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【摘要】锦采各稠油区块的蒸汽吞吐基本进入了中后期，进入高轮次开采阶段，近井地带残余油饱和度已经很低，亏空严重，随着地层压力的降低，返排能力逐渐变低，吞吐效果逐年变差。油井存在的主要矛盾：1.油层储量动用程度不均匀。2.油井水淹严重，油水关系日益复杂，治水难度大。3.油井井况差，严重影响挖潜措施的实施及措施效果。现阶段用于稠油井调剖的暂堵调剖措施主要有颗粒堵剂、凝胶堵剂等，各自均具有明显的优缺点。为了提高调剖措施的封堵能力和生产效果，需要发展新技术，来缓解超稠油汽窜，改善油井吞吐效果。
【关键词】耐温性 封堵率 突破压力 调剖助排一体化
锦采各稠油区块的蒸汽吞吐基本进入了中后期，进入高轮次开采阶段，近井地带残余油饱和度已经很低，亏空严重，随着地层压力的降低，返排能力逐渐变低，吞吐效果逐年变差。
为了提高调剖措施的封堵能力和生产效果，需要发展新技术，来缓解超稠油汽窜，改善油井吞吐效果。1 主要研究内容1.1 配方体系的研究
凝胶类调剖剂封堵范围大，但其耐温低于150℃，锦州油田注汽井井底温度在280℃-300℃，在高温条件下稳定性差。颗粒调剖剂的耐温性可达到300℃，封堵性较强，但是其封堵范围较小，只能在近井地带起作用。泡沫类调剖封堵范围大，对地层伤害小，又能起到改变岩石的润湿性，增加地层的返排能力的作用，但是封堵强度较低。复合调剖剂配方体系：泡沫调剖剂+凝胶调剖剂+颗粒调剖剂
1.2 复合调剖剂的耐温性
通过耐温性实验确定药剂的耐热稳定性：配制相同浓度的泡沫型调剖剂、凝胶调剖剂、复合型调剖剂溶液，将溶液经过50℃、100℃、150℃、200℃、250℃、270℃、300℃的高温老化后取出，再测量出老化后溶液的浓度及半衰期，计算出溶液浓度的热降解率和粘度。
通过实验数据可以看出在对比复合调剖剂与泡沫调剖剂热降解率实验过程中，反应温度在200℃～250℃之间的时，两种调剖剂的热降解率相差不大为8%；在反应温度高于250℃时泡沫调剖剂的热降解率明显增加，而复合调剖剂热降解率升高缓慢；在达到300℃时泡沫调剖剂热降解高达90%，而复合调剖剂降解率为30%。
通过实验数据可以看出在对比复合调剖剂与凝胶调剖剂粘度变化实验过程中，反应温度在150℃左右时，两种调剖剂的粘度达到最高值，而后随着温度的升高凝胶调剖剂粘度大幅度下降，复合调剖剂无明显变化；在达到300℃时，凝胶调剖剂粘度几乎为零，而复合调剖剂粘度仍保持在40000pps左右。
1.3 复合型调剖剂的封堵率
对各种调剖剂进行封堵性试验：采用岩心试验仪对各种调剖剂进行驱替实验，分别测定其封堵率。
选取若干块同一类型岩心模型，分别测试其孔隙度和原始水相渗透率，孔隙度为39.1%，原始水相渗透率为1180毫达西。再分别用泡沫调剖剂、凝胶调剖剂、颗粒调剖剂和复合调剖剂进行驱替后，测试四种岩心模型的堵后孔隙度、堵后渗透率和封堵率。用泡沫调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为26.8%、堵后渗透率为720毫达西、封堵率为61%；用凝胶调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为20.6%、堵后渗透率为530毫达西、封堵率为75.8%；用颗粒调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为16.5%、堵后渗透率为120毫达西、封堵率为88.9%；用复合型调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为8.1%、堵后渗透率为43毫达西、封堵率为95.9%。
通过封堵率实验可以得出复合型调剖剂的不仅能在近井地带对地层实现封堵，而且对地层深部也有较强的封堵效果，封堵率可达到95.9%。
1.4 复合调剖剂的突破压力
通过突破压力测定实验测定各种堵剂的突破压力：首先选取若干烘干恒重标准岩心；将饱和好的岩心放入岩心夹持器中，用平流泵选定适当流量，按照岩心流动仪操作程度，用带颜色的调剖剂驱替岩心，观察其突破压力。
用水通过1#岩心时压力5.5Mpa，用水通过泡沫调剖剂处理的1#岩心时压力9.8Mpa，用水通过复合调剖剂处理的1#岩心时压力15.8Mpa；用水通过2#岩心时压力6.8Mpa，用水通过凝胶调剖剂处理的2#岩心时压力10.6Mpa，用水通过复合调剖剂处理的2#岩心时压力16.6Mpa；用水通过3#岩心时压力7.2Mpa，用水通过颗粒调剖剂处理的3#岩心时压力12.5Mpa，用水通过复合调剖剂处理的3#岩心时压力13.8Mpa。
通过对突破压力的测量可见，复合堵剂的封堵效果比较明显，可达到1.6倍
1.5 调剖剂与驱油助排剂一体化研究
根据蒸汽吞吐后期的开发现状和油藏特点，单一的高温调剖剂或驱油助排剂不能够有效地解决地层深部吸汽不均和低压返排的开发矛盾，为此将两种工艺技术有机结合起来形成，调剖与高温助排一体化工艺技术。该体系能够有效地封堵高渗层，调整吸气剖面，提高封堵层的压力，再配合高温驱油助排，使其作用于中低渗层，提高油井返排能力，最大限度地挖掘油藏的剩余油。
1.6 施工工艺的优化
针对孔隙度与渗透率均较大，吞吐轮次也较高的井，选取以颗粒型调剖剂为主，以凝胶型与泡沫型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。针对孔隙度与渗透率均较小，注汽压力较高的井，选取以凝胶型调剖剂为主，以颗粒型与泡沫型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。针对孔隙度与渗透率均较大，吞吐轮次也较高，油稠的井选取以泡沫型调剖剂为主，以凝胶型与颗粒型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。
2 现场应用情况
2.1 现场试验效果评价
现场施工17井次，有效率94.1%，增油4899t，增量吨油成本350元。措施有效期从2011.1.3—2011.12.06，累计生产185天，平均日产液：16.8方，日产油：12.3吨，上周期累产油421吨，累产液9890方；本周期累产油955吨，累产液7625方，累增油581吨。
3 结论
（1）深部复合封堵调剖技术是有效解决稠油蒸汽吞吐后期在注汽过程中层内层间吸气不均匀及生产时返排效果差的主要手段。
（2）深部复合封堵调剖技术解决了高孔高渗、汽窜严重的吞吐井蒸汽波及不均的矛盾。
（3）深部复合封堵调剖技术解决了低孔低渗、层内蒸汽波及不均的矛盾。
参考文献
[1] 万仁溥，采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2（X）3：538-540
[2] 温静.稠油油藏水驱开发调整及认识[J].特种油气藏，2003，10（增刊）：48-49
[3] 陈志会.深度调剖技术在海外河油田的优化实施[A].张庆昌主编.金马油田勘探开发实践[C].沈阳：辽宁科学技术出版社，2006：139-142
【关键词】耐温性 封堵率 突破压力 调剖助排一体化
锦采各稠油区块的蒸汽吞吐基本进入了中后期，进入高轮次开采阶段，近井地带残余油饱和度已经很低，亏空严重，随着地层压力的降低，返排能力逐渐变低，吞吐效果逐年变差。
为了提高调剖措施的封堵能力和生产效果，需要发展新技术，来缓解超稠油汽窜，改善油井吞吐效果。1 主要研究内容1.1 配方体系的研究
凝胶类调剖剂封堵范围大，但其耐温低于150℃，锦州油田注汽井井底温度在280℃-300℃，在高温条件下稳定性差。颗粒调剖剂的耐温性可达到300℃，封堵性较强，但是其封堵范围较小，只能在近井地带起作用。泡沫类调剖封堵范围大，对地层伤害小，又能起到改变岩石的润湿性，增加地层的返排能力的作用，但是封堵强度较低。复合调剖剂配方体系：泡沫调剖剂+凝胶调剖剂+颗粒调剖剂
1.2 复合调剖剂的耐温性
通过耐温性实验确定药剂的耐热稳定性：配制相同浓度的泡沫型调剖剂、凝胶调剖剂、复合型调剖剂溶液，将溶液经过50℃、100℃、150℃、200℃、250℃、270℃、300℃的高温老化后取出，再测量出老化后溶液的浓度及半衰期，计算出溶液浓度的热降解率和粘度。
通过实验数据可以看出在对比复合调剖剂与泡沫调剖剂热降解率实验过程中，反应温度在200℃～250℃之间的时，两种调剖剂的热降解率相差不大为8%；在反应温度高于250℃时泡沫调剖剂的热降解率明显增加，而复合调剖剂热降解率升高缓慢；在达到300℃时泡沫调剖剂热降解高达90%，而复合调剖剂降解率为30%。
通过实验数据可以看出在对比复合调剖剂与凝胶调剖剂粘度变化实验过程中，反应温度在150℃左右时，两种调剖剂的粘度达到最高值，而后随着温度的升高凝胶调剖剂粘度大幅度下降，复合调剖剂无明显变化；在达到300℃时，凝胶调剖剂粘度几乎为零，而复合调剖剂粘度仍保持在40000pps左右。
1.3 复合型调剖剂的封堵率
对各种调剖剂进行封堵性试验：采用岩心试验仪对各种调剖剂进行驱替实验，分别测定其封堵率。
选取若干块同一类型岩心模型，分别测试其孔隙度和原始水相渗透率，孔隙度为39.1%，原始水相渗透率为1180毫达西。再分别用泡沫调剖剂、凝胶调剖剂、颗粒调剖剂和复合调剖剂进行驱替后，测试四种岩心模型的堵后孔隙度、堵后渗透率和封堵率。用泡沫调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为26.8%、堵后渗透率为720毫达西、封堵率为61%；用凝胶调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为20.6%、堵后渗透率为530毫达西、封堵率为75.8%；用颗粒调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为16.5%、堵后渗透率为120毫达西、封堵率为88.9%；用复合型调剖剂驱替的岩心堵后孔隙度为8.1%、堵后渗透率为43毫达西、封堵率为95.9%。
通过封堵率实验可以得出复合型调剖剂的不仅能在近井地带对地层实现封堵，而且对地层深部也有较强的封堵效果，封堵率可达到95.9%。
1.4 复合调剖剂的突破压力
通过突破压力测定实验测定各种堵剂的突破压力：首先选取若干烘干恒重标准岩心；将饱和好的岩心放入岩心夹持器中，用平流泵选定适当流量，按照岩心流动仪操作程度，用带颜色的调剖剂驱替岩心，观察其突破压力。
用水通过1#岩心时压力5.5Mpa，用水通过泡沫调剖剂处理的1#岩心时压力9.8Mpa，用水通过复合调剖剂处理的1#岩心时压力15.8Mpa；用水通过2#岩心时压力6.8Mpa，用水通过凝胶调剖剂处理的2#岩心时压力10.6Mpa，用水通过复合调剖剂处理的2#岩心时压力16.6Mpa；用水通过3#岩心时压力7.2Mpa，用水通过颗粒调剖剂处理的3#岩心时压力12.5Mpa，用水通过复合调剖剂处理的3#岩心时压力13.8Mpa。
通过对突破压力的测量可见，复合堵剂的封堵效果比较明显，可达到1.6倍
1.5 调剖剂与驱油助排剂一体化研究
根据蒸汽吞吐后期的开发现状和油藏特点，单一的高温调剖剂或驱油助排剂不能够有效地解决地层深部吸汽不均和低压返排的开发矛盾，为此将两种工艺技术有机结合起来形成，调剖与高温助排一体化工艺技术。该体系能够有效地封堵高渗层，调整吸气剖面，提高封堵层的压力，再配合高温驱油助排，使其作用于中低渗层，提高油井返排能力，最大限度地挖掘油藏的剩余油。
1.6 施工工艺的优化
针对孔隙度与渗透率均较大，吞吐轮次也较高的井，选取以颗粒型调剖剂为主，以凝胶型与泡沫型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。针对孔隙度与渗透率均较小，注汽压力较高的井，选取以凝胶型调剖剂为主，以颗粒型与泡沫型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。针对孔隙度与渗透率均较大，吞吐轮次也较高，油稠的井选取以泡沫型调剖剂为主，以凝胶型与颗粒型调剖剂为辅，再加上高温驱油助排剂的组合。
2 现场应用情况
2.1 现场试验效果评价
现场施工17井次，有效率94.1%，增油4899t，增量吨油成本350元。措施有效期从2011.1.3—2011.12.06，累计生产185天，平均日产液：16.8方，日产油：12.3吨，上周期累产油421吨，累产液9890方；本周期累产油955吨，累产液7625方，累增油581吨。
3 结论
（1）深部复合封堵调剖技术是有效解决稠油蒸汽吞吐后期在注汽过程中层内层间吸气不均匀及生产时返排效果差的主要手段。
（2）深部复合封堵调剖技术解决了高孔高渗、汽窜严重的吞吐井蒸汽波及不均的矛盾。
（3）深部复合封堵调剖技术解决了低孔低渗、层内蒸汽波及不均的矛盾。
参考文献
[1] 万仁溥，采油工程手册[M].北京：石油工业出版社，2（X）3：538-540
[2] 温静.稠油油藏水驱开发调整及认识[J].特种油气藏，2003，10（增刊）：48-49
[3] 陈志会.深度调剖技术在海外河油田的优化实施[A].张庆昌主编.金马油田勘探开发实践[C].沈阳：辽宁科学技术出版社，2006：139-142