袁小華 王 杰 姬承偉 覃 勇

(新疆油田分公司陸梁油田作業(yè)區(qū)， 新疆 克拉瑪依 834000)

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低滲透油藏壓裂井堵水技術(shù)研究與應(yīng)用
—— 以石南21井區(qū)頭屯河組油藏為例

袁小華 王 杰 姬承偉 覃 勇

(新疆油田分公司陸梁油田作業(yè)區(qū)， 新疆 克拉瑪依 834000)

石南21井區(qū)頭屯河組油藏為低孔低滲油藏，46.2%的油井都進(jìn)行過壓裂改造，注水開發(fā)過程中注入水易沿人工壓裂縫快速竄入油井，導(dǎo)致壓裂井采出程度低。通過對(duì)壓裂井見水特征分析，結(jié)合實(shí)際施工案例，總結(jié)出地質(zhì)選井原則及最優(yōu)施工參數(shù)，形成壓裂井堵水技術(shù)。該技術(shù)在石南21井區(qū)頭屯河組油藏應(yīng)用效果好，成功率達(dá)66.7%，累計(jì)增油3.3×104t。

低孔低滲； 壓裂改造； 堵水技術(shù)； 采出程度

石南21井區(qū)頭屯河組油藏為低孔低滲油藏，46.2%的油井都進(jìn)行過壓裂改造，注水開發(fā)過程中注入水易沿人工壓裂縫快速竄入油井，導(dǎo)致壓裂井采出程度低。本次研究在見水特征分析基礎(chǔ)上，分析其堵水潛力及機(jī)理，形成石南21井區(qū)頭屯河組油藏(J2t)壓裂井堵水技術(shù)。

1 見水特征

(1)壓裂規(guī)模大油井見水時(shí)間早。通過統(tǒng)計(jì)分析，隨著壓裂時(shí)每米油層加砂量的增加，油井見水時(shí)間縮短(圖1)。

圖1 石南21井區(qū)頭屯河組油藏壓裂井見水時(shí)間與壓裂規(guī)模關(guān)系圖

(2)壓裂油井見水后含水快速上升。石南21井區(qū)頭屯河組油藏壓裂井見水后注入水繞過油層基質(zhì)沿著壓裂縫迅速在油井被產(chǎn)出，壓裂井見水后含水快速上升，到達(dá)高含水期時(shí)間短，平均不足6個(gè)月。

(3)壓裂井見水后，同井組未壓裂油井生產(chǎn)變差。壓裂井見水后，注入水沿著壓裂縫與采油井竄通，短時(shí)間內(nèi)水淹，注入水在注水井與采油井之間形成無效水循環(huán)，造成同井組內(nèi)未壓裂油井能量得不到有效補(bǔ)充，油井注水受效變差。

2 堵水潛力及機(jī)理

3 技術(shù)要點(diǎn)

3.1 選井原則

統(tǒng)計(jì)堵水效果發(fā)現(xiàn)，油層有效厚度和壓裂規(guī)模是影響石南21井區(qū)頭屯河組油藏壓裂井堵水效果的主要因素。當(dāng)有效厚度大于6 m和壓裂時(shí)每米油層加砂量少于2.0 m3時(shí)堵水增油效果好，因此優(yōu)先選擇有效厚度大于6 m和每米加砂量少于2.0 m3的井實(shí)施堵水。

3.2 堵劑類型

目前現(xiàn)場(chǎng)用的堵劑主要分為2大類，一類是顆粒型堵劑(超細(xì)顆粒堵劑、聚合物微球、柔性轉(zhuǎn)向劑BG-Spring)；另一類是非顆粒型堵劑，主要包括凍膠(酚醛樹脂凍膠)和凝膠(耐鹽凝膠、膨脹凝膠、特種凝膠)。采用水基堵劑可以提高堵劑進(jìn)入壓裂縫、有效封堵水竄通道的概率。根據(jù)石南21井區(qū)頭屯河組油藏特性，篩選出幾類堵劑，如表1所示。

表1 調(diào)堵用堵劑及配套用液篩選結(jié)果

在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)過程中，根據(jù)措施井地質(zhì)資料(滲透率、孔喉大小、見水程度等)、措施井井筒及近井地帶情況及堵后要求達(dá)到的效果對(duì)表1中的堵劑及配套用液進(jìn)行選擇組合。

凍膠和凝膠堵劑是通過捕集、吸附和充填作用形成物理堵塞，阻止水流通過或改變水流方向，達(dá)到封堵目的層的目的。對(duì)目的層堵劑的選擇要結(jié)合堵劑的注入性、封堵性能、地層孔滲情況來考慮。

聚合物微球和柔性轉(zhuǎn)向劑BG-Spring等2種深部調(diào)驅(qū)劑是通過在多孔介質(zhì)中發(fā)生滯留、堆積，封堵，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大注入水波及體積；在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析中發(fā)現(xiàn)當(dāng)粒徑大于孔隙時(shí)，調(diào)堵劑顆粒可通過擠壓變形在多孔介質(zhì)中發(fā)生運(yùn)移，從而提高后續(xù)注入水的液流阻力，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大注入水波及體積。

針對(duì)高滲透層(K>50×10-3μm2)的地層，需要用強(qiáng)度高的堵劑，通常是采用2種方法來配置：(1)在凍膠體系中加入相應(yīng)比例的顆粒堵劑(超細(xì)顆粒)；(2)直接采用顆粒型堵劑。通過對(duì)地層滲透率、水淹情況、堵劑注入性能、強(qiáng)度等綜合考慮，優(yōu)選堵劑，結(jié)果如表2所示。

表2 不同滲透率地層與相應(yīng)堵劑選擇

為避免堵劑污染高滲透層，在選擇堵劑配方時(shí)，盡量選用低黏度配方。

3.3 堵劑用量

通過確定處理半徑確定堵劑用量。

3.3.1 處理半徑的確定

采用平板模型實(shí)驗(yàn)研究堵劑在非均質(zhì)油藏中的滲流特性(圖2)，結(jié)合理論計(jì)算，得出用井距表示的最佳堵水處理半徑。

圖2 平板模型示意圖

利用平板可視模型，模擬研究堵劑在非均質(zhì)油藏中的滲流特性以及堵劑的分布形態(tài)，得到處理半徑與最終采收率增幅的關(guān)系。從注水井端和油井端均反映出堵水效果先隨處理半徑增大而變好，說明深部堵水能夠進(jìn)一步提高堵水效果，但是，當(dāng)堵水達(dá)到一定規(guī)模時(shí)，采收率增加幅度達(dá)到最大，超過這個(gè)規(guī)模以后，采收率增加幅度越來越小(圖3)。

圖3 堵水規(guī)模對(duì)采收率的影響

當(dāng)處理半徑達(dá)到0.18～0.24倍井距時(shí)堵水效果最佳，綜合考慮經(jīng)濟(jì)成本，確定石南21井區(qū)堵水半徑為0.08～0.20倍井距之間。

3.3.2 堵劑用量計(jì)算

根據(jù)單井控制范圍計(jì)算堵劑的用量，公式如下：

V1=πR2h1φ

(1)

式中：V1— 堵劑用量，m3；

R— 堵劑處理半徑，m；

h1— 堵水井段的射孔段厚度，m；

φ— 地層孔隙度，%。

當(dāng)油井出水的主要原因?yàn)閴毫蚜芽p溝通水層時(shí)，封堵壓裂裂縫的調(diào)堵劑用量計(jì)算公式為：

V2=LfWh2

(2)

式中：V2— 封堵壓裂縫需要的堵劑用量，m3；

Lf— 支撐縫長(zhǎng)，m；

W— 平均縫寬，m；

h2— 支撐縫高，m。

則需要的堵劑總用量為：V=V1+V2。

根據(jù)石南21井區(qū)頭屯河組油藏施工情況，每米油層堵劑用量一般控制在80 m3以內(nèi)，超過這個(gè)范圍，堵水后油井能量、產(chǎn)液量大幅下降，達(dá)不到增油目的。

3.4 施工排量

堵劑在地層中選擇性注入性能研究結(jié)果表明：采用較低的注入速度可使堵劑選擇性地進(jìn)入高滲透層，從而有效封堵高滲透層(水竄通道)。施工排量計(jì)算公式為：

(3)

式中：Q— 施工擠注排量，m3h；

K— 堵水層滲透率，μm2；

h— 堵水層厚度，m；

Pw— 施工井井底壓力，MPa；

Pe— 油層平均壓力，MPa；

μ— 堵劑黏度，mPa·s。

根據(jù)石南21井區(qū)頭屯河組油藏現(xiàn)場(chǎng)施工情況，排量一般控制在3～4m3h之間。

3.5 施工壓力

在現(xiàn)場(chǎng)調(diào)剖堵水施工時(shí)，施工壓力應(yīng)在地層破裂壓力的80%以下且應(yīng)小于注水干線壓力。如果是

顆粒調(diào)堵劑，一般控制施工壓力小于注水的泵壓，施工時(shí)應(yīng)以低壓低排量為原則。

施工壓力≈平均地層破裂壓力梯度×井深-液柱壓力

因?yàn)槭?1井區(qū)頭屯河組油藏地層破裂壓力梯度在0.013 6～0.016 1 MPam，平均為0.014 8 MPam，液柱壓力為25.33 MPa，因此施工壓力≤17 MPa，但現(xiàn)場(chǎng)施工壓力一般控制在14 MPa以內(nèi)。

4 應(yīng)用效果

2010 — 2014年，在石南21井區(qū)頭屯河組油藏共封堵人工裂縫類高含水井55井次， 36井次有效，措施有效率為66.7%。截至2014年底，采取措施后累計(jì)增油34 907 t，見效井單井平均日增油3.8 t，實(shí)施效果好。

5 結(jié) 語

通過研究形成了適合石南21井區(qū)頭屯河組油藏(J2t)壓裂井堵水技術(shù)，確定了措施選井原則和施工參數(shù)。主要結(jié)論如下：

(1)優(yōu)先選擇有效厚度大于6.0 m的井實(shí)施堵水。

(2)盡可能選擇裂縫半長(zhǎng)在100 m以內(nèi)的井，如沒有復(fù)壓資料，應(yīng)選擇壓裂時(shí)每米油層加砂量在2.0 m3以內(nèi)的井。

(3)每米油層堵劑用量應(yīng)控制在80 m3以內(nèi)。

(4)堵水施工壓力應(yīng)控制在14 MPa以內(nèi)。

[1] 周立果,李旭華.碳酸鹽巖巖溶縫洞型驅(qū)油及堵水機(jī)理探討[J].油氣井測(cè)試,2005,14(1):17-21.

[2] 白寶君,李宇鄉(xiāng),劉翔鶚.國(guó)內(nèi)外化學(xué)堵水調(diào)剖技術(shù)綜述[J].斷塊油氣田,1998,5(1):1-4.

[3] 陳凌,王建云,許國(guó)亮.深井碳酸鹽巖油藏堵水工藝技術(shù)研究與應(yīng)用[J].新疆石油學(xué)院學(xué)報(bào),2004,16(1):72-77.

Research and Application of Water Plugging Technology for Fractured Wells in Low Permeability Reservoir:A Case of Shinan 21 Wellblock Toutunhe Reservoir

YUANXiaohuaWANGJieJIChengweiQINYong

(Luliang Production Plant, Xinjiang Oilfield Company, Karamay Xinjiang 834000, China)

The Toutunhe reservoir in Shinan 21 well block is a reservoir with low porosity and low permeability. 46.2% of all oil wells had measures of fracturing refromation; therefore, injection water can easily and quickly infiltrate the artificial fracture path towards the oil wells during the water-flooding process, leading to low degree of reserve recovery from fractured wells. We finally formed water plugging technology on fractured well based on the geological principle of selecting wells and the optimum construction parameters summed from the actual construction cases, through analyzing the characteristic of water breakthrough from all fractured wells. The application effect of technology on Toutunhe reservoir in Shinan 21 well block is relatively good: the success rate of measures is 66.7% and the cumulated oil rate was increased 3.3×104t.

low porosity and low permeability; fracturing refromation; water plugging technology; degree of reserve recovery

2014-12-16

中國(guó)石油科技創(chuàng)新基金項(xiàng)目“裂縫性底水氣藏水侵規(guī)律研究”(2012D-5006-0206)

袁小華(1984 — )，男，四川達(dá)州人，工程師，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_發(fā)工程。

王杰(1979 — )，男，新疆昌吉人，高級(jí)工程師，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_發(fā)工程。

TE358+.3

A

1673-1980(2015)05-0053-03