互層狀超稠油油藏調剖助排技術研究與應用

鮑 繼 紅

（中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010）

互層狀超稠油油藏調剖助排技術研究與應用

鮑 繼 紅

（中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010）

興隆臺超稠油油藏因為原油粘度高、縱向及平面上非均質性、井距近等因素影響，井間汽竄干擾、周期吞吐時間短等矛盾突出。為此，在原有技術的基礎上，將高溫暫堵調剖和驅油助排結合，研發了調剖助排技術，現場應用后，在抑制汽竄的同時，降低產出液粘度，改善了吞吐效果。在超稠油吞吐開發領域內，實現了整體的工藝創新。

互層狀超稠油；汽竄干擾；粘度高；調剖助排

曙光油田位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，是一個具有多套含油層系、多種油品性質的復雜斷塊油田。目前以稠油蒸汽吞吐開發方式為主。興隆臺超稠油油藏年產油102.5×104t，占曙光油田年產量的52.2%，是維持曙光油田產量穩定的主導力量。

1 概 況

1.1 地質概況

興隆臺油藏開發目的層包括沙三上段、沙一+二段兩套地層，兩套地層砂體十分發育，縱向上相互接觸，屬同一油水壓力系統，自上而下分為六個油層組，13個砂巖組21個小層，沉積相帶以河道邊部、前緣薄層砂及分流河口壩，總體上從構造高部位向低部位物性變差[1]。其探明含油面積 13.4 km2，地質儲量8 600×104t，已動用含油面積9.93 km2，地質儲量6770×104t。

興隆臺油藏油層埋深650～850 m，有效厚度單井平均63.3 m。油藏儲層均為高孔高滲儲層。采用一套開發層系、70～100 m井距，正方形井網部署。

1.2 開發現狀

截止2011年底，該油藏共有油井991口，開井692口，年產油102.5×104t，綜合含水74.3%，累積產油796.3×104 t，采出程度12.95%，可采儲量采出程度59.1%。累計注汽2200.1×104t，累計油汽比0.36，平均油井吞吐14.4周期。

2 存在問題分析

2.1 汽竄干擾突出

自興隆臺油層投入開發以來，井間汽竄問題就成為制約油田開發的主要矛盾，隨著開發規模的擴大，油井吞吐輪次的增加，汽竄矛盾更為突出,對產量的影響日趨嚴重。

近年來影響產量都在3×104t以上，因此，汽竄干擾因其不可避免性已成為超稠油開發的主要矛盾。

(a) 汽竄原因

其原因主要有油藏因素和開發因素兩個方面。

（1）油藏因素

① 原油粘度高，汽油流度比大，原油粘度在（12～23）×104mPa·s。

② 儲層物性好，高孔、高滲，平均滲透率2.37 μm2，有效孔隙度32.6%。

③ 非均質性嚴重[2]，易單層突進，最大滲透率級差達到203。

（2）開發因素

① 近井距增加了汽竄幾率，采取70 m井距，且井間加密水平井。

② 井間動用差異大，因投產時間不同，油井采出程度不同，高壓區域油井注汽時易汽竄相鄰低壓區域油井[3]。

(b) 汽竄危害

（1） 注汽井能量外溢，蒸汽熱利用率降低。汽竄會引起油藏加熱嚴重不均勻現象，導致蒸汽波及體積小、熱效率低、吞吐效果差；形成汽竄通道進一步加劇動用不均的矛盾。

（2） 輕微受竄井有效生產時率下降，影響產量。汽竄造成被竄井產液量大幅增加，產油量大幅波動，產量運行不平穩。累積汽竄5 798井次，影響36.6×104t

（3） 嚴重受竄井發生套壞，造成油井報廢。嚴重汽竄可能導致受擾井井噴污染事故的發生，造成的危害也越來越嚴重。更為嚴重的是汽竄會導致被竄井套壞關井。

2.2 原油粘度高，流動性差影響生產效果

隨著蒸汽的注入，地層原油因加熱輕質組分先被采出，致使不流動的有機質沉積于油層巖石表面，縮小流體滲流孔道；另外，原油因粘度受溫度的影響十分敏感，其拐點溫度為 80 ℃時，興隆臺原油幾乎失去流動性，吞吐的過程中，隨原油的采出近井地帶油層溫度迅速下降，當低于拐點溫度時，原油因失去流動性而無法采出，周期生產被迫結束。

2.3 原有工藝的局限性

針對汽竄問題采取了暫堵調剖措施，采用耐高溫的化學堵劑，注汽前擠入油層，當堵劑在地層條件下固化后，改變注入蒸汽的走向，達到緩解汽竄、抑制井間干擾目的，取得了較好的效果，但仍存在一定問題。實施調剖措施后產能下降，分析原因是措施后雖然低滲透層吸汽狀況得到改善，但其產能的增加不足以彌補主力層（封堵層位）產能下降。

針對原油流動性差的問題，采取助排工藝，聽過剝離作用、乳化降粘、改變潤濕性、礦物收縮等作用，降低地層流體的滲流阻力，從而延長油井生產周期，提高油井產液能力。但因為縱向及平面上的動用不均，導致助排劑大量進入高動用區域，有效作用體積小。

3 調剖助排技術的技術研究

針對注汽井汽竄、井間干擾嚴重，油層動用不均、原油粘度高流動性差的問題，研制了調剖助排工藝。一方面防止汽竄；另一方面減小地層流體流動阻力，改善油井吞吐效果。

3.1 技術原理

該技術將高溫調剖、驅油助排兩項工藝有機結合。在注汽前將高溫調剖劑注入地層，堵劑優先進入高滲透層，縱向上改善了注汽剖面，提高了注汽開發的效果。驅油助排劑可將油包水型乳狀液轉化為水包油型乳狀液并將砂粒表面由親水性轉變為親油性，改善回采液的流動性，提高產液量和回采水率。

通過復合工藝的實施，先注入調剖劑，緩解層間矛盾，抑制井間注汽干擾，提高油層縱向動用程度，再注入助排劑，使助排劑盡可能分散到各個有層中去，避免了單一助排中助排劑集中進入高動用層的缺陷，最終達到提高油井周期采油量、實現稠油穩產增效的目的。

3.2 室內研究內容

3.2.1 高溫調剖劑配方研制

該技術中所選用的高溫調剖劑選擇成膠前的流動性能好、暫時封堵且高溫后可破解地層傷害小的凝膠型堵劑[4]，主要由聚丙烯酰胺、有機交聯劑、耐高溫油溶性樹脂、橡膠粉、無機增強劑及熱穩定劑等凝膠體系組成。通過實驗使技術指標均能達到高溫注汽條件下的使用要求：

① 密度：1.00～1.05 g/cm3

② 凝膠粘度：＞2×105mPa·s

③ 封堵率（280 ℃）：≥90%

突破壓力測定：在 75 ℃條件下，向已測出水相滲透率的巖心中反向擠入調剖劑，關閉進出口閘門，維持溫度條件不變，使其成膠，然后正向擠模擬水，使出口與大氣相通，以0.05 MPa/min的升壓速度提升擠入壓力，直至出口端流出第一滴液體為止，此時的進口壓力即為突破壓力，結果見表 1。通過實驗結果看出，此突破壓力梯度值足以滿足高溫調剖的要求。

3.2.2 驅油助排劑篩選及性能評價

從耐溫性能較好的非離子表面活性劑中篩選出適用于稠油的驅油助排劑，具有良好的較高的表面活性和潤濕性[5]，驅油劑的表面活性成分可有效降低油水界面張力, 提高洗油效率[6]。

表1 突破壓力測定結果Table 1 Breakthrough pressure determination results

(1)驅油助排劑耐溫和降粘實驗

將配制好的0.5%驅油助排劑溶液，在不同溫度下恒溫24 h取出。按照油水比7︰3，測試在不同溫度條件下的降粘率。所用油樣為現場實際油井脫水原油。

由表2可見，隨著老化溫度的升高，驅油助排劑性能呈下降趨勢。當溫度達到300 ℃仍具有較好的性能，可滿足返排驅油的需要。

表2 溫度對驅油助排劑性能的影響Table 2 Influence of temperature on oil displacement assistant agent performance

（2）驅油助排劑驅油效率實驗

驅油效率實驗按以下方案進行：先注5 PV的蒸汽驅掃巖心，然后注入5 PV驅油助排劑，確定采收率提高的程度。

從實驗我們觀察到，當注入5 PV蒸汽后，蒸汽已不能有效地將巖心內的油驅出，產出液基本為清水；當繼續注入驅油助排劑后卻有油從巖心中被驅出。驅油劑提高采收率的幅度為 22.6%。從實驗結果分析來看，當驅油劑在油層中液相的有效濃度為0.3%～0.5%時，都可取得較好的驅替效果。

3.2.3 調剖助排性能評價

（1）調剖助排體系封堵性能評價

采用不同滲透率填砂模型，在 50 ℃條件下，水測填砂模型滲透率后（記錄壓力和流量），向填砂模型中正向擠入1.0 PV的凝膠（0.9 PV凝膠+0.1 PV驅油劑），并用氮氣保持填砂管壓力穩定，恒溫恒壓24 h使其成膠。然后打開出口端，正向注入300 ℃蒸汽驅替，記錄壓力和流量，直至出口端被蒸汽突破為止，記錄蒸汽突破的時間。測定不同填砂模型分別注入凝膠、凝膠+驅油劑段塞后的阻力因子、汽驅后的殘余阻力因子，如表3所示。通過實驗結果可以看出，和常規凝膠相比，凝膠+驅油劑的封堵性能基本相近。

表3 不同注入介質封堵性能測定結果Table 3 Different plugging properties of injected medium

（2）調剖助排體系驅油效率評價

驅油效率實驗按以下方案進行：先注2 PV的蒸汽驅掃巖心，然分別采取繼續3 PV蒸汽；注入1 PV的凝膠，再注2 PV蒸汽；注入0.9 PV的凝膠+0.1 PV驅油劑，再注2 PV蒸汽，確定注入不同介質后采收率變化。

從實驗我們觀察到，采取調剖措施的巖心，蒸汽有效波及體積增大，采收率提高；采取調剖助排措施的巖心，其采收率的最高。

圖1 注入不同介質后的驅油效率Fig.1 The oil displacement efficiency after infusion of different medium

4 現場應用情況

2011年至目前，該技術現場累計實施64井次，其中37口井周期結束。措施后吸汽剖面改善、汽竄影響減緩、增產效果明顯，現場應用中取得了較好的措施效果。

（1）吸汽剖面改善

吸汽剖面明顯改善，吸汽剖面測試結果顯示措施后吸汽剖面得到明顯改善，措施后不吸汽層和強吸汽層厚度減少。

（2）汽竄影響減緩

措施前64井次汽竄方向69個，汽竄影響1 207天，影響產量6 175 t；措施后汽竄方向20個（原汽竄方向上），影響469 d，影響產量1 504 t。即措施后降低汽竄影響49個方向，減少影響738 d，減少影響產量4 671 t。

（3）措施后增油效果明顯

37口井周期結束，平均措施周期12.3輪，措施后周期產油 926 t,措施前后周期對比單井增油 213 t，周期未結束的27口井，同期對比平均單井增油165 t，增油效果明顯。

5 結論及認識

(1)該項技術技術將暫堵調剖和驅油助排二項工藝有機結合，更適合于粘度高、汽竄矛盾突出的互層狀超稠油井吞吐開發需要。

(2)室內研究表明，所選用的調剖劑和驅油劑具有較好的配伍性，調剖有效擴大了助排劑和蒸汽的波及體積，為提高采收率打下良好基礎。

(3)現場應用表明，該技術可有效改善油井吸汽剖面、減緩汽竄影響，增加原油產量。

［1］ 周明升.遼河油田曙一區互層狀超稠油油藏改善吞吐效果技術研究[J].石油地質與工程，2007，21(3)：64-65.

［2］張守軍.超稠油汽竄綜合治理技術的研究與應用[J].中外能源,2010,15(7):41-45.

［3］ 凌建軍， 黃鵬. 底水稠油油藏熱力開采文獻綜述[J]. 特種油氣藏，1996，3(4)：55-58.

［4］ 侯翠嶺.一種耐溫型聚丙烯酰胺凝膠堵水劑的室內研究[J].內蒙古石油化工,2008,6:11-13.

［5］ 羅全民,張清軍,羅曉惠,等. 稠油熱采高效驅油技術應用研究[J].石油天然氣學報( 江漢石油學院學報),2010,32(3):361-363．

［6］ 趙福麟.采油用劑[ M] .東營: 石油大學出版社, 2001.

Research on Profile Cleanup Integration Technology and Its Application in Interlayered Extra-Heavy Oil Reservoirs

BAO Ji-hong
（Liaohe Oilfield Company, Liaoning Panjin 124010，China）

Because of high viscosity, vertical and horizontal heterogeneity, near well distance and other factors, contradictions including interwell steam channeling disturbance, short cycle throughput time, etc. in Xinglongtai ultra heavy oil reservoir have developed into serious problems. Therefore, on the basic of existing processes, the profile control and cleanup integration technology was developed. Field application results show that the technology can control steam channeling, at the same time, lower the produced fluid viscosity, improve stimulation effect. In huff and puff development field of super heavy oil, this technology has realized the whole process innovation.

Extra-heavy oil reservoir; Steam channeling; High viscosity; Profile cleanup integration

TE 34

A

1671-0460（2012）09-0895-03

2012-10-27

鮑繼紅（1962-），女，工程師，2004年畢業于大慶石油學院采油工程專業，研究方向：從事油田采油技術工作。E-mail：baojh@petrochina.com.cn，電話：0427-7824109。