超稠油熱采井大劑量化學堵水技術研究

郭永強

中國石油遼河油田分公司 遼寧盤錦 124010

曙光油藏構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，目前已開發的含油層系自上而下為古潛山、杜家臺、蓮花、大凌河、興隆臺和館陶六套層系，共44個開發單元，累積探明含油面積164.7平方公里，探明地質儲量41524.86萬噸；動用含油面積144.32平方公里，動用地質儲量38336.86萬噸。全油田標定可采儲量10226.37萬噸，采收率26.7%，是一個涉及稀油、稠油、超稠油，涵蓋近百個小斷塊的極為復雜的油田。目前稠油和超稠油以蒸汽吞吐開發方式為主，稀油進入“雙高”開發后期，普通稠油進入吞吐后期，超稠油進入高輪次吞吐。曙光油田年產原油200多萬噸，占遼河油田原油產量的五分之一，是遼河油田穩產千萬噸的重要力量[1]。

1 堵水現狀及開發矛盾

1.1 區塊邊部受邊底水水侵的主要矛盾

隨著超稠油開發的深入，區塊邊部油井受邊底水水侵以其普遍性和嚴重性成為超稠油蒸汽吞吐開發過程中的主要矛盾。在開采過程中，由于儲層的非均質性嚴重，導致油層產液不均，加之水的流度比要遠大于稠油，最終出現油井高含水問題突出問題，影響超稠油開發效果。

1.2 現有超稠油出水治理方法存在局限性

超稠油堵水工藝應用過程中，從應用效果來看，機械堵水對油井含水上升速度進行抑制的。有效期短并不能真正起到堵水的作用，化學堵水在耐溫性不能滿足油井吞吐需要，加上超稠油的大孔高滲的物性，常規藥劑在封堵強度上無法滿足現場。

超稠油蒸汽吞吐開發中出現的出水問題具有普遍性和復雜性，出水竄治理勢在必行，深迫切需要研制一種適應超稠油堵水的藥劑及工藝，治理邊底水侵，保障超稠油油井正常生產。

2 主要研究內容

2.1 技術原理及藥劑類型

針對超稠油區塊邊部油井高含水生產的突出矛盾，結合該區塊儲層大孔高滲發育的特點，在現場推廣應用了凝膠顆粒型復合段塞堵水方式。

堵劑一是由體膨型植物纖維顆粒與栲膠復配成的橋堵劑，固體顆粒擠入油層后，遇水膨脹，卡封孔隙喉道與裂縫，達到堵水目的；另一是由油溶性樹脂組成的暫堵劑，遇水結晶析出封堵高吸汽層，改善吸汽剖面，遇油溶解，具有一定的選擇性。由于顆粒型、凝膠型堵劑各有明顯的優點和不足，我們通過復合應用顆粒型、凝膠型堵劑并逐步完善，形成了復合段塞封堵技術[2]。

2.2 室內性能評價

（1）堵劑粒徑的確定。顆粒型堵劑的粒徑分布與地層巖石孔道的配伍性，對堵劑的封堵效果影響較大。粒徑過小，堵劑不易在孔道內形成橋堵；粒徑太大易在巖石表面形成暫堵而不能進入孔道深處，對堵劑的封堵效果有較大影響。根據1/3架橋理論，同時考慮到區塊油層非均質性嚴重的特點，確定堵劑粒徑控制在0.05 ～ 0.15 mm 范圍內。

（2）油溶性。分別取高溫前和高溫后（280 ℃，24 h）堵劑樣品5 g置于50 mL煤油中，在60～70℃下恒溫24 h后，室溫下測定其在煤油中的分散溶解情況（表1）。

表1 堵劑在煤油中的油溶率

由表1可見，該顆粒型堵劑的油溶率大于40%，280℃恒溫24 h后油溶率有所下降。

（3）耐溫性。室內實驗：將堵劑配成10%水溶液，取100 mL置于耐高溫容器中，分別放到150℃、280℃恒溫烘箱內，測試堵劑的耐溫性。試驗發現，在150℃恒溫24、48 h后，堵劑溶液無明顯變化；在280℃恒溫24 h后，堵劑凝固結實，表面無變化，恒溫48 h后，表面看堵劑已碳化或降解[3]。

（4）巖心封堵實驗。分別編號1、2，分別放入充滿6%和10%堵劑溶液的高溫、高壓容器中，在280℃下恒溫24 h，取出冷卻至室溫后分別測定堵后水相滲透率Kw1'、Kw2'，然后計算出堵水率ηw1、ηw2（表2）。

表2 巖心封堵試驗結果

由巖心封堵試驗結果可以看出，堵劑封堵率都在98%以上。

3 現場試驗及效果分析

超稠油大劑量堵水技術現場實施22井次，有效率90%，平均單井周期產油580噸，平均日產油達6噸，緩解了超稠油區塊油藏邊底水侵入、吞吐效果差的問題，改善了區塊吞吐效果。

4 結論與認識

（1）凝膠顆粒適用于超稠油大孔高滲的物性，具備封堵強度大，耐溫性好等優點。

（2）多段塞施工方式防止了堵劑在堵水過程中返吐問題，加大了封堵半徑，提高了堵水有效期[4-5]。