稠油油藏开采方法

本文格式为Word版，下载可任意编辑——稠油油藏开采方法冷41块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48块，西临陈家凹陷，北依冷42块，南接冷115块。S32储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6�？0-3m2，油层埋深1395～1690m，油层厚度为80～120米，平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），属特超稠油油藏。

油田开采存在的主要冲突

冷41块为边底水驱动的油藏，该断块西南部有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大，南部由于处于构造低部位，因而也是水层分布最厚的地方。随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，油井见水也呈明显的上升趋势。由于隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68，也使治理边底水困难较大。

对于边底水入侵规律熟悉

平面上不同部位油井见水时间规律。北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值展现得也较晚，展现在第七周期，最大高达1.72。南部：见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水，如：56-557、56-563井，回采水率峰值展现在第三周期，高达2.32，比北部提前了4个周期，也就是说南部见水早，且水淹速度也快。

向上不同砂岩组水侵程度规律。砂岩组自上而下水侵程度逐步增大，冷41块油藏共分6个砂岩组，绘制了从I-V砂岩组的见水油井水侵图，IV、V砂岩组，水淹最为严重，牵扯的油井也最多；III砂岩组水淹较IV、V次之；而II砂岩组只在南部和北部及中部几口井水侵；I砂岩组其本无油井水侵。总之，南部油葳III1砂岩组以下根本水侵，中部与北部油葳IV1砂岩组以下根本水侵，III砂岩组只局部水侵；I、II组由于位于S32油层上部目前根本未水侵。

南部比北部底水活跃，底水能量充裕。冷41块是受冷48断层操纵的构造油藏，南部边底水分布广阔，随着开采时间的延长，地层能量下降很快。北部为冷48断层与冷30-18断层所夹持，且边水为冷30-18断层所遮挡。在开采过程中边底水所释放的弹性能量是有限的。

采取的措施和方案

总体思路。针对冷41块储油层特征，实施过程中要单井逐口实施，形成以点连面局面，单井处理半径要大（8m以上），形成较大面积的封堵隔板。注入的堵剂要对已形成的底水上窜通道及高渗透层具有填充压实作用，并且封堵率及封堵强度要高，能够经受住蒸汽冷凝水及地层水的冲刷。

堵水剂优选。根据经过现场应用效果分析评价，依据冷41块水锥特点和堵水总体思路，优选了三种类型的堵水剂，一是高温调剖剂，该堵剂主要由聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、榆树皮粉、无机巩固剂及热稳定剂组成，具有较好的耐温性能和耐蒸汽冲刷强度。二是水玻璃粘土胶堵剂，主要由水玻璃、粘土、石灰、甲酰胺（或甲醛）组成，水玻璃与甲酰胺形成网状布局的碱性硅酸凝胶。三是树脂粉煤灰高强度堵剂，用于封口，主要由热固型粉状酚醛树脂、粉煤灰、水泥、搬土及石灰组成。燃煤火电厂的粉煤灰耐温好，化学性质稳定，易分选，价格低廉及来源广。粉煤灰与水泥、搬土、石灰复配发生与水泥好像硬化回响，形成高强度堵剂。

施工工艺优选。选井条件油井注汽吞吐生产周期达成5个轮次以上；油井历次累计产水量明显大于累计注入蒸汽量，且历次周期产水量有明显上升趋势，产油量有明显下降趋势，周期末产水量30m3/d，含水达成95%以上；油井位于区块南部邻近；套管无套变、损坏，得志注汽及堵水施工要求。

施工参数优化：笼统注入，全井段处理半径4m，主要出水层为8m；堵剂用量：高温调剖剂堵剂用量200～400m3，水玻璃粘土胶堵剂60～75m3，树脂粉煤灰堵剂用量30～45m3；施工压力操纵在12～17MPa；施工排量0.3～0.5m3/min；过量顶替15～20m3。

现场实施

经过冷41块南部边缘典型井冷37-52-555现场实施化学封堵底水，共挤入高温调剖堵剂、水玻璃/粘土胶及树脂粉煤灰堵剂共320m3，施工终止压力18MPa，注汽转抽后，平均日产液29m3，日产油10t，含水率65%，周期终止，比上周期增油797t，累降水7353t。经过区块34口油井堵水后，周期产量上升766吨，产水下降1304吨，含水下降11个百分点，假设考虑周期递减周期增油1046吨，堵水效果特别明显。

结语和展望

对冷41边底水的封堵，既要对边底水封堵，又要利用边底水的能量，最终达成增油、降水的目的，是综合治理的主导思想。

冷41块化学封堵底水应因井而宜，根据油井的构造部位、原油粘度、注汽轮次的不同合理调整调剖剂量的大小及各调剖剂的比例，使油井堵水达成最正确效果。

现阶段有效抑制底水上窜速度是冷41块治理底水的有效措施。