顧 宏，汪小平，潘衛(wèi)國，白文海，齊 鵬

(1.遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧盤錦 124010;2.丹諾(北京)石油技術服務有限公司，北京 100015)

稠油油田吞吐開發(fā)后期采用蒸汽驅(qū)開發(fā)，由于儲層的非均質(zhì)性、油汽水密度、黏度的差異造成蒸汽超覆、指進、汽竄及層內(nèi)層間受效不均等矛盾，直接影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果［1－3］。例如黑帝廟油田蒸汽驅(qū)3個井組中12口對應油井存在汽竄跡象，正常生產(chǎn)時12口油井產(chǎn)油96.0 t/d，含水率77.5%，井口溫度48.3℃;出現(xiàn)汽竄跡象后，產(chǎn)油為 26.3 t/d，影響產(chǎn)量 69.7 t，含水率上升13.8%，井口溫度平均上升7.7℃。針對蒸汽驅(qū)生產(chǎn)中對應油井汽竄問題，主要采用高溫調(diào)剖技術來解決，從調(diào)剖機理上主要分為固體顆粒類調(diào)剖、高溫凝膠類調(diào)剖、高溫泡沫類調(diào)剖。凝膠類調(diào)剖劑中聚合物高于90℃后降解嚴重，限制了其在熱采過程中的應用;無機顆粒類高溫調(diào)剖劑耐高溫，但只能在近井地帶進行封堵;高溫泡沫類調(diào)剖劑封堵有效期短，大孔道封堵效果差。隨著稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)時間增長，地層非均質(zhì)性越來越嚴重，單一調(diào)剖體系存在作用時間短、作用效果有限的問題［2，4－5］。對此，我們開展 GW 高溫調(diào)剖劑研究，解決調(diào)剖劑體系耐溫性能、封堵性能、調(diào)剖有效期和封堵半徑。

1 GW高溫調(diào)剖劑

GW調(diào)剖劑由無機復合堵劑組成，配制成懸浮液(長×寬×高)注入地層，通過復合堵劑的選擇性進入大孔道，在一定時間固化，并與地層膠結，從而達到調(diào)剖封竄目的。

復合堵劑主劑為粉末狀無機材料，不溶于水，平均粒徑為15 μm;通過增黏劑、穩(wěn)定劑在水中的懸浮作用使?jié){體成為穩(wěn)定的懸浮液，為假塑性流體，具有良好的泵送效果;進入地層后靜態(tài)黏度提高，有利于封堵，且通過促凝劑和緩凝劑的作用，能有效調(diào)節(jié)其凝固時間，達到有效封堵目的層作用。調(diào)堵液中所有組分均參加化學反應，水也是其中重要的反應物，最終以結晶水形式存在于固化體中，因而固化后體積不會因失水而收縮，最終產(chǎn)物為硅酸鹽物質(zhì)，該物質(zhì)結晶強度高、膠結緊密。

GW 調(diào)剖劑基本性能:密度 1.19～1.20 g/cm3，可泵送時間12 h保持液態(tài)(60℃)，固化時間20 h轉變?yōu)楣腆w(65℃)，穩(wěn)定性3 h上下密度差為0.01 g/cm3，固化后耐溫350℃。

2 實驗

2.1 實驗條件

實驗用油為大慶油田原油，65℃下黏度為9.8 mPa·s。實驗用水為大慶油田清水和污水，其離子組成見表1。封堵實驗用水為清水，雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗用水為污水。

表1 大慶油田水質(zhì)分析

實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結人造巖心，幾何尺寸(長 ×寬 ×高)為15 cm ×4.5 cm ×4.5 cm，為了模擬地層中大孔道形成情況，沿巖心長度方向鉆孔，孔深分別為3，6，9 cm，孔徑分別為0.8，16.0，25.0 mm，填充石英砂，粒徑為35～40目。

驅(qū)替實驗設備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。

實驗溫度:雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗為65℃，其他實驗為常溫。

2.2 抗壓強度測定方法

將GW調(diào)剖劑倒入固化模具中，抹上黃油密封，放入65℃恒溫水浴中養(yǎng)護一定時間，打開模具，取出固化體，保持2個端面平整，放在試驗機上部支承塊下面中心位置，下壓1 cm時壓力為其抗壓強度，計算公式如下:

式中，P為試樣抗壓強度，N/cm2;F為試樣下壓1 cm時載荷，N;A為試樣截面積，cm2。

2.3 封堵實驗

分別測定鉆孔前后、填砂前后巖心水相滲透率，將鉆孔和未鉆孔巖心并聯(lián)，注入GW調(diào)剖液，將巖心在實驗條件下放置24 h，水驅(qū)至注入壓力穩(wěn)定，計算滲透率和封堵率。

2.4 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗

分別測定鉆孔前、填砂后巖心水相滲透率;巖心飽和油，計算含油飽和度;鉆孔和未鉆孔巖心并聯(lián)組成模型，水驅(qū)至含水率98%;將鉆孔巖心注入GW調(diào)堵液;將鉆孔巖心在實驗條件下放置24 h;由鉆孔巖心和未鉆孔巖心并聯(lián)組成模型，水驅(qū)至含水率98%，計算采收率和分流率。上述實驗水驅(qū)過程注入速度為0.6 mL/min。

2.5 耐高溫性能實驗

配制GW調(diào)剖液，注入1.0 PV GW調(diào)剖液，在120℃下養(yǎng)護48 h，注入2.0 PV清水測定巖心滲透率，將巖心放入高溫高壓鋼瓶中，在300℃恒溫箱中加熱7 d，注入2.0 PV清水測定水相滲透率，計算封堵率。

3 結果與討論

3.1 養(yǎng)護時間對抗壓強度的影響

配制GW調(diào)剖液，養(yǎng)護溫度65℃，稠化時間35 h，考察養(yǎng)護時間對其抗壓強度的影響，結果見表2。隨著養(yǎng)護時間延長，抗壓強度增加，從而提高其封堵能力和有效性。

表2 養(yǎng)護時間對抗壓強度的影響

3.2 封堵試驗結果

封堵試驗結果見表3。對于單塊巖心，鉆孔巖心封堵率高于未鉆孔巖心的;對于鉆孔巖心，隨著孔長度增加，封堵率增加;孔長度相同條件下，隨著孔徑增加，封堵率增加。對于并聯(lián)巖心物理模型，當鉆孔巖心尺寸為φ25 mm ×9 cm時，候凝24 h，封堵率可達78.1%，表現(xiàn)出較強的封堵能力。

由于調(diào)堵液中顆粒不溶于水，且平均粒徑為15 μm，因此，調(diào)堵液的主劑粒徑使其具有自主選擇進入大孔道的特性［3，6］。

表3 封堵試驗結果

3.3 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結果

巖心孔尺寸為φ16 mm×9 cm，雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結果見表4。

從表4看出，水驅(qū)結束注調(diào)堵液后，模型各小層采收率呈現(xiàn)不同程度增加，其中未鉆孔巖心采收率增幅較大，鉆孔巖心采收率增幅較小。與水驅(qū)采收率比較，調(diào)驅(qū)采收率年均增幅18.2%，表現(xiàn)出較好的調(diào)剖效果。

表4 雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗結果

在水驅(qū)階段，隨著注入量增加，高滲透層分流率增加，低滲透層降低。在注入調(diào)剖液后續(xù)水驅(qū)階段，隨著注入量增加，高滲透層分流率先減小后增大，低滲透層分流率先增大后減小。在后續(xù)水驅(qū)結束時，與水驅(qū)結束時比較，高滲層分流率從99.0%降至79.6%，表現(xiàn)出了較強的液流轉向能力。

雙管并聯(lián)驅(qū)油實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入量的關系見圖1。在水驅(qū)階段，注入壓力逐漸降低，含水率和采收率快速上升。注入調(diào)堵液后續(xù)水驅(qū)階段，注入壓力升高后降低，含水率降低后升高，采收率明顯升高。與水驅(qū)階段相比較，注入調(diào)堵液后注入壓力升幅、含水率降幅和采收率增幅較大，表現(xiàn)了較強的封堵能力。

圖1 含水率、采收率和注入壓力與注入量的關系

3.4 耐高溫性能

采用40目填砂管進行耐高溫封堵實驗，結果見表5。

表5 300℃加溫后巖心封堵率

從表5看出，高溫后封堵率平均在90%以上，說明耐高溫調(diào)堵劑固結體經(jīng)高溫高壓后，封堵率完全能滿足稠油熱采高溫調(diào)堵的要求。

4 現(xiàn)場試驗效果

2013年在黑帝廟油田蒸汽驅(qū)對應生產(chǎn)井上實施高溫調(diào)剖5口井，5口汽竄井封堵前汽竄嚴重，井口出液溫度最高達90℃，封堵后溫度大幅下降，平均單井降溫33℃，說明對汽竄通道封堵效果好。封堵汽竄通道，使油井近井地帶汽驅(qū)方向改變、擴大了蒸汽驅(qū)油面積，使鄰井得到注汽能量補充。供液能力提高，產(chǎn)油增加、含水率下降。緩解了平面矛盾。措施后增油957.3 t，10口間接受效井增油 1 171.9 t，累計增油 2 129.2 t，至2014年10月底，投入產(chǎn)出比1∶4.3。

其中M25井于2013年11月1日進行高溫調(diào)剖試驗，以封堵竄流通道，降低油井水含水率，提高縱向動用程度。施工壓力上升3.5 MPa，竄流通道得到有效封堵。頂替液處理范圍0～3 m，可保持近井地帶壓降曲線不受影響。注汽壓力上升3.4 MPa，油層動用程度提高。本周期生產(chǎn)119 d，累計產(chǎn)油量203 t，產(chǎn)水量2 590 m3，周期最高產(chǎn)油 4.6 t/d，含水率 87.4% ，階段增油 154 t。

5 結論

1)GW高溫調(diào)剖劑具有良好的懸浮性、耐溫性和封堵強度，可以實現(xiàn)地層深部調(diào)堵。

2)GW高溫調(diào)剖劑平均粒徑為15 μm，不能進入孔喉小于15μm的普通油層，可實現(xiàn)對大孔道有效封堵。

3)現(xiàn)場試驗表明，GW高溫調(diào)剖措施后，平均有效期達1 a以上，對比其他高溫調(diào)剖體系具有明顯優(yōu)勢。

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