二元吞吐工艺技术在八面河面138区块的应用

单海丹，游艳平，尹祥翔，郭晓光，张海超，杨 磊，杨 雪，卢 琼

(1.华鼎鸿基采油技术服务(北京)有限公司 油化子公司，北京 100083；2.山东威玛装备科技股份有限公司 技术研发部，山东 东营 257091；3.中国石化胜利油田分公司 清河采油厂，山东 东营 262714)

稠油油藏进入多轮次注蒸汽吞吐后期，蒸汽沿高渗透带指进，蒸汽波及效果变差，表现为周期产油量低、产量递减率变大、综合含水高[1]。面138区块通过10余年注蒸汽开发，已经进入多轮次热采开发阶段，随着热采开发的不断深入，单井多轮次注蒸汽开发效果变差[2]。影响注蒸汽开发效果的主要原因为：①蒸汽吞吐进入多轮次后，大部分蒸汽沿着优势地层突进，发生井间汽窜，使得油层纵向动用程度降低，蒸汽利用率降低；②随着注蒸汽开发的不断深入，近井地带的原油逐渐被多轮次注入的蒸汽冷凝水代替，在下周期蒸汽注入时，冷凝水吸收大量的热量，致使蒸汽的加热半径不能波及到有效驱油范围，单井多轮次蒸汽开发效果变差；③注蒸汽开采能够在开井初期提高稠油井产量，随着开采轮次的增加，导致排水期延长，含水逐渐升高，峰值产量降低，生产有效期缩短[3]。为改善面138区块多轮次稠油热采开发现状，开展注氮气与注蒸汽的二元吞吐工艺是必要的[4]。

1 面138区块油藏概况

八面河面138区块位于东营凹陷南斜坡带中南段，为三角洲前缘沉积，油藏厚度薄，主要油层系为沙四段和沙三上砂组，孔隙度为31.8%～36.42%，渗透率为(174.9～697.3)×10-3um2，含油饱和度为48.0%～76.6%，原油黏度为1 137.7～8 711 mPa·s，为高孔中高渗普通稠油油藏。面138区块探明含油面积为25.9 km2，探明储量为2 256.5×104t，动用储量为1 881.6×104t，是以热采开发为主的稠油油藏，主要开发方式为单井蒸汽吞吐。

2 二元吞吐工艺技术原理

二元吞吐工艺作为一种在提高稠油油藏采收率极具潜力的技术手段[5]，其主要工艺技术原理为：

(1)套管隔热伴注，减少井筒热损失。注蒸汽时，环空伴注氮气，能够有效减小热损失，提高井底蒸汽干度，增加油层温度，提高原油流动性。

(2)补充地层能量，延长周期有效期。氮气具有良好的可压缩性和膨胀性，能增加地层弹性驱动能量和减缓油井产量递减速率。

(3)压缩膨胀助排，提高回采水率。氮气和蒸汽混注到油藏，在回采过程中，由于压力下降、气体膨胀，起到助排的作用，有效改善多周期的开发效果。

(4)氮气占据顶部，减缓蒸汽顶部超覆。氮气能够携带蒸汽进入地层油藏深部和上部，调整纵向吸汽剖面，改善深部原油性质，扩大泄油面积，改善地层深部的吞吐效果，从而提高油井产量，延长油井生产有效期。

3 二元吞吐工艺的应用

在渗透性较好的中渗薄层油藏面138沙四段、沙三上段实施二元吞吐近20井次，累计注入氮气107.2×104Nm3，对比二元吞吐施工前后生产效果，措施效果明显：放喷期延长5 d，放喷液量增加54 m3，达到增能助排的目的，热采有效期延长52 d，产油量增加229 t，油汽比增加0.13，综合热采效果提升，取得较好的效果。

3.1 施工方案设计

二元吞吐技术主要有两种措施工艺方式:①由油管正注氮气，然后从油套环空伴注氮气、油管正注蒸汽；②先由油套环空注入氮气，把油管和环空中的液体全部排出，然后从油套环空注入氮气、从油管内注入蒸汽。注气(汽)完成后，焖井一段时间，待压力稳定后放喷生产。

面138区块油藏目前地层压力为9.4 MPa(静液面折算)，油层平均深度1 150 m左右，根据目前生产情况，启动注气压力2.0 MPa，注气管损失压力差1～2 MPa，在最大注气量时，预测最高注气压力约为13.4 MPa；同时，结合历史注蒸汽施工情况，蒸汽干度平均可达到70%以上，预测最高注蒸汽压力约为20.9 MPa。

根据注气压力设计，并结合单井累产油量，由理想状态方程计算得出单井所需的注氮气和注蒸汽量。计算本次5口井注入氮气地面标况体积为31.2×104m3，注入蒸汽10 057 t，单井设计方案如表1所示。

表1 面138区块单井二元吞吐方案设计

3.2 单井情况及施工分析

3.2.1 典型单井施工情况

以X814井为例，X814井于2003年12月投产，油层主要分布在沙四段2砂组，油层厚度为5.8 m，射孔井段为1 141.6～1 148.4 m，孔隙度为31.8%，渗透率为254.4×10-3μm2，含油饱和度为61.4%，原油黏度为2 932 mPa·s。2004年1月新井酸化高压充填投产，自2008年至2015年间先后进行4次稠油热采，累积增产4 252 t。本次实施措施前油井日产油量为1.5 t，日产液量为4.1 t，含水为62.7%。

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X814井于2017年5月26日开始施工，采用油管正注氮气、蒸汽的方式，首先油管正注氮气6.0×104Nm3，平均注气压力为8.0 Mpa；后油管正注入蒸汽2 200 t，干度为70%～80%，注汽速度为7.0～7.5 t/h，注汽压力为18.5 Mpa(图1)。

以X17井为例，X17井于2010年10月投产，油层主要分布在沙三段2砂组，油层厚度为9.0 m，射孔井段为948.0～958.8 m，孔隙度为34.1%，渗透率为174.9×10-3μm2，含油饱和度为48.0%，原油黏度为4 757.4 mPa·s。自2010年至2015年间先后进行4次热采措施，累积增产8 470 t，平均措施有效期达225 d。实施措施前油井日产液量为2.6 t，日产油量为0.2 t，含水率为92.7%。

X17井于2017年7月1日实施二元吞吐工艺措施，油套环空注氮气为3.0×104Nm3，注氮气注入压力为9.8 MPa；油管注蒸汽为1 785 t，注入蒸汽压力为14.6 MPa；环空伴注氮气，油管正注高温起泡剂为10 m3，直至完成氮气注入(图2)。

图1 X814井施工压力曲线

图2 X17井施工压力曲线

综合分析，注气初期压力上升较快，后缓慢爬升，直至趋于平缓变化,气体开始向地层内部推进，在推进过程中由于地层堵塞物及水流通道的存在，压力出现小幅度变化。注蒸汽过程中，压力再次升高，蒸汽向低渗透储层波及或低效产层得到重新动用，有效达到二元吞吐提高注气(汽)波及体积，提高动用程度的目的。

3.2.2 5井次施工情况

根据本次施工5井次的现场施工情况统计(表2)，平均施工完成率达到98%，基本完成注入要求。施工过程中，注氮气压力为8.0～11.1 MPa，注蒸汽压力为9.8～18.5 MPa，施工压力均在方案设计压力范围内，表明二元吞吐工艺技术在该区块具有较好的可实施性。

表2 五井次施工数据对比

3.3 措施效果分析

3.3.1 典型单井措施效果

3.3.1.1 X814井措施效果

X814井于2017年7月7日开井生产(图3)，开井后，日产油量迅速上升至峰点，高峰期日产油量最大达到10.7 t，日产油量10 t以上累计达到12 d。含水率由油井施工前的63.5%下降至21.5%，控水效果明显下降,周期增油量为561 t，实现经济效益约为134.3万元，增效比例高达到278.3%。

图3 X814井日生产曲线

3.3.1.2 X17井措施效果

X17井于2017年6月29日开井放喷生产，排水3 d后，油井日产油量迅速上升至峰点，高峰期日产油量最大达到16.2 t。含水率由油井施工前的92.7%下降至58%，单井控制递减率由措施前的23.1%下降至2.3%，周期增油量为484.7 t，有效改善了油井开发现状(图4)。

图4 X17井日生产曲线

结合典型井例分析，沙四段油井主要表现为地层能量不足、高产期短、产量递减快，需要进一步加强能量补充。沙三段油井主要表现为高产期短、稳产期延长、含水上升快，需加强优势渗流通道调堵。因此，针对不同的油井，需优化注入方式，以提高油井产能。

3.3.2 5井次措施效果分析

该区块油井已多轮次注汽开发，油井基本处于中高含水阶段，地层能量减弱。从施工情况及效果分析(表3)，可以看出二元吞吐技术在该区块取得一定的成功，含水有明显下降，产液量、产油量增加，含水率降低，施工效果较好。

表3 五井次阶段生产情况

(1)排水期缩短。根据分析，本轮次5口井的排水期时间为2～11 d，时间最短为2 d，相比上轮次排水期时间缩短(图5)。

图5 面138区块5口井防喷时间、排水期对比

(2)峰值日产量增加。5井次的高峰期产量最大达到16.2 t，高于日产油量10 t累计达到了49 d。3井次的峰值生产时间为34 d，说明地层中热量随着开采时间的延长而减少，只有少量的氮气及蒸汽进入地层深部，油层深部得不到有效动用。因此建议沙四段在今后的施工中增加氮气注入量，使得氮气及蒸汽能够充分进入地层深部，增加氮气及蒸汽的波及体积，提高剩余油动用程度(图6)。

图6 面138区块5口井产量对比

(3)油井含水下降明显。油井恢复正常生产后，X17井施工前最高含水为92.7%，施工后含水最低下降至58%，含水下降34.7%，含水明显下降，其余井次含水最低下降21.5%。后期供液不足。X814井、X1323井与X59井等3口井开井时间分别为107、104、41 d，产量下降至3 t左右，产液量也明显下降，表明地层供液不足，地层能量下降(图6)。

(4)阶段累计产油量明显增加。至2017年10月10日，5井次阶段累计产油量分别为561、417.6、540.1、326及302.2 t，阶段共累计产油量2 146.9 t，相比上周期累计增油量736.6 t，目前依然有效，增产效果显著。产量递减快。3井次均表现出相似的产量递减特征，高峰期生产后产量明显下降，地层中边底水能量较弱，地层能量下降较快，氮气吞吐及泡沫调剖对产量的影响不明显(图3、4和表5)。

现场试验证明不同注入方式的二元吞吐工艺技术不仅有效改善面138区块高含水、低产井开发现状，同时还显著降低了油井开发成本。

4 结 论

(1)含水上升快，边底水活跃。沙三上组表现为高含水，边底水活跃，二元吞吐工艺+氮气泡沫堵水对井区适用性强。对不同构造位置及不同开采现状的油井，需选择性设计不同的二元吞吐工艺方案，才能够达到最优的增产效果。

(2)随着注入氮气量的不同，地层压力得到不同程度的恢复，对应油井高产稳产有效期不同。后续施工中增加氮气注入量，进一步优化注采参数，以达到延长油井高产稳产有效期的目的。

(3)对于多轮次注蒸汽开发油井，二元吞吐工艺应用于稠油开采，可以减少蒸汽热量损失，增大蒸汽的波及体积，使更多的剩余油得以动用，从而提高原油采收率。二元吞吐工艺与蒸汽吞吐工艺技术相比，可大幅度缩短油井排水期，减缓油井递减速率，延长油井开发时间。