熱采水平井找堵水技術(shù)在春光油田的應(yīng)用

王 瑞，張義之，張 翱，高申領(lǐng)，李 洲，朱 輝

（1.中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473031；2.天津中醫(yī)藥大學(xué)管理學(xué)院，天津 300193；3.中國石化華北石油工程有限公司國際公司，河南鄭州 450006）

春光油田熱采水平井油層距離水層近、隔層薄且夾層有一定的滲透性，導(dǎo)致薄夾層對水層的遮擋 效果差，注汽過程中油層與水層存在水動力連通，下層水上竄，造成油井高含水。春10 稠油熱采區(qū)塊主要以特–超稠油為主，主要采取水平井分層系開發(fā)，共有水平井92 口，高含水井占總井?dāng)?shù)的80%以上，熱采水平井高含水或水淹現(xiàn)象日益嚴(yán)重。前期實施過氮氣抑水措施及凝膠堵水等籠統(tǒng)堵水措施，堵水后，存在措施有效期短、注汽量提高后注汽壓力無明顯上升等問題。前期研究認(rèn)為水平段存在多點出水，籠統(tǒng)擠注不能達(dá)到有效封堵的目的，封堵強度有待進(jìn)一步提高。

目前現(xiàn)有的儲層評價測井和水平井產(chǎn)液剖面測試等找水技術(shù)，不能滿足春光油田稠油熱采水平井“水平段長、隔夾層薄”的需要，導(dǎo)致水平段出水位置難以確定。同時，前期應(yīng)用的化學(xué)堵水工藝分段精度低，無法實現(xiàn)水平井任意一段的精確堵水；而籠統(tǒng)堵水又不能滿足熱采水平井堵水的需求[1–3]。本文針對水平段出水位置難以確定，分段堵水精度低，以及籠統(tǒng)堵水不能滿足熱采井需求等問題，研發(fā)了熱采水平井動態(tài)溫度剖面測試（溫剖測試）找水技術(shù)，實現(xiàn)了定點找水，并在此基礎(chǔ)上配套了多級段塞堵水技術(shù)，實現(xiàn)了對出水段高強度封堵，形成了新型熱采水平井找堵水技術(shù)。該技術(shù)的成功實施對改善春光油田稠油熱采水平井的開發(fā)效果具有重要的指導(dǎo)意義。

1 熱采水平井動態(tài)溫剖測試找水技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

在水平段下入分布式溫度測試儀，通過改變生產(chǎn)工作制度，利用水平段產(chǎn)出液的差異，造成出水位置呈現(xiàn)溫度異常，從而準(zhǔn)確找水。溫度測試儀和壓力測試儀分別安裝在油管接箍處，隨管柱下到水平段（圖1），對水平段剖面溫度進(jìn)行測試，同時反映出溫度壓力的變化，然后統(tǒng)一時間和坐標(biāo)進(jìn)行數(shù)據(jù)拼接，繪制出水平段的溫度剖面曲線，再用數(shù)學(xué)算法找出溫度場的變化趨勢或溫度異常位置，從而達(dá)到分析油層動用程度和落實出水段準(zhǔn)確位置的目的。

1.2 裝備組成

熱采水平井動態(tài)溫剖測試找水裝備主要由抽稠泵+全井段溫度測試儀+壓力測試儀組成（圖1）。溫度測試儀和壓力測試儀能在同一時刻開始測試，即具有測試時間同步功能。

1.3 性能指標(biāo)

熱采水平井動態(tài)溫剖測試找水裝備的性能指標(biāo)主要包括：①溫度精度達(dá)到0.2 ℃；②整機(jī)耐溫150 ℃；③時間同步功能。

圖1 水平段溫剖測試找水裝備管柱示意圖

1.4 現(xiàn)場應(yīng)用

在春光油田高含水熱采區(qū)塊選取試驗井開展熱采水平井動態(tài)溫剖測試找水試驗，在水平段布置20支溫度測試儀（采樣間隔3 min/次、精度0.2 ℃，同步采集），采用泵抽激動法測試。測試步驟為壓力測試→關(guān)井靜態(tài)溫度剖面測試（停測）→開抽動態(tài)溫度剖面測試（抽測）。現(xiàn)場找水兩井次，成功率100%。

試驗1 井采用復(fù)合防砂篩管完井，篩管位置為1 092～1 172 m、1 189～1 279 m。該井周期注汽后一直高含水生產(chǎn)，生產(chǎn)效果較差。結(jié)合鉆井軌跡和測井解釋分析，水平段存在三條高滲透條帶，高滲透條帶累計長度達(dá)42 m（1 092～1 100 m、1 110～1 124 m、1 250～1 270 m）。生產(chǎn)層與水層之間存在水竄通道導(dǎo)致高含水。為準(zhǔn)確認(rèn)識該井出水狀況，進(jìn)行針對性堵水措施，決定對該井實施動態(tài)溫剖測試找水。

1.4.1 壓力測試數(shù)據(jù)分析

為了解油藏壓力及水平井裂縫走向，在水平段1 070 m 和1 274 m 處各下入一支壓力計（精度0.1%）。測試結(jié)果顯示，兩支壓力計重合較好，測試中部靜壓為9.25 MPa。抽汲影響壓力變化0.03 MPa，生產(chǎn)壓差0.24 MPa，導(dǎo)數(shù)曲線表明存在底水恒壓邊界。

1.4.2 溫度剖面測試曲線分析

該井于2019 年4 月18 日2 點10 分下入測試管柱（20 支儀器），到位后，停測12 h。由停測期間溫度恢復(fù)曲線（圖2）可看出，中部1 140～1 225 m段溫度恢復(fù)快且溫度高，為注汽主要受效層；1 172～ 1 189 m 段未射孔，溫度有所下降；底部1 230～1 275 m 段溫度低，主要原因是作業(yè)時1 264 m 處砂埋，沖砂通至1 275 m 處，起儀器時該處儀器有砂，說明該位置受注汽影響小。

開抽后1 140～1 225 m 段溫度下降明顯，分析認(rèn)為該產(chǎn)層有低溫液流入導(dǎo)致溫度降低；1 080～ 1 130 m 段溫度上升快，主要是受后面液體加熱及自身層疊加影響。開井12 h 后溫度基本達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，后續(xù)整個水平段溫度變化小，表明1 140～1 225 m 段為主要出水層（圖3）。開抽日產(chǎn)液24 m3，井口溫度34 ℃，含水99%。

關(guān)井后溫度恢復(fù)情況如圖4 所示，1 080～1 130 m 段溫度持續(xù)下降，1 140～1 225 m 段溫度上升明顯，分析認(rèn)為關(guān)井后1 140～1 225 m 段不再出水，溫度快速恢復(fù)，1 080～1 130 m 段不再受開抽時后面液體影響，溫度逐漸下降。

綜上所述，試驗1 井出水層段為1 140～1 225 m段，層間動用不均衡，1 260～1 279 m 段砂埋未動用。1 250～1 279 m 段為潛力層。

圖2 停測期間溫度恢復(fù)曲線（停測曲線）

圖3 開抽2 d 溫度連續(xù)監(jiān)測變化曲線（抽測曲線）

圖4 關(guān)井2 d 溫度連續(xù)監(jiān)測變化曲線

2 熱采水平井堵水技術(shù)

根據(jù)動態(tài)溫剖測試找水技術(shù)所確定的出水段，針對水平段底部夾層不連續(xù)且A 端為主要出水層段的水平井，開展了液體暫堵膠塞配方研究，配套了適用于遠(yuǎn)井低溫區(qū)的低溫聚合物凍膠及適用于近井高溫區(qū)的高強度納米堵劑進(jìn)行逐級封堵，以期達(dá)到增加出水段封堵強度的目的，并在此基礎(chǔ)上形成了液體橋塞保護(hù)后段、高強度堵劑封堵前段的暫堵–多級封堵工藝技術(shù)（圖5）。段塞組合為“預(yù)封堵保護(hù)+低溫凝膠段塞+高強度段塞”[4–7]。

圖5 暫堵–多級封堵工藝技術(shù)示意圖

施工過程如下：首先下光油管至水平段底部，打開套管，正替液體膠塞，對后段儲層實施暫堵保護(hù)，液體橋塞段塞注完后上提管柱至斜井段之上；然后逐級注入低溫聚合物凍膠及高強度納米堵劑，采用過頂替方式井筒不留塞，反洗井后候凝3 d；候凝結(jié)束后掃塞至目前井底再下完井管柱。液體膠塞可自行破膠或作業(yè)沖洗解除，確保對油層無任何污染堵塞。

2.1 液體膠塞配方優(yōu)選及性能評價

液體膠塞施工條件為地層溫度38 ℃，施工排量0.5 m3/min，地面攪拌裝置容積1.0～1.5 m3，施工時間20 h，施工后注蒸汽。

膠塞性能為低溫下具良好的膠體強度，交聯(lián)時間大于3 min，破膠時間大于20 h，高溫下快速破膠。

綜合表1 和表2，優(yōu)選出液體膠塞配方為0.8%GR–L+0.15%氫氧化鈉+0.15%交聯(lián)劑。

表1 液體膠塞配方優(yōu)化

表2 液體膠塞承壓情況

2.2 封堵體系性能評價

2.2.1 遠(yuǎn)井地帶–低溫聚合物凍膠體系

低溫聚合物凍膠性能要求，一是能在低溫（50 ℃）下可靠成膠，保護(hù)后置高強度耐溫凝膠段塞；二是進(jìn)入油層后能夠在蒸汽作用下自然降解，保證不污染油層。

室內(nèi)篩選了分散乳液聚合物凝膠體系配方，并進(jìn)行了主要性能評價。配方的構(gòu)成主要由分散型乳液聚合物和交聯(lián)劑組成。暫堵保護(hù)劑成膠前后性狀如圖6 所示。

圖6 暫堵保護(hù)劑成膠前后性狀

（1）成膠時間及成膠強度評價。體系成膠溫度50～90 ℃，成膠時間隨著溫度的增加迅速加快，溫度越高，成膠時間越快，形成的膠體強度也越高，但溫度高于110 ℃時，聚合物分子存在熱降解現(xiàn)象，導(dǎo)致凝膠很快脫水（表3）。

表3 溫度對成膠時間、強度影響評價

（2）凝膠體系封堵性能評價。選用2 組不同滲透率的填砂管（φ25 mm×80 mm）進(jìn)行堵水效果實驗，實驗結(jié)果如表4 所示。注入0.3 PV 凝膠堵劑，成膠后開始注入地層水，計算堵后滲透率，突破壓力為0.55 MPa，突破壓力梯度為7.00 MPa/m，封堵率達(dá)到99%。

該凝膠體系具有耐溫90 ℃、成膠反應(yīng)時間為1～24 h（可調(diào)）、成膠強度0.063～0.080 MPa（突破真空度）的特點。

表4 凝膠體系封堵性能評價

2.2.2 近井地帶–高強度納米堵劑體系

該體系較為成熟，被廣泛應(yīng)用于河南油田現(xiàn)場封竄堵漏施工中，具有密度可調(diào)（1.28～1.70 g/cm3）、抗壓強度高、耐高溫（350 ℃）、流動性能好、析水少、耐沖刷性強的特點，適用于熱采井近井地帶高強度封堵地層[8–9]。

由表5 和表6 可以看出，該體系堵劑漿液黏度低、流動性好，且靜置時析水量少，懸浮穩(wěn)定性好。

表5 高強度納米堵劑流動性能評價

表6 高強度納米堵劑懸浮性能評價

對堵劑的高溫高壓性能進(jìn)行測試，將實驗樣品在60 ℃、20.7 MPa 條件下養(yǎng)護(hù)3 d，測得堵劑平均抗壓強度為17.4 MPa；在360 ℃、19.0 MPa 條件下老化5 d，測得老化后堵劑平均抗壓強度為23.2 MPa，表明該體系在高溫高壓下強度沒有損失，能夠滿足現(xiàn)場高溫高壓下的施工要求。

2.3 工藝參數(shù)優(yōu)化

2.3.1 段塞用量優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)經(jīng)驗，選擇體積法計算堵劑用量公式為：

式中：Q 為堵劑用量，m3；R為封堵半徑，m；L為封堵有效長度（高滲透段長度或找水結(jié)果確定長度），m；φ 為有效孔隙度，%；n 為經(jīng)驗常數(shù)。

2.3.2 施工壓力優(yōu)化設(shè)計

式中：maxP 為最大施工壓力，MPa；0P 為井筒液柱壓力，MPa；1P為地層破裂壓力，MPa；2P 為井筒摩阻，MPa。

2.4 現(xiàn)場應(yīng)用

在春光油田現(xiàn)場實施熱采水平井找堵水技術(shù)兩井次，單井含水下降明顯，增油效果良好，截至目前兩口井累計增油226.0 t（表7），取得了較好的效果。

3 結(jié)論

（1）熱采水平井動態(tài)溫剖測試找水技術(shù)，通過在水平段下入分布式溫度測試儀，改變生產(chǎn)工作制 度，造成出水位置溫度異常，能夠準(zhǔn)確識別水平井出水段，解決了稠油油藏由于隔層薄、原油黏度高，難以準(zhǔn)確找水的難題。

表7 試驗井措施效果對比表

（2）準(zhǔn)確找水后，利用液體膠塞對水平段后段非出水點進(jìn)行暫堵保護(hù)，注入低溫凝膠及高強度納米堵劑對前部出水段進(jìn)行深度封堵，能夠達(dá)到增油降水的目的，提高了出水段封堵強度，有效地改善了高含水井出水狀況。

（3）熱采水平井找堵水技術(shù)解決了熱采水平井水竄高含水的問題，能夠有效地封堵水平井高出水段，提高水平段動用效率。現(xiàn)場試驗兩井次，措施效果較好，為高含水熱采水平井治理提供了一種新的技術(shù)方法。