張興可

摘要：本文在研究水平井邊水突進規(guī)律的基礎(chǔ)上，并結(jié)合目前國內(nèi)外堵水技術(shù)在水平井應(yīng)用的局限性，優(yōu)化提出了水平井凝膠泡沫抑制邊水技術(shù)。試驗結(jié)果表明：水平井凝膠泡沫技術(shù)能夠有效抑制邊水推進，降低油井周期綜合含水，提高開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：水平井；凝膠泡沫；稠油；邊水

1 邊水油藏水平井開發(fā)過程中存在問題

1.1 含油寬度窄、面積小，水油體積比大

受斷塊構(gòu)造格局制約，油砂體沿斷層在斷塊高部位呈窄條狀展布，由于油砂體面積小、含油寬度窄，平面疊合程度差，油井只能呈單排狀（或單點狀）分布，基本無法形成井網(wǎng)。通過對南三塊各小層水油體積比計算，南三塊水油體積比最高達 41，一般在 11-30 之間， 邊水活躍。

1.2 水平井多輪次實施氮氣泡沫抑制邊水效果變差，工藝選型受限

目前某油田在抑制邊水方面比較成熟的技術(shù)有機械堵水技術(shù)、無機顆粒抑制邊水技術(shù)、氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)，但目前能夠在南三塊水平井上使用的只有氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)。

2 改善邊水油藏水平井開發(fā)效果技術(shù)思路

凝膠類調(diào)剖劑為選擇性堵劑，能夠有效保護油層，但目前市場上的凝膠調(diào)剖劑，由于受溫度和礦化度的影響，堵劑的強度性能很難滿足稠油熱采高溫調(diào)剖需要?；趪鴥?nèi)外現(xiàn)有凝膠調(diào)剖劑成膠時間較難控制及耐溫不高等問題，研制成膠時間可控、耐溫>150℃、注入性良好的凝膠調(diào)剖劑，滿足注蒸汽井高溫調(diào)剖需要意義重大。

3 凝膠體系的研制及性能評價

3.1 凝膠體系確定

凝膠體系所用基本配方為：非離子填料、不飽和烴類、成膠控制劑、保護劑等組分[3]。通過對各組分分類篩選，最終確定了各組分的成份，后又通過正交實驗法確定了各組分的最佳配比[4]。

3.2 凝膠體系靜態(tài)性能評價

3.2.1 耐鹽性能評價

在 90℃條件下開展凝膠產(chǎn)品室內(nèi)評價實驗，模擬不同礦化度的條件下堵劑的成膠性能。通過表 1 可以看出，在 79000 mg/L 高礦化度下， 該凝膠具有較高的強度，其耐鹽性能較好，目前某油田礦化度均在10000mg/L 以下，因此該凝膠具有較好的適應(yīng)性。

3.2.2 熱穩(wěn)定性評價

高溫反應(yīng)釜中模擬高溫條件下進行老化試驗，考察不同時間后的相對強度?？梢钥闯觯撎盍象w系在該凝膠調(diào)剖劑分別在 150℃、 200

℃條件下，耐溫溫 24 小時后粘彈性較好，200℃耐溫 24 小時僅少量碳化，外觀仍保持較好的膠體狀態(tài)，針挑狀態(tài)基本相同，因此該凝膠調(diào)剖劑可耐溫 200℃，具有較好的耐溫性。

3.3 凝膠體系動態(tài)性能評價

3.3.1 體系注入性能評價

該堵劑體系其初始粘度為 53.4mPa.s，在不同注入速度、不同滲透率的填砂管中注入時，注入壓力上升較平緩，由此可以看出，堵劑的注入性能良好（圖2）。這是由于所選擇的填料體系的性質(zhì)更接近于純粘流體的特征，在注入過程中壓力基本不在堵劑中儲集與釋放，所以注入井口壓力不會很大。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

通過對凝膠泡沫體系研究后，2016 年現(xiàn)場應(yīng)用 4 井次，有效率100%。有效的解決了氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)措施效果變差的問題，延長了水平井的有效生產(chǎn)周期。通過實施后生產(chǎn)天數(shù)由119 天延長至148天，產(chǎn)油量由 236 噸上升至 340 噸，增油 416 噸，綜合含水由 87.5% 下降至83.2%，投入產(chǎn)出比1：2.0，取得了較好的措施效果（見表2）。

5 總結(jié)

1） 凝膠是一種很好的選擇性堵劑，且凝固之后具有較好的封堵性。通過室內(nèi)實驗可以得出：研制的凝膠體系能夠耐礦化度 10000mg/l， 耐溫 200℃，粘度 53.4mPa·s，能夠滿足南三塊水平井的注入條件。

2） 現(xiàn)場優(yōu)化實施 4 井次，生產(chǎn)天數(shù)由 119 天延長至 148 天，產(chǎn)油量由 236 噸上升至 340 噸，增油 416 噸，綜合含水由 87.5%下降至83.2%，投入產(chǎn)出比 1：2.0，取得了較好的措施效果。

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