胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术_曹嫣镔

石油勘探与开发2012年12月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.6 739 文章编号：1000-0747(2012)06-0739-05胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术曹嫣镔1, 2，刘冬青2，张仲平2，王善堂2，王全1，夏道宏1（1. 中国石油大学（华东）；2. 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院）基金项目：国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05011-002）摘要：针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题，开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究，将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，热固性堵剂封堵大孔道，氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。

优化后的泡沫剂体系300 ℃阻力因子达到30以上，且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用，适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵；热固性堵剂在静态120 ℃可4 h形成固结，150 ℃可2 h有效固结，在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。

利用双岩心管开展堵调工艺评价研究，结果表明，采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%，驱替效率整体达到60.8%。

2011年在单56超稠油藏进行现场实施，措施后综合含水下降10.2%，生产井井口温度下降15 ℃，井组日产油量增加28 t以上，单轮次措施有效期198 d，措施增油2 562 t，效果明显。

图7表2参10关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜中图分类号：TE357.4 文献标识码：ASteam channeling control in the steam flooding of super heavy oil reservoirs, Shengli Oilfield Cao Yanbin1, 2, Liu Dongqing2, Zhang Zhongping2, Wang Shantang2, Wang Quan1, Xia Daohong1(1. China University of Petroleum (EastChina), Dongying 257000, China; 2. Shengli Oil Production ResearchInstitute, SLOF, Sinopec, Dongying 257000, China)Abstract:In view of the severe steam channeling in the steam flooding of super heavy reservoir, lab experiment on steam channeling control were carried out. The combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent was tested to seal steam channeling, in which thermoset blocking agent plugs big pore throats, while nitrogen foam adjusts steam absorption profile. The optimized foam formulation has a resistance factor of over 30 at 300 ℃, can plug low oil saturation areas selectively, and applies to the plugging of high permeability zones in super-heavy oil reservoirs. Thermoset blocking agent, which would consolidate at 120 in 4 h and consolidate at 150℃ in 2 h,℃can provide effective plugging during dynamic steam flooding. The best steam channeling control mode was determined using parallel tube model. By the combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent, the recovery rate is 5.7% higher than the application of nitrogen foam only, with the overall sweeping efficiency reaching up to 60.8%. In 2011, the mode was used in the steam flooding in Shan-56 reservoir. The water cut drops 10.2%, the wellhead temperature of producer drops more than 15 ℃, the oil production of the well group increases over 28 tons per day, the valid period of a single cycle is up to 198 days, and the oil production increases 2 562 t, showing significant improvement in steam flooding.Key words:super heavy oil; steam flooding; nitrogen foam; thermoset blocking agent; steam channeling0 引言超稠油油藏黏度高、流动性差，蒸汽与稠油流度比大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难点所在[1-4]。

胜利油田超稠油油藏储量丰富，其中单56是典型的超稠油藏，埋深1 080～1 150 m，油藏条件下稠油黏度47 000～92 000 mPa・s，油层厚度30 m，孔隙度30%～36%，渗透率3～4 μm2，油水体积比为1。

该区块主体2001年投入开发，经过加密，2007年井距为140 m×100 m，其中超稠油蒸汽驱试验井组含油面积0.23 km2，地质储量124×104t，注汽井4口，生产井21口，采出程度达到21.3%，综合含水79.2%，油藏压力已下降到5 MPa以下。

对于单56区块，单纯采用蒸汽吞吐的开采方式剩余可采储量有限，必须通过转换开发方式进一步提高采收率。

2008年9月开始在单56-9-N13等4个井组开展蒸汽驱现场试验，通过转换开发方式稳定了井组产量，采油速度在2.9%，油汽比0.29，取得良好的开发效果。

试验过程中超稠油油藏蒸汽汽窜严重，试验井组2年内发生汽窜28井次，一旦发生汽窜，采用关井、降低注汽速度等措施，影740 石油勘探与开发・油气田开发Vol. 39 No.6响了先导试验的效果。

针对以上矛盾，开展超稠油油藏蒸汽驱汽窜控制技术研究，利用氮气泡沫和热固性堵剂[5-7]复合调剖的方式控制蒸汽汽窜。

室内对氮气泡沫调剖在超稠油油藏的适应性进行分析，优化实施方案；针对单56区块油藏渗透率高，部分窜流通道渗透率高的特点，开展热固性堵剂的研发，利用热固性堵剂对高窜流通道进行封堵，与氮气泡沫调剖相结合控制蒸汽汽窜，提高蒸汽波及效率，改善蒸汽驱的开发效果。

1 泡沫封堵汽窜技术1.1泡沫剂配方体系的优化泡沫剂阻力因子是影响其封堵调剖性能的关键，高阻力因子的起泡剂封堵强度高，对汽窜控制能力强，提高泡沫剂阻力因子对该项技术的实施具有重要作用。

胜利油田2005年研发的高温起泡剂（FCY）体系在300 ℃条件下阻力因子为20。

为进一步提高泡沫体系封堵效率，在室内对体系主剂进一步优化，通过调整非极性碳链长度和添加阴阳两性离子表面活性剂，高温起泡剂300 ℃的阻力因子达到30以上，250 ℃条件下阻力因子达到75，界面张力达到2.6×10−2 mN/m，封堵调剖性能大幅度提高。

1.2氮气泡沫封堵蒸汽汽窜效果的影响因素利用管式模型研究单56油藏条件下温度、渗透率、气液比等对氮气泡沫封窜工艺的影响，利用高温可视发泡装置和岩心流动装置研究含油饱和度对氮气泡沫封堵性能的影响。

1.2.1 温度通过对起泡剂的改进，现有起泡剂体系在不同温度范围对蒸汽均有良好的封堵特性。

利用模拟岩心测试改进体系和原有体系在不同温度条件下的阻力因子。

模拟岩心渗透率2.7 μm2，直径25 mm，长度550 mm，氮气排量0.2 ×10−3 m3/min，蒸汽排量5 mL/min，干度40%～55%，实验结果见图1。

改进FCY起泡剂可以在更广泛的范围内形成有效封堵，强度也进一步提高，更适用于超稠油油藏条件。

图1 不同温度泡沫体系封堵压差1.2.2 渗透率在其他条件不变的前提下研究渗透率对封堵汽窜效果的影响。

实验温度分别设定为250 ℃和300 ℃（见图2）。

从实验结果分析，氮气泡沫对于高渗透带的封堵能力相对较弱，随着渗透率的增大，封堵压差（注泡沫时岩心两端的压差）明显降低。

由于渗透率增高导致基础压差（水驱时岩心两端的压差）降低，因此随着渗透率的增加阻力因子增大，但泡沫封堵压差下降。

泡沫封堵主要是利用气液两相在油藏孔喉渗流过程中贾敏效应的叠加，渗透率增大，贾敏效应弱化。

因此需要针对大孔道研制新型耐高温高强度堵调体系。

图2 不同渗透率条件下泡沫体系封堵压差1.2.3 气液比气液比是影响氮气泡沫调剖效果的关键因素，也是现场实施过程中需要确定的重要操作参数。

通过室内实验研究不同气液比对封堵汽窜效果的影响。

实验结果见图3。

从实验结果分析，控制合理的气液比是取得良好封窜效果的关键，气液比超过3时封堵效果明显变差，产出液见不连续气流，说明氮气已开始窜流。

良好的气液比范围为1～3。

图3 不同气液比条件下氮气泡沫封堵压差1.2.4 含油饱和度泡沫剂属于表面活性剂，一定的含油饱和度会影2012年12月曹嫣镔等：胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术 741响泡沫剂在气液界面的分布从而影响泡沫的稳定性。

不同类型的泡沫剂、不同类型的稠油油藏形成有效泡沫的临界含油饱和度并不相同，此外临界含油饱和度与注入泡沫剂的浓度有关，注入浓度高则临界含油饱和度对应增高。