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【摘要】单家寺稠油油田进入开发后期，开发矛盾日益突出，严重影响了生产效果。为此，广大科技人员通过大量地质、动态资料的录取、分析、研究，结合当前国内外先进的注汽工艺技术，应用了分层注汽、投球选注、氮气泡沫调剖、高温调剖剂暂堵、填砂封堵高渗层、双管注汽、HDCS工艺技术等七项注汽技术，区域性井排有序吞吐、井对同注同采、油井分注降速等三种注汽方式，实现从笼统注汽到精细注汽的过渡，使稠油油藏的采收率明显提高，油汽比明显上升，油田开发综合效益得到有效提升，形成稠油中后期提高采收率的开发共识。
【关键词】精细注汽技术 应用 油汽比 单稠油
单家寺稠油油田主要包括单2块、单10块、单83块、单6西、单56块、单113块等6个稠油区块，稠油含油面积21.3km2，石油地质储量8821×104t，动用地质储量7468×104t，采出程度17.13%。经过20多年的蒸汽吞吐开采，油田开发矛盾凸显，油汽比下滑，采收率的提高受到挑战。为有效提高吞吐阶段采收率，在分析开发矛盾的基础上，以“汽”为突破口，实施精细注汽，挖掘老区潜力，积极探索适合稠油老区开发的新思路、新方法，取得了良好的经济和社会效益。
1 油藏地质特征
单家寺稠油油藏油藏埋深1050-1300米，自上而下钻遇馆陶组、东营组、沙一段和沙三段。其中，东营组、沙一段和沙三段为厚层块状油藏，油藏既有边水，也有底水，油水体积比在1：9以上，油藏边底水较活跃。馆陶组为薄层层状油藏，油藏没有底水，只有边水，油水体积比在1：3以下，边水相对较弱。单家寺稠油油藏原油性质变化大，原油相对密度0.97-1.002g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度3390-420000mPa.S，有普通稠油、特稠油、超稠油和特超稠油。
2 单稠油开发现状
2.1 进入开发后期，开发矛盾日益突出
单家寺稠油油田已经进入开发后期，注汽时，井间汽窜频繁，注入蒸汽严重浪费，利用效率低。经统计，2011年汽窜后生产井在汽窜阶段减产3577吨。由于油藏非均质性和蒸汽超覆影响，纵向上吸汽剖面不均匀，导致油层动用不均衡，蒸汽吞吐效果逐周变差，油汽比降低，由2005年的0.46下滑至2011年的0.36，自然递减逐加大，到2011年12月达到21.2%，稳产基础削弱，稳产形势严峻，实施精细注汽是提高采收率的客观要求。
2.2 目前注汽工艺技术不能有效满足高效注汽要求
单家寺稠油油藏在开采過程中，一直采用笼统注汽。一方面高、低渗透层由于吸汽量不同，造成油层纵向上动用不均。另一方面高温高压蒸汽随高渗透层窜流，形成大孔道，汽窜越来越严重，无效注汽并严重影响邻井的正常生产。开发矛盾与“汽”密切相关，要想提高注汽质量，就要实现从笼统注汽向精细注汽过渡，实施精细注汽是提高采收率的必然要求。
3 精细注汽技术应用[1]
精细注汽技术，主要改变以往的笼统注汽和单井吞吐注汽方式，从纵向注汽到潜力小层、平面调整到剩余油潜力井点、转换注汽方式入手，以“七项注汽技术保障、三种注汽方式调整”为治理手段，实现注汽精细化、科学化，保证注汽周期效益。
3.1 七项注汽技术保障
改变传统的笼统注汽方式，利用机械手段对动用差层加强注汽，或者利用封堵手段，封堵动用好的层，向动用差层加强注汽，改善油层动用差异。主要试验并配套应用了七项注汽技术，实现精细注汽到小层。3.1.1 利用分层注汽管柱，实现机械卡封分层注汽
在井筒内下入分注封隔器和配注器，注汽时，先让蒸汽注入到下部油层部位，达到预定注汽量后，投球封住蒸汽下行通道，开启上部注汽单元进行注汽。单146-1井在吸汽剖面监测资料分析基础上，制定了分层注汽方案，加强下层注汽量的注入。注汽后，注汽压力在注下层时明显上升，由上周的8.3兆帕上升到12.2兆帕，显示该层以往动用较差，开抽后日增油20吨，周期产油4206吨，取得很好的挖潜效果。
3.1.2 利用选层注汽工艺技术，实现调整吸气剖面
利用精制的耐高温、高压有弹性的选堵球由注入汽（水）两相流体为携带液，在井筒内自动有选择地封堵吸汽（水）速度快的高渗透层射孔炮眼，高渗层被封堵后注汽压力升高，直至达到中、低渗透油层的启动压力，使大部蒸汽注向中、低渗透层，从而达到调整吸汽剖面和提高油层动用程度的目的。单83-041井射开3层16.2米，分析认为上层高渗且由于蒸汽超覆现象造成吸汽好，下层吸汽差，制定了投球选注改善吸汽剖面的措施。采取投球选注工艺措施后，注汽热利用效率得到保障，初增油7吨，累增油860吨，效果明显。
3.1.3 利用氮气泡沫调剖工艺技术，实现高渗层封堵
在含油饱和度低的高渗透带形成有效封堵，让蒸汽进入含油饱和度高的低渗透带，实现提高蒸汽波及系数，提高开发效果。单56-15-3井实施注氮10万方，注泡沫6吨，注后注汽压力比上周提高2兆帕，邻井以往有汽窜史的油井没有发生汽窜，开井后峰值产量上升、峰值温度提高，日增油5吨，效果较好。 3.1.4 利用高温调剖剂暂堵技术，实现选择性封堵
在注汽之前，将具有一定流动性的化学剂注入地层，药剂采用耐高温阳离子凝胶，主要由阳离子、单体交联剂、促进剂、热稳定剂等，注入时药剂[5]优先进入高渗层进行封堵，使蒸汽转入低渗层，达到动用中、低渗透层的目的。单122井已经累计生产13周，产油1.7万吨，注汽过程中邻井频繁汽窜，本周利用药剂22吨封堵后，注汽过程没有发生汽窜，注汽压力由上周的14.1兆帕上升到18.1兆帕，开抽后排水期明显缩短，峰值产量上升，综合含水下降，日增油4.6吨，效果理想。
3.1.5 填砂封堵高渗层，实现动用差层的注汽
对于井内无防砂管柱，下层高渗的油井，采取填砂注汽措施，注汽过程只注原来低渗层和动用差层，下泵作业过程冲砂合采。单10-36井生产4层17.6米，SNP剩余油测试解释下面2层水淹，上面2层动用差，采取填砂只注上面2层的措施，注汽后比上一周期压力提高2.5兆帕，热利用效率明顯上升，开井后排水期比上周缩短9天，含水同比下降10%，日增油5吨，累计增油535吨，取得较好效果。
3.1.6 应用双管注汽工艺技术，提高水平井注汽效果
针对稠油油藏水平井注汽压力高，油层吸汽能力差，注汽质量差的情况，开展了水平井双管注汽试验。即采用同心管双管注汽，在井口进行配汽量的调整，实现水平段均匀动用。113P5井利用双管注汽，保证了B点的注汽质量，周期生产天数延长到246天，周期采油5114吨，周期油汽比由原来的0.38提高到1.28。
3.1.7 利用HDCS工艺技术，提高超稠油水平井开采效果
HDCS技术是采用高效油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐，发挥协同降粘、混合传质及增能助排作用，达到降低注汽压力，扩大波及范围，实现中深层、特超稠油油藏有效开发的综合性技术。2012年以来，从高效油溶性降粘剂的选型和用量上进行了攻关，先后试验4口水平井（单60平9，单60平1，单113平3，单60平14），均取得良好的效果，平均单井日增油6吨。
3.2 三种注汽方式调整[6]
改变传统的单井吞吐开发模式，探索区域整体升压，平面调整，实现吞吐效益提升。主要试验了三种注汽方式的调整。
3.2.1 区域性井排有序吞吐
将一定数量蒸汽吞吐井按照井排有序注汽、焖井、开井，防止和减缓井间汽窜，有效补充地层能量，扩大蒸汽波及范围，并且通过调整吞吐顺序和方向，改变降压方向和渗流方向，提高剩余油的驱扫。2012年对单56块南部的3个井排油井利用2台注汽锅炉，进行井排轮注轮采，开井后油井日液、日油明显上升，下泵初期动液面由856米上升至608米，井区地层压力明显提高，井间热干扰现象得到抑制，取得较好的增油效果。
3.2.2 井对同注同采
由于汽窜受生产压差的影响，因此对汽窜方向上的油井采取同时注汽的方式，可防止单井注入的蒸汽沿着热水通道流至邻井，迫使注入的蒸汽进入未动层。例如：单10P44和单10-27单独注汽时彼此互相影响，逢注必窜。针对这种情况，对两口井利用两台锅炉实施同注同采，没有发生汽窜现象，且生产情况均比上周有所好转，两口井平均日增油8吨，累计增油1230吨。2012年共实施不同锅炉同注同采油井25井对。
3.2.3 油井分注降速
井间汽窜的一个原因是注汽速度过大造成的，但受现有的注汽锅炉设备限制，注汽速度不能再降低。为此，试验了油井分注降速注汽方式。即用同一条管线同时注两口容易发生井间热干扰的油井，配套等干度分配器，一方面实现同注同采，另一方面实现降速防窜。例如：单83-015和单83-101两井利用11.5吨注汽锅炉，井口配备等干度分配器，实现单井注汽速度下调到4.5吨/小时，开发效果得到有效提升。
4 效果及认识
4.1 形成稠油中后期提高采收率的开发共识
稠油中后期开发必须实现从笼统注汽到精细注汽的过渡，才能实现采收率的进一步提高。
4.2 探索了精细注汽的有效方式和工艺技术
纵向挖潜动用差层注汽潜力，平面转换吞吐方式，是精细注汽的主要方向，而“七项注汽技术保障、三种注汽方式调整”是有效的治理手段。
4.3 油汽比明显提高
通过精细注汽工艺技术等一系列措施的实施，油汽比由2011年的0.36上升到0.38。4.4 经济效益显著提升
通过应用精细注汽工艺技术，经济效益显著提升，经计算，获得直接经济效益368万元。
参考文献
[1] 郭秀文等.活跃边底水稠油油藏吞吐后期提高采收率技术途径.河南石油，1998（12）
[2] 王嘉淮等.注氮气改善稠油吞吐后期开采效果，西南石油学院学报，2002（3）
[3] 王雷绪，余倩等.稠油热采井封堵调技术研究.石油钻采工艺，2002（1）
[6] 刘斌.提高稠油油藏吞吐阶段采收率的措施.新疆石油地质，1995（16）