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[摘 要]曙光油田地质构造复杂，油品种类多，开发时间长、套管变形损坏井逐年增多。特别是热采稠油井，随着吞吐轮次的增加，套管变形损坏现象日益突出。由于套管变形使部分油井不能实施分层注汽措施，导致油井油层纵向动用不均，严重影响该类油井的采收率。针对这一问题，研究应用了稠油套变井分层注汽技术，提高了注入蒸汽的利用率，改善套变井油层动用状况，有效恢复了套变井产能，节约了生产成本，取得了显著的经济效益和社会效益，具有较高的推广应用价值。该项技术研究的成功对稠油套变井的生产开发具有重要意义。
[关键词]吞吐；套变井；动用程度；超膨胀小直径热采封隔器；无阻隔触手封堵管柱
中图分类号：TE357.44 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0009-01
前 言
曙光油田稠油纵向自下至上，从中上元古界的古潜山到馆陶组的绕阳河油层，共沉积6套含油层系。油藏类型按油层厚度分为块状、厚互层状及薄互层状稠油油藏，按中国稠油分类标准可划分为超稠油、特稠油及普通稠油，共有26个4级断块，纵向上迭加含油面积140.31Km2，地质储量20588×104t。热采稠油含油面积41.09Km2，地质储量36366.26×104t，主要包括兴隆台、馆陶油层的超稠油区块，大凌河油层的杜210块、杜239块、曙1-7-5块，杜家台油层的杜66块、杜48块、杜84块及部分莲花、古潜山油层的零散区块。目前，曙采共有热采稠油井2582口，开井1557口，日产液17725t，日产油4278t，综合含水75.7%，采油速度0.73%，采出程度18.72%，日注汽水平13672t。2011年累注汽429.6×104t，年产油142.3×104t，是曙光油田主力产量组成部分。
1 主要开发矛盾
曙光油田地质构造复杂[1]，油品种类多，开发时间长、套管损坏井逐年增多。特别是热采稠油井，随着吞吐轮次的增加，套管变形、损坏现象日趋严重。据统计，目前稠油套坏井数已达1190口，套坏井数占总井数的35%，年套管损坏率4.7%，超稠油井年套管损坏率高达10.3%。由于套管变形使部分油井无法实施选配注措施，目前因套坏带病生产740口井，停产445口井，严重影响该类油井的采收率。
针对这类油井采用大修治理（如套管补贴、下加固管或胀管整形），由于施工工序复杂、施工时间长、污染油层、措施费用高、后续常规措施无法实施等问题，无法满足目前的生产经营需要。因此开展稠油套变井分层注汽技术研究与应用，以恢复套变井产能，延长套变井生产寿命，节约生产成本。
2 稠油套变井配注技术
由于套管变形使部分油井不能实施分层注汽措施，只能实施常规注汽或氮气隔热，造成油层纵向上严重动用不均的问题[2]，研究套变井选配注技术，提高套变井油层纵向动用程度，改善套变井吞吐效果。
2.1 超膨胀小直径热采封隔器
针对套管有轻微变形（≥Φ135 mm）的稠油热采井，研制了超膨胀小直径热采封隔器，该封隔器结构简单、热膨胀性能好、密封可靠、解封顺畅，满足了轻微变形的稠油井分层注汽的需要。
2.1.1 结构组成
超膨胀小直径热采封隔器主要由：1上接头、2中心管、3液缸、4液缸外套、5锥形胀体、6密封胶筒、7压帽、8下接头等组成（见图1）。
2.1.2 主要技术参数
最大外径：Φ132mm 最小内径：Φ44mm
坐封温度：200℃ 耐压：≥17MPa
2.1.3 工作原理
将超膨胀小直径热采封隔器下入设计位置后开始注汽，当注汽温度达到200℃时，液缸内的膨胀液在高温的作用下其体积迅速增加，缸筒内的压力升高，推動锥体扩胀胶筒，达到封隔油套环空目的。
2.2.无阻隔触手封堵选注管柱
2.2.1 结构组成
无阻隔触手封堵管柱主要包括：小直径双密封热采封隔器、触手式耐高温高压堵球。
（1）小直径双密封热采封隔器
小直径双密封热采封隔器主要由：1上接头、2（11）压帽、3（10）胶筒、4（9）锥体、5（8）液缸、6液缸外套、7中心管、12下接头组成。该封隔器最大外径Φ126 mm，最小内径Φ40mm，坐封温度180℃，耐压17MPa。
将小直径双密封热采封隔器下入设计位置后开始注汽，注汽时随着温度升高，两个密封腔内液体膨胀同时推动各自活塞及锥体，楔入高温胶筒密封油套环空。
（2）触手式耐高温高压堵球
触手式耐高温高压、有弹性的堵球在井筒内封堵高渗透层炮眼，高渗透层炮眼被封堵后，使大部分蒸汽注入中低渗透油层。
堵球最大外径Φ26mm，耐压17MPa，耐温：350 ℃。
2.2.2 工作原理
无阻隔触手封堵管柱进一步缩小了热采封隔器及配套管柱的直径（封隔器最大外径Φ126mm、触手管柱最大外径Φ73mm），在注汽过程中，利用精制的耐高温高压有弹性的带触手堵球在井筒内封堵高渗透层炮眼，高渗透层炮眼被封堵后，注汽压力升高，达到中低渗透油层的启动压力，使大部分蒸汽注入中低渗透油層，从而达到调整吸汽剖面和提高油层动用程度的目的。根据油井不同井况，通过无阻隔触手封堵管柱的优化设计，确保了注汽管柱在套管变井中顺利起下。
3 现场应用及效果分析
曙光油田稠油套变井配注技术现场共实施365井次，措施成功率100%，累计增产原油59818吨，平均单井增油212吨，有效提高了油层纵向动用程度，改善了套变井吞吐效果，取得了显著效果。
4 结论
（1）超膨胀小直径热采封隔器和无阻隔触手封堵管柱的研制与应用，大大提高了注入蒸汽的利用率、调整了吸汽剖面，有效改善套变井油层动用状况，进一步扩大了稠油选配注技术的应用范围。
（2）稠油套变井配注技术施工简单、成本低、安全可靠，适合于目前曙光油田稠油套变井的生产需要，具有广泛推广应用价值。
参考文献
[1]王贤泸 曙光油田开发技术论文集[C] 沈阳：东北大学出版社，2002：1～9.
[2]刘文章 热采稠油油藏开发模式[C] 北京：石油工业出版社，1998：97～99.
作者简介：
崔洪斌（1968-），男，助理工程师， 2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现从事油田采油作业监督工作。
[关键词]吞吐；套变井；动用程度；超膨胀小直径热采封隔器；无阻隔触手封堵管柱
中图分类号：TE357.44 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0009-01
前 言
曙光油田稠油纵向自下至上，从中上元古界的古潜山到馆陶组的绕阳河油层，共沉积6套含油层系。油藏类型按油层厚度分为块状、厚互层状及薄互层状稠油油藏，按中国稠油分类标准可划分为超稠油、特稠油及普通稠油，共有26个4级断块，纵向上迭加含油面积140.31Km2，地质储量20588×104t。热采稠油含油面积41.09Km2，地质储量36366.26×104t，主要包括兴隆台、馆陶油层的超稠油区块，大凌河油层的杜210块、杜239块、曙1-7-5块，杜家台油层的杜66块、杜48块、杜84块及部分莲花、古潜山油层的零散区块。目前，曙采共有热采稠油井2582口，开井1557口，日产液17725t，日产油4278t，综合含水75.7%，采油速度0.73%，采出程度18.72%，日注汽水平13672t。2011年累注汽429.6×104t，年产油142.3×104t，是曙光油田主力产量组成部分。
1 主要开发矛盾
曙光油田地质构造复杂[1]，油品种类多，开发时间长、套管损坏井逐年增多。特别是热采稠油井，随着吞吐轮次的增加，套管变形、损坏现象日趋严重。据统计，目前稠油套坏井数已达1190口，套坏井数占总井数的35%，年套管损坏率4.7%，超稠油井年套管损坏率高达10.3%。由于套管变形使部分油井无法实施选配注措施，目前因套坏带病生产740口井，停产445口井，严重影响该类油井的采收率。
针对这类油井采用大修治理（如套管补贴、下加固管或胀管整形），由于施工工序复杂、施工时间长、污染油层、措施费用高、后续常规措施无法实施等问题，无法满足目前的生产经营需要。因此开展稠油套变井分层注汽技术研究与应用，以恢复套变井产能，延长套变井生产寿命，节约生产成本。
2 稠油套变井配注技术
由于套管变形使部分油井不能实施分层注汽措施，只能实施常规注汽或氮气隔热，造成油层纵向上严重动用不均的问题[2]，研究套变井选配注技术，提高套变井油层纵向动用程度，改善套变井吞吐效果。
2.1 超膨胀小直径热采封隔器
针对套管有轻微变形（≥Φ135 mm）的稠油热采井，研制了超膨胀小直径热采封隔器，该封隔器结构简单、热膨胀性能好、密封可靠、解封顺畅，满足了轻微变形的稠油井分层注汽的需要。
2.1.1 结构组成
超膨胀小直径热采封隔器主要由：1上接头、2中心管、3液缸、4液缸外套、5锥形胀体、6密封胶筒、7压帽、8下接头等组成（见图1）。
2.1.2 主要技术参数
最大外径：Φ132mm 最小内径：Φ44mm
坐封温度：200℃ 耐压：≥17MPa
2.1.3 工作原理
将超膨胀小直径热采封隔器下入设计位置后开始注汽，当注汽温度达到200℃时，液缸内的膨胀液在高温的作用下其体积迅速增加，缸筒内的压力升高，推動锥体扩胀胶筒，达到封隔油套环空目的。
2.2.无阻隔触手封堵选注管柱
2.2.1 结构组成
无阻隔触手封堵管柱主要包括：小直径双密封热采封隔器、触手式耐高温高压堵球。
（1）小直径双密封热采封隔器
小直径双密封热采封隔器主要由：1上接头、2（11）压帽、3（10）胶筒、4（9）锥体、5（8）液缸、6液缸外套、7中心管、12下接头组成。该封隔器最大外径Φ126 mm，最小内径Φ40mm，坐封温度180℃，耐压17MPa。
将小直径双密封热采封隔器下入设计位置后开始注汽，注汽时随着温度升高，两个密封腔内液体膨胀同时推动各自活塞及锥体，楔入高温胶筒密封油套环空。
（2）触手式耐高温高压堵球
触手式耐高温高压、有弹性的堵球在井筒内封堵高渗透层炮眼，高渗透层炮眼被封堵后，使大部分蒸汽注入中低渗透油层。
堵球最大外径Φ26mm，耐压17MPa，耐温：350 ℃。
2.2.2 工作原理
无阻隔触手封堵管柱进一步缩小了热采封隔器及配套管柱的直径（封隔器最大外径Φ126mm、触手管柱最大外径Φ73mm），在注汽过程中，利用精制的耐高温高压有弹性的带触手堵球在井筒内封堵高渗透层炮眼，高渗透层炮眼被封堵后，注汽压力升高，达到中低渗透油层的启动压力，使大部分蒸汽注入中低渗透油層，从而达到调整吸汽剖面和提高油层动用程度的目的。根据油井不同井况，通过无阻隔触手封堵管柱的优化设计，确保了注汽管柱在套管变井中顺利起下。
3 现场应用及效果分析
曙光油田稠油套变井配注技术现场共实施365井次，措施成功率100%，累计增产原油59818吨，平均单井增油212吨，有效提高了油层纵向动用程度，改善了套变井吞吐效果，取得了显著效果。
4 结论
（1）超膨胀小直径热采封隔器和无阻隔触手封堵管柱的研制与应用，大大提高了注入蒸汽的利用率、调整了吸汽剖面，有效改善套变井油层动用状况，进一步扩大了稠油选配注技术的应用范围。
（2）稠油套变井配注技术施工简单、成本低、安全可靠，适合于目前曙光油田稠油套变井的生产需要，具有广泛推广应用价值。
参考文献
[1]王贤泸 曙光油田开发技术论文集[C] 沈阳：东北大学出版社，2002：1～9.
[2]刘文章 热采稠油油藏开发模式[C] 北京：石油工业出版社，1998：97～99.
作者简介：
崔洪斌（1968-），男，助理工程师， 2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现从事油田采油作业监督工作。