張華劉昊劉義剛王秋霞周法元張偉

1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司；2.西南石油大學(xué)

多元熱流體吞吐初期井間竄流復(fù)合防治

張華1，2劉昊1劉義剛1王秋霞1周法元1張偉1

1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司；2.西南石油大學(xué)

渤海油田開(kāi)展多元熱流體吞吐熱采現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)示范以來(lái)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。然而，受油藏及熱流體物性、井網(wǎng)模式等因素影響，注熱期間井間氣竄現(xiàn)象較為嚴(yán)重，單井吞吐周期內(nèi)產(chǎn)油量下降30%，熱采效果變差。為了緩解氣竄，在分析產(chǎn)生氣竄原因的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法，結(jié)合化學(xué)調(diào)堵工藝，在吞吐初期階段提出“面積注熱+高溫調(diào)堵+防乳增效”的復(fù)合防治措施，即多井同時(shí)注入多元熱流體，優(yōu)選溫敏可逆凝膠暫堵大孔道，優(yōu)選高溫防乳化增效劑提高熱采效率?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，熱采施工期間，鄰井均能正常生產(chǎn)，未發(fā)生明顯氣竄現(xiàn)象，且與措施前相比，注熱井日增油提高1.5倍，整體上取得了良好的應(yīng)用效果，為后續(xù)海上熱采井間竄流防治及提質(zhì)增效提供了有效的技術(shù)支持。

稠油；多元熱流體；井間竄流；面積注熱；高溫調(diào)堵；海上油田

中國(guó)近海稠油儲(chǔ)量較大，主要集中在渤海海域，具有廣闊的開(kāi)采前景。近年來(lái)，海上稠油熱采在NB35-2油田開(kāi)展了多元熱流體吞吐試驗(yàn)示范，日產(chǎn)油進(jìn)入快速增長(zhǎng)期，取得了顯著的開(kāi)發(fā)效果［1-4］。隨著現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐的不斷進(jìn)行，鄰井氣竄現(xiàn)象異常活躍，一是造成注入熱量不能有效作用于地層原油，影響熱采效果；二是鄰井產(chǎn)氣量突增，需要關(guān)井來(lái)保障注熱的正常進(jìn)行，且非凝析氣量的增加影響平臺(tái)的透平發(fā)電［5］，綜合影響較大。

針對(duì)稠油熱采氣（汽）竄問(wèn)題，陸地油田常采用區(qū)塊整體吞吐，即面積注熱模式，同時(shí)輔助化學(xué)調(diào)堵工藝措施，治理氣（汽）竄效果明顯［6-7］。海上實(shí)施的多元熱流體吞吐現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，是非凝析氣體氮?dú)獾母Z流，不同于陸地蒸汽/熱水竄流，井間竄流治理難度更大；且海上受平臺(tái)空間、工程風(fēng)險(xiǎn)、井網(wǎng)布局等條件限制，前期嘗試實(shí)施化學(xué)調(diào)堵工藝治理氣竄，效果欠佳。在分析氣竄產(chǎn)生原因的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法優(yōu)化注熱模式，根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果合理匹配調(diào)堵強(qiáng)度，優(yōu)選增效劑提高熱采效果，形成“面積注熱+高溫調(diào)堵+協(xié)同增效”的復(fù)合防治技術(shù)，為提高海上稠油油藏?zé)岵尚Ч峁┝思夹g(shù)支撐［8-9］。

1 氣竄產(chǎn)生原因

The cause of gas channeling

目前，海上多元熱流體吞吐試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)示范已累計(jì)實(shí)施20井次，其中一輪次多元熱流體吞吐14井次，發(fā)生氣竄4井次；二輪次多元熱流體吞吐6井次，發(fā)生氣竄5井次。以單竄方式為主，互竄也時(shí)有發(fā)生。全面分析NB35-2油田氣竄產(chǎn)生的原因，主要包括以下5個(gè)方面。

（1）地層高孔高滲，平面非均質(zhì)性強(qiáng)。該油藏平面發(fā)育多條河道，砂體關(guān)系復(fù)雜，點(diǎn)砂壩疊置連片，廢棄河道發(fā)育，主力油層段發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段及館陶組頂部，明下段儲(chǔ)層孔隙度主要分布于28%～44%，平均37.8%，滲透率在100～5 000 mD，平均1 664 mD；館陶組孔隙度30%～38%，平均34.1%，滲透率分布100～5 000 mD，平均965 mD，地層高孔高滲，水平段滲透率差異大，平面非均質(zhì)性強(qiáng)［10］。

（2）油藏采出程度不等且壓力分布不均。統(tǒng)計(jì)氣竄較嚴(yán)重的B井區(qū)，目前井區(qū)累產(chǎn)液35萬(wàn)m3，累產(chǎn)油21.64萬(wàn)m3，采出程度10.6%，熱采井采出程度在1.8%～6.7%之間，不同井間的采出程度差異較大。根據(jù)熱采井關(guān)井壓力測(cè)試資料顯示，地層壓力分布在5～8 MPa之間，地層壓力分布不均。

（3）井網(wǎng)非規(guī)則性限制。由于平面非均質(zhì)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(kāi)井生產(chǎn)，地層形成注采壓力不平衡，注入流體易向生產(chǎn)井竄流。

（4）地層存氣量較大。多元熱流體第1輪次吞吐后，熱采井平均回采氣率約34%，第2輪次平均回采氣率26%。由于回采氣率低，導(dǎo)致地下存氣量較大，在注熱過(guò)程中，受到注熱井的壓力傳遞和推動(dòng)作用，以及氣體的滑脫效應(yīng)，地下賦存的氣體易竄至鄰井。

（5）注入強(qiáng)度偏高。注入壓力偏高、注入速度過(guò)快加劇非凝析氣體向周圍鄰井的竄流程度，造成鄰井因氣量突增而手動(dòng)停泵，影響其正產(chǎn)生產(chǎn)。

2 復(fù)合防治技術(shù)

Combined control technology

受多重因素共同作用，為盡量減緩氣竄造成的影響，提出了“面積注熱+高溫調(diào)堵+協(xié)同增效”的復(fù)合防治措施，并采取間歇注氮的隔熱工藝進(jìn)一步降低非凝析氣體的注入量。

2.1 面積注熱技術(shù)

Pattern heat injection technology

稠油熱采開(kāi)發(fā)將面積注熱技術(shù)作為吞吐中后期的常規(guī)增產(chǎn)技術(shù)之一，但是否適應(yīng)吞吐初期的稠油油藏，需要開(kāi)展相關(guān)的技術(shù)研究。本文將目標(biāo)油藏應(yīng)用CMG數(shù)值模擬軟件進(jìn)行建模計(jì)算。數(shù)值模擬結(jié)果表明（圖1），與單井吞吐模式相比，采用面積注熱模式含氣飽和度場(chǎng)集中于近井地帶，且壓力高于單井注熱，黏度降低波及半徑更遠(yuǎn)，面積注熱提高了熱量利用率和油藏動(dòng)用程度［11］。

選井組合及注入順序是面積注熱技術(shù)的關(guān)鍵，一要結(jié)合海上平臺(tái)空間設(shè)備擺放情況，確定同注井?dāng)?shù)；二要利用數(shù)值軟件對(duì)同注方案進(jìn)行評(píng)價(jià)，以鄰井產(chǎn)氣量超過(guò)電泵承受極限為紅線，選取井組同注累計(jì)增油量相對(duì)較優(yōu)的方案，結(jié)合油藏實(shí)際，按互竄井、低壓區(qū)井優(yōu)先注氣的基本原則確定最終的注入順序。

2.2 高溫調(diào)堵技術(shù)

High-temperature pro fi le control and plugging technology

由于氣竄程度嚴(yán)重，面積注熱發(fā)生氣竄的風(fēng)險(xiǎn)仍然存在，為進(jìn)一步降低氣竄風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)用高溫調(diào)堵技術(shù)暫堵大孔道。優(yōu)選溫敏可逆凝膠作為高溫調(diào)堵體系，其特點(diǎn)在于：（1）熱流體注入后使溫敏聚合物水溶液成膠，封堵大孔道，迫使熱流體進(jìn)入低滲透層位，調(diào)整吸汽剖面，擴(kuò)大波及范圍，動(dòng)用中低滲透層；（2）在生產(chǎn)階段，隨著儲(chǔ)層溫度的降低，溫敏聚合物凝膠又變?yōu)榈宛ざ鹊目闪鲃?dòng)水溶液，打開(kāi)大孔道，成為油、水流動(dòng)的主要通道，從而達(dá)到增產(chǎn)的目的［12］。

圖1 單注與面積注熱含氣飽和度場(chǎng)、壓力場(chǎng)、黏度場(chǎng)分布情況對(duì)比Fig. 1 Comparison of gas saturation feld, pressure feld and viscosity feld distribution between simple injection and pattern heat injection

在水平段油藏竄流通道大小未知的情況下，確定合理注入模式及注入?yún)?shù)是比較困難的，通過(guò)大量室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)及性能評(píng)價(jià)，并結(jié)合平臺(tái)注入泵黏度承受能力情況進(jìn)行合理匹配。

2.2.1 注入模式優(yōu)化 基于溫敏可逆凝膠的化學(xué)特性，采用“注保護(hù)液→注溫敏凝膠溶液→注頂替液→注熱”的調(diào)堵注熱模式。

2.2.2 地層保護(hù)液和頂替液優(yōu)化 溫敏可逆凝膠溶液屬于高分子聚合物溶液，成膠后黏度較高，黏附性較強(qiáng)，海上曾采用過(guò)清水進(jìn)行頂替，但由于黏度差異太大頂替效果較差。根據(jù)室內(nèi)性能評(píng)價(jià)情況，選擇質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%自擴(kuò)散體系作為前期保護(hù)液和頂替液，即在注凝膠前注入自擴(kuò)散保護(hù)段塞［13］，在注凝膠后再注入自擴(kuò)散頂替段段塞。

2.3 協(xié)同增效技術(shù)

Synergism technology

因注熱過(guò)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，不利于后期油井的正常生產(chǎn)。為阻止地層流體形成油包水乳狀液，改善油水界面的潤(rùn)濕性，提高油井產(chǎn)能，根據(jù)原油物性及實(shí)驗(yàn)結(jié)果優(yōu)選高溫防乳增效劑來(lái)提高熱采效果［14］。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

Field application and effect

2016年，在海上NB35-2稠油油田開(kāi)展了“兩井同注+溫敏調(diào)堵+防乳增效”的氣竄復(fù)合防治技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，注熱前實(shí)施了調(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作業(yè)，效果良好。

B4、B5 井注熱施工期間，對(duì)鄰井 B1、B2、B3、B6井套管氣產(chǎn)氣量進(jìn)行了監(jiān)測(cè)，由圖2可以看出，鄰井B2井注熱后期日產(chǎn)氣量大幅增加，但該井生產(chǎn)系統(tǒng)未受影響，日產(chǎn)油量由措施前的9.6 m3上升至18.86 m3，整個(gè)注熱期間正常生產(chǎn)，平臺(tái)其余鄰井也均正常生產(chǎn)，井區(qū)井間竄流現(xiàn)象得到明顯緩解。與復(fù)合防治前相比，B4、B5井措施后日產(chǎn)油由原來(lái)的50.5 m3增至峰值產(chǎn)量75.7 m3，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2 鄰井套管產(chǎn)氣量監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)曲線Fig. 2 Monitored gas production rate of casing in the neighboring well

4 結(jié)論

Conclusions

（1）從地層及工藝等角度對(duì)海上多元熱流體吞吐井間氣竄問(wèn)題產(chǎn)生的原因進(jìn)行了系統(tǒng)分析，主要受到油藏物性、熱流體物性、井網(wǎng)模式等因素的影響。

（2）采用數(shù)值模擬方法及化學(xué)調(diào)堵工藝措施，結(jié)合平臺(tái)注熱能力，形成了“面積注熱+高溫調(diào)堵+協(xié)同增效”復(fù)合防治措施。

（3）井間竄流復(fù)合防治措施現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果顯著，措施后施工井日產(chǎn)油增幅達(dá)到1.5倍，且熱采操作費(fèi)降低40%，取得了較好的增產(chǎn)降本效果。

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（修改稿收到日期 2017-06-24）

〔編輯 朱 偉〕

Combined interwell channeling control in the early stage of huff and puff of multiple thermal fl uid

ZHANG Hua1,2, LIU Hao1, LIU Yigang1, WANG Qiuxia1, ZHOU Fayuan1, ZHANG Wei1
1. CNOOC China Limited Tianjin Branch, Tianjin 300459, China; 2. Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China

Good development effects have been achieved since huff and puff thermal production of multiple thermal fuid was technically demonstrated on site in Bohai Oilfeld. Due to the physical properties of oil reservoir and thermal fuids and the well pattern modes, however, interwell channeling is more serious during heat injection. As a result, the single-well oil production in the huff and puff cycle drops by 30% and thermal production effect gets worse. To relieve the gas channeling, its cause was frstly analyzed. Then based on the numerical simulation method, combined with the chemical profle control and plugging technology, it was proposed to take the combined control measures of “pattern heat injection +high-temperature profle control and plugging +emulsion prevention synergism”in the early stage of huff and puff. That is to inject multiple thermal fuids through multiple wells simultaneously, and select temperature-sensitive reversible gel to plug the large pore passages temporarily and high-temperature emulsion prevention synergist to improve the thermal recovery factor. Field test results show that during the construction of thermal production, the neighboring wells are all in normal condition without obvious gas channeling. The daily oil increment of heat injection well is 1.5 times higher than that before the measures are taken. On the whole, the application effect is good. It provides the effective technical support for the channeling control between offshore thermal production wells and quality and effciency improvement in the future.

heavy oil; multiple thermal fuid; interwell channeling; pattern heat injection; high temperature profle control and plugging; offshore oilfeld

張華，劉昊，劉義剛，王秋霞，周法元，張偉. 多元熱流體吞吐初期井間竄流復(fù)合防治［J］.石油鉆采工藝，2017，39（4）：495-498.

TE53

B

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0495 – 04

10.13639/j.odpt.2017.04.018

:ZHANG Hua, LIU Hao, LIU Yigang, WANG Qiuxia, ZHOU Fayuan, ZHANG Wei. Combined interwell channeling control in the early stage of huff and puff of multiple thermal fuid［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 495-498.

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“渤海油田高效采油工程及配套技術(shù)示范”（編號(hào)：2016ZX05058-003）。

張華（1984-），2007年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上稠油熱采工藝技術(shù)研究工作，工程師。通訊地址： （300459）天津?yàn)I海新區(qū)海川路2121號(hào)渤海石油管理局B座。電話： 022-66501147。E-mail：zhanghua24@cnooc.com.cn