重32井区地表窜汽通道的研究及封堵治理

何 周 徐怀宝 丁 超

(中国石油新疆油田公司风城油田作业区)

0 引言

重32井区齐古组油藏位于新疆克拉玛依风城稠油油田西部，为辨状河流相沉积，油藏纵向上分为J3q2-2-1+ J3q2-2-2层、J3q2-2-3、J3q3三套储层，油藏中部平均深度190 m(海拔175 m)。齐古组储集岩碎屑组分主要为凝灰岩和石英，胶结物成分主要为黄铁矿、方解石和菱铁矿，含量0～20%，胶结程度疏松，胶结类型大多属孔隙型，杂基成分主要为泥质(2%)和高岭石(3%)以及微量的水云母化泥质。根据该区油藏孔隙度和渗透率解释模型，解释油层孔隙度在23.0%～36.4%之间，平均31.1%，渗透率在91～29124 mD之间，平均3297 mD，为高孔、高渗储层。平面上，各小层孔隙度和渗透率与沉积相带密切相关，即河道砂体分布区域孔隙度、渗透率高于心滩和漫滩，纵向上也有较大差异。油藏原始地层温度为17.25 ℃，原始地层压力为1.88 MPa，压力系数0.987。分析原油密度在0.9504～0.9836 g/cm3之间，平均0.9628 g/cm3；50 ℃时原油黏度在8000～28500 mPa·s之间，平均16276 mPa·s。

重32井区为浅层超稠油，采用蒸汽吞吐开发模式。该油藏开发过程是一个向地层注入高温蒸汽，然后排液采出的重复过程。经过一段时间的注汽转轮生产，储层的稠油变得越来越少，这些通道不断地暴露出来，相互连通，逐渐形成窜汽通道，加之该区域具有高渗透性，从而使得井底的连通性不断变好；同时油井套管受热胀冷缩、压力脉冲、修井作业冲击等因素的影响，套管与油井水泥环间产生缝隙，导致固井质量变差，甚至不合格。因此注入蒸汽由套管外上窜至上覆地层砂层中，当某一砂层被窜汽量达到某一程度后，蒸汽在此处聚集产生高压，蒸汽从该砂层某一薄弱的部位突破窜至地表而产生地表窜汽现象。

2007年重32井区出现地表窜汽点后，针对现场实际情况，进行了大量的封堵试验工作，对窜汽点采用“四点围堵，中间封堵盖帽”的作业方法，取得了一定的封堵效果。但是在地表窜汽影响区域之外的井注汽时，再次发生了地表窜汽问题。

1 存在问题

截止2011 年6月，重32井区出现5个严重的地表窜汽区域，即为DF3018井区域、FHW13066 井区域、F10574 井区域、DF304 井区域和F10208 井区域，地表窜汽点13个，导致135口井不能正常转轮注汽生产，影响产油水平308.2 t/d，导致245×104t地质储量的损失(表1)。

2 治理思路

重32井区经过多年的开发，井底通道非常发育，在封堵汽窜通道时，如果不能找到关键通道和节点位置，施工的封堵剂不能到达预想的位置，就会大大降低封堵剂的封堵效果。研究发现，井间电位监测法能很好地找到地表的窜汽通道，确定出窜汽通道中的关键井和节点位置；同时通过油井注入研制的高温封堵剂，可对窜汽通道实施封堵，获得较好的封堵效果。注入的高温封堵剂是一种有机无机复合物，可以通过自身作用紧密结合，形成致密的屏障且具有较高的抗温抗压能力，可以长期有效地保证封堵汽窜通道的效果。

表1 重32井区治理区域地表窜汽影响产量统计表

3 利用电位监测技术确定汽窜通道

电位监测技术是以传导类电法勘探的基本理论为依据，通过测量由注汽层位内高电离能量的工作液所引起的地面电位梯度的变化，来达到解释推断目的层段有关参数(例如注汽推进方向)的目的。所有地层物理参数中，电性对地层孔隙的流体(油、气、水)及其结构是最敏感的，如果在油田开发和开采过程中，配合使用电位法，根据野外实际电位法测量结果进行研究对比，可以求出注汽层中注汽的流动方向和运移规律，结合井区地下油藏的实际地质资料和开发动态资料，进行综合分析研究，从而找到汽窜通道和节点位置，为封堵治理提供参考，提高注汽方案编制的有效性。图1即是DF3018井区域电位图及汽窜通道示意图。

图1 DF3018井区域电位分布及汽窜通道示意图

通过电位法动态分析可得到以下结论：

(1)DF5059井注汽蒸汽主要向东部推进，窜汽通道有3 个。

通道1：一部分蒸汽向东部运移至地表窜点；

通道2：向东北方向经DF5060井与DF5061井相通；

通道3：向正南方向经DF3017井与DF5051井相通。

(2)DF5053井注汽蒸汽主要由东向西部推进，其窜汽通道有2 个。

通道1：一部分蒸汽向西部运移至地表窜点；

通道2：由正东方向—西北向经DF5047井、DF5046井、DF5052井、DF3017井窜至地表窜点。

(3)DF5047井注汽蒸汽主要向北偏西和南偏西推进，其汽窜通道有2个。

通道1：一部分蒸汽由北偏西部运移经DF5053井窜至地表窜点；

通道2：由南偏西部运移经DF5046井、DF3013井、DF5052井、DF3017井窜至地表窜点。

通过以上分析，最终选择DF5053井和DF5060井作为封堵施工井，解决该区域的汽窜问题。

4 高温封堵剂

室内研究得到耐高温封堵剂的基本配方为：

6%～8%膨润土+8%～12%425硅酸盐+0.5%XTD(膨胀性堵水剂)(前部分统称为：无机凝胶堵水剂)+0.5%分散稳定剂FS-1+2%纤维材料DL-1+5%～10%XD-1(高温封堵剂)+0.5%～0.7%PSAM(磺化聚合物)+0.3%XL-1(交联剂)+0.5%XL-2(交联稳定剂)。

高温封堵剂的性能指标为：

(1) 150℃下，胶凝时间24～48 h；200 ℃下，胶凝时间12～24 h；

(2)堵剂密度在1.15～1.25 g/cm3范围内；

(3)堵剂适用温度：120～260 ℃；

(4)常温下，黏度不大于50 mPa·s；

(5)前置部分封堵强度大于6.0 MPa；后置封口部分封堵强度大于8.0 MPa。

上述高温封堵剂现场施工时最好采用复合段塞注入方式，可大幅度提高封堵效果。

5 现场封堵施工情况

对于DF3018井区域的汽窜点，根据选井施工设计方案，选择了两口井进行封堵施工。在封堵施工过程中，DF5060井的施工泵压值一直保持很低，压力上升缓慢，爬坡压力值较低，表明该井周围存在较多的微裂缝通道，施工时堵剂先进入到这些通道，填充微裂缝；当堵剂逐渐推进，充满远井地带的微裂缝以后，泵压也逐渐上升，最终达到施工设计要求。

DF5053井在第一次封堵过程中出现堵剂从窜点冒出的现象，表明该井与窜点存在直接窜通的大裂缝通道，随即停止封堵作业，候凝48 h后进行了第二次封堵作业；在第二次封堵过程中泵压逐渐减小，最后降至1.5 MPa，堵剂仍然从窜点冒出，停止作业，候凝48 h后进行第三次封堵。第三次封堵过程中，泵压仍不断减小，最后降至1.0 MPa，堵剂仍然从窜点冒出，随后停止作业并候凝48 h，分析后认为，地层温度太低不利于封堵剂成胶凝固，因此采取先对该井进行试注汽两天，将地层加热待温度上升后再进行封堵。第四次封堵时，开始泵压缓慢降低，随后逐渐增加，最后注入封堵剂后泵压上升到3.0 MPa，在此过程中没有出现堵剂从窜点冒出的现象，停止作业候凝48 h后进行了第五次封堵。此时泵压一直增加，注入封堵剂后泵压达到最大值4.0 MPa，在此过程中也没有出现堵剂从窜点冒出的现象，达到施工设计要求。DF5053井现场5次封堵作业表明，电位法对蒸汽运移的通道进行了准确的模拟，现场封堵施工中堵剂冒出的窜点位置也验证了电位法寻找蒸汽通道的准确性。

6 治理效果对比

通过封堵治理前后电位平面图的对比，可以进一步得知封堵前后蒸汽通道的变化情况，同时对电位法在寻找蒸汽通道方面的准确性进行验证。图2、图3是DF3018井区域封堵治理前后电位平面图。

图2 DF3018井区域治理前电位法监测电位平面分布图

图3 DF3018井区域治理后电位法监测电位平面分布图

比较图2和图3可以看出，通过对封堵井进行施工，窜点附近的电位分布特征发生改变，如：DF5053井周围表现出高电位特征，向西通向窜点方向的低值通道明显消失，其东部DF5047井周围表现出高电位特征，可能为DF5046井注汽过程中高温蒸汽运移至该井所致；DF5060井并未进行正常恢复注汽，其周围区域电位平面特征变化不大，而作为封堵节点井改变了由该井窜向地表的通道，致使DF5059和DF5051井试注汽之后，其周围通向地表窜点位置的低电位通道明显改变。恢复注汽后，地表汽窜点不再窜汽，说明封堵达到了较好的效果，对治理原有的窜汽通道起到了积极的作用。以上结果同时也验证了电位监测法在模拟蒸汽通道方面的准确性。

7 增产效果

截止2011年9月3日合计共恢复注汽油井78口，恢复产油水平122.7 t/d，具体数据见表2。

由表2可知，对DF3018区域的封堵施工取得良好的效果，恢复储量达19.2379×104t，

恢复注汽井达9口，恢复产油水平达6.7 t/d。

表2 地表汽窜治理区域恢复注汽情况

8 结论

(1)运用了电位法动态监测技术，能快速有效地找到汽窜通道的关键井和节点位置，通过结合生产动态数据，可准确选择出封堵施工井，节约施工成本和施工时间，提高封堵效果。

(2)电位法动态监测技术，能很好地描述施工前后地层通道，进一步反映出封堵效果。重32井区治理前后电位法动态监测结果表明，治理后蒸汽通道明显消失。

(3)研制的一种高温封堵剂，具有优良的封堵效果，抗温可达260 ℃，抗压强度可达8.0 MPa。。

(4)通过电位法寻找窜汽通道，然后实施封堵治理，能较好地解决重32井区汽窜问题。这为后期新疆油田公司类似区块的汽窜问题的解决提供了一种新的方法和思路，可以很大程度地提高油田存储产量。

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