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[摘 要]江37区块属于高孔、中高渗透稠油油层。由于储层性质的决定，在第一轮蒸汽吞吐过程中一井注汽，相邻井出现含水上升，液量上升的井间干扰现象。通过对稠油蒸汽吞吐井间干扰现象产生的原因分析， 提出防治措施，减少稠油油藏注蒸汽过程中井间干扰的发生，以增加时间段内油井产量为目的，提高油藏开发效果。
[关键词]稠油油藏 蒸汽吞吐 井间干扰 防治措施
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）33-0111-01
江37区块主产层高台子油层砂岩分布为一狭长叠合条带，油层分布范围较小，且平面厚度变化较大。发育趋势为上倾方向油层厚度越来越薄，含油面积平面分布范围较小。埋藏深度580～600m，单层砂岩厚度4～10m。主力产油层储层岩石以细砂、粉砂岩为主，平均渗透率783×10-3μm2， 平均有效孔隙度33.1%。油层平均含油饱和度为69.3%，含水饱和度38.6%。
1、试验基本情况
在蒸汽吞吐过程中，共有11对井发生了不同程度的井间干扰现象，受干扰井占区块总井数的45.5%，平均受干扰时间2.3天，受干扰层位主要集中在GI1层，受干扰时平均注汽量79t，平均注汽强度27t/m。累计增油31t，增水159t。跟据油井生产状况共分为两类：一类是非生产井井间干扰。二类是生产井井间干扰。
统计6对非生产井井间干扰，受干扰时间为1.3天，受干扰层位主要是GI1，受干扰时平均注气量84t，注汽强度26t/m。江37-26-斜08、江37-28-10 （第四批井）注蒸汽时，周围有3口井受到干扰（江37、江372、汤206），井口套压由0.1MPa上升到1.7MPa，最高达到5.3MPa。
统计5对生产井井间干扰，受干扰时间为3.2天，受干扰层位主要是GI1，受干扰时平均注气量75t，注汽强度27t/m。4口，生产井受干扰后日产液由7.8t增加到20.4t，增加了12.4t；日产油由5.7t增加到8.9t，增加了3.2t；综合含水由26.9%上升到56.4%，上升了29.5个百分点；动液面由500m上升到332m，上升了168m；井口温度稳定在15℃；4口井从干扰到结束平均时间35天，目前4口井日产液8.1t，日产油5.9t，综合合水27.2%，动液面508m。
2、井间干扰特征
江37稠油试验区井间干扰特征主要表现在三方面：
一是油层连通性好，受干扰层位集中。第一轮注汽结束后共发现11对井有井间干扰现象，有3对井分别在注汽过程中相互受到干扰。受干扰层位主要集中在GI1层，占总受干扰层的72.7%。
二是受干扰井干扰特征明显。非生产井主要表现为井口有液体溢出，套压上升；生产井主要表现为产液量增加，综合含水上升。
三是受干扰后含水上升快，恢复快。第一轮蒸汽吞吐结束后，共发生生产井井间干扰5井次，受干扰时间平均35天，最短的只有25天。江37-32-斜08井6月23日开始注蒸汽，江37-32-斜10井6月25日化验含水由39.6%升到87.8%，上升了48.2个百分点，25天后含水又恢复到30.8%。
3、井间干扰现象分析
针对江37稠油试验区第一轮蒸汽吞吐出现井间干扰现象，分析主要有以下几方面原因：
一是邻井注汽后使地层压力回升，注采井间形成较大驱替压差，加速了被干扰井井筒附近地层积水的返排。邻井注汽时，生产井产液量、动液面及含水均上升，明显为井间干扰现象，这是因为稠油生产的特殊性，井间有第一轮注汽时残留未能回采的冷凝水，温度要低于近井带的流体，邻井注汽受干扰时，若先沟通这部分井间水，并推动使之流入井筒，使被干扰井含水上升甚至全水。二是由于原油粘度高，流动性能差，油层物性好，易发生井间干扰现象。
三是开发井距小，易发生井间干扰现象。
四是超破裂压力注汽是油井早期井间干扰的关键因素，超破裂压力注汽是指注入流体压力大于地层所能承受的压力，使油层破裂产生微裂缝。
五是投产批次、采出程度高影响。分析认为投产时间较早的区域，采出程度高，地下亏空大，注采严重不平衡，井底压力低，与周围后期投产邻井的井底压力差较大，邻井注汽，蒸汽易由高压区向低压区突进，造成井间干扰。采出程度低的井，井底附近油层压力要远比采出程度高的井高，注入能量自然会往低压区扩散。
六是层间渗透率级差反映了层间非均质性的强弱，级差越大，则砂层间渗透率非均质性越强。在非均质储层内，高渗透层的渗透率越高，相对于低渗透层的渗透率差异越大，对低渗透层的屏蔽作用也就越大，层间干扰程度越强，油气进入低渗层的难度也越大。当级差大于一定值时，低渗层便无油气进入。
七是由于湿蒸汽的上浮现象，造成射孔井段上部的油层易被加热，吸汽好于中部和底部油层，从而上部油层吸汽强度要远远大于全井的平均值，易发生井间干扰。
4、井间干扰利弊及防治措施
4.1井间干扰对蒸汽吞吐生产有利
油井在生产初期，近井带是相对高压区，且井筒周围以水相为主，油井处于排水期，此时油井被干扰，相当于这个周期加大了部分注汽量，而生产事实证明，注汽参数包括注汽量是有一定界限的，一味加大注汽量，不会对油井生产效果有所改善，相反会增加油井排水期。油井在生产末期，近井带是低压区，生产压差极小，井口产油量在废弃产量左右浮动，基本相当于本周期已经结束；此时油井被干扰后，得到外来能量补充，相当于进行下轮吞吐，同时会适量增加产油量。江37稠油试验区第一轮蒸汽吞吐，生产井发生的5井次井间干扰，共累计增油25t，累计增水159t。
4.2井间干扰影响蒸汽吞吐生产效果
油井发生井间干扰后，主要的危害是吞吐效果变差，另一个危害就是造成被窜井出砂，这也是诱发油井套管变形的主要原因之一。
一是油层纵向及平面上动用不均。油井发生井间干扰后，被干扰井相对于注汽井来说是低压区，由于超稠油粘度高的特性，一旦井间干扰形成，蒸汽就会沿干扰通道推向被干扰井的低压区，注汽井控制的油层吸汽量减少或基本不吸汽，吞吐效果变差。二是油井发生井间干扰后加剧油井出砂。由于井间干扰是沿高渗通道快速指进或锥进，它对油层的扰动作用很强，被干扰井产液量又骤增，生产压差增大，容易导致油井出砂。江37-28-14井射孔井段为583.9-640.7m，声幅测井解释水泥胶结为中好，而第一轮蒸汽吞吐后，2008年7月份声幅测井解释水泥胶结<0.4，显示变差，蒸汽吞吐对固井质量有一定影响。
4.3井间干扰防治措施
井距、油藏物性、原油物性、蒸汽物性是造成井间干扰最根本的原因，而它的内在实质，就是纵向和平面上动用不均。在井距、油藏物性等不可改变的情况下，治理井间干扰的措施就是从改善油层动用均质程度入手。
一是组合式吞吐技术。组合式蒸汽吞吐基本概念为在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优选设计的排列组合进行有序蒸汽吞吐或单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助注剂来达到改善开发效果的方式。组合式蒸汽吞吐划分为整体蒸汽吞吐、一注多采、三元复合吞吐以及间歇吞吐等四种方式。
二是井间干扰后易出砂井，目前没有好的治理措施，只能从预防汽窜和采取防砂措施入手，提前做好预防。
[关键词]稠油油藏 蒸汽吞吐 井间干扰 防治措施
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）33-0111-01
江37区块主产层高台子油层砂岩分布为一狭长叠合条带，油层分布范围较小，且平面厚度变化较大。发育趋势为上倾方向油层厚度越来越薄，含油面积平面分布范围较小。埋藏深度580～600m，单层砂岩厚度4～10m。主力产油层储层岩石以细砂、粉砂岩为主，平均渗透率783×10-3μm2， 平均有效孔隙度33.1%。油层平均含油饱和度为69.3%，含水饱和度38.6%。
1、试验基本情况
在蒸汽吞吐过程中，共有11对井发生了不同程度的井间干扰现象，受干扰井占区块总井数的45.5%，平均受干扰时间2.3天，受干扰层位主要集中在GI1层，受干扰时平均注汽量79t，平均注汽强度27t/m。累计增油31t，增水159t。跟据油井生产状况共分为两类：一类是非生产井井间干扰。二类是生产井井间干扰。
统计6对非生产井井间干扰，受干扰时间为1.3天，受干扰层位主要是GI1，受干扰时平均注气量84t，注汽强度26t/m。江37-26-斜08、江37-28-10 （第四批井）注蒸汽时，周围有3口井受到干扰（江37、江372、汤206），井口套压由0.1MPa上升到1.7MPa，最高达到5.3MPa。
统计5对生产井井间干扰，受干扰时间为3.2天，受干扰层位主要是GI1，受干扰时平均注气量75t，注汽强度27t/m。4口，生产井受干扰后日产液由7.8t增加到20.4t，增加了12.4t；日产油由5.7t增加到8.9t，增加了3.2t；综合含水由26.9%上升到56.4%，上升了29.5个百分点；动液面由500m上升到332m，上升了168m；井口温度稳定在15℃；4口井从干扰到结束平均时间35天，目前4口井日产液8.1t，日产油5.9t，综合合水27.2%，动液面508m。
2、井间干扰特征
江37稠油试验区井间干扰特征主要表现在三方面：
一是油层连通性好，受干扰层位集中。第一轮注汽结束后共发现11对井有井间干扰现象，有3对井分别在注汽过程中相互受到干扰。受干扰层位主要集中在GI1层，占总受干扰层的72.7%。
二是受干扰井干扰特征明显。非生产井主要表现为井口有液体溢出，套压上升；生产井主要表现为产液量增加，综合含水上升。
三是受干扰后含水上升快，恢复快。第一轮蒸汽吞吐结束后，共发生生产井井间干扰5井次，受干扰时间平均35天，最短的只有25天。江37-32-斜08井6月23日开始注蒸汽，江37-32-斜10井6月25日化验含水由39.6%升到87.8%，上升了48.2个百分点，25天后含水又恢复到30.8%。
3、井间干扰现象分析
针对江37稠油试验区第一轮蒸汽吞吐出现井间干扰现象，分析主要有以下几方面原因：
一是邻井注汽后使地层压力回升，注采井间形成较大驱替压差，加速了被干扰井井筒附近地层积水的返排。邻井注汽时，生产井产液量、动液面及含水均上升，明显为井间干扰现象，这是因为稠油生产的特殊性，井间有第一轮注汽时残留未能回采的冷凝水，温度要低于近井带的流体，邻井注汽受干扰时，若先沟通这部分井间水，并推动使之流入井筒，使被干扰井含水上升甚至全水。二是由于原油粘度高，流动性能差，油层物性好，易发生井间干扰现象。
三是开发井距小，易发生井间干扰现象。
四是超破裂压力注汽是油井早期井间干扰的关键因素，超破裂压力注汽是指注入流体压力大于地层所能承受的压力，使油层破裂产生微裂缝。
五是投产批次、采出程度高影响。分析认为投产时间较早的区域，采出程度高，地下亏空大，注采严重不平衡，井底压力低，与周围后期投产邻井的井底压力差较大，邻井注汽，蒸汽易由高压区向低压区突进，造成井间干扰。采出程度低的井，井底附近油层压力要远比采出程度高的井高，注入能量自然会往低压区扩散。
六是层间渗透率级差反映了层间非均质性的强弱，级差越大，则砂层间渗透率非均质性越强。在非均质储层内，高渗透层的渗透率越高，相对于低渗透层的渗透率差异越大，对低渗透层的屏蔽作用也就越大，层间干扰程度越强，油气进入低渗层的难度也越大。当级差大于一定值时，低渗层便无油气进入。
七是由于湿蒸汽的上浮现象，造成射孔井段上部的油层易被加热，吸汽好于中部和底部油层，从而上部油层吸汽强度要远远大于全井的平均值，易发生井间干扰。
4、井间干扰利弊及防治措施
4.1井间干扰对蒸汽吞吐生产有利
油井在生产初期，近井带是相对高压区，且井筒周围以水相为主，油井处于排水期，此时油井被干扰，相当于这个周期加大了部分注汽量，而生产事实证明，注汽参数包括注汽量是有一定界限的，一味加大注汽量，不会对油井生产效果有所改善，相反会增加油井排水期。油井在生产末期，近井带是低压区，生产压差极小，井口产油量在废弃产量左右浮动，基本相当于本周期已经结束；此时油井被干扰后，得到外来能量补充，相当于进行下轮吞吐，同时会适量增加产油量。江37稠油试验区第一轮蒸汽吞吐，生产井发生的5井次井间干扰，共累计增油25t，累计增水159t。
4.2井间干扰影响蒸汽吞吐生产效果
油井发生井间干扰后，主要的危害是吞吐效果变差，另一个危害就是造成被窜井出砂，这也是诱发油井套管变形的主要原因之一。
一是油层纵向及平面上动用不均。油井发生井间干扰后，被干扰井相对于注汽井来说是低压区，由于超稠油粘度高的特性，一旦井间干扰形成，蒸汽就会沿干扰通道推向被干扰井的低压区，注汽井控制的油层吸汽量减少或基本不吸汽，吞吐效果变差。二是油井发生井间干扰后加剧油井出砂。由于井间干扰是沿高渗通道快速指进或锥进，它对油层的扰动作用很强，被干扰井产液量又骤增，生产压差增大，容易导致油井出砂。江37-28-14井射孔井段为583.9-640.7m，声幅测井解释水泥胶结为中好，而第一轮蒸汽吞吐后，2008年7月份声幅测井解释水泥胶结<0.4，显示变差，蒸汽吞吐对固井质量有一定影响。
4.3井间干扰防治措施
井距、油藏物性、原油物性、蒸汽物性是造成井间干扰最根本的原因，而它的内在实质，就是纵向和平面上动用不均。在井距、油藏物性等不可改变的情况下，治理井间干扰的措施就是从改善油层动用均质程度入手。
一是组合式吞吐技术。组合式蒸汽吞吐基本概念为在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优选设计的排列组合进行有序蒸汽吞吐或单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助注剂来达到改善开发效果的方式。组合式蒸汽吞吐划分为整体蒸汽吞吐、一注多采、三元复合吞吐以及间歇吞吐等四种方式。
二是井间干扰后易出砂井，目前没有好的治理措施，只能从预防汽窜和采取防砂措施入手，提前做好预防。