个注汽腔注汽时，注汽压力会不同。

通过36井次两段分注措施井投球前后井口注汽压力跟踪表明：两注汽腔注汽压差最大为4.1 MPa，平均注汽压差为1.1 MPa，说明分段注汽管柱可将水平井段分隔成几个相对独立的注汽腔进行注汽，实现了水平井有针对性的注汽。

2.2 水平井井段动用程度得到改善

我们界定注汽井段井温达到80℃时为动用效果较好井段。通过对比分析测试的24口井的井温曲线表明，动用好井段长度由原来的45.88%提高到63.27%，温度由94℃增加到105℃。，动用差井段长度由原来的54.12%下降到36.73%，温度从68℃增加到78℃，分段注汽对井段动用程度的调整作用比较明显。

杜84－兴H2063井属于杜84兴隆台西区块，2011年5月投产，水平段区间为889.67～1337.7 m，前2周期均采用笼统注汽，从图5可以看出，1－2周期笼统注汽，水平段889.67～1200 m基本没有得到动用（温度低于80℃）。2012年4月4日，对该井实施分段注汽工艺，阻隔器设计在水平段中部1150 m处，水平井后段设计注入2500 m3蒸汽，出汽口1000 m，水平井前段设计注入3500 m3蒸汽，出汽口1200 m，实施后相比笼统注汽，基本没有动用的水平井后段油藏温度由71℃上升至96℃，整体提升了25℃。

图5 杜84－兴H2063井措施前后井温曲线对比

2.3 吞吐效果得到一定改善

统计周期结束的可对比油井39井次，措施前一吞吐周期平均产油1218 t，措施后周期平均产油达到1423 t，周期对比增油205 t，累计增油8020 t。油汽比由措施前的0.23上升到0.29，采注比由措施前的0.83上升到1.04，吞吐效果得到改善。

杜212－杜H2井属于杜255区块，2007年4月投产，水平段区间为1588.9～1821.4 m，从图6可以看出，1～4周期笼统注汽，除了水平段末端突进外，其他井段基本没有得到动用。第五周期开展了分段注汽工艺，阻隔器设计在水平段中部1700 m，水平井前段设计注入2000 m3蒸汽，出汽口1780 m，水平井后段设计注入2200 m3蒸汽，出汽口1630 m，措施前后井温对比表明，油层整体得到了动用，日产油对比上周期增加5.1 t，水平段动用不均情况得到明显改善。