NB35-2油田“两井同注+化学调堵”治理气窜技术研究与应用

苏 毅，王秋霞，韩晓冬，张 华，韩玉贵

中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459

渤海油田稠油资源丰富，目前稠油热采仍处于先导试验向规模化示范阶段，已建设形成蒸汽吞吐和多元热流体吞吐两个先导试验区。自2008年开始，截止到2017年底，已累计实施27井次，累产原油5×105m3。随着开发地不断进行，邻井气窜现象异常活跃，表现为单方向窜流或者两井互相窜流。先导试验区自2013年开始发生气窜以来，受注热气窜影响共计16井次，影响产量7×103m3。一方面造成注入热量不能有效加热地层原油，影响热采周期生产效果；另一方面邻井产气量突增，需要关井来保障注热的正常进行。针对稠油热采井气(汽)窜问题，目前陆地常采用“面积注热”的方式来解决，即将互相气窜的稠油井作为一个整体，同时注汽同时采油。借鉴陆地成熟经验兼顾海上平台稠油热采注热装备的注入能力，NB35-2油田南区气窜井采取“两井同注”同时辅助化学调堵和高温防乳化增效剂工艺措施，取得较好的措施效果。

1 NB35-2油田先导试验区概况

截止到2017年底，海上多元热流体吞吐试验累计实施27井次，第一轮吞吐实施16井次，周期累产油16.43×104m3，增油量5.49×104m3，气窜4井次 ；第二轮吞吐实施6井次，周期累产油4×104m3，增油量1.22×104m3，气窜5井次；第三轮吞吐实施5井次，周期累产油1×104m3，增油量3×103m3，均发生气窜[1-2]。分析先导试验区气窜产生的原因如下：

1)先导试验区地层属于高孔高渗油藏类型，平面的非均质性强。南区开发井普遍钻遇主力砂体是NmO5、NmO9、NmⅠ1+2主力砂体。南区明下段储层具有高孔高渗特征，平均孔隙度为35%，平均渗透率4 564.0×10-3μm2。

2)油藏采出程度不等、且压力分布不均。截止到2017年底，多元热流体先导试验区累产液3.5×105m3，累产油2.164×105m3，采出程度10.6%，热采井的采出程度在1.8%～6.7%，不同井间的采出程度差异较大。

3)井网不规则。由于先导试验区平面非均质性强，布井采用非规则井网方式，在单井吞吐期间，邻井开井生产，地层形成注采压力不均衡，注入流体易向生产井窜流。

4)地层存气量大。多元热流体吞吐第一周期，热采井平均回采气率约为34%，第二周期平均回采气率约为26%。截止到2017年底，NB35-2油田南区存气量约1.877×107m3。注热过程中，由于受注热井的压力传递和推动作用，气体的“滑脱”效应，地下赋存的气体易窜至邻井，影响油井正常生产。

5)注入强度偏高。注入压力偏高、注入速度过快进一步加剧了非凝析气体向周围邻井的窜流速和窜流程度，导致邻井因产气量过大而手动停泵，影响其正常生产。

2 气窜治理技术

受综合因素的共同影响，多元热流体先导试验区气窜治理的难度相比蒸汽吞吐先导试验区气窜治理难度加大。前期采取氮气泡沫进行堵调，未取得预期的措施效果。在借鉴陆地气(汽)窜治理经验的基础上，综合考虑海上稠油热采井堵调措施的技术需求，堵调体系一般选取有一定强度“暂堵”体系，实现“堵而不死”。因此，提出“两井同注+高温调堵+化学协同增效”的复合防治措施，并采取间歇注氮的环空隔热工艺进一步降低非凝析气体的注入量。

2.1 堵调体系的应用

2.1.1堵调体系的主要理化指标

对温敏可逆凝胶(改性纤维素醚)的主要理化指标评测结果见表1。

表1 改性纤维素醚的主要理化性能指标

2.1.2封堵性能评价

将温敏可逆凝胶在低温下注入到模拟岩心管内，然后恒温到试验温度，用相同温度的热水进行驱替，记录岩心管两端的压差[3]。试验流程如图1所示。

图1 凝胶封堵性能试验流程

试验分别用温敏凝胶浓度1.0%、2.0%，注入量1.5PV，模拟岩心基本数据见表2，测试高温可逆凝胶在不同温度下的驱替压差，1.0%的温敏可逆凝胶在不同温度下的封堵压差见图2。

表2 模拟岩心基本数据

图2为1.0%温敏可逆凝胶在不同温度条件下的封堵能力。

图2 1.0%的温敏可逆凝胶在不同温度下的封堵压差(恒温16 h)

从图2可以看出，50，70 ℃注水驱替时，随注入量的增加，压差上升达到最大值，然后压差下降。这主要是因为温敏可逆凝胶的黏度起到了作用，当水突破后，压差急剧下降。恒温80，90，100，160 ℃时，温敏可逆凝胶成胶，起到了封堵作用，但由于温敏可逆凝胶成胶后高温下脱水，使得孔隙内形成了水流通道，因此封堵效果变差。80 ℃的封堵效果最好，当达到160 ℃时，基本没有封堵效果，温敏可逆黏胶的耐温极限为160 ℃。

2.2 堵调方案优化

为了进一步挖掘气窜井组整体潜力，保证气窜油井周转有序不乱、降低气窜干扰，结合平台注热装备的注入能力，形成两井同注治理气窜措施方案[4-7]。

1)保护段塞、顶替液的优化

当温敏可逆凝胶注入油藏中，按照渗流阻力大小的优选原则，温敏可逆凝胶优先进入高渗透层，但温敏可逆凝胶或多或少进入低渗透层，后续注入热流体油藏温度升高后，会堵塞低渗透层，对释放油井产能有一定的影响。因此，注入温敏可逆凝胶之前需要注入同等黏度的保护液。

由于温敏可逆凝胶的耐温性受到一定的限制，无法与后续注入的热流体直接接触，且温敏可逆凝胶水溶液具有一定的黏度，如果用清水顶替，由于黏度的差异，顶替效果差。

根据室内评价结果，0.5%的水溶性自扩散降黏体系作为保护液和顶替液较为合适，且该体系具有良好的降黏效果，可以进一步提高热流体驱替效果。

2)注入方式优化

基于温敏可逆凝胶的化学特性，采用“保护段塞+温敏可逆凝胶水溶液主体段塞+顶替液段塞”，然后注热的注入方式。

3)注入参数优化

根据热流体的温度、温敏可逆凝胶的耐温性能，优化现场实施工艺参数：

保护段塞：60 m3浓度为0.5%的水溶性自扩散水溶液；

主体调堵段塞：250 m3温敏可逆凝胶水溶液；

顶替液：50 m3浓度为0.5%的水溶性自扩散水溶液。

2.3 协同增效技术

注热过程中高温冷凝水与地层原油接触后极易形成油包水乳状液，流体黏度随之升高，不利于后期油井正常生产。为阻止地层流体形成油包水乳状液，改善油水界面的润湿性，提高油井产能，根据原油物性及室内实验结果优选高温防乳增效剂来提高热采效果[8]。

3 现场实施效果

2016年，渤海油田NB35-2油田南区多元热流体吞吐先导试验区开展了“两井同注+温敏可逆凝胶调堵+防乳增效”的气窜综合治理技术现场实践。注热前注入保护段塞、调堵段塞的注入，注热中进行了增效剂的伴注，并顺利完成了面积注热施工，效果良好。

3.1 注热期间

试验前后气窜量影响结果见表3。通过两井同注，抵消了单井注入期间相互气窜影响，从邻井气窜时机延后，气窜量降低、气窜影响程度明显减弱，气窜得到了明显遏制，达到了预期效果。

表3 试验前后气窜量影响

3.2 措施前后生产效果对比

分别对X1、X2井实施注热，措施前后产油量生产曲线见图3。X1、X2井注热期间，邻井的生产系统未受影响，整个注热期间正常生产，井间窜流现象得到明显缓解。与措施前相比，X1、X2井日产油量分别由措施前的28.77 m3/d和23.68 m3/d 增加到38.87 m3/d和 35.71 m3/d，且热采操作费较单井注热降低40%，取得了较好的热采经济效益。

图3 注热前后措施井生产曲线对比

4 结论

1)温敏可逆凝胶体系在160 ℃内具有良好的温敏可逆特性，可达到“堵而不死”的目的。

2)“两井同注+温敏可逆凝胶调堵+防乳增效”的气窜综合治理技术有效地缓解了井间窜流现象，措施井日产油增油1.5倍，热采操作费较单井相比降低40%，取得了较好的增产降本效果。