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2010年3月断块油气田段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用李志强刘先勇孙宁宋洁娴张万才魏勇舟（胜利油田分公司滨南采油厂，山东滨州256606）摘要目前超稠油开发以蒸汽吞吐为主，但单井吞吐的蒸汽波及范围较小，且随着注气吞吐周期轮次的增加，注入蒸汽对油井近井地带油层的冲刷溶蚀作用越来越明显，油层存水率逐渐升高，采出液也逐渐呈现高含水的特征，导致超稠油油藏开发效果逐渐变差。
为了提高超稠油油藏的最终采收率，通过对开发方式的模拟研究，确定了段塞汽驱开发试验，实现了对地层能量的补充，扩大了蒸汽波及范围，有效提高了蒸汽利用率，同时针对汽窜影响，开展专项治理。
针对单家寺油田单56块油藏特点，对蒸汽速度、段塞长度及注采比参数进行了优化，合理调整生产参数，采用高温泡沫剂和注氮气混合高温发泡剂与蒸汽混注，对高渗层采用有效封堵等技术，现场应用获得成功，使边底水中厚层砂岩超稠油油藏蒸汽采油速度、累积油气比和最终采收率得以提高。
关键词超稠油开发；采收率；开发方式；段塞汽驱；汽窜中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1005-8907（2010）02-246-04EOR technology on ultra-heavy oil reservoir and its application with slug steam driveLi Zhiqiang Liu Xianyong Sun Ning Song Jiexian Zhang Wancai Wei Yongzhou (Binnan Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Binzhou 256606,China)Abstract:At present,the development of ultra-heavy oil is mainly steam stimulation,but single well steam stimulation only sweeps a small area.Along with the increase of steam injection cycle rounds,the denudation of injected steam to the immediate vicinity of wellbore of oil well is more and more obvious,with the water storage rate of reservoir increased gradually and with the high water content presented in produced fluid,which results in a gradual deterioration of development effect in ultra-heavy oil reservoir.In order to improve the ultimate recovery factor of ultra-heavy oil reservoir,the development test of slug steam drive is conducted and the supplement of producing energy is realized through the simulation of development mode.The area of steam sweeping is expanded,effectively improving the steam utilization ratio.At the same time,special treatments are carried out for the impact of steam channeling.Aiming at the reservoir features of Shan56Block,steam velocity,slug length and the parameter of injection-production ratio are optimized and the production parameters are adjusted rationally.The techniques of mixing the high-temperature foaming agent and nitrogen with high-temperature foamer and steam and the effective plugging for high permeability reservoir are adopted to ensure the success of key technology in field application,which improves the oil production rate of ultra -heavy oil reservoir with edge-bottom water in medium-thick sandstone,and the cumulative oil-gas ratio and ultimate recovery factor.Key words:development of ultra-heavy oil,recovery ratio,development mode,slug steam drive,steam channeling.引用格式：李志强，刘先勇，孙宁，等.段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用［J ］.断块油气田，2010，17（2）：246-249.Li Zhiqiang ，Liu Xianyong ，Sun Ning ，et al.EOR technology on ultra-heavy oil reservoir and its application with slug steam drive ［J ］.Fault-Block Oil &Gas Field ，2010，17（2）：246-249.断块油气田FAULT-BLOCK OIL &GASFIELD 第17卷第2期目前稠油开采主要采用2种注蒸汽热采方式［1］，一是蒸汽吞吐，蒸汽吞吐经济风险较小，通常初期采油速度可高达3％～8％，经济效益较高，但采收率仅有10％～20％。
收稿日期：20150331；改回日期：20150615基金项目：中国石油化工股份有限公司重点科学技术研究项目“特超稠油开发技术研究”（P12123）作者简介：史海涛（1981－），男，工程师，2005年毕业于郑州大学地理信息系统专业，现为中国地质大学（北京）构造地质学专业在读博士研究生，现从事稠油开发地质研究工作。
DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2015.04.032超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究史海涛1，2，王朔3，吕楠4，张佩佩2，罗艳红2（1.中国地质大学，北京100083；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦124010；3.东北石油大学，黑龙江大庆163318；4.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦124010）摘要：针对胜利油田Z 区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题，首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。
运用数值模拟方法结合现场实际，对Z 区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。
实施过程中使用了30t /h 超高干度注汽锅炉，出口注汽干度可高达95%以上，保证了注汽井的注汽强度为1.6m 3/（d ·km 2·m ）左右。
先导试验区7口水平井蒸汽驱见到明显效果，平均日产油增加了4 8t /d 。
研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。
关键词：超稠油；水平井蒸汽驱；注采井网；注汽干度；采注比；胜利油田中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1006－6535（2015）04－0121－040引言胜利油田Z 区块开发目的层为沙三上亚段一砂体，油藏埋深为1300 1350m ，平均油层厚度为7.8m 。
油层物性较好，平均孔隙度为32%，平均渗透率为4000ˑ10－3μm 2，属于高孔、高渗储层。
地面脱气原油密度为1.0433g /cm 3，50ħ时地面脱气原油黏度为22ˑ104 38ˑ104mPa ·s ，属超稠油油藏。
胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术曹嫣镔;刘冬青;张仲平;王善堂;王全;夏道宏【摘要】In view of the severe steam channeling in the steam flooding of super heavy reservoir, lab experiment on steam channeling control were carried out. The combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent was tested to seal steam channeling, in which thermoset blocking agent plugs big pore throats, while nitrogen foam adjusts steam absorption profile. The optimized foam formulation has a resistance factor of over 30 at 300 ℃, can plug low oil saturation are as selectively, and applies to the plugging of high permeability zones in super-heavy oil reservoirs. Thermoset blocking agent, which would consolidate at 120℃ in 4 h and consolidate at 150℃ in 2 h, can provide effective plugging during dynamic steam flooding. The best steam channeling control mode was determined using parallel tube model. By the combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent, the recovery rate is 5.7% higher than the application of nitrogen foam only, with the overall sweeping efficiency reaching up to 60.8%. In 2011, the mode was used in the steam flooding in Shan-56 reservoir. The water cut drops 10.2%, the wellhead temperature of producer drops more than 15℃, the oil production of the well group increases over 28 tons per day, the valid period of a single cycle is up to 198 days, and the oil production increases 2 562 t, showing significant improvement in steam flooding.%针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题,开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究,将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜,热固性堵剂封堵大孔道,氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面.优化后的泡沫剂体系300℃阻力因子达到30以上,且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用,适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵；热固性堵剂在静态120℃可4h形成固结,150℃可2h有效固结,在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵.利用双岩心管开展堵调工艺评价研究,结果表明,采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7％,驱替效率整体达到60.8％. 2011年在单56超稠油藏进行现场实施,措施后综合含水下降10.2％,生产井井口温度下降15℃,井组日产油量增加28 t以上,单轮次措施有效期198 d,措施增油2562 t,效果明显.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2012(039)006【总页数】5页(P739-743)【关键词】超稠油;蒸汽驱;泡沫;热固性堵剂;汽窜【作者】曹嫣镔;刘冬青;张仲平;王善堂;王全;夏道宏【作者单位】中国石油大学(华东);中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石油大学(华东);中国石油大学(华东)【正文语种】中文【中图分类】TE357.4超稠油油藏黏度高、流动性差，蒸汽与稠油流度比大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难点所在[1-4]。
40稠油油藏蒸汽驱汽窜治理技术对策研究韩 朝 辽河油田分公司【摘 要】油稠油油藏蒸汽驱过程中，受构造、储层非均质性、沉积特征以及地层压力等因素影响，注汽井组常面临汽窜问题，注入汽利用率低，影响蒸汽驱效果。
本文以D油藏为例，在分析汽窜现状的基础上，开展了影响汽窜因素剖析及治理对策优化研究，现场实践取得较好效果，可为同类型油藏提供借鉴经验。
【关键词】稠油油气藏；蒸汽驱；汽窜治理一、概况D油藏为稠油油藏，主力开发目的层是沙河街组莲花油层，油藏埋深850米～1150米，含油面积6.5Km 2，石油地质储量1537.5×104t，标定采收率23.5%，可采储量361.3×104t，平均孔隙度26.5%，平均渗透率569.9×10-3μm 2，属于高孔高渗储层，平均地面原油密度0.9517g/cm 3，粘度2323.7 mPa.S。
自2006年8月投入开发以来，D油藏先后经历天然能量、蒸汽吞吐、蒸汽驱三个阶段，目前共有油井350口，开井302口，日产油1665吨，年产油60.8×104t，采油速度3.9%，年注汽243.2×104t，年油汽比0.25，累积注汽比0.45。
二、汽窜现状及影响因素1.汽窜现状自2010年转入蒸汽驱开发以来，D油藏每年新增汽窜井数由10井次逐步上升至32井次，2018～2019年，经汽窜治理后，降至10井次，目前共有汽窜井82口井，关井12口，影响日产液1576吨，影响日产油347吨。
从历年平均日产油来看，2014～2017年，随着汽窜井增加，油藏日产油量呈下降趋势（图1）。
图1 D油藏历年汽窜井数变化情况对比图2.影响因素影响汽窜因素主要包括三方面，一是构造因素影响，由于蒸汽的超覆特性，蒸汽向构造高部位运移，注汽井上倾部位油井易汽窜。
二是沉积因素因素影响，沉积主河道储层物性好，油井易汽窜。
三是压力因素影响，注入汽易向储量采出程度高、地层压力低方向汽窜。
胜利单56超稠油油藏蒸汽驱先导性试验
杨元亮
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2011(033)001
【摘要】目前稠油油藏主要采用蒸汽吞吐的方式开发,吞吐采收率低.为了提高热采稠油油藏的采收率,从2008年起,胜利油田开展了中深层稠油油藏蒸汽驱配套技术的研究和攻关,在对超稠油不同汽驱方式数值模拟的基础上,开展了超稠油油藏蒸汽驱先导性试验.通过单56超稠油油藏4个井组的矿场先导性试验表明,蒸汽驱有利于提高超稠油油藏蒸汽波及系数和驱油效率,有利于提高超稠油阶段采出程度,提高蒸汽热利用率,改善开发效果.
【总页数】3页(P142-144)
【作者】杨元亮
【作者单位】中国科学院地质与地球物理研究所;中国科学院研究生院,北
京,100049;中石化集团公司胜利油田滨南采油厂,山东,东营,256600
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.4
【相关文献】
1.单六东深层超稠油油藏蒸汽驱先导试验 [J], 杨元亮;宋文芳;杨胜利;张爱香;尹秀娥
2.CO2改善单56超稠油油藏蒸汽吞吐效果实验 [J], 郭省学
3.单56块超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究 [J], 邓宝宁
4.河南油田超稠油油藏蒸汽驱的可行性及先导性试验 [J], 肖卫权; 高孝田; 张玉霞; 朱军; 闫永芳
5.胜利油田超稠油油藏蒸汽驱三维物理模拟与应用 [J], 曹嫣镔;刘冬青;王善堂;于田田;夏道宏
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稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验刘涛;刘影;郭玲玲;郎成山;蔡玉川;胡绍彬【摘要】为考察稠油油田空气辅助蒸汽驱的开采效果,开展了稠油油田空气辅助蒸汽驱现场试验研究工作.在齐40块蒸汽驱试验区选择原油濒临枯竭的、油藏已经发生严重蒸汽窜流和超覆的、亟待改变开发方式的5个井组进行现场试验,结果表明:5个试验井组平均单井组日产油由14.8 t/d升至16.1 t/d,油汽比由0.14升至0.17;油层纵向动用程度明显提高,分析认为是注入的空气在纵向和平面上首先向蒸汽驱优势方向波及,与残余原油发生低温氧化反应使孔隙中沥青质沉积增加,降低油层渗透率,迫使蒸汽转向,扩大蒸汽波及范围.研究认为:空气辅助蒸汽驱宜采用连续式空气/蒸汽注入方式;汽气比接近1:40可取得较高采收率;70 m井距注入的空气与地下原油发生低温氧化反应,油藏温度有所提高,产出氧气含量可降到安全范围内.现场试验取得成功,利用空气辅助蒸汽驱改善稠油油田蒸汽驱开发效果具有可行性.所选试验井组存在的问题在普通稠油蒸汽驱井组生产后期具有普遍性,因此本文试验方法和相关技术参数可为类似井组开展空气辅助蒸汽驱试验提供参考.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2018(040)006【总页数】5页(P800-804)【关键词】普通稠油;空气辅助蒸汽驱;现场试验【作者】刘涛;刘影;郭玲玲;郎成山;蔡玉川;胡绍彬【作者单位】中国石油大学地球物理与信息工程学院;东北石油大学石油工程学院;中国石油辽河油田分公司欢喜岭采油厂;东北石油大学石油工程学院;东北石油大学石油工程学院;中国石油辽河油田分公司欢喜岭采油厂;东北石油大学石油工程学院;中国石油辽河油田分公司欢喜岭采油厂;东北石油大学石油工程学院【正文语种】中文【中图分类】TE357.41981年加利福尼亚巴黎谷油田空气辅助蒸汽吞吐采油现场试验［1］的成功促使空气辅助蒸汽驱提高采收率机理和实用技术研究工作得以深入开展。
胜利油田孤岛中一区Ng3微生物驱油现场试验效果马波;刘涛;曹功泽;王业超;巴燕;曹嫣镔【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2016(33)4【摘要】为研究聚合物驱后微生物驱油效果,在胜利油田孤岛中一区Ng3开展了聚合物驱后微生物驱油试验,现场通过注入高分子多糖类激活剂体系激活油藏深部微生物,从而启动地下残余油,增加原油流动性,提高原油采收率。
现场试验表明,小分子酸是微生物代谢重要的指示剂,施工后30 d出现峰值,且峰值浓度比试验前提高5～8倍;生物指标检测表明注入激活剂以后微生物得到有效激活,微生物群落多样性降低,现场样品菌浓达到105个/m L以上,而且菌数开始升高的时间滞后于小分子酸,菌数开始升高时小分子酸浓度呈逐渐下降的趋势,这反映了油藏深部厌氧微生物开始生长代谢消耗小分子酸的过程。
现场生产动态表明试验以后50 d开始见效,中心井组综合含水下降2%以上,日增产原油6 t以上,且效果维持在5个月以上;其中,中心见效井7XNB11日产油量由试验前的1.1 t升高到4.5 t,含水率下降6%。
【总页数】5页(P732-735)【关键词】微生物采油;聚合物驱;小分子酸;现场试验;菌浓;激活剂【作者】马波;刘涛;曹功泽;王业超;巴燕;曹嫣镔【作者单位】中国石化胜利油田分公司科技处;中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院;山东大学生命科学学院【正文语种】中文【中图分类】TE357【相关文献】1.孤岛油田中一区聚合物驱先导试验效果评价及驱油特征 [J], 张贤松;郭兰磊2.聚合物驱后井网调整与非均相复合驱先导试验方案及矿场应用——以孤岛油田中一区Ng3单元为例 [J], 孙焕泉3.孤岛油田中一区馆3区块聚合物驱后微生物驱油先导试验 [J], 曹功泽;刘涛;巴燕;徐登霆;王涛;赵凤敏;束青林4.改善聚合物驱后续水驱开采效果分析——以孤岛油田中一区Ng3为例 [J], 韩继盟5.孤岛油田中一区Ng3二元复合驱开发效果评价及下步意见 [J], 陈坤;肖玉合;杜冬梅因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
用化学方法改进稠油开采效果的技术王世虎;孙克己;曹嫣镔;麻金海;郭省学;吉树鹏;吴柏志;杜永;邹群【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2002(19)3【摘要】胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高,6 5℃ (地层温度 )下2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。
新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。
在室内实验中 ,体积比7∶3的原油与含SB 21.4× 10 4～3.0× 10 4mg/L ,矿化度1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度<1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。
通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。
此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % 。
【总页数】4页(P210-213)【关键词】化学方法;改进;稠油开采;乳化剂;阴离子表面活性剂;乳化降粘;井筒降粘;蒸汽吞吐井;胜利桩西油田【作者】王世虎;孙克己;曹嫣镔;麻金海;郭省学;吉树鹏;吴柏志;杜永;邹群【作者单位】中国石化胜利油田公司采油工艺研究院;中国石化胜利油田公司桩西采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.稠油开采用耐高温化学剂基本性能评价方法——以SC-102耐温稠油驱油剂为例[J], 杨鹏;李忠新;张波杨;伟宇2.新型高温化学驱油技术改善超稠油蒸汽吞吐开采效果 [J], 李秀敏;范宏岩3.化学法改进稠油开采技术 [J], 夏学经;程军;周彩霞;贾鹤年4.用物理化学辅助蒸汽吞吐技术改善超稠油开采效果 [J], 王中文;姜玲5.用新一代化学剂和纳米颗粒改善水驱过程中的微乳液生成和稳定性:一种具有成本效益的稠油开采方法 [J], Jungin Lee;Tayfun Babadagli;刘海龙因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
石油勘探与开发2012年12月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.6 739 文章编号：1000-0747(2012)06-0739-05胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术曹嫣镔1, 2，刘冬青2，张仲平2，王善堂2，王全1，夏道宏1（1. 中国石油大学（华东）；2. 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院）基金项目：国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05011-002）摘要：针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题，开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究，将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，热固性堵剂封堵大孔道，氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。
优化后的泡沫剂体系300 ℃阻力因子达到30以上，且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用，适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵；热固性堵剂在静态120 ℃可4 h形成固结，150 ℃可2 h有效固结，在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。
利用双岩心管开展堵调工艺评价研究，结果表明，采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%，驱替效率整体达到60.8%。
2011年在单56超稠油藏进行现场实施，措施后综合含水下降10.2%，生产井井口温度下降15 ℃，井组日产油量增加28 t以上，单轮次措施有效期198 d，措施增油2 562 t，效果明显。
图7表2参10关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜中图分类号：TE357.4 文献标识码：ASteam channeling control in the steam flooding of super heavy oil reservoirs, Shengli Oilfield Cao Yanbin1, 2, Liu Dongqing2, Zhang Zhongping2, Wang Shantang2, Wang Quan1, Xia Daohong1(1. China University of Petroleum (EastChina), Dongying 257000, China; 2. Shengli Oil Production ResearchInstitute, SLOF, Sinopec, Dongying 257000, China)Abstract:In view of the severe steam channeling in the steam flooding of super heavy reservoir, lab experiment on steam channeling control were carried out. The combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent was tested to seal steam channeling, in which thermoset blocking agent plugs big pore throats, while nitrogen foam adjusts steam absorption profile. The optimized foam formulation has a resistance factor of over 30 at 300 ℃, can plug low oil saturation areas selectively, and applies to the plugging of high permeability zones in super-heavy oil reservoirs. Thermoset blocking agent, which would consolidate at 120 in 4 h and consolidate at 150℃ in 2 h,℃can provide effective plugging during dynamic steam flooding. The best steam channeling control mode was determined using parallel tube model. By the combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent, the recovery rate is 5.7% higher than the application of nitrogen foam only, with the overall sweeping efficiency reaching up to 60.8%. In 2011, the mode was used in the steam flooding in Shan-56 reservoir. The water cut drops 10.2%, the wellhead temperature of producer drops more than 15 ℃, the oil production of the well group increases over 28 tons per day, the valid period of a single cycle is up to 198 days, and the oil production increases 2 562 t, showing significant improvement in steam flooding.Key words:super heavy oil; steam flooding; nitrogen foam; thermoset blocking agent; steam channeling0 引言超稠油油藏黏度高、流动性差，蒸汽与稠油流度比大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难点所在[1-4]。
胜利油田超稠油油藏储量丰富，其中单56是典型的超稠油藏，埋深1 080～1 150 m，油藏条件下稠油黏度47 000～92 000 mPa・s，油层厚度30 m，孔隙度30%～36%，渗透率3～4 μm2，油水体积比为1。
该区块主体2001年投入开发，经过加密，2007年井距为140 m×100 m，其中超稠油蒸汽驱试验井组含油面积0.23 km2，地质储量124×104t，注汽井4口，生产井21口，采出程度达到21.3%，综合含水79.2%，油藏压力已下降到5 MPa以下。
对于单56区块，单纯采用蒸汽吞吐的开采方式剩余可采储量有限，必须通过转换开发方式进一步提高采收率。
2008年9月开始在单56-9-N13等4个井组开展蒸汽驱现场试验，通过转换开发方式稳定了井组产量，采油速度在2.9%，油汽比0.29，取得良好的开发效果。
试验过程中超稠油油藏蒸汽汽窜严重，试验井组2年内发生汽窜28井次，一旦发生汽窜，采用关井、降低注汽速度等措施，影740 石油勘探与开发・油气田开发Vol. 39 No.6响了先导试验的效果。
针对以上矛盾，开展超稠油油藏蒸汽驱汽窜控制技术研究，利用氮气泡沫和热固性堵剂[5-7]复合调剖的方式控制蒸汽汽窜。
室内对氮气泡沫调剖在超稠油油藏的适应性进行分析，优化实施方案；针对单56区块油藏渗透率高，部分窜流通道渗透率高的特点，开展热固性堵剂的研发，利用热固性堵剂对高窜流通道进行封堵，与氮气泡沫调剖相结合控制蒸汽汽窜，提高蒸汽波及效率，改善蒸汽驱的开发效果。
1 泡沫封堵汽窜技术1.1泡沫剂配方体系的优化泡沫剂阻力因子是影响其封堵调剖性能的关键，高阻力因子的起泡剂封堵强度高，对汽窜控制能力强，提高泡沫剂阻力因子对该项技术的实施具有重要作用。
胜利油田2005年研发的高温起泡剂（FCY）体系在300 ℃条件下阻力因子为20。
为进一步提高泡沫体系封堵效率，在室内对体系主剂进一步优化，通过调整非极性碳链长度和添加阴阳两性离子表面活性剂，高温起泡剂300 ℃的阻力因子达到30以上，250 ℃条件下阻力因子达到75，界面张力达到2.6×10−2 mN/m，封堵调剖性能大幅度提高。
1.2氮气泡沫封堵蒸汽汽窜效果的影响因素利用管式模型研究单56油藏条件下温度、渗透率、气液比等对氮气泡沫封窜工艺的影响，利用高温可视发泡装置和岩心流动装置研究含油饱和度对氮气泡沫封堵性能的影响。
1.2.1 温度通过对起泡剂的改进，现有起泡剂体系在不同温度范围对蒸汽均有良好的封堵特性。
利用模拟岩心测试改进体系和原有体系在不同温度条件下的阻力因子。
模拟岩心渗透率2.7 μm2，直径25 mm，长度550 mm，氮气排量0.2 ×10−3 m3/min，蒸汽排量5 mL/min，干度40%～55%，实验结果见图1。
改进FCY起泡剂可以在更广泛的范围内形成有效封堵，强度也进一步提高，更适用于超稠油油藏条件。
图1 不同温度泡沫体系封堵压差1.2.2 渗透率在其他条件不变的前提下研究渗透率对封堵汽窜效果的影响。
实验温度分别设定为250 ℃和300 ℃（见图2）。
从实验结果分析，氮气泡沫对于高渗透带的封堵能力相对较弱，随着渗透率的增大，封堵压差（注泡沫时岩心两端的压差）明显降低。
由于渗透率增高导致基础压差（水驱时岩心两端的压差）降低，因此随着渗透率的增加阻力因子增大，但泡沫封堵压差下降。
泡沫封堵主要是利用气液两相在油藏孔喉渗流过程中贾敏效应的叠加，渗透率增大，贾敏效应弱化。
因此需要针对大孔道研制新型耐高温高强度堵调体系。
图2 不同渗透率条件下泡沫体系封堵压差1.2.3 气液比气液比是影响氮气泡沫调剖效果的关键因素，也是现场实施过程中需要确定的重要操作参数。
通过室内实验研究不同气液比对封堵汽窜效果的影响。
实验结果见图3。
从实验结果分析，控制合理的气液比是取得良好封窜效果的关键，气液比超过3时封堵效果明显变差，产出液见不连续气流，说明氮气已开始窜流。
良好的气液比范围为1～3。
图3 不同气液比条件下氮气泡沫封堵压差1.2.4 含油饱和度泡沫剂属于表面活性剂，一定的含油饱和度会影2012年12月曹嫣镔等：胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术 741响泡沫剂在气液界面的分布从而影响泡沫的稳定性。
不同类型的泡沫剂、不同类型的稠油油藏形成有效泡沫的临界含油饱和度并不相同，此外临界含油饱和度与注入泡沫剂的浓度有关，注入浓度高则临界含油饱和度对应增高。
