塔河油田YT1断块深层凝析油气藏乳化油堵水技术

秦 飞，金燕林

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011；3.中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐830011）

大多数凝析油气藏采用衰竭式开采，随着开采程度的加深，地层压力持续下降。在等温降压的过程中，石油多组分体系出现反凝析现象，在井周近井地带短时间大量的凝析油析出，必将降低天然气的渗透、携液能力[1]。随着凝析油的持续析出，近井乃至井筒的油气通道被堵塞，从而限制了气井的生产能力。同时由于边底水的侵入，凝析油气藏普遍面临高含水、采出程度低的开发难题。气井堵水是有水气田开发中除气举、排水采气之外的重要治水手段[2]。目前，国内外气井堵水已有一定积累。机械堵水方面主要偏于机械桥塞封堵器、套管补贴技术等，已逐渐被化学堵水所取代；化学堵水方面日趋成熟，堵水剂涉及硅氧烷微乳胶、水解氯化铝（2007年，印尼Tunu 气田）、泡沫凝胶（墨西哥湾的East High Island 285 区块；加拿大不列颠哥伦比亚气田试验区）、三元共聚物、阴离子聚丙烯酰胺、微乳液、润湿反转剂、无机盐类等，其中以聚合物凝胶类堵剂（1996年，加拿大气田三口井；法国东部VA48 气井；德国北部一砂岩气田）应用最多[3-5]。国内四川[6]、中原[7]、涩北[8]、新北[9]等油气区也开展了一些积极性尝试，主要是移植油井堵水思路，同时在堵剂配套上更加精细。从理论上说，堵水在控水[10]的同时，可以进一步释放近井地带的凝析油，从而疏通油气通道。然而目前国内外单纯凝析油气藏堵水可供借鉴的实例少，加之YT1断块三叠系高温、高盐的地下地质条件，堵剂配套及工艺设计困难，有必要开展针对性研究，提高堵水的针对性和堵剂、工艺的配套程度。

1 油藏概况

YT1 断块位于塔里木盆地沙雅隆起中段南翼的阿克库勒凸起东南斜坡上，发育辫状河三角洲相前缘和平原相砂体[11]（图1）。本区三叠系凝析油气藏天然气地质储量13.6×108m3，凝析油地质储量85.1×104t，具有超深（4 760～5 004 m）、高温（104 ℃）、高盐（矿化度近300 000 mg/L）的特点，储层中—低渗，酸、碱敏中等，边水和底水都较为活跃。由于初期采速过高，地层压力快速下降，底水锥进导致开发效果急剧变差。自第一口堵水井（YT1-1H）2011年实施堵水之前，区块累产油9×104t（采出程度7%），累产气0.4×108m3（采出程度9%），综合含水为84%，自然递减为24%，处于特高含水的递减阶段。截至目前，累产油12×104t，累产气0.5×108m3，综合含水95%，累计实施乳化油堵水7井次、物理卡堵4 井次，其中乳化油堵水成功率86 %，物理卡堵全部无效。

图1 YT1断块顶面构造Fig.1 Top structure of YT1 Fault Block

2 乳化油堵水关键技术

2.1 堵剂类型优选

目前塔河油田所用的堵剂主要有物理封堵和相渗调整[12-13]两种。物理封堵即堵高渗解放低渗，侧重于改善储层的渗透率，代表堵剂是超细碳酸钙颗粒、聚合物微球等，具有渗透率选择性；相渗调整即选择性降低油水的相渗[14]，侧重于改善流体的流动，代表堵剂是乳状液[15]、凝胶[16]、冻胶[17-18]等，具有油水选择性。

从储层角度看：本区储层薄，没有接替层，无法进行机械卡封堵水；储层整体物性较差，动态显示不存在明显的高渗窜流通道，物理封堵从机理上难以满足，宜配套相渗调整机理。

从凝析油气藏实际来看，堵水还需重点考虑四个条件：①封堵后还能顺利解堵，并且对油井污染小；②凝析油气藏对水格外敏感，应尽量避免堵剂自身携水进入地层；③尽可能避免堵剂在进入高含水区前乳化增黏，否则会阻塞低含水区渗流通道，不利于油气产出；④堵剂本身的注入性要好。对比现有堵剂体系，宜选用乳状液堵剂。

常规的乳状液堵剂包括油包水、水包油两种，近年来活性稠油[19-20]也得到一定应用。相比而言，水包油乳状液自身含水超过了60%，不满足上述条件②；活性混合油含稠油活性组分，本身具有一定的乳化能力[21]，不满足上述条件③。据此，以油包水乳状液（稀油+水+乳化体系）为基础，作为本区乳状液堵剂研发的主要方向。为增强堵剂的配伍性，基油均来自于塔河油田自产稀油（50 ℃密度0.91 g/cm3，黏度32 mPa·s）。

2.2 堵剂配方优化

2.2.1 乳化体系筛选

一般而言，阴离子乳化剂具有较好的耐温性，非离子乳化剂具有较好的耐盐性，两者复合混配，能显著提升乳化体系的机械稳定性，同时提升乳状液堵剂的耐温耐盐性[22]。如图2，五种乳化体系（油水比为5∶5）在90 ℃水浴中放置两天，仅“2%非离子+1%阴离子+0.1%稳定剂”对应乳状液未分相（若分相则曲线趋于抛物线型），显示了很好的稳定性。为增强乳状液的热稳定性，按经验添加少量的聚丙烯酰胺（0.1%）。

图2 不同乳化剂含量下乳状液黏度对比Fig.2 Comparison of viscosity of emulsion with different emulsifier content

2.2.2 含水率确定

在实验温度50 ℃的情况下，配置不同含水量的乳状液，观察其黏度的差异性。如图3，含水量小于60 %时，黏度随着含水量的增大而增大；含水量为60%（转相点）时，黏度最大为960 mPa·s；含水量大于60%时黏度随着含水量的增大而急剧减小。考虑到乳状液注入地层可能继续乳化，油包水乳状液配置应尽可能选择远离转相点。分别对含水量0%（相当于乳化油）、20%、30%、40%的油包水乳状液进行阻力系数测定，结果分别为6.1、7.8、16.5、26.2，可见前两个含水量配比相对满足现场泵注要求。进一步实验表明，在100 ℃的温度条件下，乳化油黏度仍达50～60 mPa·s，不受矿化度影响，而且低伤害，可作为凝析油气藏前期弱堵的最优堵剂。

图3 乳状液黏度与含水量关系Fig.3 Relation between viscosity and water content of emulsion

2.3 堵剂性能测试

2.3.1 封堵能力

堵剂封堵能力测定采用填砂管（塔河细砂、100 ℃）开展实验，具体步骤是：将填砂管中饱和水，开展常规水驱实验，依据达西定律计算出水测渗透率K1；向填砂管中反向注入乳化油堵剂和清水顶替液，乳化油乳化增黏；再次开展常规水驱实验，同理计算出堵后水测渗透率K2；乳化油对水的封堵率即为K2与K1之比[23]。实验中地层水正向注速为0.5 mL/min，堵剂反向注速为1.0 mL/min、体积为0.3 PV，清水顶替液0.3 PV。如图4，地层水注入的短时间内，乳化油继续乳化，形成较高黏度，注入水无法通过堵剂，驱替压差较大；随着注入孔隙体积倍数增大，驱替过程中发生指进现象，此时驱替压差逐渐减小，填砂管的堵后渗透率缓慢增加；当注入孔隙体积倍数达到10 PV 左右，注入水从填砂管完全突破，后期只是沿突破的区域窜流，此时填砂管的堵后渗透率不再增加。经计算此时的封堵率仍然保持在83.4%，这也说明乳化油具有较高的封堵能力和耐冲刷性。

图4 正向注水压力曲线Fig.4 Pressure curves of forward injection

2.3.2 油水选择性

油水选择性测定采用双填砂管（塔河细砂、100 ℃）开展实验，具体步骤是：将渗透率相当的两根填砂管分别饱和水和油，选择两个注入端，开展常规水驱、油驱实验，依据达西定律计算出水测渗透率K水1和油测渗透率K油1；向两根填砂管中反向注入乳化油堵剂和清水顶替液，乳化油乳化增黏；再次开展常规水驱、油驱实验，同理计算出堵后水测渗透率K水2和油测渗透率K油2；乳化油对油、水的封堵率即为K油2与K油1、K水2与K水1之比。实验中相关参数与封堵能力测定实验一致。如表1，对水相的封堵率在83.4 %以上，而对油相的封堵率仅仅在10 %左右。这表明该堵剂具有优良的选择性。2.3.3 渗透率选择性

表1 乳化油对油水两相选择性实验结果Table 1 Experimental results of two-phase selectivity for emulsified oil to oil and water

渗透率选择性测定采用高、低渗双填砂管（塔河细砂，100 ℃，渗透率极差为2、4）开展实验，具体步骤是：将两根填砂管中饱和水，选择一个注入端，并联开展常规水驱实验，计算水相分流率；向填砂管中反向注入乳化油堵剂和清水顶替液之后，乳化油乳化增黏；再次并联开展常规水驱实验，计算水相分流率。实验中相关参数与封堵能力测定实验一致。如图5，注堵剂之前，高渗管的分流率要明显大于低渗管；注入乳化油堵剂时，乳化油进入高渗填砂管后，乳化增黏，对水产生较大的阻力，使高渗管渗透率大大下降；随着注入量的增加，低渗管模型产液量上升，高渗管模型产液量下降，高低渗管产液量趋于均匀，渗透率非均质性得到调整。但是从极差来看，当非均质程度增大，堵剂的调整能力越来越差。

图5 不同级差高渗管和低渗管分水率与注入体积关系Fig.5 Relation between water separation rate and injection volume of high permeability and low permeability pipes with different levels

3 现场工艺设计及效果评价

3.1 乳化油堵水工艺设计

乳化油堵水工艺以乳化的中质稀油（0.91 g/cm3）作为主体段塞，一般为100～200 m3，主体段塞无含水，避免堵剂进入低含水区域产生乳化增黏阻碍油气产出。以稀油（0.88 g/cm3）隔离液，一般为15 m3左右，作为前置、后置、预置顶替段塞，将顶替水量减少。在顶替水段塞前预置稀油段塞，保证产液段井筒以上留有一定量稀油，使顶替水不进地层，保证渗流通道畅通。整个施工过程根据泵注压力（＜30 MPa）控制排量，不动管柱，直接从环空注入，降低了经济成本。堵后一般关井1～2 d 后开井，若能量不足则配合进行气举。施工过程中根据油藏和压力级别确定最高压力，根据施工压力调整排量，根据爬坡压力优化段塞组合。由于地层中乳状液封堵能力有限，可通过多轮次乳化油堵水，以充分开展剩余油挖潜。

3.2 现场实施效果评价

本区大规模乳化油堵水主要发生在2011年至2014年，7井次累计增油5 339 t（表2）。期间，综合含水率控制在86%左右，递减率控制在20%左右，相比堵水初期，较大程度抑制了含水上升和产量递减。

从构造位置来看，YT1-4H 断背斜（YT1-4H、YT1-5H）比YT1-1H 断背斜（YT1-1H、YT1-3H）略高，避水高度在10 m 以上。同时YT1-4H 断背斜位于断层交界，属于墙角块微构造，剩余油富集程度较高，堵水效果相对更好。

从水平段来看，4 口井的井眼轨迹都趋于平缓，但渗透率极差存在差异。YT1-1H 井的渗透率极差明显低于其他3口井，堵水基本无效。当渗透率级差较大时，乳化油的渗透率选择性更易发挥作用，从而释放低渗透储层段潜力。

从初期开发效果来看，YT1-4H断背斜的井具有较长的低含水开采期，从侧面也证明其物质潜力相对丰富，对实施堵水更为有利。

表2 YT1断块乳化油堵水效果Table 2 Water plugging effect of emulsified oil in YT1 Fault Block

从堵水类型来看，本区物理卡堵基本无效，乳化油堵水相对物理卡堵有更好的适应性，且在弱堵阶段乳化油可以实施2个轮次。

4 结论及认识

1）凝析油气藏堵水进入高含水阶段后，宜采用低伤害、具有油水选择性、易注入的乳化油。乳化油进入高含水区方乳化增黏，不会阻塞低含水区渗流通道。

2）乳化油采用阴离子、非离子复配体系，耐冲刷性强，具有良好的油水选择性，对水相的封堵率在80%以上，对级差小于4的地层调整能力强。

3）乳化油堵水工艺的段塞组合为“稀油隔离液+乳化油+稀油隔离液+顶替液”，不动管柱，堵后一般关井1～2 d，可通过多轮次堵水巩固堵水效果。

4）为增强乳化油堵水效果，尽量选择构造位置较高、水平段轨迹平缓、有一定渗透率级差、有较长的低含水或无水采油期的凝析油气井。