空氣熱混相驅礦場試驗中的工藝配套研究與實施

陳宏濤，周冰欣，郭邦彥，韓昭海

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

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

姬塬油田A 區塊采油井259 口，開井237 口，日產液水平629 m3，日產油水平203 t，綜合含水率67.7%。油藏開發已進入高含水率階段，采出程度低（9.31%）、采油速度慢（0.29%）、水驅指數上升（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，后期穩產難度大。主要開發矛盾有兩個方面：一是受儲層物性變差、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，部分井動態裂縫開啟，吸水指數曲線顯示50%的注水井表現為下折型，儲層吸水能力逐步下降；二是受沉積韻律影響，儲層縱向非均質性強，剖面吸水不均，目前水驅動用程度75.9%，近三年測試吸水剖面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 區塊開發效益的途徑，在油藏北部開展空氣熱混相驅技術試驗，其中2023 年部署規模為1 注9 采。為保證方案得以準確執行，根據方案部署，對相應的注入井井筒、采出井井口、地面工藝流程、現場實施工藝等關鍵工藝配套技術進行研究，同時也為該技術下步擴大試驗奠定良好的技術基礎[1]。

1 方案部署要點及工藝配套技術難點

1.1 方案部署要點

井網設計：采用面積注采井網，1 注8 采，考慮點火可行性，優選剩余油較為豐富角井C-3 采油井轉注氣，原注水井B-3 井、D-3 井轉采，形成菱形反九點井網。

注采對應完善：轉注氣井C-3 井目的層段全射開；原注水井轉為生產井，壓裂轉采；原采油井，目的層全井段變密度射孔。

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

指標預測：單井日產油提高3～5 倍，至2035 年較水驅累增油36.6×104t，采出程度提高14.3%。

高效耗氧點火啟動工藝：注入30 m3地層原油→注入30 m3地層原油+催化劑（質量分數為1%）→注入25 m3催化耗氧劑+催化劑（質量分數為2.5%）混合物→頂替可溶性膠塞→無縫銜接轉為注入空氣。

1.2 工藝配套主要技術難點

難點一：注氣井C-3 井采用MIT+MTT 檢測套管損壞情況，發現在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，套管承壓等級下降，設計要求套管壓力為零。

難點二：預測注入空氣啟動壓力40.0 MPa，對空氣壓縮機、封隔器、注氣井口等設備選型提出了更高技術要求。

難點三：注入催化耗氧劑+催化劑混合物與空氣接觸，易形成高溫環境（溫度可達到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險。

難點四：正常注空氣后日注氣量大，可能發生的氣竄將增加井控風險，對數字化安全監控設備配套提出更高要求。

2 工藝配套技術

根據A 區塊空氣熱混相驅技術在現場試驗中存在的技術難點，為確保達到方案設計要求，主要從注入井井筒、采出井井口、地面工藝流程、現場實施工藝、數字化監控等方面進行工藝技術配套，確保空氣熱混相驅工藝試驗順利實施。

2.1 注入端井筒工藝

2.1.1 注氣井口選型 按套管頭與井口設計原則，C-3井采用EE 級KQ65-70 注氣井口，并將139.7 mm 套管接箍套管頭更換為EE 級、耐壓70.0 MPa、CH9-5/8X5-1/2-70 卡瓦式標準套管頭，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。因安裝卡瓦式標準套管頭的技術要求，需要切割掉139.7 mm 套管頭，因試驗井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，增加了后期生產運行安全風險。

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，應用氣密封扣油管，同時涂抹密封脂，并對每個絲扣進行密封性檢測。

氣密封檢測是達到油管上扣扭矩后在油管接箍外套上集氣罩，用氣動絞車設備將檢測設備從油管頂端放入接箍區域，使油管連接螺紋位于密封設備上部膠筒和下部膠筒中間區域，然后向密封設備中注入氦氣，在達到設計試驗壓力（45.0 MPa）不變的條件下用檢測設備對集氣罩內部氦氣進行檢測，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[2]基本原理見圖1。

圖1 絲扣氦氣氣密封性檢測基本原理

2.1.3 封隔器選型 選擇氣密性Y441 封隔器+特K344 封隔器聯合密封，封隔器主要性能指標見表1，座封時利用泵車向井筒分別打壓5.0、15.0、22.0 MPa，各穩壓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形空間，承載環空保護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統計表

經過優化，C-3 井注氣井下管柱采用籠統注入方式，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KY 65-35 標準井口，配套35.0 MPa 壓力表、盤根盒、緊急截斷閥和數字化壓力監控等，采出端井口配套工藝流程圖見圖2。實時監測油套壓變化，當井口壓力上升至3.0 MPa 時報警，數字化壓力監控系統報警立刻關閉緊急截斷閥。同時井口安裝放空閥門，且放空管線連接至井場放空罐，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 現場泵注工藝

根據單井C-3 井工藝方案設計要求，泵注段塞主要由三部分構成（泵注程序見表2）：試擠液（求吸水指數與判斷井下鉆具密封性能）→高效耗氧啟動液→頂替液，共計用時670 min。

表2 C-3 井現場施工泵注程序

根據泵注程序，結合技術參數要求，設計700 型水泥車2 臺，350 型熱洗車2 臺，配液罐車8 部，具體施工現場布置圖見圖3。現場施工首先由2 臺并聯的350型熱洗車將原油、原油+催化劑加溫至90 ℃以上，進入調節罐車，然后調節罐車中的液體、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，完成高效耗氧啟動液注入施工。

圖3 C-3 井現場施工布置示意圖

2.4 空氣壓縮機選型

預測C-3 井最高注入壓力40.0 MPa，現場安裝空氣壓縮機2 套，注入排量1 200 m3/h，額定壓力50.0 MPa，空氣壓縮機主要參數見表3。

表3 空氣壓縮機主要參數表

2.5 數字化監控配套

數字化監控系統主要考慮注入安全及注入井的生產動態監控，井口安裝壓力檢測、流量檢測、四合一（O2、CO2、H2S、CO）氣體組分檢測、示功圖檢測等設備，并完善計量系統，安裝翻斗流量計。主要監控油壓、套壓、氣體組分、注入流量、產出液等參數，并具有上限報警及遠傳性能。

3 實施效果評價

3.1 施工泵注參數

現場施工遵循設計參數，泵注平均壓力20.1 MPa，平均施工排量200 L/min，歷時850 min 順利平穩未完成施工，主要泵注參數曲線見圖4。

圖4 主要泵注參數曲線

3.2 運行注入參數

2023 年11 月28 日正常投用，已投入運行時間30 d，油壓19.8 MPa，套壓30.8 MPa，日注氣量5 100 m3，累計注入量146.83×104m3，具體熱混相驅注入參數見圖5。

圖5 C-3 井熱混相驅注入參數統計圖

3.3 采出井氣體組分監測

采用四合一（O2、CO2、H2S、CO）氣體組分檢測儀表，對一線井實施24 h 監測，儀器儀表工作正常，監測出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，未監測出H2S，均在安全注入控制指標以內。

4 結論及建議

（1）現場安裝空氣壓縮機、氣體監測等主體設備儀器儀表均達到了設計目的，通過現場30 d 的運行，可實現平穩注入，滿足安全應急監控的需求。

（2）現場根據工藝試驗目的，優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備達到了方案設計要求，使施工更加高效、安全、可靠。

（3）現場氣密性絲扣檢測設備具備準確度高、可靠性強、反應速度快、無毒無害等技術優勢，值得在現場推廣應用。

（4）目前通過注入油（套）壓力、注入排量、采出端氣體組分等關鍵數據檢測，除注入井油壓（19.8 MPa）異常外，其余各項參數均正常，另外因更換卡瓦式標準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，建議試驗小套管固井工藝，進一步完善注氣井筒的完整性，提高長期注氣安全。