论文部分内容阅读
摘 要：锦607块近年来连续实施换井底及侧钻，但在注汽投产过程中出现了用大炉子注汽压力过高，干度不够，导致下泵开井后生产效果不好的现象。本文针对此情况，从地层条件和注汽设备及工艺方面着重分析了导致侧钻井注汽难度加大的原因，并提出改善注汽方式，尝试使用高压小炉子注汽从而保证注汽干度。现场实施证明效果显著，对于该区块下步侧钻井的推广和上返兴隆台过程中现场注汽的管理具有重要的指导意义。
关键词：锦607;侧钻;高压;小炉子;应用
1 锦607块基本概况
锦607块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，其东南侧与锦25块、锦45块相邻，构造面积约3km2，构造总体形态为单斜-断鼻构造，内部发育多条走向各异、断距不等的次级断层[1]。储层岩性以砂砾岩、中-细砂岩为主。于楼油层的孔隙度为33.8%，渗透率为1.162μm2，兴隆台油层的孔隙度为31.4%，渗透率为0.872μm2，属中高孔-中高渗型油藏。目前锦607块总井131口，开井108口，日产液2060吨，日产油83吨，综合含水96.0%。截止到2018年6月，区块累产油172.8×104t，累产水964.3×104m3，累注汽431.8×104t，累计油汽比0.4，采出程度25.7%。
自1999年试采以来，锦607块的开发已经历三个阶段，分别是试采阶段、蒸汽吞吐开采上产阶段和滚动开发阶段，在2006年产量达到最高峰，随后逐年递减，目前该区块以稠油注汽吞吐为主要上产方式。油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，向油层注入高温、高压蒸汽后，蒸汽波及地带地层温度升高，将油层及原油加热[2]，因此注汽效果的好坏将直接影响随后油井产量能否顺利增长。
2 目前区块注汽面临问题
17年8月来在锦607块先后部署的几口大修换井底井陆续投产，但在注汽时部分井陆续出现了井压高或受天然气压力低影响导致干度不够情况，造成投产效果不好。经过分析，认为主要有以下五个方面因素影响：
（1）地层压力高;本次侧钻井投产井段较深，以兴隆台油层为主，地层压力较高，本身就给注汽增加了一定难度。
（2）天然气压力低;自从17年下半年开始，天然气压力时有不足，因此大炉子火力不够，一定程度上影响注汽。
（3）注汽压力高;地层压力高，势必造成注汽压力升高，但大炉子较难提供较高的注汽压力，增加了注汽锅炉的运转负担。
（4）注汽干度低;注汽干度是影响稠油常规注汽吞吐的最重要因素，干度不足，注入地下的蒸汽吞吐效果必然减弱，影响开井后的生产效果。
（5）泥浆造成污染;新侧钻井因为部分客观因素，存在固井质量不佳，造成泥浆污染的可能性，也会影响注汽压力和干度，从而影响投产效果。
最先投产的三口侧钻井锦607-55-82C、锦607-54-78C和锦608KC，初次投产时均采用大炉子注汽，累计设计注汽量3600t，实际完成注汽量3800t。平均井口压力14Mpa，平均干度39.4%，远不能达到正常标准75%的要求，下泵开井后生产效果也不如预期，开井后短时间内日产液及日产油便迅速下降，测试显示供液差，生产状况不佳。
3 现场改善注汽方式及应用效果
与大炉子相比，小炉子的注汽排量小，注汽速度慢，但在相同火力的前提下，尤其在天然气量不足的情况下，小炉子明显比大炉子更有优势，能够提供更高的锅炉注汽压力，因此适用于投注607块地层压力较高的侧钻井。
自2017年10月以来，在各级单位配合下，高压小炉子3#炉搬迁至锦607块，并开始接替37#炉对该区块换井底及侧钻井实施注汽。自2017年10月至2018年3月，共对8口换井底及侧钻井实施注汽。其中有两口为之前用大炉子注汽导致开井效果较差的锦607-54-78C和锦608KC。在注汽前为防止泥浆污染造成影响，8口油井基本全部实施酸化工艺措施。
跟踪注汽参数可知，除了锦607-54-78C干度仍然不足外，其余7口井注汽参数均正常，注汽效果明显改善。由统计数据可知，小炉子注汽的8口井全部开井后，生产效果普遍优于上周期，基本恢复预期水平。尤其是前一周期曾用大炉子注汽的两口井锦607-54-78C和锦608KC，本轮采用小炉子注汽后，无论是周期长度还是生产效果都明显好于上周期。
4 结论及认识
（1）采用高压小炉子替代大炉子对锦607块侧钻新井进行注汽，可以有效提升注汽干度和开井后的生产效果，对以后锦607块侧钻补层的注汽方式选择具有重要的指导意义。
（2）在地面井位符合条件及生产周期同步的前提下，实施一炉同注可以有效减少汽窜对油井作业的干扰和注汽井源的積压，加快现场运行进度，并在一定程度上提高油井注汽效果。
参考文献：
[1]谷艳荣，闫宝云.锦607块综合调整部署及实施效果评价[J].特种油气藏，2007，14（增刊）：7.
[2]王永兴.现代油田高效开采实用关键技术[M].石油工业出版社，2005，614.
关键词：锦607;侧钻;高压;小炉子;应用
1 锦607块基本概况
锦607块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，其东南侧与锦25块、锦45块相邻，构造面积约3km2，构造总体形态为单斜-断鼻构造，内部发育多条走向各异、断距不等的次级断层[1]。储层岩性以砂砾岩、中-细砂岩为主。于楼油层的孔隙度为33.8%，渗透率为1.162μm2，兴隆台油层的孔隙度为31.4%，渗透率为0.872μm2，属中高孔-中高渗型油藏。目前锦607块总井131口，开井108口，日产液2060吨，日产油83吨，综合含水96.0%。截止到2018年6月，区块累产油172.8×104t，累产水964.3×104m3，累注汽431.8×104t，累计油汽比0.4，采出程度25.7%。
自1999年试采以来，锦607块的开发已经历三个阶段，分别是试采阶段、蒸汽吞吐开采上产阶段和滚动开发阶段，在2006年产量达到最高峰，随后逐年递减，目前该区块以稠油注汽吞吐为主要上产方式。油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，向油层注入高温、高压蒸汽后，蒸汽波及地带地层温度升高，将油层及原油加热[2]，因此注汽效果的好坏将直接影响随后油井产量能否顺利增长。
2 目前区块注汽面临问题
17年8月来在锦607块先后部署的几口大修换井底井陆续投产，但在注汽时部分井陆续出现了井压高或受天然气压力低影响导致干度不够情况，造成投产效果不好。经过分析，认为主要有以下五个方面因素影响：
（1）地层压力高;本次侧钻井投产井段较深，以兴隆台油层为主，地层压力较高，本身就给注汽增加了一定难度。
（2）天然气压力低;自从17年下半年开始，天然气压力时有不足，因此大炉子火力不够，一定程度上影响注汽。
（3）注汽压力高;地层压力高，势必造成注汽压力升高，但大炉子较难提供较高的注汽压力，增加了注汽锅炉的运转负担。
（4）注汽干度低;注汽干度是影响稠油常规注汽吞吐的最重要因素，干度不足，注入地下的蒸汽吞吐效果必然减弱，影响开井后的生产效果。
（5）泥浆造成污染;新侧钻井因为部分客观因素，存在固井质量不佳，造成泥浆污染的可能性，也会影响注汽压力和干度，从而影响投产效果。
最先投产的三口侧钻井锦607-55-82C、锦607-54-78C和锦608KC，初次投产时均采用大炉子注汽，累计设计注汽量3600t，实际完成注汽量3800t。平均井口压力14Mpa，平均干度39.4%，远不能达到正常标准75%的要求，下泵开井后生产效果也不如预期，开井后短时间内日产液及日产油便迅速下降，测试显示供液差，生产状况不佳。
3 现场改善注汽方式及应用效果
与大炉子相比，小炉子的注汽排量小，注汽速度慢，但在相同火力的前提下，尤其在天然气量不足的情况下，小炉子明显比大炉子更有优势，能够提供更高的锅炉注汽压力，因此适用于投注607块地层压力较高的侧钻井。
自2017年10月以来，在各级单位配合下，高压小炉子3#炉搬迁至锦607块，并开始接替37#炉对该区块换井底及侧钻井实施注汽。自2017年10月至2018年3月，共对8口换井底及侧钻井实施注汽。其中有两口为之前用大炉子注汽导致开井效果较差的锦607-54-78C和锦608KC。在注汽前为防止泥浆污染造成影响，8口油井基本全部实施酸化工艺措施。
跟踪注汽参数可知，除了锦607-54-78C干度仍然不足外，其余7口井注汽参数均正常，注汽效果明显改善。由统计数据可知，小炉子注汽的8口井全部开井后，生产效果普遍优于上周期，基本恢复预期水平。尤其是前一周期曾用大炉子注汽的两口井锦607-54-78C和锦608KC，本轮采用小炉子注汽后，无论是周期长度还是生产效果都明显好于上周期。
4 结论及认识
（1）采用高压小炉子替代大炉子对锦607块侧钻新井进行注汽，可以有效提升注汽干度和开井后的生产效果，对以后锦607块侧钻补层的注汽方式选择具有重要的指导意义。
（2）在地面井位符合条件及生产周期同步的前提下，实施一炉同注可以有效减少汽窜对油井作业的干扰和注汽井源的積压，加快现场运行进度，并在一定程度上提高油井注汽效果。
参考文献：
[1]谷艳荣，闫宝云.锦607块综合调整部署及实施效果评价[J].特种油气藏，2007，14（增刊）：7.
[2]王永兴.现代油田高效开采实用关键技术[M].石油工业出版社，2005，614.