污泥调剖在稠油井吞吐后转水驱井上的应用

摘要：污泥调剖技术是近几年国内新兴起的一种污泥处理技术。华北、辽河等油田较早地运用了该技术进行注水井调剖，河南油田成功地实现了用污泥做主剂对稠油吞吐后转水驱大通道封堵现场实施先例。

关键词：污泥调剖；稠油；低浓度凝胶；高浓度凝胶；调剖剂

中图分类号：TE383　文献标识码：A　文章编号：1009-2374-(2011)12-0077-02

河南油田稠油油藏“浅、薄、稠、散、小”，开发过程中伴随着油井出砂，油气处理时产生大量的泥砂沉淀。河南油田稠油联合站每年产生污泥量达2000方左右。一方面解决污泥出路是环保的必然要求。另一方面，稠油注水开发水窜严重，油藏利用程度低。利用污泥对注水井调剖，不但能解决联合站污泥出路问题，而且能有效地抑制对应井水窜发生，扩大注入水波及体积，提高资源利用程度。该技术先后在其它油田进行调剖现场试验，并取得了一定的效果。河南油田用污泥做主剂对稠油吞吐后转水驱大通道封堵现场实施打破国内先例。

一、注水井组开发地质状况

注水井组G5615、G5717井为BQ10区93年吞吐投产井，两口井2001年1月转注，注入水为BO10区脱出水。转注前G5615井已吞吐13周期，采出程度28.5％，G5717井吞吐9周期，采出程度29.3％。井组地质储量9.8×104吨，采出程度16.9％。两口井放大注水四天(日注量40m3/d)，对应8口井中3口井G5515、G5713、G5715全部水淹。

井组油层埋深300～350米，有效厚度6.6米，注水层平均孔隙度为29.2％，平均渗透率1.207um2。纵向上渗透率极差1.14～10.1；非均质系数平均1.32；平面上，极差最大15.4，变异系数0.75，非均质系数3.1。平面非均质性高于纵向非均质性。原油相对密度0.9371～0.9479，油层温度下脱气原油粘度3955.1～6516.5um2，属普通稠油I-II类。

由于平面上、纵向上非均质严重，稠油开采吞吐注汽时地下汽窜通道的存在，封堵地下通道对提高注水开发效果尤为必要。

二、河南油田稠油联合站污泥性能评价

(一)污泥性能室内试验评价

为研究含油污泥是否适应含油污泥深度调剖技术在吞吐后转水驱井上的应用，对联合站含油污泥分别做了外观分析、水份测定、油份特性测定、含油污泥粒径测试。

1、含油污泥的1号样含水67.2％；2号样含水b8.4％。

2、粗砂～中砂的含量仅占到2.32％；细粉砂～粘土的含量占到97.84％。

分析结果表明只要将悬浮剂和分散剂的比例调整好，本样品很适合作污泥调剖主剂。

(二)调剖剂的封堵性能封堵实验

采用双路岩芯夹持器化学剂评价模拟试验装置测试活化后的含油污泥用作调剖剂的封堵性能。

(三)技术路线及作用机理

有效地利用含油污泥中的泥组份、油组份，封堵注水层注水冲刷形成的孔道。根据含油污泥本身的物性，加入适量的悬浮剂，不仅能悬浮其中的固体颗粒，延长悬浮时间，增加注入深度，而且能有效地提高封堵强度。加入适量的添加剂，能将其中的油组份分散均匀，形成均一、稳定的乳状液，一起注入地层，封堵高渗透层带。由于乳化悬浮液的粒径较小，其直径远远小于地层大孔道的直径，因而易进入地层深部。其中的泥质吸附胶质、沥青质沉降在大孔道中，使大孔道通径变小，降低了渗透率，增加了注入水的渗流阻力，迫使注入水改变方向。经过优化施工工艺，控制施工压力，调剖剂在地层中有选择的进入高渗透地带，而不会污染中、低渗透层。

三、现场施工设计

注入方式采用多段塞注入：污泥调剖占75％，弱凝胶调剖占25％。

前置段塞(总量15％)：低浓度凝胶，其目的在于：一是降低地层的吸附量，保证主段塞充分发挥作用。

主段塞(总量75％)：主要是含油污泥+添加剂(悬浮剂、乳化分散剂、HPAMO、胶链剂、

稳定剂、延缓剂、PH调节剂)，其作用在于调整平面和层内非均质性，提高面积和体积涉及系数，降低凝胶的用量。

其中主段塞加入200～300目石灰粉+树脂，可形成长链状连结絮状物，长链状具有剪切可恢复性，能实现注入流体转向，从而扩大注入水波及体积。该体系施工成本为纯凝胶体系施工成本的1/4。适用于含油污泥：油质10％～30％，泥质10％～15％，水份≥60％；泥质200目筛通过率≥80％，100目筛通过率100％。

后置段塞(总量10％)：为高浓度凝胶，其目的在于提高调剖剂的封堵能力，使主段塞和后续注入水之间建立一个保护隔离带，以免注入水浸入到主段塞，破坏其弱凝胶的稳定性和冲刷污泥调剖剂。

四、现场施工情况

G5615井2004.4.28.～5.9日施工，采用笼统调剖，目的层V131、2，2层6.2米，试挤及顶替清水28.5m3，施工起泵压力1.0MPa，最高压力2.2MPa，完工停泵压力2.1MPa。G5717井2004.5.13.～5.23日施工，采用笼统调剖，目的层V131、2，2层4.8米，试挤及顶替清水30.5m3，施工起泵压力3.0MPa，最高压力5.8MPa，完工停泵压力5.0MPa。

五、实施效果评价

两口井施工清理三级隔油池污泥250m3，一级沉砂池污泥60m3，干化池污泥160m3施工后注水井井口注入压力上升，两口井平均上升0.42MPa；施工前后油井产能变化情况。

六、存在问题及下步建议

1、从5615井组油井反应情况认为：井组油井反应不太明显，施工量偏少，建议下步对该井组实施二次调剖。

2、施工后两井组注采比为0.6，而常规注水开发要求注采平衡即注采比要求达到1.0以上，建议上提井组日注水量至70方。

3、注入能力低无法测吸水指示曲线。

4、注水温度低(55℃～60℃)，油水流度比大(V13:50℃，原油粘度262.3MPa.s)，注水开发效果较差。