稠油热采开发后期技术对策研究(2)

　　2.3 高周期吞吐后期，油藏状况复杂，部分油井注入方式及参数不合理 目前BQ10区块采用热化学辅助吞吐主要方式是：氮气助排、泡沫调剖及氮气辅助热处理。部分油井注入方式不合理导致周期吞吐效果变差，如古J51723井在第八周期实施氮气助排，注入氮气40062 Nm3，注入蒸汽971m3，周期日均产油1.6t，周期产油292.7t，油汽比达到0.30；第九周期实施氮气助排，注入氮气6865Nm3，注入蒸汽1219m3，周期日均产油仅0.1m，周期产油4t，油汽比0.003；在注汽组合不变，无汽窜干扰的情况下，认为是注采参数发生变化后造成油井生产效果变差。由于采出程度不断升高，近井地带可动油逐渐降低，蒸汽波及半径有限，油井周期间产油量必然逐渐变差，常规注汽方式注入后沿原通道进入，不能够有效波及到未动用原油，导致生产效果差，氮气具有抽提作用，可提高采收率，采用段塞式氮气辅助热处理能高采出程度油井生产效果。如古J51016井，第12周期实施氮气助排注汽876吨，注氮气21423Nm3，周期日均产油0.8吨，油汽比0.17，2012年9月实施氮气辅助热处理注汽后峰值产油6.2吨，周期油汽比0.23，生产效果得到明显改善。
3 开发后期改善生产效果技术对策
　　3.1 优化氮气辅助热处理注采参数，进一步提高储量剖面均衡动用程度 自氮气辅助热处理在BQ10区规模应用以来，随着轮次增多，氮气辅助热处理效果也呈逐步变差趋势。结合油井动静态资料，完善了氮气辅助热处理油井选井标准，使措施更具有针对性，更为合理。完善后氮气辅助热处理选井标准：①油层厚度大于3.0米；②渗透率级差在3-5之间，剖面矛盾较为突出；③日产液大于5吨，亏空程度相对较低；④周期末井口产液温度不低于40℃。
　　从油层等静态参数和油井产状等动态参数来确定高动用层段厚度，注氮厚度按高动用段厚度设计，设计注氮半径逐轮递增，轮次间氮气半径递增0.5-1.5米。氮气辅助热处理阶段注入蒸汽量相对较少，油井采注比在3.0以上，多轮次实施后地层能量降低，油井日产液明显下降，需适时采取周期注汽，以补充地层能量，保证油井长期生产效果。
　　2012年1月-2013年8月，泌浅10区实施氮气辅助热处理77井次，注氮气89.02×104Nm3，注汽1.7889×104吨，阶段核实增油4724.8吨，核实油汽比0.27。
　　3.2 实施氮气辅助面积注汽，改善汽窜井区生产效果
　　高周期吞吐后期，汽窜呈单向窜、双向窜、面积窜，一口井注汽，周围3-5口发生汽窜，汽窜后油井不出液，套压升高，需要放套管气后或恢复一定时间后方能正常生产，甚至一直处于无效，造成本次注汽无效，严重影响了开发效果。为了解决大面积汽窜问题，并能够继续发挥氮气辅助措施效果，采取氮气辅助面积注汽，面积注汽采取集中注汽后再一起开抽的方式，可以避免正常生产的油井不会因为邻井注汽汽窜而造成躺井，影响产量。注汽方式依然应用氮气辅助技术，汽窜区域油井集中注入氮气，利用氮气特性，可以平衡地层压力系统，封堵优势汽窜通道，注汽时能大大提高了蒸汽及氮气利用率，又能有效抑制汽窜导致油井地层出砂。通过实施氮气辅助面积注汽，面积汽窜问题得了有效解决，油井生产效果得到了明显改善。
　　2013年1-8月，泌浅10区实施氮气辅助面积注汽3个井区26个井次，组合注汽后区域注汽压力提升1.7MPa，井组周期生产温度提升23℃，阶段注汽2.19×104吨，注氮气43.26×104Nm3标方，阶段核实产油0.39×104吨，核实油汽比0.18，完全油汽比0.165，生产效果相对较好。