一、油藏地质概况及注汽难点
（一）油藏基本特征
春光油田春10井区地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，北部与红山嘴油田为邻，东北面与小拐油田相接。
春10井区按圈闭类型分为断层+岩性油藏；按原油性质分为特稠油油藏。主要含油层位为N1 s1Ⅱ2、N1 s1Ⅱ1，储层岩性为细中粒岩屑长石砂岩；成分以石英为主含量44%，次为长石含量28%。粒级以细粒为主，平均粒度中值为0.22mm，平均分选系数2.08，分选较好；胶结疏松，胶结类型为孔隙型，泥质含量低，粘土矿物主要以伊蒙混层为主，含量47.33%，伊蒙混层中蒙脱石含量为77.5%，储层存在水敏的潜在因素。
根据岩心物性分析，孔隙度取30.2%，渗透率取1.7μm2，含油饱和度取值65%，属高孔、高渗储层。
（二）流体性质
根据排18井和春10井原油分析结果，春10井区S1Ⅱ2小层地面脱气原油密度为0.9651g/m3，50℃时脱气原油粘度10359mPa.s，油层温度下脱气原油粘度为22517mPa.s，含蜡量：2.32%，凝固点：9℃，含硫0.11，胶质含量16.75m%，沥青质含量5.9m%，饱和烃含量38.07m%，芳香烃含量26.78m%。
（三）温度及压力系统
跟据春光油田实际测试资料统计，本区块属正常温度压力系统。压力系数为1.02MPa/100m，油层段原始地层压力为9.2～9.8MPa；地温梯度为2.96℃/100m，油层温度42.1～43.8℃。
（四）注汽难点分析
根据春10井区油藏特点，该区蒸汽吞吐开发主要面临以下难点：
1. 油藏埋藏较深（平均960m）、水平井深（1320～1420m）、水平段长（200～300m），井筒延程干度下降快、热损失大。
2. 原油粘度大（22517mPa.s），开采困难，注汽质量要求高。
二、注汽工艺研究
（一）注汽隔热方式优化
春10井区属于中深层稠油油藏，新部署井井深在1320～1420m左右，采用稠油热力参数优化设计软件，对普通油管、普通油管+封隔器、隔热油管+封隔器三种注汽方式下的井筒干度变化情况和不同环空介质下的井筒干度变化进行模拟，为保证注汽效果，选择隔热油管+封隔器，环空注N2注汽隔热方式。
（二）注汽参数优化
采用稠油热力参数优化设计软件，计算模拟了不同注汽速度下的井筒干度、热损失变化情况。结合油藏相关设计，基本参数设置如下：
注汽压力：16.3MPa
井口干度：80%、75%、70%
隔热方式：隔热油管+封隔器
环空介质：N2
不同注汽速度下井底干度、热损失结果见表1。
从表1对比可知：
1. 注汽速度越高，井底蒸汽干度越高、热损失越小；
2. 井口注汽干度越高，对应井底蒸汽干度越高；
3. 对于水平段为200m的井，当井口干度≥80%，注汽速度≥280t/d的情况下，井底干度才能≥50%；对于水平段为300m的井，当井口干度≥80%，注汽速度≥300t/d的情况下，井底干度才能≥50%。
因此，注汽过程中，在不压破地层的前提下，应尽可能提高注汽速度，并保证井口注入蒸汽干度。
（三）注汽管柱
根据隔热方式的选择结果，为保证井底蒸汽干度，同时提高蒸汽吞吐效果、高效利用蒸汽热能，采用Ф114×76mm隔热油管+封隔器注采一体化管柱，以减少注汽前后起下油管作业，焖井放喷后直接转抽，提高油井开发效果。
1. 水平井均匀注汽工艺
根据非均匀注汽有限元模拟结果及分析，按热采水平井（水平段为100m）常规注汽管口位于水平段端部、中部以及距离注汽管柱跟趾端各1/4L处的两点作为注汽点进行注汽后温度分布模拟。
（1）取注汽管柱跟端作为注汽点，注汽结束后的温度分布如图1所示，可以看出端部单点注汽情况下，加热区主要集中在注汽管柱跟端，宽度约为40m，热能波及范围有限。相对于整个水平段长度100m，开采范围较小，造成整个水平井段注采极不均衡，影响储层的整体开发。
（2）取注汽管柱中点作为注汽点，注汽结束后的温度分布如图2所示，可以看出中部单点注汽情况下，加热区围绕注汽管柱中点对称分布，宽度约为50m。与端部单点注汽相比，加热区范围略有增大，但热能波及范围仍然有限，相对于整个水平段长度100m，开采范围较小，造成整个水平井段注采极不均衡，影响储层的整体开发。
（3）取距离注汽管柱跟趾端各1/4L处的两点作为注汽点，注汽结束后的温度分布如图3所示。可以看出，温度在两个注汽点处最高，随着远离注汽点处温度逐渐下降。与单点注汽相比，两点均匀注汽情况下水平井的加热区范围明显增大，整个注汽井段皆受热，有利于储层均衡动用。
由以上数值模拟结果可知：普通注汽管柱蒸汽加热井段只有50～70m左右，会造成储层内过早气窜或锥进，驱扫面积减少，热能利用率下降，影响水平井的采收率。春10井区新部署井水平段长200～300m，为了改善水平段吸汽剖面，提高注汽效果，采用均匀注汽工艺。
2. 水平井杆管扶正防磨工艺
由于水平井的实际井眼轨迹是三维的，因此使得上下运动的抽油杆柱在工作时，处于复杂的应力状态，从而导致抽油杆柱的偏磨现象增多，断脱次数增加。因此，为保证井下杆柱正常工作，防止杆柱与油管内壁接触，需合理设计抽油杆柱及扶正器间距。为了减轻杆管偏磨，减少维护作业，延长使用寿命，在斜井段安装加重杆、扶正器和防脱器。
3. 注汽管柱受力分析
（1）注汽时油管柱伸长量计算
油管柱伸长量=ΔL内管热伸长+y油管重力伸长-ΔL预应力伸长
ΔL内管热伸长=α×T
式中：α——管材热伸长率m/℃
T——隔热管内蒸汽平均温度℃
y■=■
式中：K——隔热管每米质量，kg/m
L——管柱长度，m
E——管材弹性模量，N/m2
S——隔热管截面积，m2
△L■=■
式中：L——管柱长度，m
？茁——材料的热膨胀系数，m/℃
l——每根隔热管长度m
注汽过程中，随着注汽温度的增加，封隔器的内腔压力逐渐增大，当注汽温度小于250℃、封隔器未坐封时，管柱处于自由伸长状态；当温度达到250℃、封隔器坐封时，注汽管柱继续伸长，伸长量靠伸缩管来补偿，即整套管柱只需克服250℃～350℃范围内管柱的热伸长量。
按114×76mm隔热油管（管材热伸长率13.9×10-6m/℃，管材弹性模量9.80655×105MPa）下深1010m，注汽温度350℃计算，得出油管柱伸长量为3.24m；250℃时，管柱伸长为1.85m；考虑伸缩管的伸缩余量及安全性能，要求井下补偿器的补偿距离≥1.39m。
注：单井管柱设计时需考虑实际油管柱型号及下入深度情况，计算管柱伸长量，优化设计补偿长度。
（2）注汽前抽油杆柱最小上提距离的确定
最小上提距离由以下几个因素构成：抽油杆柱自重引起的长度变形量；压力差作用于抽油杆柱所引起的变形量；抽油杆柱在上端不受力时，在油管中弯曲所引起的长度变形量；温差所引起的变形量；能保证正常注汽时，柱塞下部与泵筒上部应有的最小距离。
①抽油杆柱自重引起的长度变形量：
ΔL1=9.8×WL2/EF
式中 W——抽油杆单位长度在油管中的平均重量（包括接箍），近似按在空气中的平均重量考虑，kg
L——抽油杆柱长度，m
E——弹性模量，N/m2
F——抽油杆截面积，m2
②压力差作用于抽油杆柱所引起的变形量：
△L2=■+■-2L-■
式中 p——注汽压力，Pa
μ——材料的泊松比
③抽油杆柱在上端不受力时，在油管中弯曲所引起的长度变形量：
△L3=？酌■WL■/8EI
式中 r——油管内径和抽油杆之间的径向间隙，m
I——油管内径，m
④温差引起的变形量：
△L4=βL（T2-T1）
式中， β——材料的热膨胀系数，m/℃
T2——井筒内平均温度，近似注汽温度，℃
T1——地面平均温度，℃
⑤能保证正常注汽时，柱塞下部与泵筒上部应有的最小距离：
△L5？燮（■）+l■
式中， dB——泵筒内径，即柱塞外径，m
l■——泵长，m
抽油杆柱最小上提距离：
ΔL≥ΔL1+ΔL2+ΔL3+ΔL4+ΔL5
按Φ22mm D级抽油杆（管材热伸长率11.2×10-6m/℃，管材弹性模量2.14×105MPa，材料泊松比0.23）下深960m、注汽压力16.3MPa、注汽温度350℃计算，得出抽油杆柱最小上提距离为9.83m。为了保证注汽的正常进行，要求实际操作时上提抽油杆柱9.9m以上。
注：单井管柱设计时需考虑实际抽油杆柱型号及下入深度情况，计算抽油杆柱最小上提距离，以指导现场操作。
4. 井口装置
春10井区最大注汽压力为16.3MPa，注汽温度为350.84℃。
选用KR21/380热采井口可满足要求，其最高工作压力为21MPa，最高工作温度380℃。
三、现场初步应用效果分析
（一）现场实施情况
截至目前，春光油田春10井区第一批30口水平井已经全部完钻，投产19口，已投产井均采用了隔热油管+封隔器，环空注N2注汽隔热方式；Ф114×76mm隔热油管+封隔器注采一体化管柱；均匀注汽工艺；杆管扶正防磨工艺；热敏封隔器以及井下补偿器（见表2）。
（二）生产效果分析
由于春光油田春10井区投产初期锅炉调试频繁、气温低、工艺管柱和作业质量问题对热采效果产生了较大影响（见表3）。
综上所述，文中所优化的注汽工艺对春光油田春10井区特稠油油藏取得的突破性开发效果都起到了重要的保障作用，为后续产能建设方案及国内相似区块油藏的开发具有重要的指导及借鉴意义。
