熱采水平井找堵水技術在春光油田的應用

王 瑞，張義之，張 翱，高申領，李 洲，朱 輝

（1.中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南南陽 473031；2.天津中醫藥大學管理學院，天津 300193；3.中國石化華北石油工程有限公司國際公司，河南鄭州 450006）

春光油田熱采水平井油層距離水層近、隔層薄且夾層有一定的滲透性，導致薄夾層對水層的遮擋 效果差，注汽過程中油層與水層存在水動力連通，下層水上竄，造成油井高含水。春10 稠油熱采區塊主要以特–超稠油為主，主要采取水平井分層系開發，共有水平井92 口，高含水井占總井數的80%以上，熱采水平井高含水或水淹現象日益嚴重。前期實施過氮氣抑水措施及凝膠堵水等籠統堵水措施，堵水后，存在措施有效期短、注汽量提高后注汽壓力無明顯上升等問題。前期研究認為水平段存在多點出水，籠統擠注不能達到有效封堵的目的，封堵強度有待進一步提高。

目前現有的儲層評價測井和水平井產液剖面測試等找水技術，不能滿足春光油田稠油熱采水平井“水平段長、隔夾層薄”的需要，導致水平段出水位置難以確定。同時，前期應用的化學堵水工藝分段精度低，無法實現水平井任意一段的精確堵水；而籠統堵水又不能滿足熱采水平井堵水的需求[1–3]。本文針對水平段出水位置難以確定，分段堵水精度低，以及籠統堵水不能滿足熱采井需求等問題，研發了熱采水平井動態溫度剖面測試（溫剖測試）找水技術，實現了定點找水，并在此基礎上配套了多級段塞堵水技術，實現了對出水段高強度封堵，形成了新型熱采水平井找堵水技術。該技術的成功實施對改善春光油田稠油熱采水平井的開發效果具有重要的指導意義。

1 熱采水平井動態溫剖測試找水技術

1.1 技術原理

在水平段下入分布式溫度測試儀，通過改變生產工作制度，利用水平段產出液的差異，造成出水位置呈現溫度異常，從而準確找水。溫度測試儀和壓力測試儀分別安裝在油管接箍處，隨管柱下到水平段（圖1），對水平段剖面溫度進行測試，同時反映出溫度壓力的變化，然后統一時間和坐標進行數據拼接，繪制出水平段的溫度剖面曲線，再用數學算法找出溫度場的變化趨勢或溫度異常位置，從而達到分析油層動用程度和落實出水段準確位置的目的。

1.2 裝備組成

熱采水平井動態溫剖測試找水裝備主要由抽稠泵+全井段溫度測試儀+壓力測試儀組成（圖1）。溫度測試儀和壓力測試儀能在同一時刻開始測試，即具有測試時間同步功能。

1.3 性能指標

熱采水平井動態溫剖測試找水裝備的性能指標主要包括：①溫度精度達到0.2 ℃；②整機耐溫150 ℃；③時間同步功能。

圖1 水平段溫剖測試找水裝備管柱示意圖

1.4 現場應用

在春光油田高含水熱采區塊選取試驗井開展熱采水平井動態溫剖測試找水試驗，在水平段布置20支溫度測試儀（采樣間隔3 min/次、精度0.2 ℃，同步采集），采用泵抽激動法測試。測試步驟為壓力測試→關井靜態溫度剖面測試（停測）→開抽動態溫度剖面測試（抽測）。現場找水兩井次，成功率100%。

試驗1 井采用復合防砂篩管完井，篩管位置為1 092～1 172 m、1 189～1 279 m。該井周期注汽后一直高含水生產，生產效果較差。結合鉆井軌跡和測井解釋分析，水平段存在三條高滲透條帶，高滲透條帶累計長度達42 m（1 092～1 100 m、1 110～1 124 m、1 250～1 270 m）。生產層與水層之間存在水竄通道導致高含水。為準確認識該井出水狀況，進行針對性堵水措施，決定對該井實施動態溫剖測試找水。

1.4.1 壓力測試數據分析

為了解油藏壓力及水平井裂縫走向，在水平段1 070 m 和1 274 m 處各下入一支壓力計（精度0.1%）。測試結果顯示，兩支壓力計重合較好，測試中部靜壓為9.25 MPa。抽汲影響壓力變化0.03 MPa，生產壓差0.24 MPa，導數曲線表明存在底水恒壓邊界。

1.4.2 溫度剖面測試曲線分析

該井于2019 年4 月18 日2 點10 分下入測試管柱（20 支儀器），到位后，停測12 h。由停測期間溫度恢復曲線（圖2）可看出，中部1 140～1 225 m段溫度恢復快且溫度高，為注汽主要受效層；1 172～ 1 189 m 段未射孔，溫度有所下降；底部1 230～1 275 m 段溫度低，主要原因是作業時1 264 m 處砂埋，沖砂通至1 275 m 處，起儀器時該處儀器有砂，說明該位置受注汽影響小。

開抽后1 140～1 225 m 段溫度下降明顯，分析認為該產層有低溫液流入導致溫度降低；1 080～ 1 130 m 段溫度上升快，主要是受后面液體加熱及自身層疊加影響。開井12 h 后溫度基本達到穩定狀態，后續整個水平段溫度變化小，表明1 140～1 225 m 段為主要出水層（圖3）。開抽日產液24 m3，井口溫度34 ℃，含水99%。

關井后溫度恢復情況如圖4 所示，1 080～1 130 m 段溫度持續下降，1 140～1 225 m 段溫度上升明顯，分析認為關井后1 140～1 225 m 段不再出水，溫度快速恢復，1 080～1 130 m 段不再受開抽時后面液體影響，溫度逐漸下降。

綜上所述，試驗1 井出水層段為1 140～1 225 m段，層間動用不均衡，1 260～1 279 m 段砂埋未動用。1 250～1 279 m 段為潛力層。

圖2 停測期間溫度恢復曲線（停測曲線）

圖3 開抽2 d 溫度連續監測變化曲線（抽測曲線）

圖4 關井2 d 溫度連續監測變化曲線

2 熱采水平井堵水技術

根據動態溫剖測試找水技術所確定的出水段，針對水平段底部夾層不連續且A 端為主要出水層段的水平井，開展了液體暫堵膠塞配方研究，配套了適用于遠井低溫區的低溫聚合物凍膠及適用于近井高溫區的高強度納米堵劑進行逐級封堵，以期達到增加出水段封堵強度的目的，并在此基礎上形成了液體橋塞保護后段、高強度堵劑封堵前段的暫堵–多級封堵工藝技術（圖5）。段塞組合為“預封堵保護+低溫凝膠段塞+高強度段塞”[4–7]。

圖5 暫堵–多級封堵工藝技術示意圖

施工過程如下：首先下光油管至水平段底部，打開套管，正替液體膠塞，對后段儲層實施暫堵保護，液體橋塞段塞注完后上提管柱至斜井段之上；然后逐級注入低溫聚合物凍膠及高強度納米堵劑，采用過頂替方式井筒不留塞，反洗井后候凝3 d；候凝結束后掃塞至目前井底再下完井管柱。液體膠塞可自行破膠或作業沖洗解除，確保對油層無任何污染堵塞。

2.1 液體膠塞配方優選及性能評價

液體膠塞施工條件為地層溫度38 ℃，施工排量0.5 m3/min，地面攪拌裝置容積1.0～1.5 m3，施工時間20 h，施工后注蒸汽。

膠塞性能為低溫下具良好的膠體強度，交聯時間大于3 min，破膠時間大于20 h，高溫下快速破膠。

綜合表1 和表2，優選出液體膠塞配方為0.8%GR–L+0.15%氫氧化鈉+0.15%交聯劑。

表1 液體膠塞配方優化

表2 液體膠塞承壓情況

2.2 封堵體系性能評價

2.2.1 遠井地帶–低溫聚合物凍膠體系

低溫聚合物凍膠性能要求，一是能在低溫（50 ℃）下可靠成膠，保護后置高強度耐溫凝膠段塞；二是進入油層后能夠在蒸汽作用下自然降解，保證不污染油層。

室內篩選了分散乳液聚合物凝膠體系配方，并進行了主要性能評價。配方的構成主要由分散型乳液聚合物和交聯劑組成。暫堵保護劑成膠前后性狀如圖6 所示。

圖6 暫堵保護劑成膠前后性狀

（1）成膠時間及成膠強度評價。體系成膠溫度50～90 ℃，成膠時間隨著溫度的增加迅速加快，溫度越高，成膠時間越快，形成的膠體強度也越高，但溫度高于110 ℃時，聚合物分子存在熱降解現象，導致凝膠很快脫水（表3）。

表3 溫度對成膠時間、強度影響評價

（2）凝膠體系封堵性能評價。選用2 組不同滲透率的填砂管（φ25 mm×80 mm）進行堵水效果實驗，實驗結果如表4 所示。注入0.3 PV 凝膠堵劑，成膠后開始注入地層水，計算堵后滲透率，突破壓力為0.55 MPa，突破壓力梯度為7.00 MPa/m，封堵率達到99%。

該凝膠體系具有耐溫90 ℃、成膠反應時間為1～24 h（可調）、成膠強度0.063～0.080 MPa（突破真空度）的特點。

表4 凝膠體系封堵性能評價

2.2.2 近井地帶–高強度納米堵劑體系

該體系較為成熟，被廣泛應用于河南油田現場封竄堵漏施工中，具有密度可調（1.28～1.70 g/cm3）、抗壓強度高、耐高溫（350 ℃）、流動性能好、析水少、耐沖刷性強的特點，適用于熱采井近井地帶高強度封堵地層[8–9]。

由表5 和表6 可以看出，該體系堵劑漿液黏度低、流動性好，且靜置時析水量少，懸浮穩定性好。

表5 高強度納米堵劑流動性能評價

表6 高強度納米堵劑懸浮性能評價

對堵劑的高溫高壓性能進行測試，將實驗樣品在60 ℃、20.7 MPa 條件下養護3 d，測得堵劑平均抗壓強度為17.4 MPa；在360 ℃、19.0 MPa 條件下老化5 d，測得老化后堵劑平均抗壓強度為23.2 MPa，表明該體系在高溫高壓下強度沒有損失，能夠滿足現場高溫高壓下的施工要求。

2.3 工藝參數優化

2.3.1 段塞用量優化設計

根據經驗，選擇體積法計算堵劑用量公式為：

式中：Q 為堵劑用量，m3；R為封堵半徑，m；L為封堵有效長度（高滲透段長度或找水結果確定長度），m；φ 為有效孔隙度，%；n 為經驗常數。

2.3.2 施工壓力優化設計

式中：maxP 為最大施工壓力，MPa；0P 為井筒液柱壓力，MPa；1P為地層破裂壓力，MPa；2P 為井筒摩阻，MPa。

2.4 現場應用

在春光油田現場實施熱采水平井找堵水技術兩井次，單井含水下降明顯，增油效果良好，截至目前兩口井累計增油226.0 t（表7），取得了較好的效果。

3 結論

（1）熱采水平井動態溫剖測試找水技術，通過在水平段下入分布式溫度測試儀，改變生產工作制 度，造成出水位置溫度異常，能夠準確識別水平井出水段，解決了稠油油藏由于隔層薄、原油黏度高，難以準確找水的難題。

表7 試驗井措施效果對比表

（2）準確找水后，利用液體膠塞對水平段后段非出水點進行暫堵保護，注入低溫凝膠及高強度納米堵劑對前部出水段進行深度封堵，能夠達到增油降水的目的，提高了出水段封堵強度，有效地改善了高含水井出水狀況。

（3）熱采水平井找堵水技術解決了熱采水平井水竄高含水的問題，能夠有效地封堵水平井高出水段，提高水平段動用效率。現場試驗兩井次，措施效果較好，為高含水熱采水平井治理提供了一種新的技術方法。