互层状超稠油油藏调剖助排技术研究与应用

鲍 继 红

（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）

互层状超稠油油藏调剖助排技术研究与应用

鲍 继 红

（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）

兴隆台超稠油油藏因为原油粘度高、纵向及平面上非均质性、井距近等因素影响，井间汽窜干扰、周期吞吐时间短等矛盾突出。为此，在原有技术的基础上，将高温暂堵调剖和驱油助排结合，研发了调剖助排技术，现场应用后，在抑制汽窜的同时，降低产出液粘度，改善了吞吐效果。在超稠油吞吐开发领域内，实现了整体的工艺创新。

互层状超稠油；汽窜干扰；粘度高；调剖助排

曙光油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，是一个具有多套含油层系、多种油品性质的复杂断块油田。目前以稠油蒸汽吞吐开发方式为主。兴隆台超稠油油藏年产油102.5×104t，占曙光油田年产量的52.2%，是维持曙光油田产量稳定的主导力量。

1 概 况

1.1 地质概况

兴隆台油藏开发目的层包括沙三上段、沙一+二段两套地层，两套地层砂体十分发育，纵向上相互接触，属同一油水压力系统，自上而下分为六个油层组，13个砂岩组21个小层，沉积相带以河道边部、前缘薄层砂及分流河口坝，总体上从构造高部位向低部位物性变差[1]。其探明含油面积 13.4 km2，地质储量8 600×104t，已动用含油面积9.93 km2，地质储量6770×104t。

兴隆台油藏油层埋深650～850 m，有效厚度单井平均63.3 m。油藏储层均为高孔高渗储层。采用一套开发层系、70～100 m井距，正方形井网部署。

1.2 开发现状

截止2011年底，该油藏共有油井991口，开井692口，年产油102.5×104t，综合含水74.3%，累积产油796.3×104 t，采出程度12.95%，可采储量采出程度59.1%。累计注汽2200.1×104t，累计油汽比0.36，平均油井吞吐14.4周期。

2 存在问题分析

2.1 汽窜干扰突出

自兴隆台油层投入开发以来，井间汽窜问题就成为制约油田开发的主要矛盾，随着开发规模的扩大，油井吞吐轮次的增加，汽窜矛盾更为突出,对产量的影响日趋严重。

近年来影响产量都在3×104t以上，因此，汽窜干扰因其不可避免性已成为超稠油开发的主要矛盾。

(a) 汽窜原因

其原因主要有油藏因素和开发因素两个方面。

（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 储层物性好，高孔、高渗，平均渗透率2.37 μm2，有效孔隙度32.6%。

③ 非均质性严重[2]，易单层突进，最大渗透率级差达到203。

（2）开发因素

① 近井距增加了汽窜几率，采取70 m井距，且井间加密水平井。

② 井间动用差异大，因投产时间不同，油井采出程度不同，高压区域油井注汽时易汽窜相邻低压区域油井[3]。

(b) 汽窜危害

（1） 注汽井能量外溢，蒸汽热利用率降低。汽窜会引起油藏加热严重不均匀现象，导致蒸汽波及体积小、热效率低、吞吐效果差；形成汽窜通道进一步加剧动用不均的矛盾。

（2） 轻微受窜井有效生产时率下降，影响产量。汽窜造成被窜井产液量大幅增加，产油量大幅波动，产量运行不平稳。累积汽窜5 798井次，影响36.6×104t

（3） 严重受窜井发生套坏，造成油井报废。严重汽窜可能导致受扰井井喷污染事故的发生，造成的危害也越来越严重。更为严重的是汽窜会导致被窜井套坏关井。

2.2 原油粘度高，流动性差影响生产效果

随着蒸汽的注入，地层原油因加热轻质组分先被采出，致使不流动的有机质沉积于油层岩石表面，缩小流体渗流孔道；另外，原油因粘度受温度的影响十分敏感，其拐点温度为 80 ℃时，兴隆台原油几乎失去流动性，吞吐的过程中，随原油的采出近井地带油层温度迅速下降，当低于拐点温度时，原油因失去流动性而无法采出，周期生产被迫结束。

2.3 原有工艺的局限性

针对汽窜问题采取了暂堵调剖措施，采用耐高温的化学堵剂，注汽前挤入油层，当堵剂在地层条件下固化后，改变注入蒸汽的走向，达到缓解汽窜、抑制井间干扰目的，取得了较好的效果，但仍存在一定问题。实施调剖措施后产能下降，分析原因是措施后虽然低渗透层吸汽状况得到改善，但其产能的增加不足以弥补主力层（封堵层位）产能下降。

针对原油流动性差的问题，采取助排工艺，听过剥离作用、乳化降粘、改变润湿性、矿物收缩等作用，降低地层流体的渗流阻力，从而延长油井生产周期，提高油井产液能力。但因为纵向及平面上的动用不均，导致助排剂大量进入高动用区域，有效作用体积小。

3 调剖助排技术的技术研究

针对注汽井汽窜、井间干扰严重，油层动用不均、原油粘度高流动性差的问题，研制了调剖助排工艺。一方面防止汽窜；另一方面减小地层流体流动阻力，改善油井吞吐效果。

3.1 技术原理

该技术将高温调剖、驱油助排两项工艺有机结合。在注汽前将高温调剖剂注入地层，堵剂优先进入高渗透层，纵向上改善了注汽剖面，提高了注汽开发的效果。驱油助排剂可将油包水型乳状液转化为水包油型乳状液并将砂粒表面由亲水性转变为亲油性，改善回采液的流动性，提高产液量和回采水率。

通过复合工艺的实施，先注入调剖剂，缓解层间矛盾，抑制井间注汽干扰，提高油层纵向动用程度，再注入助排剂，使助排剂尽可能分散到各个有层中去，避免了单一助排中助排剂集中进入高动用层的缺陷，最终达到提高油井周期采油量、实现稠油稳产增效的目的。

3.2 室内研究内容

3.2.1 高温调剖剂配方研制

该技术中所选用的高温调剖剂选择成胶前的流动性能好、暂时封堵且高温后可破解地层伤害小的凝胶型堵剂[4]，主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、无机增强剂及热稳定剂等凝胶体系组成。通过实验使技术指标均能达到高温注汽条件下的使用要求：

① 密度：1.00～1.05 g/cm3

② 凝胶粘度：＞2×105mPa·s

③ 封堵率（280 ℃）：≥90%

突破压力测定：在 75 ℃条件下，向已测出水相渗透率的岩心中反向挤入调剖剂，关闭进出口闸门，维持温度条件不变，使其成胶，然后正向挤模拟水，使出口与大气相通，以0.05 MPa/min的升压速度提升挤入压力，直至出口端流出第一滴液体为止，此时的进口压力即为突破压力，结果见表 1。通过实验结果看出，此突破压力梯度值足以满足高温调剖的要求。

3.2.2 驱油助排剂筛选及性能评价

从耐温性能较好的非离子表面活性剂中筛选出适用于稠油的驱油助排剂，具有良好的较高的表面活性和润湿性[5]，驱油剂的表面活性成分可有效降低油水界面张力, 提高洗油效率[6]。

表1 突破压力测定结果Table 1 Breakthrough pressure determination results

(1)驱油助排剂耐温和降粘实验

将配制好的0.5%驱油助排剂溶液，在不同温度下恒温24 h取出。按照油水比7︰3，测试在不同温度条件下的降粘率。所用油样为现场实际油井脱水原油。

由表2可见，随着老化温度的升高，驱油助排剂性能呈下降趋势。当温度达到300 ℃仍具有较好的性能，可满足返排驱油的需要。

表2 温度对驱油助排剂性能的影响Table 2 Influence of temperature on oil displacement assistant agent performance

（2）驱油助排剂驱油效率实验

驱油效率实验按以下方案进行：先注5 PV的蒸汽驱扫岩心，然后注入5 PV驱油助排剂，确定采收率提高的程度。

从实验我们观察到，当注入5 PV蒸汽后，蒸汽已不能有效地将岩心内的油驱出，产出液基本为清水；当继续注入驱油助排剂后却有油从岩心中被驱出。驱油剂提高采收率的幅度为 22.6%。从实验结果分析来看，当驱油剂在油层中液相的有效浓度为0.3%～0.5%时，都可取得较好的驱替效果。

3.2.3 调剖助排性能评价

（1）调剖助排体系封堵性能评价

采用不同渗透率填砂模型，在 50 ℃条件下，水测填砂模型渗透率后（记录压力和流量），向填砂模型中正向挤入1.0 PV的凝胶（0.9 PV凝胶+0.1 PV驱油剂），并用氮气保持填砂管压力稳定，恒温恒压24 h使其成胶。然后打开出口端，正向注入300 ℃蒸汽驱替，记录压力和流量，直至出口端被蒸汽突破为止，记录蒸汽突破的时间。测定不同填砂模型分别注入凝胶、凝胶+驱油剂段塞后的阻力因子、汽驱后的残余阻力因子，如表3所示。通过实验结果可以看出，和常规凝胶相比，凝胶+驱油剂的封堵性能基本相近。

表3 不同注入介质封堵性能测定结果Table 3 Different plugging properties of injected medium

（2）调剖助排体系驱油效率评价

驱油效率实验按以下方案进行：先注2 PV的蒸汽驱扫岩心，然分别采取继续3 PV蒸汽；注入1 PV的凝胶，再注2 PV蒸汽；注入0.9 PV的凝胶+0.1 PV驱油剂，再注2 PV蒸汽，确定注入不同介质后采收率变化。

从实验我们观察到，采取调剖措施的岩心，蒸汽有效波及体积增大，采收率提高；采取调剖助排措施的岩心，其采收率的最高。

图1 注入不同介质后的驱油效率Fig.1 The oil displacement efficiency after infusion of different medium

4 现场应用情况

2011年至目前，该技术现场累计实施64井次，其中37口井周期结束。措施后吸汽剖面改善、汽窜影响减缓、增产效果明显，现场应用中取得了较好的措施效果。

（1）吸汽剖面改善

吸汽剖面明显改善，吸汽剖面测试结果显示措施后吸汽剖面得到明显改善，措施后不吸汽层和强吸汽层厚度减少。

（2）汽窜影响减缓

措施前64井次汽窜方向69个，汽窜影响1 207天，影响产量6 175 t；措施后汽窜方向20个（原汽窜方向上），影响469 d，影响产量1 504 t。即措施后降低汽窜影响49个方向，减少影响738 d，减少影响产量4 671 t。

（3）措施后增油效果明显

37口井周期结束，平均措施周期12.3轮，措施后周期产油 926 t,措施前后周期对比单井增油 213 t，周期未结束的27口井，同期对比平均单井增油165 t，增油效果明显。

5 结论及认识

(1)该项技术技术将暂堵调剖和驱油助排二项工艺有机结合，更适合于粘度高、汽窜矛盾突出的互层状超稠油井吞吐开发需要。

(2)室内研究表明，所选用的调剖剂和驱油剂具有较好的配伍性，调剖有效扩大了助排剂和蒸汽的波及体积，为提高采收率打下良好基础。

(3)现场应用表明，该技术可有效改善油井吸汽剖面、减缓汽窜影响，增加原油产量。

［1］ 周明升.辽河油田曙一区互层状超稠油油藏改善吞吐效果技术研究[J].石油地质与工程，2007，21(3)：64-65.

［2］张守军.超稠油汽窜综合治理技术的研究与应用[J].中外能源,2010,15(7):41-45.

［3］ 凌建军， 黄鹏. 底水稠油油藏热力开采文献综述[J]. 特种油气藏，1996，3(4)：55-58.

［4］ 侯翠岭.一种耐温型聚丙烯酰胺凝胶堵水剂的室内研究[J].内蒙古石油化工,2008,6:11-13.

［5］ 罗全民,张清军,罗晓惠,等. 稠油热采高效驱油技术应用研究[J].石油天然气学报( 江汉石油学院学报),2010,32(3):361-363．

［6］ 赵福麟.采油用剂[ M] .东营: 石油大学出版社, 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

鲍继红（1962-），女，工程师，2004年毕业于大庆石油学院采油工程专业，研究方向：从事油田采油技术工作。E-mail：baojh@petrochina.com.cn，电话：0427-7824109。