摘要：受邊底水侵入影響，冷603井區(qū)蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)中存在回采水率大、油井水淹嚴(yán)重問(wèn)題，且常規(guī)機(jī)械堵水難度大、化學(xué)堵水體系單一，為此開(kāi)展復(fù)合堵水技術(shù)研究，包括化學(xué)藥劑體系優(yōu)選、濃度優(yōu)化、性能評(píng)價(jià)等，并對(duì)現(xiàn)場(chǎng)施工參數(shù)、生產(chǎn)管理參數(shù)優(yōu)化研究，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用13井次，累增油5027.7噸，創(chuàng)效370.9萬(wàn)元，低油價(jià)下實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效目的。

關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐;回采水率;邊底水侵入;復(fù)合堵水;技術(shù)研究

1 概況

冷603井區(qū)位于冷42塊西南部，屬于超深層厚層巖性-構(gòu)造特稠油邊底水油藏。相比冷42塊主體部位，冷603井區(qū)具有油層較薄、物性較好、邊水活躍等特點(diǎn)，儲(chǔ)層呈現(xiàn)中孔中滲特征，平均有效孔隙度20%，平均滲透率153mD。

冷603井區(qū)采用蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)，共有油井67口，開(kāi)井43口，開(kāi)井率64.2%，日產(chǎn)液733噸，日產(chǎn)油115噸，綜合含水84.3%，年產(chǎn)油量3.85萬(wàn)噸，占冷42塊年產(chǎn)量的45.7%?？偩?dāng)?shù)67口，目前開(kāi)井43口，油井日產(chǎn)液733噸，日產(chǎn)油115噸，綜合含水84.3%，平均單井蒸汽吞吐11.5輪次，階段油汽比0.32。

2 生產(chǎn)中存在問(wèn)題

2.1 油井出水量大，見(jiàn)水早

1999年以來(lái)，受邊底水侵入影響，冷603井區(qū)水淹嚴(yán)重，綜合含水從2010年78.1%上升至2016年84.9%，井區(qū)內(nèi)單井累計(jì)回采水率200%以上29口，占總井?dāng)?shù)43%，其中大于500%的8口，占總井?dāng)?shù)的12%。

2.2層狀發(fā)育，隔層厚度小，機(jī)械堵水難度大

冷603井區(qū)儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為層狀特征，各單層間隔夾層厚度小，發(fā)育狀況差，加上井筒技術(shù)狀況影響（井況差井占比71.6%），機(jī)械堵水難度大，難以有效調(diào)整產(chǎn)液結(jié)構(gòu)。

2.3原有化學(xué)堵水體系單一

原有的植物纖維顆粒進(jìn)入地層半徑有限，且為非選擇性堵水。而純凝膠耐溫性能不足，封堵強(qiáng)度低。以冷37-71-5100為例，其實(shí)施兩輪堵水措施，根據(jù)效果對(duì)比分析，第一輪有效期較長(zhǎng)，第二輪有效期僅為4個(gè)月。目前堵水技術(shù)效果逐漸變差，急需探索新的堵水技術(shù)。

3 主要研究?jī)?nèi)容

3.1 研究思路

前段注入聚丙烯酰胺溶液，作為犧牲端塞，吸附在儲(chǔ)層表面，減少凝膠捕集損失。中段注入凝膠體系，具有良好的流動(dòng)性能，可以進(jìn)入地層深部，擴(kuò)大措施半徑，延長(zhǎng)措施有效期。后段注入植物纖維顆粒，對(duì)封堵路徑壓實(shí)封口，并防止高溫蒸汽對(duì)凝膠產(chǎn)生傷害。

3.2室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)一：在60℃條件下，穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)=2‰、交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)=5‰，分析聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)成膠影響。分別選取不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的聚丙烯酰胺。當(dāng)聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于5‰后，其制備的堵劑體系可以達(dá)到目標(biāo)粘度，且穩(wěn)定性良好。

實(shí)驗(yàn)二：在60℃條件下，穩(wěn)定劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)=2‰、聚丙烯酰胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)=5‰，分析交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)成膠影響。分別選取不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的交聯(lián)劑。當(dāng)交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于5‰后，其制備的堵劑體系可以達(dá)到目標(biāo)粘度，且穩(wěn)定性良好。

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)，選取三種藥劑匹配，通過(guò)分析150℃條件下脫水率及粘度的變化曲線，最終研制了滿足以下技術(shù)指標(biāo)的藥劑配方：成膠溫度為50-70℃;成膠時(shí)間為24-72h可調(diào);成膠粘度≥10000mPa·s;在溫度為150℃下，凝膠體系脫水率小于10%。

3.3施工參數(shù)優(yōu)化

冷603井區(qū)具有油井見(jiàn)水早，能力足，經(jīng)過(guò)多年吞吐生產(chǎn)，水侵通道逐漸增大的特點(diǎn)。為保證堵水工藝措施有效性，通過(guò)對(duì)歷年堵水無(wú)效井措施進(jìn)行分析，確定加大堵劑用量，擴(kuò)大封堵半徑的思路。具體計(jì)算公式為：Q=πR2Hφ，式中：Q為堵劑用量，m3; R為處理半徑，m; H為封堵井段厚度，m;φ為孔隙度，%，其中處理半徑要求5～6m，確保堵水效果。

施工排量的要求：措施最小有效壓力大于邊底水水侵壓力;措施最大允許壓力小于最大關(guān)井套壓及稠油熱采注汽壓力;以此為基準(zhǔn)，前期采用15-20m3/h的注入速度，后期調(diào)整注入速度在10-15 m3/h之間;頂替壓力的要求：應(yīng)小于施工最大壓力，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工情況進(jìn)行選擇。

3.4生產(chǎn)參數(shù)管理

注汽方面首先是措施完成后，待壓力恢復(fù)到0，再進(jìn)行作業(yè)，防止藥劑反吐;其次是措施完成后24h，再進(jìn)行注汽，確保藥劑成膠時(shí)間。舉升方面應(yīng)注意：舉升方面采取長(zhǎng)沖程，低沖次生產(chǎn)，在生產(chǎn)初期，控制采液強(qiáng)度生產(chǎn)，保障措施有效率。

4實(shí)施效果及效益評(píng)價(jià)

4.1實(shí)施效果

典型井一：冷37-85-5100井，2017年大修后的第9輪未堵水直接注汽生產(chǎn)，周期生產(chǎn)時(shí)間短周期產(chǎn)油量低。本輪應(yīng)用復(fù)合堵水技術(shù)后周期產(chǎn)油量上輪386噸上升至1148噸，周期平均含水由93.5%下降至88%。從日產(chǎn)曲線可以看出，該井堵水注汽后生產(chǎn)效果表現(xiàn)為“一升一降一延長(zhǎng)”特征，即日產(chǎn)油上升，含水下降，生產(chǎn)周期延長(zhǎng)。

典型井二：冷37-79-598井，吞吐生產(chǎn)第一周期已見(jiàn)水，第2輪開(kāi)始連續(xù)堵水生產(chǎn)，后應(yīng)用復(fù)合堵水技術(shù)后周期產(chǎn)油量由上輪由1126噸上升至1313噸。與上輪同期對(duì)比，初期日產(chǎn)油明顯增加;初期含水較上輪明顯下降。目前該井上產(chǎn)效果與上輪持平，且繼續(xù)有效。

2017年以來(lái)，冷603井區(qū)共實(shí)施復(fù)合堵水技術(shù)13井次，累增油5027.7噸，累降水8076.9噸，平均單井增油386.8噸。

4.2效益評(píng)價(jià)

冷603井區(qū)開(kāi)展的復(fù)合堵水技術(shù)累增油5027.7噸，創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益370.9萬(wàn)元。

5結(jié)論

（1）復(fù)合堵水技術(shù)實(shí)現(xiàn)了“一井多劑”，充分發(fā)揮各個(gè)堵劑的特點(diǎn)，可在地層形成不同體系、不同強(qiáng)度的多個(gè)封堵段塞，有效提高堵水效果。

（2）優(yōu)化施工參數(shù)，可以保證堵水效果，有效提高措施有效率。

（3）合理的生產(chǎn)參數(shù)是冷603井區(qū)穩(wěn)油控水生產(chǎn)的重要保證。

（4）復(fù)合堵水技術(shù)是針對(duì)邊底水油藏研究的，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用切實(shí)有效，在同類(lèi)油藏中具有廣泛的應(yīng)用前景。

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作者簡(jiǎn)介：

張佩佩，女，1989年11月出生遼寧盤(pán)錦，漢族，工程師，2012年畢業(yè)于哈爾濱石油學(xué)院，現(xiàn)于中國(guó)石油遼河油田冷家油田開(kāi)發(fā)公司工藝研究所，從事修井作業(yè)方案設(shè)計(jì)以及油井舉升配套技術(shù)研究工作。