哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

李晓益， 姚 凯， 朱 明

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

李晓益， 姚 凯， 朱 明

(中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期，存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题，在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上，对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化；通过分析生产情况，制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版；进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次，平均单井日增油4.4 t，累计增油4 575 t，预计增油超8 000 t；氮气辅助蒸汽吞吐井11井次，平均单井日增油2.4 t，累计增油3 124 t，预计增油超5 000 t；Girasol区块实施优化转周后，周期递减率由18.5%降至15.0%，三个月累计增油5 680 t；A9井堵水后，含水率由100%降至65%，增油303 t。现场应用结果表明，以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏，应用以后存在的问题得到了解决，且增产效果显著。

稠油油藏 增产措施 发泡剂 调剖 蒸汽吞吐 圣湖油田

圣湖油田位于Magdalena盆地中部，面积197 km2，主体分为Nare、Velasquez两个区块，其中Nare区块面积165 km2，以稠油为主；Velasquez区块面积32 km2，属常规中质原油。Nare区块的产量主要来自Moriche、Girasol、Jazmin、Abarco等稠油热采区块，这些区块的储层为河流相砂岩[1]，属于复杂断块层状油藏，主体油层埋深572.00～732.00 m，储层厚度39.00～60.00 m，渗透率700～4 000 mD，孔隙度22%～28%，原始储层压力5.9～6.5 MPa，储层温度41～49 ℃，原油黏度2 965～8 890 mPa·s，储层物性好，原油性质差。该油田在开发过程中，大多采用水平井蒸汽吞吐开采方式。目前该油田稠油油藏进入开发中后期，在开采过程中，特别是多轮次蒸汽吞吐以后，存在井间汽窜、蒸汽热效率低、产量下降快、高含水井增多，增产措施效果不明显等问题[2-4]。针对上述问题，根据圣湖油田稠油油藏埋藏浅，原油黏度高、流动性差，储层胶结疏松、非均质性严重等特点，开展了泡沫调剖、氮气辅助蒸汽吞吐、注汽转周方案设计、高含水水平井堵水等技术研究与应用，优选了发泡剂，优化了泡沫及氮气注入工艺，制定了稠油注汽转周最优时机图版，形成了适用于哥伦比亚圣湖油田稠油油藏的增产技术。

1 蒸汽泡沫调剖技术

蒸汽泡沫调剖技术是在油井注蒸汽过程中注入氮气及高温发泡剂产生泡沫，从而有效防止蒸汽超覆，改善蒸汽注入剖面，提高注蒸汽效率。其功能主要表现在4方面[5-10]：一是扩大油层加热带；二是强化助排作用；三是减少热量损失；四是产生的泡沫可降低蒸汽流度，封堵蒸汽窜流通道，提高蒸汽波及体积。同时发泡剂是一种表面活性剂，能降低油水界面张力，提高洗油效率。

1.1 发泡剂的优选

针对Girasol区块泡沫调剖效果差的问题，从发泡剂筛选到施工工艺进行了全过程的优化设计。发泡剂的性能主要包含发泡性能、稳定性、耐温性、封堵性能和驱油性能等5个方面。采用现场岩心及地层水，对YL-10、GD-2、LD-2、PM-1和HR-1等5种发泡剂的发泡性能和稳定性进行了评价，结果见表1。

注：试验条件为60 ℃恒温水浴，配液100 mL，发泡剂质量分数1%。

从表1可以看出，发泡剂YL-10 在圣湖油田稠油油藏地层水中，发泡体积最大，半衰期最长，表明其发泡性能和稳定性好。

将发泡剂和地层水配制成1%的溶液，放置在高温、高压反应装置中，进行耐温性试验，结果见表2。

从表2可以看出，发泡剂YL-10的热降解率小,说明其耐温性能好。

阻力因子是评价发泡剂封堵性能的主要指标。阻力因子为相同流量下注发泡剂在岩心两端形成的封堵压差与不注发泡剂形成的压差之比。图1为不同发泡剂的阻力因子。

从图1可以看出，发泡剂YL-10 的阻力因子达35以上，说明其封堵性能好。

利用岩心驱替试验，评价了不同发泡剂的驱油性能，结果见图2。

从图2可以看出，注入3倍孔隙体积的1%发泡剂YL-10 溶液时，驱油效率达到了70%，表明其驱油性能好于其他发泡剂。

1.2 泡沫调剖工艺优化

针对圣湖油田应用泡沫调剖技术过程中存在的问题，重点进行了3方面的优化：一是发泡剂注入时机优化；二是注入方式优化；三是注入流程优化。

1) 注入时机优化。根据文献[11]中所述“含油饱和度低于10%时有效，利于泡沫调剖”，结合不同残余油饱和度泡沫封堵压差(见图3)可知，对于含水率高于80%的岩心，泡沫封堵压差明显增大。因此，对于低含水生产井应首先预注蒸汽，增大其含水量，再注发泡剂，而对于高含水井可直接注蒸汽发泡剂段塞。

2) 注入方式优化。根据岩心驱替试验，分别采用3种注入方式进行驱替：方式1为注入1倍孔隙体积(PV)蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮气，再注入3 PV蒸汽；方式2为注入1 PV蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮气，再注入1 PV蒸汽+发泡剂，最后注入2 PV蒸汽；方式3为注入1 PV蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮气+发泡剂，再注入3 PV蒸汽。结果见图4。从图4可以看出，氮气、发泡剂蒸汽连续混注方式驱替效果最好。因此，选用以下注入方式，前置氮气注入1～2 d，氮气发泡剂伴注3 d后持续注入蒸汽。该注入方式可以减少氮气用量，增加泡沫的稳定性。

3) 注入流程优化。发泡剂由原来的套管注入改为油管注入，增加井口泡沫发生器，在地面充分搅拌发泡剂，以便在注入地层前就能够产生均匀的高强度泡沫。

1.3 现场应用效果

圣湖油田稠油区块自2013年6月开始进行泡沫调剖作业，至2013年10月底，共11口井实施了泡沫调剖，其中Girasol区块8口井，分别为F004井、AH-HZ12井、PH10-03井、A03井、H02井、F02井、AG-HZ02井和PH5-HZ12井，泡沫调剖前后的生产情况见表3。从表3可以看出，8口井泡沫调剖后相比调剖前的一轮吞吐周期增油4 575 t，平均单井产油量由4.4 t/d提高至8.8 t/d，含水率由76%降至64%。截至统计时，调剖井继续有效，预计增油量将超过8 000 t。

2 氮气辅助蒸汽吞吐技术

在稠油开采过程中，由于重力分异作用，黏滞指进以及地层非均质等因素的影响，将出现汽水窜等问题，降低储层动用程度。在稠油油藏中注入氮气可有效改善稠油开发效果，注氮气具有：隔热减少热量损失、扩大地层加热带、增加地层弹性能量、稀释降黏、强化助排和抑制底水锥进等作用[12]。

2.1 注氮气的作用机理

1) 井筒隔热，减少热量损失。氮气的导热系数低，在蒸汽注入过程中，从油套环空注入氮气既可以减少井筒热量损失，又能降低套管温度，保护套管；同时，环空充满氮气后，隔离了空气中的氧气，对套管防腐能起到积极的作用。由于氮气与蒸汽存在密度差，注蒸汽的同时注入氮气，会将向上超覆的蒸汽与油层顶部的盖层隔离开，从而减少覆盖层的热量损失。

2) 扩大油层加热带。氮气具有渗透性好且膨胀系数大的特点，注蒸汽时注入非凝结性氮气，可扩大蒸汽加热半径，增大蒸汽波及体积。

3) 增加弹性气驱能量。注入的氮气一部分溶于地层油中，增加原油弹性能；一部分在重力分异作用下，聚集在油层顶部，增加弹性气驱能量。

4) 助排，提高驱油效率。稠油在降压开采时，注入地层的氮气迅速膨胀，起到强化助排油水的作用。同时，氮气优先占据多孔介质中的油通道，使束缚原油成为可动油，提高采收率。

5) 降低原油黏度。氮气具有一定的降黏作用，稠油黏度随着氮气溶解量的增大而降低。

6) 抑制底水锥进。注入的氮气首先进入水锥，使其沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失或变小，从而使油水界面降低。

2.2 注氮气工艺参数优化

利用圣湖油田稠油油藏的岩心进行驱替试验，以评价不同氮气蒸汽注入比下的驱油效率，结果见图5。从图5可以看出，当试验温度分别为120和180 ℃时，氮气与蒸汽注入比达到4∶1时，驱油效率相对最高，相对纯水蒸气驱油效率提高22%以上，再提高氮气与蒸汽注入比驱油效率提高不明显。因此，圣湖油田的氮气与蒸汽注入比选择4∶1。对于氮气注入方式和注入量，由以前的笼统注汽，改成氮气和蒸汽混注方式，先反注入一个段塞的氮气(8～12 h)，然后注入蒸汽时伴注4～6个段塞氮气(10～20 h)，之后继续注入蒸汽，完成蒸汽配注量，再焖井准备生产。氮气的注入量根据每口井不同吞吐周期的生产情况分别配置。

2.3 现场应用效果

圣湖油田稠油区块自2013年6月开始应用优化后的氮气辅助蒸汽吞吐工艺，至2013年10月底，其应用了23口井，目前16口井见效，其中有统计数据的11口井累计注入氮气260×104m3，注氮气辅助后，平均单井产油量由6.6 t/d提高至9.0 t/d，含水率由78%降至73%，至统计时累计增油3 124 t，预计增油量将超过5 000 t。截至统计时，措施井继续有效。

3 注汽转周方案优化设计

根据圣湖油田稠油区块的储层物性和开发特点，从周期末生产情况、周期递减规律、转周增产预测、转周效益预测、地面条件等5个方面入手，分区块制定了稠油注汽转周最优时机图版(见图6)。以Girasol区块为例，周期生产120 d后，当动液面低于366.00 m、日产油量小于4 t/d、井口温度低于30 ℃时，采取转周措施。对于综合含水率低于70%、无汽窜现象的井，可以单纯转周；对于综合含水率高于70%的井，采取调剖转周措施。

圣湖油田自2013年6月实施优化转周以来，大大提高了稠油热采井的生产效率，降低了生产成本。Girasol,Jazmin,Abarco等稠油区块实施优化注汽转周后，平均周期递减率由18.5%降至15.0%。图7为Girasol区块2013年优化前后的产油量。从图7可以看出，Girasol区块2013年7月份开始见效，对比该年9月22日和6月22日，产油量由措施前的771.0 t/d升至870.5 t/d，提高99.5 t/d，3个月产油量增加5 680 t。

4 高含水井堵水技术

圣湖油田边水发育、管外窜以及汽水窜现象严重，随着开发深入，高含水井日渐增多，圣湖油田曾进行过高含水水平井堵水试验，但没有获得很好的效果。为此,笔者等人开展了Abarco区块分支井堵水试验。

4.1 ABA-PH1 HZ5 A9井堵水工艺设计

ABA-PH1 HZ5 A9井为分支水平井，投产20 d后产出的全是水。通过分析井温测井资料认为，主要是T3分支井眼下部出水导致其高含水。PNN测井结果显示，1 066.00～1 097.00 m井段地层含油饱和度低，该井段以浅地层含油饱和度高。因此,对T3分支井眼采用插管式桥塞封堵，后半段挤注水泥，之后先冷采，观其后效后转热采生产。作业管柱及井型如图8所示。

4.2 堵水施工工序

1)安装井口防喷器，提出井内管柱。2)通井，刮管。3)验证套管的密封性，下找漏工具对井深686.00 m以浅的套管加压至15 MPa验漏。4)对射孔井段(1 062.00～1 095.00 m)补孔，然后挤水泥。5)用油管将水平井插管桥塞送至井深1 048.00 m。6)下封堵管柱，配接封堵管柱(插管+φ73.0 mm油管×27.50 m+安全接头+φ73.0 mm油管×300.00 m+φ88.9 mm油管×731.50 m)，将插管下至插管桥塞以上3.00 m，用30 m3清水大排量正循环洗井降温后，在井口配好短节，装好封井器，将插管插入桥塞内。7)封堵，下入插管后，正洗井观察套管中洗井液返出情况，关闭套管阀门，正挤求吸水指数；按照要求配制14 m3水泥堵剂，关闭套管阀门，正向挤入全部堵剂后，再挤入后置清水4.15 m3，限压15 MPa；挤完后将插管提出桥塞，使插管位于井深914.00 m，大排量反洗井至出口洗井液干净，立即提出全部油管。8)候凝。9)下油管，探桥塞位置。10)刮管，刮管后大排量洗井至井筒干净。11)下注汽管柱。12)注汽，按照设计注入蒸汽。13)生产验证效果。

4.3 应用效果

ABA-PH1 HZ5 A9井堵水后试生产，含水率由100%降至65%，产油量峰值达到了11 t/d。截至统计时，该井已累计增油303 t。该井是圣湖油田稠油区块高含水水平井堵水成功的第一口井，为圣湖油田高含水井治理提供了经验。

5 综合效果评价

圣湖油田前期也曾采取过一些增产措施，但未取得很好的增产效果，Girasol区块产量递减率还是达到了18.5%。自从2013年该区块采取上述增产措施后，产量递减趋势改变，2013年提前40 d 完成该年度生产计划。该区块2014年4—5月因为特殊原因停注氮气后，产油量平均减少122 t/d，从反面证明了以上增产措施是有效的。

6 结论与建议

1) 在稠油区块，采用泡沫调剖工艺可使单井日产油量提高，含水率下降； 采用氮气辅助蒸汽吞吐可使单井产油量提高，含水率降低；水平井采用插管桥塞，补孔挤注堵漏材料堵水，可降低含水率。

2) 根据圣湖油田稠油区块的特点，分区块制定了注汽转周最优时机图版，经在Girasol、Jazmin和Abarco等稠油区块应用，各区块平均周期递减率由18.5%降至15.0%，极大地提高了产油量，仅Girasol区块优化转周3个月增产原油5 680 t。

3) 建议在中低含水、存在汽窜现象、产量递减严重的井优先开展泡沫调剖增产作业；在地层压力亏空明显，含水率高的井优先开展氮气辅助蒸汽吞吐作业；在高含水井开展堵水作业。对于圣湖油田广泛采用的超长水平段水平井，建议开展均匀注汽研究，以提高整个水平井筒的动用程度，从而提高油井产量。

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[编辑 刘文臣]

Stimulation Technique for MECL Heavy Oil Reservoirs in Colombia

Li Xiaoyi, Yao Kai, Zhu Ming

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China)

As the development of heavy oil reservoirs of Mansarovar Oilfield in Colombia entersits the middle and late stages,some problems have emerged,such as a severe production decline in old wells,the inadequate productivity of new wells,poor thermal recovery effects,increasingly high water cut in wells in the field,and less than ideal stimulation effects.After conducting laboratory tests to select the optimal foaming agent and nitrogen/steam injection ratio,the technologies of foam profile control and nitrogen-assisted steam huff and puff were optimized.Through production analysis,the optimal timing chart of turn cycle steam injection was developed for heavy oil reservoirs in different blocks,and the water shutoff test was practiced in high water-cut horizontal well.For 8 wells with foam profile control,the average single-well oil production was 4.4 t per day,cumulative oil production was 4 575 t,and the total increased oil production was expected be over 8 000 t.For 11 wells with nitrogen assisted steam huff and puff simulation,the average single-well oil production was 2.4 t,cumulative oil production was 3 124 t,and the total increased oil production was expected to be over 5 000 t.In the Girasol Block,the optimal turn cycle steam injection resulted in a diminishing rate of 18.5% to 15% and a three-month cumulative oil increased by 5 680 t.In Well A9 after water plugging,the water cut decreased from 100% to 65%,and oil production increased by 303 t.Field application showed that the simulation technique was applicable for heavy oil reservoirs of MECL and they could yield significant results.

heavy oil reservoir;stimulation;foamer;profile control;steam soaking Mansarovar Oilfield

2014-11-15；改回日期：2014-12-19。

李晓益(1984—)，男，湖南南县人，2006年毕业于长江大学石油工程专业，2009年获中国石油大学(北京)油气井工程专业硕士学位，2012年获中国石油大学(北京)油气井工程专业博士学位，工程师，主要从事油气井流体力学与工程、现代完井工程方面的研究。

中国石化国际石油勘探开发有限公司科技项目“海外重点区块工程增产技术研究”(编号：SIPC-2014-02-009-D)部分研究内容。

◀油气开采▶

10.11911/syztjs.201501017

TE357.4

A

1001-0890(2015)01-0100-06

联系方式：(010)84988628，lixy6.sripe@sinopec.com。