摘要：洼59塊蒸汽驅(qū)開發(fā)中存在蒸汽腔擴(kuò)展不均問題，局部區(qū)域汽竄嚴(yán)重，生產(chǎn)井相繼出現(xiàn)高液量、高含水、高溫等現(xiàn)象，制約區(qū)塊轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的進(jìn)行，為此開展了高溫堵水技術(shù)研究工作，認(rèn)識(shí)完善蒸汽驅(qū)驅(qū)油機(jī)理，明確汽驅(qū)規(guī)律，確定出水層段，研究技術(shù)對(duì)策，并開展化學(xué)藥劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，篩選合適的高溫堵水藥劑，優(yōu)化措施方案，取得了較好效果。

關(guān)鍵詞：超稠油油藏;蒸汽驅(qū);汽竄;高溫堵水

1 油田基本情況

洼59塊位于洼60斷塊區(qū)的中部，開發(fā)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(qū)的先導(dǎo)試驗(yàn)方案，在連續(xù)油層發(fā)育區(qū)域創(chuàng)新實(shí)施重力泄水輔助水平井蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，在井網(wǎng)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(duì)發(fā)育區(qū)域?qū)嵤┲?直組合反九點(diǎn)井網(wǎng)蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)，共實(shí)施8個(gè)井組，注汽井有10口，控制生產(chǎn)井89口，覆蓋面積為0.544平方公里，地質(zhì)儲(chǔ)量385.6萬(wàn)噸。

2目前存在的主要問題

（1）汽腔波及不均，汽竄嚴(yán)重，井組油汽比下降明顯。由于不同區(qū)域地質(zhì)體存在差異，隨著汽驅(qū)溫度場(chǎng)不斷擴(kuò)展，蒸汽腔擴(kuò)展不均的現(xiàn)象日趨嚴(yán)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(chǎng)普遍偏高，平均達(dá)到200℃。汽驅(qū)效果逐漸變差，難以實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，且油汽比下降較快，由高峰時(shí)期的0.18降至0.14;單井日產(chǎn)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(xiàn)象嚴(yán)重。生產(chǎn)井相繼出現(xiàn)高含水現(xiàn)象，井組綜合含水上升較快，其中含水高于90%的生產(chǎn)井已達(dá)到42口，占生產(chǎn)井總數(shù)的47%，平均日產(chǎn)液為29.6t，日產(chǎn)油為1.7 t，平均含水94.3%，汽竄水淹現(xiàn)象嚴(yán)重。

3蒸汽驅(qū)區(qū)塊高溫堵水技術(shù)研究

3.1明確汽驅(qū)規(guī)律，確定出水層段

進(jìn)入汽竄中后期，變溫帶溫度下降，原油流動(dòng)能力降低，汽竄通道增大;汽竄流體壓力高，會(huì)增加生產(chǎn)井流壓，同時(shí)降低非汽竄井段生產(chǎn)壓差，導(dǎo)致生產(chǎn)井液量含水逐步上升。

化學(xué)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(chǎn)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(qū)井組內(nèi)受效油井的溫度壓力測(cè)試資料及井組油藏剖面對(duì)應(yīng)關(guān)系，可得出高溫點(diǎn)，即出水層段為注汽水平井垂深偏下位置，為熱水帶突進(jìn)位置。

3.2開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，篩選合適高溫堵水藥劑

根據(jù)油藏條件、井況及井溫壓力等資料，篩選合適的化學(xué)堵水藥劑，開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)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(wěn)定性，耐溫能力強(qiáng);部分生產(chǎn)井為篩管完井，要求堵劑具有較好的流動(dòng)性，能順利通過篩管處不堆積;井組內(nèi)高含水井水竄時(shí)間久，且生產(chǎn)井段長(zhǎng)，要求堵劑作用半徑大、封堵強(qiáng)度高、有效期長(zhǎng)。

（2）藥劑篩選

根據(jù)藥劑需求，篩選出兩種合適的化學(xué)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(qiáng)纖維等固相顆粒組成，能夠進(jìn)入地層深部形成封堵作用。

腐殖酸熱穩(wěn)定性好，其水溶液可與某些化學(xué)劑交聯(lián)形成凝膠。硝基腐蝕酸是腐殖酸經(jīng)硝酸氧化的產(chǎn)物，比原生腐殖酸具有更高的化學(xué)生物物性和優(yōu)良的膠體體質(zhì)，其熱穩(wěn)定性可進(jìn)一步增強(qiáng)。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(shí)間可控 。

最后選擇主劑為硝基腐殖酸鈉，交聯(lián)劑為酚類、醛類的體系開展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行評(píng)價(jià)工作。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在溫度為250℃條件下，凝膠仍具有較好穩(wěn)定性，耐溫效果好。

3.3優(yōu)化措施方案，擴(kuò)大封堵半徑，實(shí)現(xiàn)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(guān)，劑量的確定主要取決于處理深度及處理半徑。根據(jù)處理層厚度、孔隙度按容積法計(jì)算用量，堵劑以平面徑向流動(dòng)分布在井周圍堵水。計(jì)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(tài)，需有一定的深度才能取得較好的堵水效果，擴(kuò)大后的處理半徑為6m。

（2）段塞設(shè)計(jì)

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

（3）施工壓力及排量設(shè)計(jì)

若壓力過低，不能將堵劑推到地層深部;若壓力過高，堵劑會(huì)進(jìn)入到非目的層段，造成后期產(chǎn)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(jìn)入高含水井段，設(shè)計(jì)注入排量在15-20m3/h之間，在施工過程中，可根據(jù)注入壓力的變化情況進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

現(xiàn)場(chǎng)共實(shí)施高溫堵水措施16井次，累產(chǎn)油1.71萬(wàn)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(jié)論

（1）蒸汽驅(qū)井組生產(chǎn)井進(jìn)入汽竄中后期，吞吐引效前的調(diào)堵措施是汽驅(qū)調(diào)整階段穩(wěn)產(chǎn)的保障，出水位置的確定是保證措施成功率的關(guān)鍵。

（2）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的成功是藥劑進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)的基礎(chǔ)，優(yōu)選高溫堵水藥劑是確保措施成功率的前提，針對(duì)常規(guī)出水井可選擇植物纖維顆粒類堵劑，而針對(duì)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(guān)鍵。根據(jù)油藏條件及井況，優(yōu)化工藝參數(shù)設(shè)計(jì)，擴(kuò)大封堵半徑，適當(dāng)應(yīng)用復(fù)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(xiàn)：

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作者簡(jiǎn)介：

喬詩(shī)涵，女，1990年11月出生遼寧盤錦，漢族，工程師，2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京），現(xiàn)于中國(guó)石油遼河油田冷家油田開發(fā)公司采油作業(yè)四區(qū)從事生產(chǎn)地質(zhì)管理工作。