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[摘 要]辽河油田是以稠油产量为主的油田，但随着稠油注汽轮次的普遍增高，套管损坏现象日益严重，其中套管严重损坏的油井只能以打侧钻井的形式加以重新利用，由此使得侧钻井的数量急剧增长，目前已达1400口以上（包括部分稀油侧钻井）。对于稠油侧钻井注汽，目前部分采油厂仍主要采用传统的笼统注汽方式。但随着侧钻井注汽轮次的提高，仍然采用笼统注汽将存在不可弥补的缺点，首先加剧了油井层间矛盾，使得高渗层吸气量大，中、低渗透层吸汽量少或吸不进，导致油层动用程度明显不均，蒸汽波及面积小，无法达到理想的注汽效率；另外，由于笼统注汽时是将热采密封器下在整个油层的上部，使得侧钻井段套管完全暴露在高温蒸汽下，这不但降低了蒸汽的利用率，而且对侧钻井段套管造成严重损坏，大大缩短了侧钻井开采寿命（目前辽河油田侧钻井套管变形现象已经开始严重）。针对上述问题，我们研制了侧钻井分层注汽及选层注汽工艺管柱，该工艺技术的成功应用不但能够在一定程度上保护套管，而且对提高油藏采收率也具有十分重要的意义。
[关键词]侧钻井 分层注汽 选注
中图分类号：956 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）40-0385-01
1.引言
辽河油田是以稠油产量为主的油田，但随着稠油注汽轮次的普遍增高，套管损坏现象日益严重，其中套管严重损坏的油井只能以打侧钻井的形式加以重新利用，由此使得侧钻井的数量急剧增长，目前已达1400口以上（包括部分稀油侧钻井）。对于稠油侧钻井注汽，目前部分采油厂仍主要采用传统的笼统注汽方式。但随着侧钻井注汽轮次的提高，仍然采用笼统注汽将存在不可弥补的缺点，首先加剧了油井层间矛盾，使得高渗层吸气量大，中、低渗透层吸汽量少或吸不进，导致油层动用程度明显不均，蒸汽波及面积小，无法达到理想的注汽效率；另外，由于笼统注汽时是将热采密封器下在整个油层的上部，使得侧钻井段套管完全暴露在高温蒸汽下，这不但降低了蒸汽的利用率，而且对侧钻井段套管造成严重损坏，大大缩短了侧钻井开采寿命（目前辽河油田侧钻井套管变形现象已经开始严重）。针对上述问题，我们研制了侧钻井分层注汽及选层注汽工艺管柱，该工艺技术的成功应用不但能够在一定程度上保护套管，而且对提高油藏采收率也具有十分重要的意义。
2.技术原理及特点
2.1 常规直井热采封隔器种类优、缺点比较
目前在常规Φ177.8mm套管中蒸汽吞吐时使用的热采密封器种类很多，但根据其原理大致可分为两大类，一类是在密闭腔内加药膨胀式封隔器，其关键是膨胀腔外壁是软金属外套密封胶件，该类密封器密封性能好，但对软金属加工及热处理要求严格， 当温度下降后，软金属收缩不到位且不规则，收缩后外径往往大于膨胀前的外径，因此当遇到套管变形稍大的油井时，容易发生卡井事故；另一类为热敏封隔器，其原理是高温密封件内衬有对温度较为敏感的金属片，注汽时金属片受热膨胀，推动高温胶筒贴紧套管，封隔油套环形空间，停注后当温度下降到一定值后热敏金属片收缩还原。该类封隔器解封可靠，但密封高压油层时效果与膨胀式封隔器相比略有不足。此外还有锲入式热采封隔器及带卡瓦的汽驱封隔器等。
总体来说，每种注汽封隔器都各有优、缺点，如果仅仅将以上封隔器单纯在尺寸上加以缩小，用于侧钻井分注选注，总有不足之处。
2.2 侧钻井注汽封隔器的研制
由于侧钻井有开窗拐点，悬挂器的最小内通径较小（Φ108 mm），使得对注汽封隔器的要求不仅要坐封可靠，密封耐压高，而且要求注汽封隔器解封可靠，防止注汽管柱卡井，因此将传统的热膨胀坐封封隔器改为液压式压缩胶筒坐封的小直径注汽封隔器。
该封隔器充分借鉴了常温采油封隔器的优点，再考虑到热采注汽时的具体情况，加以改进研制而成。该封隔器最大特点就是封隔器在注汽前后封隔器钢体外径不发生变化，仅仅是依靠高温密封件压缩膨胀后密封油套环空，承受注汽压力。因此注汽管柱卡井风险极小。这种类型的封隔器只能适用于套管内径较小的油井。因为密封件的受力与油套环空的面积是密切相关的，从以下公式可知：F=PS
式中：F为密封件受力，kg；P为注汽压力，kg；S为油套环空面积，cm2。
注汽时锅炉最大注汽压力为17 MPa，在Φ177.8mm套管井中胶筒承受压力F1为：
F1=PS1=28344.8 kg
Φ127.8mm套管井中胶筒承受压力F2为：
F2=PS2=9628.4 kg
式中：S1为Φ177.8mm套管井中油套环空面积，cm2 ，S2为Φ127.8mm套管井中油套环空面积，cm2。
因此，在Φ177.8mm套管井中胶筒容易打脱，而用于Φ127.8mm套管井中则不存在这个问题。
该封隔器结构由坐封机构、锁紧机构、解封机构组成。
注汽时，由于温度上升，使得密封腔内液体膨胀，推动活塞上行，活塞推动中心管上行，同时压缩高温胶筒完成坐封，同时锁块锁紧在外中心管上，解封时上提中心管，封隔器在磨擦力的作用下，剪断解封销钉，完成解封。
2.3 侧钻井分注阀的研制
侧钻井分注阀主要参考常规7寸井的分注阀设计而成。
该分注阀主要由筛管及球座组成。
注下层汽时，蒸汽通过分注阀下部筛管进入地层，当注汽量达到要求后，投入钢球，在注汽压力作用下，球座带动密封套下行，关闭下部注汽通道，同时打开上部注汽通道，对上层油层进行注汽。
2.4 侧钻井注汽工艺管柱的结构特点
针对稠油油藏纵向非均质性严重，吞吐开采时吸汽不均，蒸汽波及效率低，油层纵向动用程度差的问题，设计开发了侧钻井分层注汽工艺管柱和侧钻井选层注汽工艺管柱。对于侧钻井分层注汽工艺管柱，是利用分注阀实现多层同时配注。在认识油层的基础上，将油层分为若干吸汽程度不同的油层段，利用侧钻井注汽封隔器将它们彼此分离，再根据各自不同的注汽要求，由分注阀调节，对已动用较好的高渗层段相应的减少注入蒸汽的比例，适当提高中、低渗层的注汽量，以提高蒸汽在油层中的利用率。对于侧钻井选层注汽工艺管柱，利用侧钻井注汽封隔器，可根据需要采取封上注下、封下注上、封两端注中部等3种方式，以达到调整吸汽剖面，提高吞吐效果的目的。
3.应用情况及效果评价
曙1-46-29C井已进入蒸汽吞吐第9周期，措施前该井由于高含水而关井。对该井实施侧钻井分层注汽工艺技术时注汽压力为16.5 MPa，说明以往注汽时该层吸汽不好，因此选注该层时注汽压力很高。该井套压为0.2 MPa，措施后第一个月平均日产油达15t，周期平均日产达7.5t，达到了设计要求。曙1-36-042C井进入第7周期，注汽压力为15 MPa，排量为16t/d，注汽量为2200t，平均日产油2.7t。对该井进行分注工艺，分注时设计排量为16t/d，上层注汽量为1400t，下层注汽量为1900t，措施后平均日产油13.2t，达到了预期的效果。同样从注汽压力可以看出该层在以前笼统注汽时吸汽不好，储量动用不多，因此分注该层后效果肯定很理想。从措施后的产量也充分反映了这一点
4.结束语
通过室内实验和现场推广应用证明，侧钻井分注选注管柱的设计较为合理、安全，适用于稠油侧钻井的分注选注。尤其是经过改进后的新型侧钻井注汽封隔器密封、坐封、解封均十分可靠，避免了在常规7寸套管井中经常出现的卡井现象。
[关键词]侧钻井 分层注汽 选注
中图分类号：956 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）40-0385-01
1.引言
辽河油田是以稠油产量为主的油田，但随着稠油注汽轮次的普遍增高，套管损坏现象日益严重，其中套管严重损坏的油井只能以打侧钻井的形式加以重新利用，由此使得侧钻井的数量急剧增长，目前已达1400口以上（包括部分稀油侧钻井）。对于稠油侧钻井注汽，目前部分采油厂仍主要采用传统的笼统注汽方式。但随着侧钻井注汽轮次的提高，仍然采用笼统注汽将存在不可弥补的缺点，首先加剧了油井层间矛盾，使得高渗层吸气量大，中、低渗透层吸汽量少或吸不进，导致油层动用程度明显不均，蒸汽波及面积小，无法达到理想的注汽效率；另外，由于笼统注汽时是将热采密封器下在整个油层的上部，使得侧钻井段套管完全暴露在高温蒸汽下，这不但降低了蒸汽的利用率，而且对侧钻井段套管造成严重损坏，大大缩短了侧钻井开采寿命（目前辽河油田侧钻井套管变形现象已经开始严重）。针对上述问题，我们研制了侧钻井分层注汽及选层注汽工艺管柱，该工艺技术的成功应用不但能够在一定程度上保护套管，而且对提高油藏采收率也具有十分重要的意义。
2.技术原理及特点
2.1 常规直井热采封隔器种类优、缺点比较
目前在常规Φ177.8mm套管中蒸汽吞吐时使用的热采密封器种类很多，但根据其原理大致可分为两大类，一类是在密闭腔内加药膨胀式封隔器，其关键是膨胀腔外壁是软金属外套密封胶件，该类密封器密封性能好，但对软金属加工及热处理要求严格， 当温度下降后，软金属收缩不到位且不规则，收缩后外径往往大于膨胀前的外径，因此当遇到套管变形稍大的油井时，容易发生卡井事故；另一类为热敏封隔器，其原理是高温密封件内衬有对温度较为敏感的金属片，注汽时金属片受热膨胀，推动高温胶筒贴紧套管，封隔油套环形空间，停注后当温度下降到一定值后热敏金属片收缩还原。该类封隔器解封可靠，但密封高压油层时效果与膨胀式封隔器相比略有不足。此外还有锲入式热采封隔器及带卡瓦的汽驱封隔器等。
总体来说，每种注汽封隔器都各有优、缺点，如果仅仅将以上封隔器单纯在尺寸上加以缩小，用于侧钻井分注选注，总有不足之处。
2.2 侧钻井注汽封隔器的研制
由于侧钻井有开窗拐点，悬挂器的最小内通径较小（Φ108 mm），使得对注汽封隔器的要求不仅要坐封可靠，密封耐压高，而且要求注汽封隔器解封可靠，防止注汽管柱卡井，因此将传统的热膨胀坐封封隔器改为液压式压缩胶筒坐封的小直径注汽封隔器。
该封隔器充分借鉴了常温采油封隔器的优点，再考虑到热采注汽时的具体情况，加以改进研制而成。该封隔器最大特点就是封隔器在注汽前后封隔器钢体外径不发生变化，仅仅是依靠高温密封件压缩膨胀后密封油套环空，承受注汽压力。因此注汽管柱卡井风险极小。这种类型的封隔器只能适用于套管内径较小的油井。因为密封件的受力与油套环空的面积是密切相关的，从以下公式可知：F=PS
式中：F为密封件受力，kg；P为注汽压力，kg；S为油套环空面积，cm2。
注汽时锅炉最大注汽压力为17 MPa，在Φ177.8mm套管井中胶筒承受压力F1为：
F1=PS1=28344.8 kg
Φ127.8mm套管井中胶筒承受压力F2为：
F2=PS2=9628.4 kg
式中：S1为Φ177.8mm套管井中油套环空面积，cm2 ，S2为Φ127.8mm套管井中油套环空面积，cm2。
因此，在Φ177.8mm套管井中胶筒容易打脱，而用于Φ127.8mm套管井中则不存在这个问题。
该封隔器结构由坐封机构、锁紧机构、解封机构组成。
注汽时，由于温度上升，使得密封腔内液体膨胀，推动活塞上行，活塞推动中心管上行，同时压缩高温胶筒完成坐封，同时锁块锁紧在外中心管上，解封时上提中心管，封隔器在磨擦力的作用下，剪断解封销钉，完成解封。
2.3 侧钻井分注阀的研制
侧钻井分注阀主要参考常规7寸井的分注阀设计而成。
该分注阀主要由筛管及球座组成。
注下层汽时，蒸汽通过分注阀下部筛管进入地层，当注汽量达到要求后，投入钢球，在注汽压力作用下，球座带动密封套下行，关闭下部注汽通道，同时打开上部注汽通道，对上层油层进行注汽。
2.4 侧钻井注汽工艺管柱的结构特点
针对稠油油藏纵向非均质性严重，吞吐开采时吸汽不均，蒸汽波及效率低，油层纵向动用程度差的问题，设计开发了侧钻井分层注汽工艺管柱和侧钻井选层注汽工艺管柱。对于侧钻井分层注汽工艺管柱，是利用分注阀实现多层同时配注。在认识油层的基础上，将油层分为若干吸汽程度不同的油层段，利用侧钻井注汽封隔器将它们彼此分离，再根据各自不同的注汽要求，由分注阀调节，对已动用较好的高渗层段相应的减少注入蒸汽的比例，适当提高中、低渗层的注汽量，以提高蒸汽在油层中的利用率。对于侧钻井选层注汽工艺管柱，利用侧钻井注汽封隔器，可根据需要采取封上注下、封下注上、封两端注中部等3种方式，以达到调整吸汽剖面，提高吞吐效果的目的。
3.应用情况及效果评价
曙1-46-29C井已进入蒸汽吞吐第9周期，措施前该井由于高含水而关井。对该井实施侧钻井分层注汽工艺技术时注汽压力为16.5 MPa，说明以往注汽时该层吸汽不好，因此选注该层时注汽压力很高。该井套压为0.2 MPa，措施后第一个月平均日产油达15t，周期平均日产达7.5t，达到了设计要求。曙1-36-042C井进入第7周期，注汽压力为15 MPa，排量为16t/d，注汽量为2200t，平均日产油2.7t。对该井进行分注工艺，分注时设计排量为16t/d，上层注汽量为1400t，下层注汽量为1900t，措施后平均日产油13.2t，达到了预期的效果。同样从注汽压力可以看出该层在以前笼统注汽时吸汽不好，储量动用不多，因此分注该层后效果肯定很理想。从措施后的产量也充分反映了这一点
4.结束语
通过室内实验和现场推广应用证明，侧钻井分注选注管柱的设计较为合理、安全，适用于稠油侧钻井的分注选注。尤其是经过改进后的新型侧钻井注汽封隔器密封、坐封、解封均十分可靠，避免了在常规7寸套管井中经常出现的卡井现象。