蒸汽驅區塊高溫堵水技術研究與應用

摘要：洼59塊蒸汽驅開發中存在蒸汽腔擴展不均問題，局部區域汽竄嚴重，生產井相繼出現高液量、高含水、高溫等現象，制約區塊轉換開發方式的進行，為此開展了高溫堵水技術研究工作，認識完善蒸汽驅驅油機理，明確汽驅規律，確定出水層段，研究技術對策，并開展化學藥劑室內實驗評價，篩選合適的高溫堵水藥劑，優化措施方案，取得了較好效果。

關鍵詞：超稠油油藏;蒸汽驅;汽竄;高溫堵水

1 油田基本情況

洼59塊位于洼60斷塊區的中部，開發目的層主要為S3段油層，油藏埋深1380-1510米，平均有效孔隙度24.5%，滲透率1462.6mD，原油密度平均0.993g/cm3，50℃地面原油粘度206124mPa·S，地層水屬于NaHCO3型，總礦化度3400mg/L，原始地層壓力在13.2～16MPa之間，地層溫度為56～62℃，油藏類型屬于深層厚層塊狀特超稠油油藏。

2009年，洼59塊開展了兩類蒸汽驅的先導試驗方案，在連續油層發育區域創新實施重力泄水輔助水平井蒸汽驅試驗，在井網方面，上部1口水平井注汽，下部1口水平井輔助排液，周邊8口直井采油，在西部隔夾層相對發育區域實施直-直組合反九點井網蒸汽驅實驗，共實施8個井組，注汽井有10口，控制生產井89口，覆蓋面積為0.544平方公里，地質儲量385.6萬噸。

2目前存在的主要問題

（1）汽腔波及不均，汽竄嚴重，井組油汽比下降明顯。由于不同區域地質體存在差異，隨著汽驅溫度場不斷擴展，蒸汽腔擴展不均的現象日趨嚴重，平面上油井受效不均，井組汽竄井不斷增多，雙向受效井地下溫場普遍偏高，平均達到200℃。汽驅效果逐漸變差，難以實現穩產，且油汽比下降較快，由高峰時期的0.18降至0.14;單井日產油逐年下降，由高峰期的6.3噸降至2.6噸。

（2）井組高含水油井不斷增多，水竄現象嚴重。生產井相繼出現高含水現象，井組綜合含水上升較快，其中含水高于90%的生產井已達到42口，占生產井總數的47%，平均日產液為29.6t，日產油為1.7 t，平均含水94.3%，汽竄水淹現象嚴重。

3蒸汽驅區塊高溫堵水技術研究

3.1明確汽驅規律，確定出水層段

進入汽竄中后期，變溫帶溫度下降，原油流動能力降低，汽竄通道增大;汽竄流體壓力高，會增加生產井流壓，同時降低非汽竄井段生產壓差，導致生產井液量含水逐步上升。

化學堵水可以封堵汽竄通道，增加變溫帶有效加熱量。汽竄通道輕微堵塞后，可減少生產井縱向出水矛盾，增加汽腔的橫向增壓作用。在保證加熱量的前提下，可增加回采能力。

分析汽驅井組內受效油井的溫度壓力測試資料及井組油藏剖面對應關系，可得出高溫點，即出水層段為注汽水平井垂深偏下位置，為熱水帶突進位置。

3.2開展室內實驗評價，篩選合適高溫堵水藥劑

根據油藏條件、井況及井溫壓力等資料，篩選合適的化學堵水藥劑，開展室內實驗，評價其配方體系。

（1）藥劑需求

地層溫度高，普遍高于200℃，要求堵劑具有良好的穩定性，耐溫能力強;部分生產井為篩管完井，要求堵劑具有較好的流動性，能順利通過篩管處不堆積;井組內高含水井水竄時間久，且生產井段長，要求堵劑作用半徑大、封堵強度高、有效期長。

（2）藥劑篩選

根據藥劑需求，篩選出兩種合適的化學藥劑，分別為植物纖維顆粒類堵劑和腐殖酸鈉堵水劑。

物纖維顆粒類堵劑由聚丙烯酰胺、植物纖維、橡膠顆粒、油榕樹脂、增強纖維等固相顆粒組成，能夠進入地層深部形成封堵作用。

腐殖酸熱穩定性好，其水溶液可與某些化學劑交聯形成凝膠。硝基腐蝕酸是腐殖酸經硝酸氧化的產物，比原生腐殖酸具有更高的化學生物物性和優良的膠體體質，其熱穩定性可進一步增強。硝基腐殖酸鈉可溶于水，其體系凝膠最高可耐290℃高溫，成膠時間可控 。

最后選擇主劑為硝基腐殖酸鈉，交聯劑為酚類、醛類的體系開展了室內實驗進行評價工作。實驗結果表明，在溫度為250℃條件下，凝膠仍具有較好穩定性，耐溫效果好。

3.3優化措施方案，擴大封堵半徑，實現多段塞注入

（1）堵劑用量確定

堵劑用量的大小與堵水有效期、堵水效果密切相關，劑量的確定主要取決于處理深度及處理半徑。根據處理層厚度、孔隙度按容積法計算用量，堵劑以平面徑向流動分布在井周圍堵水。計算公式為：Q=πRHφ。其中，Q—堵劑用量，m3;R—處理半徑，m;H—封堵井段厚度，m;φ—孔隙度，%。

由于措施井均處于汽竄中后期高含水狀態，需有一定的深度才能取得較好的堵水效果，擴大后的處理半徑為6m。

（2）段塞設計

為保證措施效果，優選有機顆粒，加入原有聚丙烯酰胺凝膠體系中，可增加藥劑強度及耐溫型。研究形成了有機顆粒+高溫凝膠+有機顆粒的三段塞堵水體系。

（3）施工壓力及排量設計

若壓力過低，不能將堵劑推到地層深部;若壓力過高，堵劑會進入到非目的層段，造成后期產出困難。因此爬坡壓力控制在3～5MPa，最高壓力不能超過地層破裂壓力的80%。

為使堵劑有選擇性進入高含水井段，設計注入排量在15-20m3/h之間，在施工過程中，可根據注入壓力的變化情況進行適當調整。

4 現場應用效果

現場共實施高溫堵水措施16井次，累產油1.71萬噸，階段累增油9390噸，平均單井增油586.8噸，平均含水下降4.9%，增油控水效果顯著。

5 結論

（1）蒸汽驅井組生產井進入汽竄中后期，吞吐引效前的調堵措施是汽驅調整階段穩產的保障，出水位置的確定是保證措施成功率的關鍵。

（2）室內實驗的成功是藥劑進入現場的基礎，優選高溫堵水藥劑是確保措施成功率的前提，針對常規出水井可選擇植物纖維顆粒類堵劑，而針對篩管完井可選擇腐殖酸鈉類堵劑。

（3）措施方案的制定是保證措施成功率的關鍵。根據油藏條件及井況，優化工藝參數設計，擴大封堵半徑，適當應用復合段塞，制定合適的施工壓力及排量，完善堵水方案。

參考文獻：

[1] 趙曉非，劉立新等.腐殖酸鈉類耐高溫調剖劑的優化及性能考察[J].化工科技.2012（08）.

[2] 張弦，王海波等.蒸汽驅稠油井汽竄高溫凝膠調堵體系試驗研究[J].石油鉆探技術.2012（09）.

作者簡介：

喬詩涵，女，1990年11月出生遼寧盤錦，漢族，工程師，2013年畢業于中國石油大學（北京），現于中國石油遼河油田冷家油田開發公司采油作業四區從事生產地質管理工作。