蘇 毅，王秋霞，韓曉冬，張 華，韓玉貴

中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459

渤海油田稠油資源豐富，目前稠油熱采仍處于先導(dǎo)試驗向規(guī)?；痉峨A段，已建設(shè)形成蒸汽吞吐和多元熱流體吞吐兩個先導(dǎo)試驗區(qū)。自2008年開始，截止到2017年底，已累計實施27井次，累產(chǎn)原油5×105m3。隨著開發(fā)地不斷進(jìn)行，鄰井氣竄現(xiàn)象異?；钴S，表現(xiàn)為單方向竄流或者兩井互相竄流。先導(dǎo)試驗區(qū)自2013年開始發(fā)生氣竄以來，受注熱氣竄影響共計16井次，影響產(chǎn)量7×103m3。一方面造成注入熱量不能有效加熱地層原油，影響熱采周期生產(chǎn)效果；另一方面鄰井產(chǎn)氣量突增，需要關(guān)井來保障注熱的正常進(jìn)行。針對稠油熱采井氣(汽)竄問題，目前陸地常采用“面積注熱”的方式來解決，即將互相氣竄的稠油井作為一個整體，同時注汽同時采油。借鑒陸地成熟經(jīng)驗兼顧海上平臺稠油熱采注熱裝備的注入能力，NB35-2油田南區(qū)氣竄井采取“兩井同注”同時輔助化學(xué)調(diào)堵和高溫防乳化增效劑工藝措施，取得較好的措施效果。

1 NB35-2油田先導(dǎo)試驗區(qū)概況

截止到2017年底，海上多元熱流體吞吐試驗累計實施27井次，第一輪吞吐實施16井次，周期累產(chǎn)油16.43×104m3，增油量5.49×104m3，氣竄4井次 ；第二輪吞吐實施6井次，周期累產(chǎn)油4×104m3，增油量1.22×104m3，氣竄5井次；第三輪吞吐實施5井次，周期累產(chǎn)油1×104m3，增油量3×103m3，均發(fā)生氣竄[1-2]。分析先導(dǎo)試驗區(qū)氣竄產(chǎn)生的原因如下：

1)先導(dǎo)試驗區(qū)地層屬于高孔高滲油藏類型，平面的非均質(zhì)性強(qiáng)。南區(qū)開發(fā)井普遍鉆遇主力砂體是NmO5、NmO9、NmⅠ1+2主力砂體。南區(qū)明下段儲層具有高孔高滲特征，平均孔隙度為35%，平均滲透率4 564.0×10-3μm2。

2)油藏采出程度不等、且壓力分布不均。截止到2017年底，多元熱流體先導(dǎo)試驗區(qū)累產(chǎn)液3.5×105m3，累產(chǎn)油2.164×105m3，采出程度10.6%，熱采井的采出程度在1.8%～6.7%，不同井間的采出程度差異較大。

3)井網(wǎng)不規(guī)則。由于先導(dǎo)試驗區(qū)平面非均質(zhì)性強(qiáng)，布井采用非規(guī)則井網(wǎng)方式，在單井吞吐期間，鄰井開井生產(chǎn)，地層形成注采壓力不均衡，注入流體易向生產(chǎn)井竄流。

4)地層存氣量大。多元熱流體吞吐第一周期，熱采井平均回采氣率約為34%，第二周期平均回采氣率約為26%。截止到2017年底，NB35-2油田南區(qū)存氣量約1.877×107m3。注熱過程中，由于受注熱井的壓力傳遞和推動作用，氣體的“滑脫”效應(yīng)，地下賦存的氣體易竄至鄰井，影響油井正常生產(chǎn)。

5)注入強(qiáng)度偏高。注入壓力偏高、注入速度過快進(jìn)一步加劇了非凝析氣體向周圍鄰井的竄流速和竄流程度，導(dǎo)致鄰井因產(chǎn)氣量過大而手動停泵，影響其正常生產(chǎn)。

2 氣竄治理技術(shù)

受綜合因素的共同影響，多元熱流體先導(dǎo)試驗區(qū)氣竄治理的難度相比蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗區(qū)氣竄治理難度加大。前期采取氮?dú)馀菽M(jìn)行堵調(diào)，未取得預(yù)期的措施效果。在借鑒陸地氣(汽)竄治理經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，綜合考慮海上稠油熱采井堵調(diào)措施的技術(shù)需求，堵調(diào)體系一般選取有一定強(qiáng)度“暫堵”體系，實現(xiàn)“堵而不死”。因此，提出“兩井同注+高溫調(diào)堵+化學(xué)協(xié)同增效”的復(fù)合防治措施，并采取間歇注氮的環(huán)空隔熱工藝進(jìn)一步降低非凝析氣體的注入量。

2.1 堵調(diào)體系的應(yīng)用

2.1.1堵調(diào)體系的主要理化指標(biāo)

對溫敏可逆凝膠(改性纖維素醚)的主要理化指標(biāo)評測結(jié)果見表1。

表1 改性纖維素醚的主要理化性能指標(biāo)

2.1.2封堵性能評價

將溫敏可逆凝膠在低溫下注入到模擬巖心管內(nèi)，然后恒溫到試驗溫度，用相同溫度的熱水進(jìn)行驅(qū)替，記錄巖心管兩端的壓差[3]。試驗流程如圖1所示。

圖1 凝膠封堵性能試驗流程

試驗分別用溫敏凝膠濃度1.0%、2.0%，注入量1.5PV，模擬巖心基本數(shù)據(jù)見表2，測試高溫可逆凝膠在不同溫度下的驅(qū)替壓差，1.0%的溫敏可逆凝膠在不同溫度下的封堵壓差見圖2。

表2 模擬巖心基本數(shù)據(jù)

圖2為1.0%溫敏可逆凝膠在不同溫度條件下的封堵能力。

圖2 1.0%的溫敏可逆凝膠在不同溫度下的封堵壓差(恒溫16 h)

從圖2可以看出，50，70 ℃注水驅(qū)替時，隨注入量的增加，壓差上升達(dá)到最大值，然后壓差下降。這主要是因為溫敏可逆凝膠的黏度起到了作用，當(dāng)水突破后，壓差急劇下降。恒溫80，90，100，160 ℃時，溫敏可逆凝膠成膠，起到了封堵作用，但由于溫敏可逆凝膠成膠后高溫下脫水，使得孔隙內(nèi)形成了水流通道，因此封堵效果變差。80 ℃的封堵效果最好，當(dāng)達(dá)到160 ℃時，基本沒有封堵效果，溫敏可逆黏膠的耐溫極限為160 ℃。

2.2 堵調(diào)方案優(yōu)化

為了進(jìn)一步挖掘氣竄井組整體潛力，保證氣竄油井周轉(zhuǎn)有序不亂、降低氣竄干擾，結(jié)合平臺注熱裝備的注入能力，形成兩井同注治理氣竄措施方案[4-7]。

1)保護(hù)段塞、頂替液的優(yōu)化

當(dāng)溫敏可逆凝膠注入油藏中，按照滲流阻力大小的優(yōu)選原則，溫敏可逆凝膠優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，但溫敏可逆凝膠或多或少進(jìn)入低滲透層，后續(xù)注入熱流體油藏溫度升高后，會堵塞低滲透層，對釋放油井產(chǎn)能有一定的影響。因此，注入溫敏可逆凝膠之前需要注入同等黏度的保護(hù)液。

由于溫敏可逆凝膠的耐溫性受到一定的限制，無法與后續(xù)注入的熱流體直接接觸，且溫敏可逆凝膠水溶液具有一定的黏度，如果用清水頂替，由于黏度的差異，頂替效果差。

根據(jù)室內(nèi)評價結(jié)果，0.5%的水溶性自擴(kuò)散降黏體系作為保護(hù)液和頂替液較為合適，且該體系具有良好的降黏效果，可以進(jìn)一步提高熱流體驅(qū)替效果。

2)注入方式優(yōu)化

基于溫敏可逆凝膠的化學(xué)特性，采用“保護(hù)段塞+溫敏可逆凝膠水溶液主體段塞+頂替液段塞”，然后注熱的注入方式。

3)注入?yún)?shù)優(yōu)化

根據(jù)熱流體的溫度、溫敏可逆凝膠的耐溫性能，優(yōu)化現(xiàn)場實施工藝參數(shù)：

保護(hù)段塞：60 m3濃度為0.5%的水溶性自擴(kuò)散水溶液；

主體調(diào)堵段塞：250 m3溫敏可逆凝膠水溶液；

頂替液：50 m3濃度為0.5%的水溶性自擴(kuò)散水溶液。

2.3 協(xié)同增效技術(shù)

注熱過程中高溫冷凝水與地層原油接觸后極易形成油包水乳狀液，流體黏度隨之升高，不利于后期油井正常生產(chǎn)。為阻止地層流體形成油包水乳狀液，改善油水界面的潤濕性，提高油井產(chǎn)能，根據(jù)原油物性及室內(nèi)實驗結(jié)果優(yōu)選高溫防乳增效劑來提高熱采效果[8]。

3 現(xiàn)場實施效果

2016年，渤海油田NB35-2油田南區(qū)多元熱流體吞吐先導(dǎo)試驗區(qū)開展了“兩井同注+溫敏可逆凝膠調(diào)堵+防乳增效”的氣竄綜合治理技術(shù)現(xiàn)場實踐。注熱前注入保護(hù)段塞、調(diào)堵段塞的注入，注熱中進(jìn)行了增效劑的伴注，并順利完成了面積注熱施工，效果良好。

3.1 注熱期間

試驗前后氣竄量影響結(jié)果見表3。通過兩井同注，抵消了單井注入期間相互氣竄影響，從鄰井氣竄時機(jī)延后，氣竄量降低、氣竄影響程度明顯減弱，氣竄得到了明顯遏制，達(dá)到了預(yù)期效果。

表3 試驗前后氣竄量影響

3.2 措施前后生產(chǎn)效果對比

分別對X1、X2井實施注熱，措施前后產(chǎn)油量生產(chǎn)曲線見圖3。X1、X2井注熱期間，鄰井的生產(chǎn)系統(tǒng)未受影響，整個注熱期間正常生產(chǎn)，井間竄流現(xiàn)象得到明顯緩解。與措施前相比，X1、X2井日產(chǎn)油量分別由措施前的28.77 m3/d和23.68 m3/d 增加到38.87 m3/d和 35.71 m3/d，且熱采操作費(fèi)較單井注熱降低40%，取得了較好的熱采經(jīng)濟(jì)效益。

圖3 注熱前后措施井生產(chǎn)曲線對比

4 結(jié)論

1)溫敏可逆凝膠體系在160 ℃內(nèi)具有良好的溫敏可逆特性，可達(dá)到“堵而不死”的目的。

2)“兩井同注+溫敏可逆凝膠調(diào)堵+防乳增效”的氣竄綜合治理技術(shù)有效地緩解了井間竄流現(xiàn)象，措施井日產(chǎn)油增油1.5倍，熱采操作費(fèi)較單井相比降低40%，取得了較好的增產(chǎn)降本效果。