空氣熱混相驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)中的工藝配套研究與實(shí)施

陳宏濤，周冰欣，郭邦彥，韓昭海

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

空氣熱混相驅(qū)是油田大幅度提高采收率的前沿技術(shù)，該項(xiàng)技術(shù)通過(guò)先注入催化耗氧劑，再連續(xù)向油藏注入空氣，原油中部分重質(zhì)組分（5%）在催化耗氧劑作用下就地氧化，氧化生成的高溫（＞250 ℃）能降低氧化產(chǎn)生的煙道氣（85%N2、15%CO2）最小混相壓力，導(dǎo)致煙道氣與液相原油、氣相輕烴在蒸餾/熱混相帶實(shí)現(xiàn)混相，即熱混相，最終驅(qū)油效率提高到90%以上。

姬塬油田A 區(qū)塊采油井259 口，開(kāi)井237 口，日產(chǎn)液水平629 m3，日產(chǎn)油水平203 t，綜合含水率67.7%。油藏開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高含水率階段，采出程度低（9.31%）、采油速度慢（0.29%）、水驅(qū)指數(shù)上升（由1.30 提高至4.64）、存水率下降（由0.9下降至0.7），注水利用率下降，后期穩(wěn)產(chǎn)難度大。主要開(kāi)發(fā)矛盾有兩個(gè)方面：一是受儲(chǔ)層物性變差、地層堵塞等影響，注水井井口壓力逐年上升，由2008 年的11.4 MPa 上升到2022 年的15.6 MPa；受高壓注水影響，部分井動(dòng)態(tài)裂縫開(kāi)啟，吸水指數(shù)曲線顯示50%的注水井表現(xiàn)為下折型，儲(chǔ)層吸水能力逐步下降；二是受沉積韻律影響，儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，剖面吸水不均，目前水驅(qū)動(dòng)用程度75.9%，近三年測(cè)試吸水剖面109 井次，吸水不均占比由35.5% 上升到51.5% 再上升到65.2%，主要表現(xiàn)為部分層段不吸水（39.1%），部分井吸水下移或尖峰狀吸水。

為探索有效提高A 區(qū)塊開(kāi)發(fā)效益的途徑，在油藏北部開(kāi)展空氣熱混相驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)，其中2023 年部署規(guī)模為1 注9 采。為保證方案得以準(zhǔn)確執(zhí)行，根據(jù)方案部署，對(duì)相應(yīng)的注入井井筒、采出井井口、地面工藝流程、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施工藝等關(guān)鍵工藝配套技術(shù)進(jìn)行研究，同時(shí)也為該技術(shù)下步擴(kuò)大試驗(yàn)奠定良好的技術(shù)基礎(chǔ)[1]。

1 方案部署要點(diǎn)及工藝配套技術(shù)難點(diǎn)

1.1 方案部署要點(diǎn)

井網(wǎng)設(shè)計(jì)：采用面積注采井網(wǎng)，1 注8 采，考慮點(diǎn)火可行性，優(yōu)選剩余油較為豐富角井C-3 采油井轉(zhuǎn)注氣，原注水井B-3 井、D-3 井轉(zhuǎn)采，形成菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)。

注采對(duì)應(yīng)完善：轉(zhuǎn)注氣井C-3 井目的層段全射開(kāi)；原注水井轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，壓裂轉(zhuǎn)采；原采油井，目的層全井段變密度射孔。

注氣參數(shù)：日注氣（4～5）×104m3，井口壓力35.0～40.0 MPa，井底壓力40.0～45.0 MPa。

指標(biāo)預(yù)測(cè)：?jiǎn)尉债a(chǎn)油提高3～5 倍，至2035 年較水驅(qū)累增油36.6×104t，采出程度提高14.3%。

高效耗氧點(diǎn)火啟動(dòng)工藝：注入30 m3地層原油→注入30 m3地層原油+催化劑（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%）→注入25 m3催化耗氧劑+催化劑（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.5%）混合物→頂替可溶性膠塞→無(wú)縫銜接轉(zhuǎn)為注入空氣。

1.2 工藝配套主要技術(shù)難點(diǎn)

難點(diǎn)一：注氣井C-3 井采用MIT+MTT 檢測(cè)套管損壞情況，發(fā)現(xiàn)在1 530.64、1 558.58、1 566.23～1 567.52、1 711.30、1 713.36 m 處存在重度腐蝕，套管承壓等級(jí)下降，設(shè)計(jì)要求套管壓力為零。

難點(diǎn)二：預(yù)測(cè)注入空氣啟動(dòng)壓力40.0 MPa，對(duì)空氣壓縮機(jī)、封隔器、注氣井口等設(shè)備選型提出了更高技術(shù)要求。

難點(diǎn)三：注入催化耗氧劑+催化劑混合物與空氣接觸，易形成高溫環(huán)境（溫度可達(dá)到280 ℃以上），若施工間斷，頂替液將催化耗氧劑+催化劑混合物頂替不到地層，存在損傷油套管的風(fēng)險(xiǎn)。

難點(diǎn)四：正常注空氣后日注氣量大，可能發(fā)生的氣竄將增加井控風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)數(shù)字化安全監(jiān)控設(shè)備配套提出更高要求。

2 工藝配套技術(shù)

根據(jù)A 區(qū)塊空氣熱混相驅(qū)技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中存在的技術(shù)難點(diǎn)，為確保達(dá)到方案設(shè)計(jì)要求，主要從注入井井筒、采出井井口、地面工藝流程、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施工藝、數(shù)字化監(jiān)控等方面進(jìn)行工藝技術(shù)配套，確保空氣熱混相驅(qū)工藝試驗(yàn)順利實(shí)施。

2.1 注入端井筒工藝

2.1.1 注氣井口選型 按套管頭與井口設(shè)計(jì)原則，C-3井采用EE 級(jí)KQ65-70 注氣井口，并將139.7 mm 套管接箍套管頭更換為EE 級(jí)、耐壓70.0 MPa、CH9-5/8X5-1/2-70 卡瓦式標(biāo)準(zhǔn)套管頭，采用金屬與注脂組合密封的井口，密封壓力70.0 MPa 以上，井口膠圈抗O2腐蝕。因安裝卡瓦式標(biāo)準(zhǔn)套管頭的技術(shù)要求，需要切割掉139.7 mm 套管頭，因試驗(yàn)井C-3 井水泥返高較深，139.7 mm 套管下降1.5 m，致使KQ65-70 注氣井口大四通位于地表以下1.4 m，增加了后期生產(chǎn)運(yùn)行安全風(fēng)險(xiǎn)。

2.1.2 注氣油管選型 注氣井采用73.025 mm、P110油管，為保證注氣管柱密封性，應(yīng)用氣密封扣油管，同時(shí)涂抹密封脂，并對(duì)每個(gè)絲扣進(jìn)行密封性檢測(cè)。

氣密封檢測(cè)是達(dá)到油管上扣扭矩后在油管接箍外套上集氣罩，用氣動(dòng)絞車設(shè)備將檢測(cè)設(shè)備從油管頂端放入接箍區(qū)域，使油管連接螺紋位于密封設(shè)備上部膠筒和下部膠筒中間區(qū)域，然后向密封設(shè)備中注入氦氣，在達(dá)到設(shè)計(jì)試驗(yàn)壓力（45.0 MPa）不變的條件下用檢測(cè)設(shè)備對(duì)集氣罩內(nèi)部氦氣進(jìn)行檢測(cè)，判斷氣密封油管以及附件的密封性能，絲扣氦氣氣密封性檢測(cè)[2]基本原理見(jiàn)圖1。

圖1 絲扣氦氣氣密封性檢測(cè)基本原理

2.1.3 封隔器選型 選擇氣密性Y441 封隔器+特K344 封隔器聯(lián)合密封，封隔器主要性能指標(biāo)見(jiàn)表1，座封時(shí)利用泵車向井筒分別打壓5.0、15.0、22.0 MPa，各穩(wěn)壓5 min，最后提高壓力突降座封完成，其主要目的是密封油套環(huán)形空間，承載環(huán)空保護(hù)液以及避免封隔器以上套管承受高壓和腐蝕。

表1 封隔器主要性能指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

經(jīng)過(guò)優(yōu)化，C-3 井注氣井下管柱采用籠統(tǒng)注入方式，注氣組合自下而上：喇叭口+底堵+座封球座+油管+Y441 氣密性封隔器+氣密封坐落短接+特K344 氣密性封隔器+油管+油管掛+注氣井口。

2.2 采出端井口工藝

采出端井口選擇EE 級(jí)KY 65-35 標(biāo)準(zhǔn)井口，配套35.0 MPa 壓力表、盤根盒、緊急截?cái)嚅y和數(shù)字化壓力監(jiān)控等，采出端井口配套工藝流程圖見(jiàn)圖2。實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)油套壓變化，當(dāng)井口壓力上升至3.0 MPa 時(shí)報(bào)警，數(shù)字化壓力監(jiān)控系統(tǒng)報(bào)警立刻關(guān)閉緊急截?cái)嚅y。同時(shí)井口安裝放空閥門，且放空管線連接至井場(chǎng)放空罐，放空管線按要求打地錨或卡子固定。

圖2 采出端井口配套工藝流程示意圖

2.3 現(xiàn)場(chǎng)泵注工藝

根據(jù)單井C-3 井工藝方案設(shè)計(jì)要求，泵注段塞主要由三部分構(gòu)成（泵注程序見(jiàn)表2）：試擠液（求吸水指數(shù)與判斷井下鉆具密封性能）→高效耗氧啟動(dòng)液→頂替液，共計(jì)用時(shí)670 min。

表2 C-3 井現(xiàn)場(chǎng)施工泵注程序

根據(jù)泵注程序，結(jié)合技術(shù)參數(shù)要求，設(shè)計(jì)700 型水泥車2 臺(tái)，350 型熱洗車2 臺(tái)，配液罐車8 部，具體施工現(xiàn)場(chǎng)布置圖見(jiàn)圖3。現(xiàn)場(chǎng)施工首先由2 臺(tái)并聯(lián)的350型熱洗車將原油、原油+催化劑加溫至90 ℃以上，進(jìn)入調(diào)節(jié)罐車，然后調(diào)節(jié)罐車中的液體、催化耗氧劑+催化劑混合液、泡沫液依次由700 型水泥車以200 L/min 的排量泵注至井筒，完成高效耗氧啟動(dòng)液注入施工。

圖3 C-3 井現(xiàn)場(chǎng)施工布置示意圖

2.4 空氣壓縮機(jī)選型

預(yù)測(cè)C-3 井最高注入壓力40.0 MPa，現(xiàn)場(chǎng)安裝空氣壓縮機(jī)2 套，注入排量1 200 m3/h，額定壓力50.0 MPa，空氣壓縮機(jī)主要參數(shù)見(jiàn)表3。

表3 空氣壓縮機(jī)主要參數(shù)表

2.5 數(shù)字化監(jiān)控配套

數(shù)字化監(jiān)控系統(tǒng)主要考慮注入安全及注入井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)控，井口安裝壓力檢測(cè)、流量檢測(cè)、四合一（O2、CO2、H2S、CO）氣體組分檢測(cè)、示功圖檢測(cè)等設(shè)備，并完善計(jì)量系統(tǒng)，安裝翻斗流量計(jì)。主要監(jiān)控油壓、套壓、氣體組分、注入流量、產(chǎn)出液等參數(shù)，并具有上限報(bào)警及遠(yuǎn)傳性能。

3 實(shí)施效果評(píng)價(jià)

3.1 施工泵注參數(shù)

現(xiàn)場(chǎng)施工遵循設(shè)計(jì)參數(shù)，泵注平均壓力20.1 MPa，平均施工排量200 L/min，歷時(shí)850 min 順利平穩(wěn)未完成施工，主要泵注參數(shù)曲線見(jiàn)圖4。

圖4 主要泵注參數(shù)曲線

3.2 運(yùn)行注入?yún)?shù)

2023 年11 月28 日正常投用，已投入運(yùn)行時(shí)間30 d，油壓19.8 MPa，套壓30.8 MPa，日注氣量5 100 m3，累計(jì)注入量146.83×104m3，具體熱混相驅(qū)注入?yún)?shù)見(jiàn)圖5。

圖5 C-3 井熱混相驅(qū)注入?yún)?shù)統(tǒng)計(jì)圖

3.3 采出井氣體組分監(jiān)測(cè)

采用四合一（O2、CO2、H2S、CO）氣體組分檢測(cè)儀表，對(duì)一線井實(shí)施24 h 監(jiān)測(cè)，儀器儀表工作正常，監(jiān)測(cè)出O2濃度為0.4%～1.1%，CO 濃度為2～420 mg/L，CO2濃度為4～4 844 mg/L，未監(jiān)測(cè)出H2S，均在安全注入控制指標(biāo)以內(nèi)。

4 結(jié)論及建議

（1）現(xiàn)場(chǎng)安裝空氣壓縮機(jī)、氣體監(jiān)測(cè)等主體設(shè)備儀器儀表均達(dá)到了設(shè)計(jì)目的，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)30 d 的運(yùn)行，可實(shí)現(xiàn)平穩(wěn)注入，滿足安全應(yīng)急監(jiān)控的需求。

（2）現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)工藝試驗(yàn)?zāi)康模瑑?yōu)化泵注程序與施工步驟，選擇700 型水泥車泵注、350 型熱洗車加溫、油罐車配液等主要設(shè)備達(dá)到了方案設(shè)計(jì)要求，使施工更加高效、安全、可靠。

（3）現(xiàn)場(chǎng)氣密性絲扣檢測(cè)設(shè)備具備準(zhǔn)確度高、可靠性強(qiáng)、反應(yīng)速度快、無(wú)毒無(wú)害等技術(shù)優(yōu)勢(shì)，值得在現(xiàn)場(chǎng)推廣應(yīng)用。

（4）目前通過(guò)注入油（套）壓力、注入排量、采出端氣體組分等關(guān)鍵數(shù)據(jù)檢測(cè)，除注入井油壓（19.8 MPa）異常外，其余各項(xiàng)參數(shù)均正常，另外因更換卡瓦式標(biāo)準(zhǔn)套管頭致使注氣井口大四通位于地表以下1.4 m，增加了安全隱患，建議試驗(yàn)小套管固井工藝，進(jìn)一步完善注氣井筒的完整性，提高長(zhǎng)期注氣安全。