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摘要：渤海某大規(guī)模熱采開發(fā)的特超稠油油藏在一輪次注熱期間井間汽竄率超70%，嚴(yán)重影響油田產(chǎn)能。針對(duì)該情況，基于探井、測(cè)井認(rèn)識(shí)，先后開展藥劑性能評(píng)價(jià)、單/雙管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場(chǎng)堵調(diào)應(yīng)用，對(duì)高含水層物性得到了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)，隨后開展泡沫調(diào)剖、井組同注數(shù)值模擬及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，井間汽竄得到有效控制。研究結(jié)果表明，局部高含水低滲儲(chǔ)層經(jīng)蒸汽沖刷后平均滲透率或高于探井階段測(cè)量值，對(duì)于已汽竄井開展井組同注措施，對(duì)于未汽竄井及井組邊部井采用強(qiáng)化泡沫調(diào)剖，該措施不僅可以有效控制和預(yù)防汽竄，同時(shí)可均勻動(dòng)用儲(chǔ)層，優(yōu)勢(shì)層段吸汽剖面級(jí)差降低46.8%。泡沫調(diào)剖輔助井組同注的工藝策略實(shí)施后單井產(chǎn)能提高12%～33%，對(duì)海上特超稠油高效開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：海上特超稠油；蒸汽吞吐；井間汽竄；井組同注；泡沫調(diào)剖

中圖分類號(hào)：TE357.44；TE53 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A

0 引言

LD-N 油田范圍內(nèi)平均水深32.0 m，油田范圍共解釋8 條斷層，均為正斷層，斷層延伸長(zhǎng)度最短0.8km，最長(zhǎng)超過(guò)11.7 km，垂直斷距5.0～250.0 m，油藏類型為油水界面不規(guī)則的底水塊狀油藏，油氣成藏條件良好；油田開發(fā)目的層為明下段及館陶組，埋深845～1 060 m， 其中明下段布井范圍油層厚度50～60 m，館陶組布井范圍油層厚度50～80 m，橫向分布穩(wěn)定；儲(chǔ)層巖性以中-粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，石英體積分?jǐn)?shù)為10.0%～35.0%，平均值為27.2%，長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)平均為36.1%，巖屑體積分?jǐn)?shù)平均值為36.6%，其中明下段孔隙度平均值為34.4%，滲透率平均值為4 181.2×10?3 μm2，館陶組孔隙度平均值為32.9%，滲透率平均值為2 908.3×10?3 μm2，屬特高孔滲儲(chǔ)層；原油性質(zhì)為特超稠油，50 ℃ 下地面原油黏度為33 595～74 462 mPa·s，平均值為53 203mPa·s，采用蒸汽吞吐方式開發(fā)；考慮特超稠油蒸汽吞吐熱采開發(fā)其加熱半徑有限，設(shè)計(jì)75、100、150、300 m 共4 種方案，通過(guò)數(shù)值模擬研究，隨著井距增加，單井累產(chǎn)油增加有限，井間剩余油富集，采收率大幅降低，其中300 m 井距方案采收率為7.4%，而75 m 井距方案采收率為24.2%，確定水平井蒸汽吞吐井距為75 m；井組以水平井為主，平均水平段長(zhǎng)度為450 m，油井平均垂深為1 000 m。

LD-N 油田首輪次吞吐開采平均單井注汽量為6 000 t，注汽速度為300 t/d，注汽過(guò)程中注入壓力為12 MPa，注入溫度為340 ℃，干度為80%，如注熱過(guò)程中共發(fā)生10 井次汽竄，井間汽竄率大于70%，汽竄時(shí)含水突破時(shí)間4～16 d，溫度場(chǎng)突破時(shí)間6～16d（被汽竄井井口溫度最高達(dá)140 ℃），突破時(shí)間短、連通性強(qiáng)。

汽竄會(huì)對(duì)注汽井和生產(chǎn)井同時(shí)產(chǎn)生負(fù)面影響［1］。對(duì)于注汽井而言，由于注汽量散失使加熱波及體積變小，影響井組整體吞吐效果［2］；對(duì)于被竄井而言，含水上升、產(chǎn)油量突降，使產(chǎn)量波動(dòng)很大［3］，LD-N 油田被竄井平均產(chǎn)能降幅超50%，其中，X22H 井由于含水過(guò)高，被迫停產(chǎn)，對(duì)油田穩(wěn)產(chǎn)極為不利。此外，被竄井產(chǎn)液量激增、溫度升高也容易引起地層出砂，誘發(fā)油井套管變形、射流泵泵芯結(jié)垢無(wú)法起出等情況［4］。

我國(guó)稠油油藏以蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)等熱采方式為主，受高強(qiáng)度長(zhǎng)期反復(fù)注入蒸汽的影響，地層骨架結(jié)構(gòu)遭到破壞，使原有孔隙度、滲透率、含油飽和度等均發(fā)生了較大的變化，形成竄流通道，出現(xiàn)汽竄問題［5］。陸地油田針對(duì)蒸汽吞吐井間的嚴(yán)重汽竄，發(fā)展了井組同注、選層注汽、調(diào)剖封竄等手段。徐波等［6］以新莊油田泌淺67 區(qū)塊為例，探索井組同注的機(jī)理，有效地改善了汽竄單元內(nèi)油井生產(chǎn)效果；任標(biāo)等［7］探究選層注汽等優(yōu)化注汽方式，為淺層砂礫巖稠油油藏的吞吐后期提高采收率積累了經(jīng)驗(yàn)；劉豐鋼等［8］探究了化學(xué)高溫調(diào)剖技術(shù)解決汽竄問題可行性，通過(guò)對(duì)高滲層或汽竄通道進(jìn)行封堵，調(diào)整油層吸汽剖面，充分發(fā)揮低滲層潛力［9］。

綜合現(xiàn)有研究來(lái)看，對(duì)于LD-N 油田蒸汽吞吐汽竄治理，尚存在以下2 個(gè)問題：（1） 常規(guī)稠油油田汽竄多發(fā)生在多輪次蒸汽吞吐后期，而LD-N 油田首輪次吞吐階段汽竄率超70%，海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽竄認(rèn)識(shí)待進(jìn)一步明確；（2） 鑒于LD-N 油田井網(wǎng)布置形式、水平井裸眼完井方式以及海上油田快注快采的開發(fā)要求，常規(guī)的井組同注形式及選段注汽適應(yīng)性不強(qiáng)，且井組同注過(guò)程中邊部井的汽竄風(fēng)險(xiǎn)難以解決。

首先基于探井2 井測(cè)井解釋，分析認(rèn)為開發(fā)目的層以砂巖為主［10］，局部存在泥質(zhì)條帶，該條帶儲(chǔ)層的含水飽和度達(dá)70% 以上，儲(chǔ)層巖心滲透率為（300～400）×10?3 μm2［11］，其物性可能導(dǎo)致注入流體的啟動(dòng)壓力梯度和流動(dòng)阻力大幅下降，引發(fā)井間汽竄［12］。據(jù)此，開展了普通泡沫體系/強(qiáng)化泡沫體系的單（雙） 管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，并先后于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，結(jié)果表明封竄效果不佳。在此基礎(chǔ)上，分析認(rèn)為L(zhǎng)D-N 油田部分井間高含水層段平均滲透率較高［13］，超過(guò)泡沫封堵界限，因此對(duì)于井間汽竄時(shí)間短，汽竄強(qiáng)度大的目標(biāo)井，提出井組同注的方式［14］，通過(guò)相對(duì)集中地注入蒸汽，保持井組內(nèi)部壓力平衡來(lái)防止汽竄的產(chǎn)生［15］，盡可能選擇未發(fā)生汽竄或井間連通程度較小的井作為同注邊部井，同時(shí)優(yōu)選強(qiáng)化泡沫段塞預(yù)防汽竄并起到調(diào)剖作用［16］，提高蒸汽波及體積，改善油藏溫度場(chǎng)、含油飽和度場(chǎng)的分布情況［17］。

1 工藝研究方法及過(guò)程

1.1 室內(nèi)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

1.1.1 單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

（1） 實(shí)驗(yàn)條件。先后開展了普通泡沫/強(qiáng)化泡沫單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)［18］，巖心管烘干、洗凈，根據(jù)油藏孔隙度、滲透率填制模擬巖心管，巖心管長(zhǎng)度為400mm，直徑為38 mm，飽和水后水測(cè)滲透率為336×10?3 μm2。實(shí)驗(yàn)藥劑分別為普通泡沫及強(qiáng)化泡沫，實(shí)驗(yàn)用水為L(zhǎng)D-N 油田模擬地層水。

（2） 實(shí)驗(yàn)步驟。首先開展普通泡沫/強(qiáng)化泡沫驅(qū)，巖心溫度設(shè)定為60 ℃、回壓為10 MPa， 以1mL/min 的速度注入普通泡沫/強(qiáng)化泡沫溶液+氮?dú)?，氣液比?∶1，記錄泡沫驅(qū)替壓差［19］。后續(xù)開展蒸汽驅(qū)，注蒸汽溫度為350 ℃，巖心管設(shè)定為220℃、回壓10 MPa，以1 mL/min的速度注入蒸餾水，連續(xù)記錄壓差變化至壓差穩(wěn)定，記錄數(shù)值［20］。

1.1.2 雙管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

（1） 實(shí)驗(yàn)條件。如圖1 所示，開展了普通泡沫/強(qiáng)化泡沫雙管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，高滲透率填砂管（3 260×10?3μm2） 飽和水，以0.5 mL/min 飽和油（目標(biāo)油田原油）， 計(jì)算含油飽和度78%。低滲透率填砂管（352×10?3 μm2） 飽和水，雙管并聯(lián)，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中同時(shí)向低滲管（飽和水）、高滲管（飽和油） 注入泡沫溶液、蒸汽，油藏溫度50 ℃，設(shè)定回壓為10 MPa。

（2） 實(shí)驗(yàn)步驟。首先，設(shè)定2 組平行試驗(yàn)，室溫下分別以1 mL/min 速度驅(qū)替0.2 PV 的氮?dú)?5% 體積分?jǐn)?shù)普通泡沫，以1 mL/min 速度驅(qū)替0.2 PV 的氮?dú)?5% 體積分?jǐn)?shù)強(qiáng)化泡沫，再分別以1 mL/min 速度進(jìn)行350 ℃ 蒸汽驅(qū)替；其次，用25 mL 量筒收集高、低滲透填砂管的產(chǎn)出液，每20 min 更換量筒，每換一個(gè)量筒標(biāo)記好順序；最后，記錄不同時(shí)段產(chǎn)出液的液量、含油量以及兩巖心管出口壓力［21］。

1.2 數(shù)值模型建立

根據(jù)LD-N 油田地質(zhì)油藏參數(shù)建立機(jī)理模型（圖2） 用于定性分析強(qiáng)化泡沫在不同滲透率條帶下的調(diào)剖作用，模型帶有頂?shù)姿?，模型中設(shè)置2 口水平井，井間未汽竄時(shí)考慮高含水層滲透率200×10?3μm2，含水飽和度70%；井間汽竄時(shí)考慮高含水層滲透率1 000×10?3 μm2，含水飽和度70%，模擬井間強(qiáng)化泡沫調(diào)剖效果［22］。

圖3模型設(shè)置了6 口水平井，1 井及6 井模擬同注時(shí)邊部井的注熱效果，2 井～4 井模擬同注時(shí)中間井組的注熱效果。模型中對(duì)近井網(wǎng)格進(jìn)行加密，井間汽竄通道考慮4 000×10?3 μm2 的儲(chǔ)層滲透率以及80% 含水飽和度。

1.3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

1.3.1 單井泡沫堵調(diào)試驗(yàn)

LD-N 油田X10H 井注熱7 d 鄰井發(fā)生汽竄，井口溫度及產(chǎn)液含水率明顯提高，礦場(chǎng)隨即對(duì)該井采取普通泡沫堵調(diào)措施，前置注入200 m3 普通泡沫段塞（藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%），全程伴注氮?dú)?，注入速度?00 Nm3/h，注入結(jié)束后頂替氮?dú)舛稳?3 000 Nm3，累計(jì)氣液比1.3～2.4。

C21H 在一輪次注入階段，在注入速度維持12t/h 以上的條件下，注入壓力由15.4 MPa 逐步降至12.8 MPa，壓力存在泄放，認(rèn)為存在汽竄風(fēng)險(xiǎn)。因此，該井二輪次注熱前采用強(qiáng)化泡沫段塞堵調(diào)［23］，注入250 m3 強(qiáng)化泡沫段塞（藥劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%），全程伴注氮?dú)猓⑷胨俣?00 Nm3/h，累計(jì)氣液比1.1～1.4。

1.3.2 井組泡沫輔助井組同注試驗(yàn)

礦場(chǎng)結(jié)合各井投產(chǎn)周期、產(chǎn)能、井口溫度、井間汽竄情況等因素綜合考慮， 優(yōu)選X21H、X22H、X23H、X24H 井組開展同注作業(yè)。X24H 井作為井組邊部井［24］，采取前置注入500 m3 強(qiáng)化泡沫段塞。同注期間X21H、X24H 井口抬升較大，采取降低注汽排量的措施控制抬升趨勢(shì)，由于同注期間X21H 與X24H 基本保持同排量注入， X22H 與X23H 基本保持同排量注入，圖4 分別對(duì)比了2 對(duì)井組注熱期間的井口注入壓力情況， 結(jié)果表明在X21H、X24H 注入速度同為10.5 t/h 的階段，兩井井口注入壓力變化趨勢(shì)及數(shù)值基本相同； X22H、X23H 井注入速度同為12.5 t/h 的階段，兩井井口注入壓力變化趨勢(shì)及數(shù)值也基本相同，由此可見，在相同注入速度條件下，井組同注可保證井組間壓力場(chǎng)平衡，避免井間汽竄。

2 結(jié)果現(xiàn)象討論

2.1 氮?dú)?強(qiáng)化泡沫堵調(diào)

2.1.1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

（1） 單管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。如圖5 所示，實(shí)驗(yàn)過(guò)程分為2 個(gè)階段，第1 階段為普通泡沫及強(qiáng)化泡沫驅(qū)替階段［25］，注入1.7 PV 普通泡沫溶液的過(guò)程中，驅(qū)替壓差由0.02 MPa 逐漸提高至1.62 MPa，阻力因子最高達(dá)81；注入1.7 PV 強(qiáng)化泡沫溶液的過(guò)程中，驅(qū)替壓差由0.02 MPa 逐漸提高至2.75 MPa，阻力因子最高達(dá)137；第2 階段為蒸汽驅(qū)階段，該階段注入1.7PV、350 ℃ 蒸汽，驅(qū)替過(guò)程中注入普通泡沫工況下的壓差逐漸降低至0.2 MPa，殘余阻力因子為10；注入強(qiáng)化泡沫工況下的壓差逐漸降低至0.36 MPa，殘余阻力因子為18。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，強(qiáng)化泡沫較普通泡沫封堵作用明顯，阻力因子可提高69%，且強(qiáng)化泡沫的納米顆粒與泡沫基體之間的界面作用可顯著提高泡沫的力學(xué)性能并延長(zhǎng)半衰期，在較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)仍能保持一定的封堵能力。

（2） 雙管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。由圖6、圖7、表1 可知，泡沫注入后，注入壓力持續(xù)增大，當(dāng)注入40 min 時(shí)，強(qiáng)化泡沫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)注入壓力達(dá)到最大，隨蒸汽的持續(xù)注入，泡沫效果減弱，壓差逐漸減小，流體流向低滲管段。采用強(qiáng)化泡沫堵調(diào)后，累產(chǎn)油量達(dá)到4.5 mL，采收率達(dá)3.51%，相較普通普通泡沫，驅(qū)油能力提高4.16%，說(shuō)明強(qiáng)化泡沫相較普通泡沫可進(jìn)一步提高對(duì)高含水層的封堵能力。

2.1.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

（1） 普通泡沫堵調(diào)試驗(yàn)。如圖8 所示，在注入速度相同的條件下，X10H 井堵調(diào)前井口注入壓力14MPa，堵調(diào)后注入壓力未見明顯升高，且前置堵調(diào)2d 后鄰井出現(xiàn)汽竄，井口溫度由106 ℃ 上漲至126℃，含水率由65% 上升至75.3%。結(jié)果表明，普通泡沫未起明顯封堵效果，認(rèn)為普通泡沫強(qiáng)度不足。

（2） 強(qiáng)化泡沫堵調(diào)試驗(yàn)。由圖9 所示，C21H 井堵調(diào)作業(yè)后，二輪次注熱初期注入速度為12.5 t/h，注入壓力由12.5 MPa 降至8.3 MPa，較一輪注入末期沒有明顯上漲趨勢(shì)。C21H 井注前置起泡劑階段，鄰井產(chǎn)氣量從220 m3/d 上升到5 300 m3/d，產(chǎn)出氣中氮?dú)饨M分達(dá)95%，認(rèn)為伴注氮?dú)飧Z至鄰井，期間為保障C21H 堵調(diào)效果，C22H 暫停生產(chǎn)；C21H 井堵調(diào)結(jié)束后，鄰井啟泵生產(chǎn)，生產(chǎn)8 h 后井口產(chǎn)出溫度由68 ℃ 上漲到110 ℃，發(fā)生汽竄。

由油田汽竄情況，作如下假設(shè)估算汽竄通道容積。汽竄通道的長(zhǎng)度相同且等于井距；蒸汽影響范圍遠(yuǎn)小于井距75 m，假設(shè)汽竄通道內(nèi)流體為飽和水，忽略蒸汽在通道內(nèi)的相態(tài)變化；由于存在竄流優(yōu)勢(shì)通道，假定生產(chǎn)井較汽竄前產(chǎn)水量變化情況均為汽竄導(dǎo)致。

根據(jù)注熱井、生產(chǎn)井動(dòng)態(tài)估算汽竄通道容積為96～840 m3（表2），藥劑用量及氮?dú)庾⑷肓炕緷M足汽竄通道體積需求，但強(qiáng)化泡沫基本未起到封堵作用，分析原因?yàn)榫g高含水層的滲透率高于實(shí)驗(yàn)值（336×10?3 μm2），且原通道經(jīng)過(guò)蒸汽沖刷，滲透率也會(huì)增強(qiáng)，超過(guò)泡沫封堵界限。

2.2 泡沫調(diào)剖輔助井組同注

2.2.1 數(shù)值模擬結(jié)果

（1） 泡沫調(diào)剖效果。如圖10 所示，井間高含水條帶考慮低滲（滲透率值為200×10?3 μm2）， 如圖11 所示，井間高含水條帶考慮相對(duì)高滲（滲透率值為1 000×10?3 μm2），模擬井間強(qiáng)化泡沫調(diào)剖效果。由數(shù)模結(jié)果可知，無(wú)論井間是否存在汽竄優(yōu)勢(shì)通道，注入前置強(qiáng)化泡沫段塞均能夠?qū)λ蕉蔚臏囟葓?chǎng)、壓力場(chǎng)起到一定的改善作用，近井地帶動(dòng)用相對(duì)均勻，熱用率有效提高。

（2） 井組同注效果。圖12 對(duì)比了單井依次注熱與井組同注時(shí)生產(chǎn)后的含油飽和度場(chǎng)及井組累產(chǎn)油情況，4 井同注相比單井依次注熱方案，由于能夠一定程度上抑制井間的汽竄，減少蒸汽的熱損失，提高水平段的加熱效果，儲(chǔ)層動(dòng)用程度顯著增加，根據(jù)機(jī)理模型模擬計(jì)算，4 井同注方式較單井依次注熱方式周期累產(chǎn)油可提高20%。

2.2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果

由圖13 所示，X24H 井第一輪次共生產(chǎn)346 d，累產(chǎn)油12 809 m3，平均日產(chǎn)油37.0 m3/d，峰值產(chǎn)油71 m3/d，截止目前，第二輪次生產(chǎn)96 d，累產(chǎn)油5 758m3，平均日產(chǎn)油60 m3/d，峰值產(chǎn)油85 m3/d，產(chǎn)油量、含水率均優(yōu)于第一輪次同期水平，且與鄰井未發(fā)生汽竄。分析認(rèn)為，井組同注有效抑制了井間汽竄，強(qiáng)化泡沫段塞對(duì)水平段的吸汽剖面起到一定的改善作用，減少蒸汽的熱損失，增加了熱利用率。

數(shù)模結(jié)果對(duì)比了X24H 井一、二輪次各層段吸汽情況，由表3 可知，水平段腳跟部位的高含水層（1 838.5～1 840.8 m） 經(jīng)強(qiáng)化泡沫調(diào)剖后，層段吸汽量由2.10% 降至1.30%，降幅38%，認(rèn)為強(qiáng)化泡沫有效預(yù)防了汽竄的作用；綜合水平段吸汽情況，強(qiáng)化泡沫調(diào)剖有效抑制了1 793～1 838.5 m、1 838.5～1 840.8m、1 909.6～1 932.5 m 等優(yōu)勢(shì)層段的吸汽量，調(diào)剖后單位長(zhǎng)度吸汽剖面級(jí)差由0.78% 降至0.41%，降幅46.8%，X24H 井較一輪次產(chǎn)能提高。

3 結(jié)論

（1） 納米顆粒與泡沫基體之間的界面作用可顯著提高泡沫的力學(xué)性能并延長(zhǎng)半衰期，強(qiáng)化泡沫較普通泡沫阻力因子在注熱期間最高提高69%，殘余阻力因子可提高80%。

（2） 結(jié)合物模實(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)應(yīng)用情況，LD-N 油田汽竄井組間優(yōu)勢(shì)通道的滲流能力超過(guò)強(qiáng)化泡沫堵調(diào)界限，高含水層平均滲透率超過(guò)336×10?3 μm2。

（3） 結(jié)合數(shù)模結(jié)果及礦場(chǎng)應(yīng)用情況，泡沫調(diào)剖輔助井組同注的方式可有效抑制井間汽竄并提高邊井水平段動(dòng)用程度，當(dāng)注汽速度相同時(shí)，各井壓力值及變化情況基本保持同步，井組間壓力場(chǎng)相對(duì)平衡，二輪次產(chǎn)能較一輪次同期階段提高約12%～33%。

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（修改稿收到日期 2023-12-11）

〔編輯 李春燕〕