北京
“洼83块北部井区地层压力仅1兆帕，汽窜越来越严重，排水期超过1个月。”这组曾让技术人员眉头紧锁的数据，如今正成为技术变革的现实例证。近日，在中国石油辽河油田冷家公司洼83块北部井区的H103井组成功实施的“烟道气辅助一注多采”注汽模式，为稠油油藏“迈向更高采收率更高技术水平”提供了新思路和新方向。
近年来，面对仅为1兆帕地层压力、汽窜关系复杂难题，冷家公司工艺研究所技术团队突破传统思维定式，将目光投向了“一注多采”，建立了H103井组数值模型，经过数百次的数值拟合，确定了现场试验的各项关键参数。同时，技术团队还制定出采用高温起泡剂进行封窜调剖的封窜方案，成功实现了区域精准补能。
根据模型测算，要提升1兆帕的地层压力，预计需要补充气体约63万标方，技术团队将目光锁定在了前期试验成功的烟道气上。工艺研究所三级工程师梁海波介绍道，“烟道气会扩大蒸汽热波及体积，强化地层深部传热，提高驱油效率。”目前，以H103井为中心的注汽井在“烟道气辅助一注多采”模式下，相关作业有序推进，累计注入蒸汽7964立方米，注入烟道气46.2万立方米，气汽比58:1，井组三口井减少注汽量8333吨，井组日产油峰值达到31.5吨，平均日增油8.0吨，阶段增油613吨。
经过38天紧张有序的注汽作业，H103井组成效明显。截至目前，中心注汽井H103井累计生产67天，累计产油769吨，对比上周期增油515吨，日产油稳定保持在13.8吨；两口受效井生产状态平稳，日产油分别为6.7吨和4.7吨，较上周期延长生产210天。更值得一提的是，区块井组在历经了“快速受效、气窜控窜、平稳驱替、停注返排”4个阶段后，出现“三次阶梯式增产”现象，充分揭示了该区块油藏潜力，为下步薄层稠油水平井补能提供了借鉴。
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