某油田区块油藏水平井开发问题的研究

张兴可

摘要：本文在研究水平井边水突进规律的基础上，并结合目前国内外堵水技术在水平井应用的局限性，优化提出了水平井凝胶泡沫抑制边水技术。试验结果表明：水平井凝胶泡沫技术能够有效抑制边水推进，降低油井周期综合含水，提高开发效果。

关键词：水平井；凝胶泡沫；稠油；边水

1 边水油藏水平井开发过程中存在问题

1.1 含油宽度窄、面积小，水油体积比大

受断块构造格局制约，油砂体沿断层在断块高部位呈窄条状展布，由于油砂体面积小、含油宽度窄，平面叠合程度差，油井只能呈单排状（或单点状）分布，基本无法形成井网。通过对南三块各小层水油体积比计算，南三块水油体积比最高达 41，一般在 11-30 之间， 边水活跃。

1.2 水平井多轮次实施氮气泡沫抑制边水效果变差，工艺选型受限

目前某油田在抑制边水方面比较成熟的技术有机械堵水技术、无机颗粒抑制边水技术、氮气泡沫抑制边水技术，但目前能够在南三块水平井上使用的只有氮气泡沫抑制边水技术。

2 改善边水油藏水平井开发效果技术思路

凝胶类调剖剂为选择性堵剂，能够有效保护油层，但目前市场上的凝胶调剖剂，由于受温度和矿化度的影响，堵剂的强度性能很难满足稠油热采高温调剖需要。基于国内外现有凝胶调剖剂成胶时间较难控制及耐温不高等问题，研制成胶时间可控、耐温>150℃、注入性良好的凝胶调剖剂，满足注蒸汽井高温调剖需要意义重大。

3 凝胶体系的研制及性能評价

3.1 凝胶体系确定

凝胶体系所用基本配方为：非离子填料、不饱和烃类、成胶控制剂、保护剂等组分[3]。通过对各组分分类筛选，最终确定了各组分的成份，后又通过正交实验法确定了各组分的最佳配比[4]。

3.2 凝胶体系静态性能评价

3.2.1 耐盐性能评价

在 90℃条件下开展凝胶产品室内评价实验，模拟不同矿化度的条件下堵剂的成胶性能。通过表 1 可以看出，在 79000 mg/L 高矿化度下， 该凝胶具有较高的强度，其耐盐性能较好，目前某油田矿化度均在10000mg/L 以下，因此该凝胶具有较好的适应性。

3.2.2 热稳定性评价

高温反应釜中模拟高温条件下进行老化试验，考察不同时间后的相对强度。可以看出，该填料体系在该凝胶调剖剂分别在 150℃、 200

℃条件下，耐温温 24 小时后粘弹性较好，200℃耐温 24 小时仅少量碳化，外观仍保持较好的胶体状态，针挑状态基本相同，因此该凝胶调剖剂可耐温 200℃，具有较好的耐温性。

3.3 凝胶体系动态性能评价

3.3.1 体系注入性能评价

该堵剂体系其初始粘度为 53.4mPa.s，在不同注入速度、不同渗透率的填砂管中注入时，注入压力上升较平缓，由此可以看出，堵剂的注入性能良好（图2）。这是由于所选择的填料体系的性质更接近于纯粘流体的特征，在注入过程中压力基本不在堵剂中储集与释放，所以注入井口压力不会很大。

4 现场应用效果

通过对凝胶泡沫体系研究后，2016 年现场应用 4 井次，有效率100%。有效的解决了氮气泡沫抑制边水技术措施效果变差的问题，延长了水平井的有效生产周期。通过实施后生产天数由119 天延长至148天，产油量由 236 吨上升至 340 吨，增油 416 吨，综合含水由 87.5% 下降至83.2%，投入产出比1：2.0，取得了较好的措施效果（见表2）。

5 总结

1） 凝胶是一种很好的选择性堵剂，且凝固之后具有较好的封堵性。通过室内实验可以得出：研制的凝胶体系能够耐矿化度 10000mg/l， 耐温 200℃，粘度 53.4mPa·s，能够满足南三块水平井的注入条件。

2） 现场优化实施 4 井次，生产天数由 119 天延长至 148 天，产油量由 236 吨上升至 340 吨，增油 416 吨，综合含水由 87.5%下降至83.2%，投入产出比 1：2.0，取得了较好的措施效果。

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