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【摘 要】本文主要对稠化油堵水技术的改进及应用尽心了探讨。主要从以下几个方面展开了论述：地质概况、存在的问题、稠化油堵水技术的改进及应用效果以及经济效益评价。
【关键词】稠化油堵水技术；水淹趋势
引言
二十年来，稠化油堵水技术作为一项重要措施，在稳油控水工作中发挥了重要作用。但随着稀油区块高渗层水洗大孔道的形成，稠化油堵水措施效果逐年变差。我厂工艺技术人员通过详细分析，针对存在问题，对稠化油配方及施工工艺进行改进，在锦16于楼北块进行试验并取得显著的成效，为更好的开展此项工作找到了方向。
一、地质概况
1.1基本概况
锦16块于楼油层构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡第二断阶带中西部，北靠欢17块，南邻2-6-9块。含油面积1.4km2，原油地质储量423×104t。平均孔隙度32.2%，平均渗透率394×10-3μm2。油层埋深1030—1150m，油水界面1150m，为边底水油藏。该块内部发育四条次级断层,其中锦16-22-42断层为主断层,对块内油水分布起主要控制作用，断块整体被分割为南北两块。
1.2开发现状
北块部井26口，开井21口，日产液725.9m3，日产油72.3t，综合含水89.0%，其中含水90%以上的有12口。含水100%的有5口井。平均油气比0.79。地层压力6MPa，平均周期6.84，采油速度0.64%，采出程度10.8%。
二、存在的问题
2.1水淹趋势分析
区块经过多年开发，随着注汽轮次的增加，产油能力明显下降，边底水侵入近井地带，形成较强的出水通道，西北和东北方向各有一条较强的出水通道，表现为产液量较高，产油量低，年回采水率上升明显。
2.2生产现状
该区块原油粘度较高，50℃原油粘度2600mPa.s,注汽周期较短。同时，一部分油井出砂比较严重，出砂、油稠等原因频繁造成卡井现象。一部分油井注汽后生产情况也不稳定，原油以段塞形式产出，说明注汽效果不是很好，因此该块选井应观察措施前一至两周期的同期生产对比情况。
2.3稠化油堵水技术应用现状的分析
通过上面的图表我们可以看出，提高堵剂用量和增大施工力度减缓了稠化油累增油量的下降趋势，但是单井有效期和平均单井增油量仍有递减的趋势。主要原因是该区块出水状况加重后，形成了较明显的水流通道，原油粘度较高，流动性差，不易流入近井地带，导致堵水后增油效果不明显。根据这种情况，下步工作主要是从两个方面入手，一是摸清该块油井的周期生产时间，重点井要从其采出程度上加强分析，二是具体粘度分析。
另外目前施工井大多为新投产的薄层井，产液量高出水强度大，目前使用的堵剂无法保证堵水的效果，这就要求我们寻找新配方，改进施工参数和施工方式以提高乳化稠油堵水技术的成功率和效果。
2.4 解决的办法
由上面的分析，我们可以知道，随着注汽轮次的增加，边底水侵入近井地带，形成较强的出水通道，出水强大变大，是导致稠化油堵水有效期变短的直接原因，这就需要我们对要配方和施工工艺进行改进，增强堵剂的封堵强度，延长堵水的有效期，提高稠化油堵水的效果。
三、稠化油堵水技术的改进及应用效果
3.1稠化油堵水的配方改进
我们在实验室里优选出稳定性好的表面活性剂SY与PS分别与现场使用的乳化剂进行复配，并观察及乳化效果，可以看到，与LHJ-1复配的乳化剂形成的乳状液初始粘度次之，但是经过静置之后，粘度一直上涨，第二天粘度便上万，之后虽有下降但都未破乳，并能在15天内乳状液粘度维持在10000mPa•s以上。因此，我们选择稳定更好的表面活性剂SY与目前现场使用的乳化剂复配制得新配方。影响乳状液稳定性的因素还包括不同的含水率、不同的药剂浓度以及不同的矿化度。
①含水率的确定
通过实验，确定最佳含水率为60%。
②药剂浓度的确定
2%SY与2% LHJ-1、2%PS+2% LHJ-1、1.5%SY+1.5% LHJ-1形成的彼此分散的自由液滴数量都较多，颗粒较细，可见形成的乳状液粘度较大、稳定性较好；1.5% PS与1.5% LHJ-1形成的相互接触的乳滴簇数量较多，乳滴颗粒较大，因此相比而言其乳状液的稳定性最差。综合性能评价实验，选择2%SY与2% LHJ-1作为复配乳化剂。
③矿化度的确定
除此以外，我们还对不同矿化度的水对乳状液形成的影响进行了研究：
乳化剂浓度 含水率 搅拌强度 矿化度浓度（mg/l） 分散现象 类型
4% 50 2000 0 油水完全分层，浮在水面上的完全是油
500
1000 浮于水面，部分分散 油包水和水包油
2000 浮于水面，部分分散 油包水和水包油
3000 浮于水面 油包水
4000 浮于水面 油包水
7000 浮于水面 油包水
20000 浮于水面 油包水
图1矿化度对乳化剂形成影响实验
乳化稠油再注入过程中，初始时刻压力较低，但是随着注入量的增加，乳化稠油与水接触越多，开始乳化形成高粘乳状液，粘度会随之增加，最后达到稳定状态；同时对比现场使用的乳化剂发现，在最后稳定阶段，使用室内研制出的乳化剂的驱替压力要比现场使用的低，现场研制的乳化剂在达到最高乳化点后下降的幅度相对大一些，而室内研制的乳化剂下过较理想，在达到最高乳化点后略有下降，但不明显。说明在使用新的乳化剂时注入效果会更好。
四、经济效益评价
预计可创经济效益：
(原油售价—税金-成本)×累计产油量
=(3000-149.5-800)×1107.6
=298×104元
【关键词】稠化油堵水技术；水淹趋势
引言
二十年来，稠化油堵水技术作为一项重要措施，在稳油控水工作中发挥了重要作用。但随着稀油区块高渗层水洗大孔道的形成，稠化油堵水措施效果逐年变差。我厂工艺技术人员通过详细分析，针对存在问题，对稠化油配方及施工工艺进行改进，在锦16于楼北块进行试验并取得显著的成效，为更好的开展此项工作找到了方向。
一、地质概况
1.1基本概况
锦16块于楼油层构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡第二断阶带中西部，北靠欢17块，南邻2-6-9块。含油面积1.4km2，原油地质储量423×104t。平均孔隙度32.2%，平均渗透率394×10-3μm2。油层埋深1030—1150m，油水界面1150m，为边底水油藏。该块内部发育四条次级断层,其中锦16-22-42断层为主断层,对块内油水分布起主要控制作用，断块整体被分割为南北两块。
1.2开发现状
北块部井26口，开井21口，日产液725.9m3，日产油72.3t，综合含水89.0%，其中含水90%以上的有12口。含水100%的有5口井。平均油气比0.79。地层压力6MPa，平均周期6.84，采油速度0.64%，采出程度10.8%。
二、存在的问题
2.1水淹趋势分析
区块经过多年开发，随着注汽轮次的增加，产油能力明显下降，边底水侵入近井地带，形成较强的出水通道，西北和东北方向各有一条较强的出水通道，表现为产液量较高，产油量低，年回采水率上升明显。
2.2生产现状
该区块原油粘度较高，50℃原油粘度2600mPa.s,注汽周期较短。同时，一部分油井出砂比较严重，出砂、油稠等原因频繁造成卡井现象。一部分油井注汽后生产情况也不稳定，原油以段塞形式产出，说明注汽效果不是很好，因此该块选井应观察措施前一至两周期的同期生产对比情况。
2.3稠化油堵水技术应用现状的分析
通过上面的图表我们可以看出，提高堵剂用量和增大施工力度减缓了稠化油累增油量的下降趋势，但是单井有效期和平均单井增油量仍有递减的趋势。主要原因是该区块出水状况加重后，形成了较明显的水流通道，原油粘度较高，流动性差，不易流入近井地带，导致堵水后增油效果不明显。根据这种情况，下步工作主要是从两个方面入手，一是摸清该块油井的周期生产时间，重点井要从其采出程度上加强分析，二是具体粘度分析。
另外目前施工井大多为新投产的薄层井，产液量高出水强度大，目前使用的堵剂无法保证堵水的效果，这就要求我们寻找新配方，改进施工参数和施工方式以提高乳化稠油堵水技术的成功率和效果。
2.4 解决的办法
由上面的分析，我们可以知道，随着注汽轮次的增加，边底水侵入近井地带，形成较强的出水通道，出水强大变大，是导致稠化油堵水有效期变短的直接原因，这就需要我们对要配方和施工工艺进行改进，增强堵剂的封堵强度，延长堵水的有效期，提高稠化油堵水的效果。
三、稠化油堵水技术的改进及应用效果
3.1稠化油堵水的配方改进
我们在实验室里优选出稳定性好的表面活性剂SY与PS分别与现场使用的乳化剂进行复配，并观察及乳化效果，可以看到，与LHJ-1复配的乳化剂形成的乳状液初始粘度次之，但是经过静置之后，粘度一直上涨，第二天粘度便上万，之后虽有下降但都未破乳，并能在15天内乳状液粘度维持在10000mPa•s以上。因此，我们选择稳定更好的表面活性剂SY与目前现场使用的乳化剂复配制得新配方。影响乳状液稳定性的因素还包括不同的含水率、不同的药剂浓度以及不同的矿化度。
①含水率的确定
通过实验，确定最佳含水率为60%。
②药剂浓度的确定
2%SY与2% LHJ-1、2%PS+2% LHJ-1、1.5%SY+1.5% LHJ-1形成的彼此分散的自由液滴数量都较多，颗粒较细，可见形成的乳状液粘度较大、稳定性较好；1.5% PS与1.5% LHJ-1形成的相互接触的乳滴簇数量较多，乳滴颗粒较大，因此相比而言其乳状液的稳定性最差。综合性能评价实验，选择2%SY与2% LHJ-1作为复配乳化剂。
③矿化度的确定
除此以外，我们还对不同矿化度的水对乳状液形成的影响进行了研究：
乳化剂浓度 含水率 搅拌强度 矿化度浓度（mg/l） 分散现象 类型
4% 50 2000 0 油水完全分层，浮在水面上的完全是油
500
1000 浮于水面，部分分散 油包水和水包油
2000 浮于水面，部分分散 油包水和水包油
3000 浮于水面 油包水
4000 浮于水面 油包水
7000 浮于水面 油包水
20000 浮于水面 油包水
图1矿化度对乳化剂形成影响实验
乳化稠油再注入过程中，初始时刻压力较低，但是随着注入量的增加，乳化稠油与水接触越多，开始乳化形成高粘乳状液，粘度会随之增加，最后达到稳定状态；同时对比现场使用的乳化剂发现，在最后稳定阶段，使用室内研制出的乳化剂的驱替压力要比现场使用的低，现场研制的乳化剂在达到最高乳化点后下降的幅度相对大一些，而室内研制的乳化剂下过较理想，在达到最高乳化点后略有下降，但不明显。说明在使用新的乳化剂时注入效果会更好。
四、经济效益评价
预计可创经济效益：
(原油售价—税金-成本)×累计产油量
=(3000-149.5-800)×1107.6
=298×104元