本發(fā)明涉及油藏的采油方法，特別是涉及到一種治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法。

背景技術(shù)：

稠油是瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量較高、粘度較大的原油。通常把地面密度大于0.943g/cm³、地下粘度大于50mpa.s的原油叫稠油。由于稠油流動性差，油水流度比大的特點，常規(guī)開采很難將其有效采出。

蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，關(guān)井一段時間，待蒸汽的熱能向油層擴散后，再開井生產(chǎn)的一種開采重油的增產(chǎn)方法。由于井距小、裂縫等原因蒸汽易延高滲透通道汽直接由注入井竄出而進入正常生產(chǎn)的油井，會導(dǎo)致汽竄現(xiàn)象的發(fā)生，而一旦汽竄嚴重，相鄰井注汽時，生產(chǎn)井產(chǎn)水量將會出現(xiàn)劇烈增加，甚至含水量接近100％，汽竄會嚴重影響注汽井的效果，干擾被汽竄井正常生產(chǎn)。

因此，對于油層非均質(zhì)性強、油層薄、離水體近、裂縫發(fā)育等稠油油藏，開采過程中極易發(fā)生蒸汽汽竄，無論蒸汽竄入隔夾層或是溝通水層亦或是與其他生產(chǎn)井竄通，都將嚴重影響蒸汽吞吐效果，造成經(jīng)濟上浪費，對后續(xù)開發(fā)構(gòu)成困難，如何有效治理汽竄對確保蒸汽吞吐開發(fā)效果至關(guān)重要。為此我們發(fā)明了一種新的治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法，解決了以上技術(shù)問題。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的是提供一種有效封堵汽竄、耐高溫性好、油層傷害小的堵調(diào)體系，能夠解決蒸汽吞吐過程中汽竄問題，確保熱采開發(fā)效果的治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法。

本發(fā)明的目的可通過如下技術(shù)措施來實現(xiàn)：治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法，該治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法包括：步驟1，在注蒸汽前，向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井中注入蒸汽預(yù)熱；步驟2，向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井油管中正注高溫復(fù)合堵劑溶液；步驟3，在正注高溫復(fù)合堵劑溶液后頂替清水，關(guān)井候凝；步驟4，向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井中注入蒸汽，注蒸汽過程中伴注氮氣和高溫起泡劑。

本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施來實現(xiàn)：

在步驟2中，采用的高溫復(fù)合堵劑由栲膠和交聯(lián)劑組成，該段塞在注蒸汽預(yù)熱后注入。

在步驟2中，采用的高溫復(fù)合堵劑用量計算公式為：

v＝π*r²*h*φ*a，

r-處理半徑，m；

h-油層厚度，m；

φ-孔隙度；

a-高滲條帶系數(shù)。

在步驟2中，采用的高溫復(fù)合堵劑中栲膠濃度為7.5％-8％。

在步驟2中，采用的高溫復(fù)合堵劑中交聯(lián)劑濃度配比為：甲醛2.5％～4％、苯酚1％～2.5％之間。

在步驟3中，頂替清水用量計算公式為：

v＝π*r²*h

r-油管內(nèi)半徑，m；

h-井口到油層上界的距離，m。

在步驟4中，注汽過程中記錄注汽壓力變化，若注汽壓力高于19mpa，停止伴注氮氣泡沫。

在步驟4中，伴注氮氣和高溫起泡劑時，氮氣用量為50000-80000標方，氮氣設(shè)備流量900nm³/h，高溫起泡劑用量為3-8噸。

本發(fā)明中的治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法，采用的氮氣泡沫遇水穩(wěn)定、遇油消泡，并且其視粘度高，流動阻力大，進入高滲層后產(chǎn)生良好的封堵能力，可以有效增加后續(xù)流體在中、低滲透地層的驅(qū)替能力，提高波及體積；作為發(fā)泡劑使用的表面活性劑，在具有良好起泡性能的同時也能在一定程度上降低油水界面張力，提高洗油效率；在地層中破滅的泡沫在重力的作用下上升到油層的頂部，為油藏提供一定的彈性能量。該方法能夠有效的封堵高滲透條帶，防治蒸汽延高滲透帶竄入其他生產(chǎn)井，降低其滲透率，具有很好的治理汽竄的作用。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法的一具體實施例的流程圖。

具體實施方式

為使本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點能更明顯易懂，下文特舉出較佳實施例，并配合附圖所示，作詳細說明如下。

如圖1所示，圖1為本發(fā)明的治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法的流程圖。

步驟101：在注蒸汽前，向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井中注入蒸汽預(yù)熱。

步驟102：向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井油管中正注高溫復(fù)合堵劑溶液。在一實施例中， 采用的高溫復(fù)合堵劑由栲膠和交聯(lián)劑組成，該段塞在注蒸汽預(yù)熱后注入。采用的高溫復(fù)合堵劑用量計算方法：

v＝π*r²*h*φ*a，

r-處理半徑，m；

h-油層厚度，m；

φ-孔隙度；

a-高滲條帶系數(shù)；

高溫復(fù)合堵劑中改性栲膠濃度為7.5％-8％時成膠效果好。高溫復(fù)合堵劑中交聯(lián)劑濃度在5％左右時，其成膠時間以及成膠效果基本無影響，但是當其中甲醛濃度低于2％的時候栲膠不成膠。因此交聯(lián)劑濃度配比應(yīng)該為：甲醛2.5％～4％、苯酚1％～2.5％之間。

步驟103，在正注高溫復(fù)合堵劑溶液后頂替清水；關(guān)井候凝24h。頂替清水用量計算方法：

v＝π*r²*h

r-油管內(nèi)半徑，m；

h-井口到油層上界的距離，m。

步驟104：向發(fā)生汽竄的蒸汽吞吐井中注入蒸汽，注蒸汽過程中伴注氮氣和高溫起泡劑。注汽過程注意記錄注汽壓力變化，以便及時根據(jù)壓力調(diào)整注汽參數(shù)，若注汽壓力高于19mpa，停止伴注氮氣泡沫。注汽過程中伴注氮氣和高溫起泡劑，氮氣用量為50000-80000標方，氮氣設(shè)備流量900nm³/h，高溫起泡劑用量為3-8噸。

以下為應(yīng)用本發(fā)明的兩個具體實施例：

實施例1

金家油田金6塊自開采以來，蒸汽吞吐第一周期發(fā)生汽竄現(xiàn)象嚴重，針對汽竄井金6-6井采用本方法對汽竄進行治理，具體實施步驟如下：

步驟一：向注汽井中注入蒸汽200t，注汽速度9t/h，注汽干度≥75％。注汽過程注意記錄注汽壓力變化，以便及時根據(jù)壓力調(diào)整注汽參數(shù)。

步驟二：注堵劑。正注高溫復(fù)合堵劑溶液70m³(復(fù)合堵劑配方：改性栲膠5.6噸，濃度8％、交聯(lián)劑2.8噸，濃度4％)，頂擠清水20m³；關(guān)井候凝24h。

步驟三：向注汽井中注入蒸汽1600t，注汽速度8-10t/h，注汽干度≥75％。注汽過程中伴注氮氣6nm³，高溫起泡劑4噸，氮氣設(shè)備流量900nm³/h。注汽過程注意記錄注汽壓力變化，以便及時根據(jù)壓力調(diào)整注汽參數(shù)，若注汽壓力高于19mpa，停止伴注氮氣。

實施效果：金6-6井第一周期蒸汽吞吐時，臨井金6-斜11井和金6-10井日產(chǎn)液量和含水驟然上升，發(fā)生汽竄；本次注汽輪次是第二周期，注汽前采用本方法進行汽竄防治，取得了較好效果，注汽過程中并未發(fā)生汽竄；累計產(chǎn)油比上一周期多280噸，油汽比提高0.15-0.2。

實施例2

金家油田金17塊金17-平24井注汽第二周期，與臨井發(fā)生汽竄，針對金17-平24井采用本方法對汽竄進行治理，具體實施步驟如下：

本實施提供了一種應(yīng)用于治理蒸汽吞吐汽竄的堵調(diào)方法，包括以下步驟：

步驟一：向注汽井中注入蒸汽200t，注汽速度9t/h，注汽干度≥75％。注汽過程注意記錄注汽壓力變化，以便及時根據(jù)壓力調(diào)整注汽參數(shù)。

步驟二：注堵劑。正注高溫復(fù)合堵劑溶液100m³(復(fù)合堵劑配方：改性栲膠8噸，濃度8％、交聯(lián)劑4噸，濃度4％)，頂擠清水30m³；關(guān)井候凝24h。

步驟三：向注汽井中注入蒸汽2200t，注汽速度8-10t/h，注汽干度≥75％。注汽過程中伴注氮氣8nm³，高溫起泡劑4噸，氮氣設(shè)備流量900nm³/h。注汽過程注意記錄注汽壓力變化，以便及時根據(jù)壓力調(diào)整注汽參數(shù)，若注汽壓力高于19mpa，停止伴注氮氣。

實施效果：金17-平24井第二周期蒸汽吞吐時，臨井金17-平22井和金17-平37井日產(chǎn)液量和含水驟然上升，發(fā)生汽竄；本次注汽輪次是第三周期，注汽前采用本方法進行汽竄防治，取得了較好效果，注汽過程中并未發(fā)生汽竄；累計產(chǎn)油比上一周期多450噸，油汽比提高0.15-0.2。