李 浩，潘广明，聂玲玲，吴金涛，屈继峰

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海湾盆地稠油资源丰富，但受限于地层原油黏度大、单层厚度薄，边底水发育等特点，开发程度低。A油田南区是中国第一个投入实际开发的海上稠油油田，也是海上热采的先导试验区，采用水平井多元热流体吞吐的开发方式，是通过蒸汽、热水、CO2、N2混合流体的注入降黏，开采原油，热采后南区日产油由200 m3增加至600 m3，热采区采出程度达13%，相比冷采区提高了9%。但是，在进行单井注热的过程中，相邻多口水平井易发生气窜，导致油井关停，严重影响水平井热采效果和稠油产能的释放，气窜的原因和规律还认识不清。关于气窜的原因，前人研究认为有以下3种解释[1-8]：①储层物性好、厚度薄，泄油半径大，易形成气窜；②随着吞吐轮次增加，储量动用半径加大，高渗通道逐渐连通，形成气窜；③热流体注入过程中，如果井口注入压力过大，导致井底压力大于地层破裂压力，形成气窜。本文以A油田稠油热采区为研究对象，利用油层物理、储层沉积学、油藏工程等理论，结合矿场实际，分析海上油田水平井网下气窜的主控因素，总结治理气窜的有效策略，以期对油田下一步开发和热采方案的实施有所裨益。

1 概况

A油田位于渤海中部海域，构造位置处于石臼坨凸起的西南端，凸起向南、向西以节节下掉的断层向渤中凹陷和南堡凹陷过渡，北以斜坡向秦南凹陷倾没。钻井揭示地层从下往上发育碳酸盐岩潜山基底、新近系馆陶组和明化镇组、第四系平原组。主要含油层段为新近系明化镇组下段，埋深 900.0～1100.0 m，物源来自石臼坨凸起北侧，发育高弯度曲流河。储层岩性主要为岩屑长石砂岩，储集空间以原生扩大粒间孔为主，局部发育溶孔，颗粒间为点状接触，孔隙连通性较好[9]。孔隙度28.0%～44.0%，平均37.8%，渗透率100×10-3～5626×10-3μm2，平均1664×10-3μm2，属于特高孔、特高渗储层。

A油田热采区构造幅度低，地层倾角3°，由北向南构造逐渐升高。河道砂体叠置切割，废弃河道不规则发育，形成以砂岩沉积为主、砂泥岩间叠置砂体，砂厚4.0～10.0 m，平均7.0 m，为构造-岩性油藏，水体能量弱。地面原油密度0.954～0.987 g/cm3，平均 0.969 g/cm3，地层原油黏度 413.00～926.00 mPa·s，平均563.45 mPa·s，属重质稠油。该区采用水平井开发，呈排状分布，井距 170.0～350.0 m。

热采区进行了第一、第二轮共11井次的多元热流体吞吐试验，注入方式为单井注入。第二轮吞吐后，热采周期平均产能是冷采的1.3倍，热采有效期为178～427 d，平均为284 d，单井累计增油0.23×104～0.80×104m3，平均 0.50×104m3，热采效果明显。但随着单井吞吐轮次增加，气窜逐渐严重。对注热过程中气窜情况进行统计（图1、表1），第一轮6口井进行注热，邻井发生气窜3井次；第二轮5口井进行注热，发生气窜13井次。多轮次热采开发以来，单井气窜导致邻井关井 2～48 d，累计关井 159 d，累计损失油超过 2.00×104m3，严重影响了热采试验效果。因此，需要对气窜的主控因素进行研究，并总结治理策略。

图1 A油田热采区气窜示意图

表1 A油田热采区气窜分析

2 气窜主控因素

引起海上水平热采井气窜的主控因素可分为内在因素和外在因素：内在因素为构造特征、沉积微相等；外在因素为多轮次注热后地层存气量、地层压力下降等。

2.1 内在因素

2.1.1 构造特征

热采区注入的多元热流体为蒸汽、热水、CO2、N2组成的混合流体，其中CO2、N2比重达80%。当流体进入储层中，CO2、N2的密度远小于原油的密度，导致气体上浮向高部位储层窜流，气体在两相界面上运动，相当于克服毛细管压力做功[10]；沿着地层倾角方向，当气体受到的净浮力和毛细管压力相等时，气体静止，向同一构造深度附近的区域窜流较少。

因此，对构造低部位的井注入多元热流体，上倾方向的井容易气窜，而处于同一构造深度的井气窜风险相对较小[11]。

热采区水平井呈排状分布，分别为B44H/B23H、B36H/B42H、B34H/B33H/B29H三个井排，向南构造深度逐渐升高，差8.0～13.0 m，而处于同一井排的井，构造深度相当。矿场实践证明，处于同一井排的水平井不发生气窜或气窜程度较弱，如 B44H井与B23H井处于同一井排，构造顶深为912.0 m左右，B44H井经过两轮次的注热，B23H井均未发生气窜；处于不同井排的水平井气窜程度较强，如 B29H井与 B36H井处于不同井排，构造深度相差 4.0 m，B36H井构造位置较低，注热后B29H井发生了气窜，导致该井关停29 d。

2.1.2 沉积微相

油井沿孔渗性好、较连通的储层发生气窜。储层内部非均质性导致不同储层的吸气能力不一样，气窜向阻力越低的地方推进越远，形成差异性指状气窜现象。热采区发育高弯度曲流河，水动力的频繁变化形成规模较大的点坝、废弃河道及侧积夹层。沿着河道和点坝方向，发育高孔、高渗储层，形成较好的高渗通道；废弃河道及侧积夹层内部被低渗透的泥岩或细粒物质充填，形成物性夹层、泥质夹层侧向遮挡，储层呈不连通或弱连通状态[12-15]。不同沉积微相表现出非均质性特征，控制气窜方向和强度。

（1）热采区沉积微相。热采区自西向东发育数条高弯度曲流河，水体能量和侧积能力决定废弃河道和侧积夹层的发育方向和分布规模。河道频繁改道、废弃、侧积体发育，使得河道形态已经发生很大改变，整体呈废弃河道鳞片状分布（图2）。侧积中心位于B23H井组、B29H井组以及B34H井组，沉积厚度7.0～10.0 m，并向四周逐渐减薄。废弃河道发育于侧积中心四周砂体沉积较薄的区域，长200.0～1000.0 m，宽9.0～20.0 m。侧积夹层形成于河道侧积作用过程中，沉积粉砂质泥岩、泥岩或泥质粉砂岩。侧积夹层的发育和分布受沉积时期河道迁移的能量和侧积方向控制，与废弃河道具有相同的方向性，使储层呈现弱连通状态，延缓夹层两侧砂体之间热流体的流通和交换。热采区水平井实钻结果表明，侧积夹层水平宽度1.7～15.3 m，大部分3.1～10.7 m，通过经验公式换算得到，热采区的侧积夹层厚度0.1～0.5 m（表 2）。

图2 A油田热采区沉积微相展布

表2 水平热采井钻遇侧积夹层情况统计 m

（2）沉积微相与气窜。热采井气窜是注入流体向优势运移通道扩散的过程，而储层优势运移通道受沉积微相控制。顺着废弃河道和侧积夹层方向，泥质和物性遮挡较少，易形成优势通道，易发生气窜，如B42H井与B44H井水平段相对位置顺河道展布，B42H井第一轮注热，B44H井见气22 d。垂直于废弃河道或侧积夹层方向，注入的多元热流体沿着非均质性较强的区域流动，受到泥质条带或物性夹层阻挡，不易发生气窜或气窜程度弱，如B42H井与B23H井水平段相对位置垂直于河道展布，B42H井第一轮注热，B23H井不见气，当B42H井第二轮注热后，B23H井见气仅4 d。

2.2 外在因素

2.2.1 地层存气量

热采区注入CO2、N2比重大，使得注入流体的气液比高（标准情况为330∶1），气体沿着高渗通道向周边储层扩散，导致单井回采气率低，使得大部分气体存留在储层里。当该井下一轮次注热时，在热传导和压力传递的作用下，原存留气扩散越远，加大了注入气的波及半径，周边井易发生气窜。

对热采区第一、第二轮次吞吐地下存气量进行统计，得到地层存气量达到了12.1×104m3。随着吞吐轮次的增加，地下存气量会逐渐增加，目前，B36H/B44H井组地层存气量最大，达6.2×104m3。地层存气量大，在新一轮注热过程中，对原存留气进行热驱替，导致经过多轮吞吐后原来未气窜的水平井发生了气窜。B44H井第一轮注热时，注入气未窜至B36H井，但B42H井二轮注热时，B36H井发生了气窜。

2.2.2 地层压力

热采区目前累计产液达60.4×104m3，由于没有专门的注入井补充衡量，而且多元热流体注入量有限，其中液注采比仅为1.0∶8.0，综合注采比（气、液）为1.0∶1.8，地层亏空严重，地层压力从11.43 MPa下降到6.50 MPa。地层压力低，在注入条件相同的情况下，使得气液比相对增加，加大了气体的波及半径，加剧气窜风险。产出程度差异导致热采区不同井组的地层压力不同，B36H/B23H井组产出程度最大，地层压力最低。此外，第一、第二轮注热时采用单井注入模式，期间邻井均开井生产，形成注采压力不平衡，使注入流体向生产井流动。

3 气窜治理策略

随着开发程度不断加深，在注采关系未作调整的情况下，热采区地层压力会进一步降低，地层能量亏空，加之吞吐轮次的增加使储层中存气量不断上升，注入气体破坏储层，增加储层连通程度等，都会加剧热采区气窜。在矿场实际生产中，治理气窜方法多样[16-22]，有采用低速注入来缓解气窜，但此方法不能将地下原油黏度降到合理范围，增油效果差；有采用注热时关闭邻井的方法治理气窜，这直接导致油田产油水平的下降，影响开发效果。通过分析热采区吞吐开发效果，优化热采井吞吐顺序及多井组合面积吞吐能够有效抑制气窜。

3.1 优化吞吐顺序

从热采区矿场实践来看，由于各水平井产出程度不同，各井组地层压力存在差异，由低部位向高部位气窜剧烈，存留气在高部位附近聚集，废弃河道和侧积夹层能够抑制或减缓气窜的发生。因此，有效治理气窜，应该将储层局部较均质且与邻井储层连通性较弱、地层压力较低、处于构造高部位的井优先进行吞吐。同时提高周期注入量、注入温度和干度，使注入流体能够有效降黏。

3.2 多井组合面积吞吐

多井组合面积吞吐能够将气窜通道变为加热通道，抑制气窜，提高油田开发效果。无论陆上油田蒸汽驱、CO2驱，还是目前海上油田多元热流体驱，优选储层均质、连通性较好、易于形成优势气窜通道的多口井，进行组合面积吞吐，能够有效治理气窜，提高稠油采收率。同时注入、闷井，扩大热交换面积，能有效降低地层原油黏度，抑制气窜，提高热流体利用率。多井同注后含气饱和度场分布均匀，注入气集中在近井地带，而单井注入后注入气扩散现象严重。多井同注后近井地带地层压力明显高于单井注入，地层压力回升能够有效抑制气窜。多井同注降黏的波及范围明显大于单井注入，有利于最大限度利用注入的热能量，提高热利用效率，有效改善热采开发效果。

综合考虑构造特征、沉积微相及储层非均质性、地层存气量与目前地层压力，采取互窜井优先的原则，对第三轮多元热流体吞吐试验井进行优选。B36H井与B44H井井距为200.0 m，水平段间泥质和物性遮挡少，易于形成气体优势运移通道，前两轮单井吞吐的过程中发生了气窜，地下存气量较大，地层压力相对较低，优选这两口井进行面积吞吐试验，有利于将气窜通道变为加热通道，提高热流体利用率。注入过程中，霍尔积分曲线[22-23]能够对气窜进行表征，随着吞吐轮次增加，斜率逐渐减小，表明气窜可能性越大。矿场实践中，对B36H井三轮次注热过程中的霍尔积分曲线（图3）进行对比，第一轮次的曲线斜率最大，说明该井未与周边井发生气窜；第二轮次的曲线斜率相比于第一轮次减小，说明该井与相邻的B44H、B29H、B33H井均发生了气窜，并导致邻井累计关井77 d；第三轮次的曲线斜率相比于第二轮次有所增加，说明面积吞吐有效缓解和治理了气窜，注入过程中邻井监测未发生气窜。与注热前相比，B44H井日增油18.0 m3，B36H井日增油10.0 m3，均达到注热前设计要求。

图3 B36H井多轮次注入过程中霍尔积分曲线

4 结论

（1）气窜受内在因素和外在因素控制。内在因素为构造特征、沉积微相及储层非均质性，表现为由构造低部位往高部位易发生气窜，处于同一构造深度的井间气窜可能性小；顺着废弃河道和侧积夹层的方向泥质隔挡少，易发生气窜。外在因素主要为多轮次吞吐后地层存气量和地层压力变化，表现为多元热流体的注入导致地层存气量增加，在后续注热过程中，存气量大的区域容易气窜；地层压力下降快，导致在注入条件相同的情况下气液比相对增加，加大了气体的波及半径，容易气窜。

（2）通过实施两口井同注面积吞吐试验及优化井注入顺序，热采区第三轮多元热流体吞吐过程中未发生气窜，该方法能有效缓解和治理气窜。