蒸汽驱区块高温堵水技术研究与应用

摘要：洼59块蒸汽驱开发中存在蒸汽腔扩展不均问题，局部区域汽窜严重，生产井相继出现高液量、高含水、高温等现象，制约区块转换开发方式的进行，为此开展了高温堵水技术研究工作，认识完善蒸汽驱驱油机理，明确汽驱规律，确定出水层段，研究技术对策，并开展化学药剂室内实验评价，筛选合适的高温堵水药剂，优化措施方案，取得了较好效果。

关键词：超稠油油藏;蒸汽驱;汽窜;高温堵水

1 油田基本情况

洼59块位于洼60断块区的中部，开发目的层主要为S3段油层，油藏埋深1380-1510米，平均有效孔隙度24.5%，渗透率1462.6mD，原油密度平均0.993g/cm3，50℃地面原油粘度206124mPa·S，地层水属于NaHCO3型，总矿化度3400mg/L，原始地层压力在13.2～16MPa之间，地层温度为56～62℃，油藏类型属于深层厚层块状特超稠油油藏。

2009年，洼59块开展了两类蒸汽驱的先导试验方案，在连续油层发育区域创新实施重力泄水辅助水平井蒸汽驱试验，在井网方面，上部1口水平井注汽，下部1口水平井辅助排液，周边8口直井采油，在西部隔夹层相对发育区域实施直-直组合反九点井网蒸汽驱实验，共实施8个井组，注汽井有10口，控制生产井89口，覆盖面积为0.544平方公里，地质储量385.6万吨。

2目前存在的主要问题

（1）汽腔波及不均，汽窜严重，井组油汽比下降明显。由于不同区域地质体存在差异，随着汽驱温度场不断扩展，蒸汽腔扩展不均的现象日趋严重，平面上油井受效不均，井组汽窜井不断增多，双向受效井地下温场普遍偏高，平均达到200℃。汽驱效果逐渐变差，难以实现稳产，且油汽比下降较快，由高峰时期的0.18降至0.14;单井日产油逐年下降，由高峰期的6.3吨降至2.6吨。

（2）井组高含水油井不断增多，水窜现象严重。生产井相继出现高含水现象，井组综合含水上升较快，其中含水高于90%的生产井已达到42口，占生产井总数的47%，平均日产液为29.6t，日产油为1.7 t，平均含水94.3%，汽窜水淹现象严重。

3蒸汽驱区块高温堵水技术研究

3.1明确汽驱规律，确定出水层段

进入汽窜中后期，变温带温度下降，原油流动能力降低，汽窜通道增大;汽窜流体压力高，会增加生产井流压，同时降低非汽窜井段生产压差，导致生产井液量含水逐步上升。

化学堵水可以封堵汽窜通道，增加变温带有效加热量。汽窜通道轻微堵塞后，可减少生产井纵向出水矛盾，增加汽腔的横向增压作用。在保证加热量的前提下，可增加回采能力。

分析汽驱井组内受效油井的温度压力测试资料及井组油藏剖面对应关系，可得出高温点，即出水层段为注汽水平井垂深偏下位置，为热水带突进位置。

3.2开展室内实验评价，筛选合适高温堵水药剂

根据油藏条件、井况及井温压力等资料，筛选合适的化学堵水药剂，开展室内实验，评价其配方体系。

（1）药剂需求

地层温度高，普遍高于200℃，要求堵剂具有良好的稳定性，耐温能力强;部分生产井为筛管完井，要求堵剂具有较好的流动性，能顺利通过筛管处不堆积;井组内高含水井水窜时间久，且生产井段长，要求堵剂作用半径大、封堵强度高、有效期长。

（2）药剂筛选

根据药剂需求，筛选出两种合适的化学药剂，分别为植物纤维颗粒类堵剂和腐殖酸钠堵水剂。

物纤维颗粒类堵剂由聚丙烯酰胺、植物纤维、橡胶颗粒、油榕树脂、增强纤维等固相颗粒组成，能够进入地层深部形成封堵作用。

腐殖酸熱稳定性好，其水溶液可与某些化学剂交联形成凝胶。硝基腐蚀酸是腐殖酸经硝酸氧化的产物，比原生腐殖酸具有更高的化学生物物性和优良的胶体体质，其热稳定性可进一步增强。硝基腐殖酸钠可溶于水，其体系凝胶最高可耐290℃高温，成胶时间可控 。

最后选择主剂为硝基腐殖酸钠，交联剂为酚类、醛类的体系开展了室内实验进行评价工作。实验结果表明，在温度为250℃条件下，凝胶仍具有较好稳定性，耐温效果好。

3.3优化措施方案，扩大封堵半径，实现多段塞注入

（1）堵剂用量确定

堵剂用量的大小与堵水有效期、堵水效果密切相关，剂量的确定主要取决于处理深度及处理半径。根据处理层厚度、孔隙度按容积法计算用量，堵剂以平面径向流动分布在井周围堵水。计算公式为：Q=πRHφ。其中，Q—堵剂用量，m3;R—处理半径，m;H—封堵井段厚度，m;φ—孔隙度，%。

由于措施井均处于汽窜中后期高含水状态，需有一定的深度才能取得较好的堵水效果，扩大后的处理半径为6m。

（2）段塞设计

为保证措施效果，优选有机颗粒，加入原有聚丙烯酰胺凝胶体系中，可增加药剂强度及耐温型。研究形成了有机颗粒+高温凝胶+有机颗粒的三段塞堵水体系。

（3）施工压力及排量设计

若压力过低，不能将堵剂推到地层深部;若压力过高，堵剂会进入到非目的层段，造成后期产出困难。因此爬坡压力控制在3～5MPa，最高压力不能超过地层破裂压力的80%。

为使堵剂有选择性进入高含水井段，设计注入排量在15-20m3/h之间，在施工过程中，可根据注入压力的变化情况进行适当调整。

4 现场应用效果

现场共实施高温堵水措施16井次，累产油1.71万吨，阶段累增油9390吨，平均单井增油586.8吨，平均含水下降4.9%，增油控水效果显著。

5 结论

（1）蒸汽驱井组生产井进入汽窜中后期，吞吐引效前的调堵措施是汽驱调整阶段稳产的保障，出水位置的确定是保证措施成功率的关键。

（2）室内实验的成功是药剂进入现场的基础，优选高温堵水药剂是确保措施成功率的前提，针对常规出水井可选择植物纤维颗粒类堵剂，而针对筛管完井可选择腐殖酸钠类堵剂。

（3）措施方案的制定是保证措施成功率的关键。根据油藏条件及井况，优化工艺参数设计，扩大封堵半径，适当应用复合段塞，制定合适的施工压力及排量，完善堵水方案。

参考文献：

[1] 赵晓非，刘立新等.腐殖酸钠类耐高温调剖剂的优化及性能考察[J].化工科技.2012（08）.

[2] 张弦，王海波等.蒸汽驱稠油井汽窜高温凝胶调堵体系试验研究[J].石油钻探技术.2012（09）.

作者简介：

乔诗涵，女，1990年11月出生辽宁盘锦，汉族，工程师，2013年毕业于中国石油大学（北京），现于中国石油辽河油田冷家油田开发公司采油作业四区从事生产地质管理工作。