符偉兵

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南鄭州450006）

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紅河油田分段壓裂水平井化學(xué)堵水模型評價及參數(shù)設(shè)計(jì)

符偉兵

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南鄭州450006）

紅河油田長8、長9油藏采用水平井分段壓裂開發(fā)方式，相比直井單井產(chǎn)量大幅提高，但由于水平井含水上升導(dǎo)致了產(chǎn)油快速下降，尋求一種適合紅河油田水平井油藏及井況特點(diǎn)的化學(xué)堵水模型對提高高含水井治理效果至關(guān)重要。通過分析紅河油田水平井出水原因及類型，明確了水平井出水特點(diǎn)，并建立了水平井化學(xué)堵水模型；通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價及實(shí)驗(yàn)結(jié)果，設(shè)計(jì)出化學(xué)堵水最佳參數(shù)，為紅河油田水平井治理提供了技術(shù)思路和方法。

紅河油田；分段壓裂水平井；化學(xué)堵水；參數(shù)設(shè)計(jì)

近幾年，水平井以其單井控制儲量大、開發(fā)成本低等顯著優(yōu)勢成為油氣田開發(fā)的重要技術(shù)。華北油氣分公司紅河油田延長組長8、長9油藏經(jīng)歷了直井彈性開發(fā)、直注直采超前注水開發(fā)試驗(yàn)、水平井分段壓裂彈性開發(fā)試驗(yàn)幾個階段后，最終形成了水平井分段壓裂開發(fā)的規(guī)模上產(chǎn)模式。水平井的應(yīng)用對紅河油田長8、長9特低滲透油藏規(guī)模上產(chǎn)至關(guān)重要，但同時也帶來了諸如水平井堵水等技術(shù)難題。相比于直井，由于水平井井身結(jié)構(gòu)平行于油層，“一點(diǎn)見水”或“多點(diǎn)見水”容易發(fā)展成整個油井的“水淹”導(dǎo)致全井報(bào)廢。而且由于諸多因素，水平井堵水工藝選擇和工藝參數(shù)設(shè)計(jì)存在巨大困難［1］。

1　紅河油田水平井出水分析

1.1紅河油田高含水水平井油層原生水出水分析

利用熒光顯微、核磁共振、低滲透物理模擬實(shí)驗(yàn)等技術(shù)手段，研究了超低滲透油藏原始油水賦存規(guī)律，油水動用條件，儲層非均質(zhì)性對分段壓裂水平井出水機(jī)理的影響，為高含水水平井分類及治理提供依據(jù)。

（1）綜合利用熒光顯微技術(shù)和核磁共振技術(shù)兩方面對超低滲透儲層原始油水賦存規(guī)律進(jìn)行了研究，從微觀角度說明了超低滲透油藏水平井開采過程中含水上升快的原因。熒光顯微鏡實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明所取紅河油田長8儲層巖心樣品含水飽和度很高，且含有大量可動水。油水的賦存狀態(tài)表明，原油的動用難度較大，而水的動用難度較小，隨著含油飽和度上升，原油的動用難度下降。核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明長8儲層隨著巖心滲透率的升高，易動用流體飽和度增大，但整體來看，易動用的流體飽和度較低。

（2）在基質(zhì)巖心中，滲透率越小，水比油更易于流動，裂縫中的油水比基質(zhì)中的油水更易于流動，提高壓力梯度，基質(zhì)巖心中滲透率較高區(qū)域更容易出水。

基質(zhì)型巖心中，油的啟動壓力梯度大于水的啟動壓力梯度，且滲透率越小，差值越大。水相滲透率要大于油相滲透率，即滲透率越小，水比油更易于流動；裂縫巖心中，油水的真實(shí)啟動壓力梯度和擬啟動壓力梯度與滲透率的相關(guān)性變差，油的啟動壓力梯度略高于水的啟動壓力梯度，但相差不大，即水與油的流動性相當(dāng)；裂縫巖心的啟動壓力梯度要比基質(zhì)巖心的啟動壓力梯度低。即在相同滲透率下，裂縫巖心的油水比基質(zhì)巖心的油水更易于流動；在不同壓力梯度下，高滲透巖心的視滲透率變化較大，而采收率變化很小，表明：在大的壓力梯度下，高滲透儲層更易于出水。

1.2紅河油田高含水水平井生產(chǎn)模式

按照不同儲層類型及不同縱、橫組合模式下，結(jié)合高含水水平井油層原生水出水分析結(jié)果和油井生產(chǎn)動態(tài)曲線特征將高含水水平井劃分為4種生產(chǎn)模式：

1.2.1初期低產(chǎn)、高含水型（模式一）長8和長9孔隙型儲層水平井，生產(chǎn)曲線表現(xiàn)為初期含水達(dá)到較高水平，油量低。出水機(jī)理：烴源巖厚度較薄，儲層充注不足，含油性差，含油飽和度低，含水較高。

1.2.2初期中高產(chǎn)、含水緩慢上升型（模式二）長8和長9裂縫孔隙型儲層水平井，生產(chǎn)曲線表現(xiàn)為初期產(chǎn)油較高，含水低，隨著產(chǎn)液下降、含水下降，產(chǎn)油量急劇下降，進(jìn)入如模式一生產(chǎn)狀態(tài)。出水機(jī)理：初期產(chǎn)油較高，含水率較低，主要為裂縫供油；隨著裂縫里的油被逐漸采出，產(chǎn)油逐漸下降，含水逐漸上升。

裂縫孔隙型油藏的生產(chǎn)可分為三個階段。裂縫油供給階段：產(chǎn)量高，含水低。裂縫+基質(zhì)油供給階段：含水上升，液量下降?；|(zhì)油供給階段：高含水、低液量，生產(chǎn)穩(wěn)定。

1.2.3初期高產(chǎn)、同層出水含水緩慢上升型（模式三）長8和長9裂縫串通同層水，生產(chǎn)曲線表現(xiàn)初期液、油較高，隨著同層水竄通，產(chǎn)油下降，產(chǎn)液穩(wěn)定，含水緩慢上升。出水機(jī)理：近井地帶液量出來后，裂縫溝通同層水，導(dǎo)致含水上升。

1.2.4初期高產(chǎn)、異層出水含水突升型（模式四）長8和長9裂縫垂向溝通異層水，生產(chǎn)曲線表現(xiàn)初期液、油均較高，中后期含水急劇上升，產(chǎn)油下降甚至不產(chǎn)油。出水機(jī)理：近井地帶液量出來后，裂縫溝通異層水，形成“底水”油層，導(dǎo)致含水快速上升。

1.3紅河油田高含水水平井堵水選井原則

紅河油田水平井高含水原因較復(fù)雜，水平井完井方式也存在較大差異，為確保堵水成功，高含水水平井治理選井遵循以下選井原則。

（1）模式三、模式四類型井作為高含水井治理首選。

（2）水平井鉆遇基質(zhì)儲層物性好、含油性較好、儲層改造措施順利，增油潛力大的井。

（3）能量相對充足，產(chǎn)液量較高。

（4）優(yōu)選套管完井水平井，其次是鉆銑后內(nèi)通徑較大的預(yù)置管柱完井水平井。

（5）措施水平井井身結(jié)構(gòu)完好，不存在管柱破壞情況。

（6）出水位置明確。

根據(jù)制定的選井原則，現(xiàn)場開展了5口水平井的找水測試，從測試結(jié)果分析，主要可分為三種類型：（1）存在主要產(chǎn)水段，其他儲層顯示好的段產(chǎn)油能力差，無治理價值；（2）主要產(chǎn)水段和產(chǎn)油段為不同壓裂生產(chǎn)段，這類井采用機(jī)械封堵方式封堵出水段，可使出油段得到解放；（3）產(chǎn)水段和產(chǎn)油段為同一壓裂段，其他壓裂段基本無產(chǎn)液能力，需對出水段進(jìn)行有效的封堵，但同時需保留一定的產(chǎn)油通道，對于這類井需要設(shè)計(jì)一種有效的化學(xué)封堵方式才能取得較好的治理效果。

圖1　紅河油田水平井化學(xué)堵水封堵模型示意圖Fig.1 diagrammatic sketch of themodel of chemicalwater plugging for honghe oilfield horizontalwell

圖2　堵劑在高滲條帶中封堵性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.2 Experimental results on the sealing performance of the blocking agent in the high permeability zone

2　化學(xué)封堵模型評價

紅河油田水平井經(jīng)壓裂后存在人工裂縫，相當(dāng)于存在一條充填壓裂砂的高滲條帶，而無論是同層產(chǎn)出水或是異層產(chǎn)出水必然從深部天然裂縫流入到壓裂高滲條帶中，再從壓裂高滲條帶流入水平段井筒中產(chǎn)出。同時紅河油田水質(zhì)礦化度高（8×104mg/L～10×104mg/L），其中鈣、鎂離子含量很高（5 000 mg/L～8 000mg/L）。若要對紅河油田水平井采用化學(xué)堵水技術(shù)，堵劑必須滿足上述兩個特點(diǎn)，即要求堵劑具有耐高鹽、能進(jìn)入較深的人工裂縫及天然裂縫內(nèi)、完全充填裂縫、封堵強(qiáng)度高等特性。根據(jù)對目前常用堵劑性能、優(yōu)缺點(diǎn)對比以及適應(yīng)性分析結(jié)果，針對裂縫溝通同層水和裂縫溝通異層水的高含水水平井，研制出適合紅河油田長8、長9油藏的耐高鹽聚合物凍膠型堵劑（KPAM（0.4%～0.6%）+BF（0.15%～0.3%）+LYSA（0.225%～0.45%）+CJJ-1（0.08%～0.12%）+LN（0.05%））。

根據(jù)紅河油田水平井現(xiàn)狀及出水類型，開展堵劑在高滲條帶（模擬水平井中壓裂裂縫）中、人造裂縫（模擬深部天然裂縫）中注入及封堵性能評價［2-5］，通過室內(nèi)模型評價適合紅河油田水平井最佳的封堵模型（見圖1）。

2.1高滲條帶中性能評價

2.1.1封堵性能評價按照堵劑突破壓力梯度的測試方法進(jìn)行堵劑的突破壓力梯度測試。填砂管長度為50 cm；注堵劑速度為2 mL/min；注入堵劑孔隙體積0.5 PV（即封堵長度為25 cm）；實(shí)驗(yàn)溫度為70℃；放置時間為8 d；反向驅(qū)替：2mL/min。實(shí)驗(yàn)考察了不同堵劑體系配方在不同滲透率填砂管中的突破壓力梯度，以及堵劑體系對填砂管的封堵率。所測試的4個堵劑體系在滲透率介于2μm2～12μm2的填砂管具有較高的突破壓力梯度（8.6 MPa/m～23.8 MPa/m），封堵率超過96%，且后續(xù)水驅(qū)壓力基本維持不變，堵劑表現(xiàn)出對高滲透條帶良好的封堵性能（見圖2）。

2.1.2堵劑注入性能評價不同剪切速率下體系黏度隨時間的變化規(guī)律（見圖3）。從圖3中實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，隨著剪切速率的增大，體系黏度下降；同時隨著溫度升高，體系黏度也下降。這一規(guī)律完全符合一般聚合物的黏溫曲線與聚合物溶液的剪切稀釋特性。所測試的三個體系在剪切速率為10.68 s-1～53.4 s-1，黏度都低于120mPa·s，完全可以滿足現(xiàn)場注入的施工要求。

在紅河油田壓裂完井的水平井堵水措施中，要求堵劑進(jìn)入高滲透層帶或高含水的較寬裂縫，由于裂縫性油藏堵水物理模擬難度大，在此采用簡化方法，即利用高低滲透率的雙管來模擬低滲透率的基巖和高滲透率的出水層帶。根據(jù)選擇性注入性能評價方法對堵劑在不同滲透率極差的并聯(lián)填砂管中進(jìn)行選擇性注入性能評價，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表1）。堵劑體系絕大部分進(jìn)入滲透率較高的層段，因此該堵劑體系對目的層具有較強(qiáng)的選擇性注入能力。

2.2人造裂縫中封堵性能評價

對于相同寬度的裂縫，不同配方的凍膠溶液在注入過程中壓力的總體變化趨勢相同，即隨著注入量的增大，開始時壓力迅速升高，然后緩慢增大，最終達(dá)到一個穩(wěn)定值；凍膠溶液濃度越大，注入壓力升高的幅度越大，最終的穩(wěn)定注入壓力越大。這主要是由于體系濃度越大，其黏滯力的影響越大，從而使得注入壓力越大，但不同配方的注入壓力相差不明顯（見圖4）。

隨著放置時間的增大，注入壓力大幅度增加；注入放置時間為90 h的凍膠，在注入過程中壓力陡升。這主要是因?yàn)殡S著放置時間的增大，體系中聚合物和交聯(lián)劑交聯(lián)的程度越來越大，逐漸形成三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，使得體系的流動性大大降低，因而出現(xiàn)注入過程中的壓力陡升的現(xiàn)象（見圖5）。

圖3　三種堵劑體系黏度隨時間的變化規(guī)律Fig.3 The variation of viscosity with time of three kinds of p lugging agents

表1　堵劑對目的層的選擇性注入性能Tab.1 Selective injection properties of the plugging agent to the target layer

圖4　不同堵劑體系在裂縫中的注入性能Fig.4 Injection characteristics of different plugging agent system in crack

圖5　堵劑在不同放置時間下的注入性能Fig.5 The injection characteristics of plugging agent in different time

不同裂縫寬度注入試驗(yàn)結(jié)果（見圖6）表明，堵劑對油藏深部天然裂縫均有較好的注入性，但在不同放置時間后，注入壓力隨著放置時間的延長，注入壓力大幅上升，因此，主體段塞要設(shè)計(jì)為從弱-中-強(qiáng)依次注入，保障堵劑能順利注入，同時也保障對深部裂縫的充分充填（當(dāng)弱凍膠到達(dá)深部天然裂縫時，黏滯力增大，減弱了重力影響，從而保障對天然裂縫的充填）。

圖6　堵劑在不同裂縫寬度中的注入性能Fig.6 The injection characteristics of p lugging agent in differentwidth cracks

凍膠配方濃度不同，封堵效果略有不同，但封堵率均能達(dá)到90%以上（見表2）。

凍膠堵劑在不同裂縫寬度同時存在的情況下，在一定的注入壓力下凍膠主要進(jìn)入導(dǎo)流能力較大的大裂縫中，并且能夠達(dá)到強(qiáng)力封堵的作用；對于小裂縫來說，進(jìn)入的凍膠量相對較少，封堵強(qiáng)度不高。這種現(xiàn)象非常有利于現(xiàn)場堵水施工，凍膠堵劑優(yōu)先進(jìn)入地層中大裂縫并形成封堵，從而控制來水的產(chǎn)出，而同時保留小裂縫的生產(chǎn)能力（見表3）。

表2　堵劑在裂縫中的封堵性能Tab.2 Plugging property of the agent in the crack

表3　堵劑在平行裂縫中的流動與封堵性能Tab.3 Flow and sealing performance of the plugging agent in parallel fractures

3　堵水施工參數(shù)設(shè)計(jì)

3.1注入段塞設(shè)計(jì)

依次注入前置液（活性水，測試吸水能力，裂縫保持一定的存水）→主體段塞（依次注入弱、中、強(qiáng)的交聯(lián)耐高鹽凍膠堵劑，根據(jù)壓裂裂縫體積及注入堵劑時注入壓力綜合考慮堵劑用量）→封口段塞（應(yīng)用柔性顆粒，保障主體段塞充填良好；根據(jù)前期壓裂及主體段塞注入情況設(shè)計(jì)和調(diào)整顆粒粒徑大小）→頂替液（活性水，使堵劑進(jìn)入油藏深部，保留一定的產(chǎn)油通道）。

3.2擠注壓力與爬坡壓力

保持適當(dāng)?shù)臄D注壓力，太低滿足不了排量要求，太高會污染基質(zhì)或出油微裂縫儲層。爬坡壓力反映了堵劑在地層中滲流能力和方向的變化，如果壓力沒出現(xiàn)“爬坡”，說明地層的吸收能力很強(qiáng)，有大縫洞或漏失層段，證明堵劑與地層條件不相適應(yīng)，需要調(diào)整排量或堵劑配方。反之，起始壓力高，“爬坡壓力”亦高，說明地層的滲透性差，不調(diào)整擠入速度或減小劑量，勢必使堵劑侵入出油裂縫而對其造成傷害，目前爬坡壓力一般控制在3MPa～5MPa［2-4］。

施工最大壓力一般用下面公式計(jì)算：

式中：P注入-最大施工壓力，MPa；P地層-地層破裂壓力，MPa；P液柱-井筒內(nèi)液柱對地層產(chǎn)生的壓力，MPa；P摩阻-可忽略不計(jì)。

對于施工過程壓力變化和控制，根據(jù)紅河油田水平井情況及化學(xué)封堵思路，對泵注程序進(jìn)行了優(yōu)化，采用優(yōu)化后的泵注程序，有利于保持堵劑充分充填有效的大裂縫，避免了高壓力下微小裂縫開啟以及堵劑大量濾失，同時也避免了關(guān)井壓力擴(kuò)散階段對已形成的封堵形態(tài)的改變（見圖7）。

3.3堵劑用量設(shè)計(jì)

堵劑用量設(shè)計(jì)主要采用兩種方法，公式法和經(jīng)驗(yàn)法。公式法包含裂縫封堵模型法、控制半徑模型法、預(yù)測的壓裂裂縫體積法［4］。

利用公式法和經(jīng)驗(yàn)法綜合預(yù)測堵劑用量：例如，壓裂裂縫參數(shù)：半縫長120m、縫高30m、平均縫寬5mm，計(jì)算壓裂裂縫體積36 m3，而對應(yīng)單段加砂量30 m3左右。堆積的壓裂砂孔隙體積約占壓裂砂總體積的70.5%，從而計(jì)算完全充填壓裂裂縫需要堵劑體積約27.2m3。結(jié)合一個壓裂段壓裂液用量200m3，攜砂液約130m3，因此，堵劑用量約為130-36+27.2=121.2 m3，考慮施工中利用經(jīng)驗(yàn)法調(diào)整用量，單井施工堵劑用量約150 m3。具體單井堵劑用量，根據(jù)單井實(shí)際情況計(jì)算。

圖7　施工壓力曲線對比Fig.7 Construction pressure curve comparison

4　結(jié)論

（1）明確了高含水水平井存在四種出水模式，其中模式三及模式四為治理首選井，而對于產(chǎn)水段和產(chǎn)油段為同一壓裂段，其他壓裂段基本無產(chǎn)液能力的水平井，則需設(shè)計(jì)一種有效的化學(xué)封堵方式才能取得較好的治理效果。

（2）評價出適合紅河油田油藏特征的聚合物凍膠堵劑，并根據(jù)水平井現(xiàn)狀及出水類型，開展堵劑在高滲條帶（模擬水平井中壓裂裂縫）中、人造裂縫（模擬深部天然裂縫）中注入及封堵性能評價，通過室內(nèi)模型評價出適合紅河油田水平井最佳的封堵模型。

（3）根據(jù)封堵模型評價結(jié)果，設(shè)計(jì)了化學(xué)封堵施工注入段塞、注入壓力和爬坡壓力以及堵劑用量，單段施工約需堵劑150 m3。

［1］萬仁溥，羅英俊.采油技術(shù)手冊（第十分冊）：堵水技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1991：61-139.

［2］何旭．水平井封堵模型的研究及堵水工藝適應(yīng)性評價［D］．西南石油大學(xué)，2012．

［3］徐方向．水平井調(diào)剖堵水工藝技術(shù)研究［D］．長江大學(xué)，2014．

［4］王青，吳曉東，劉根新.水平井開采底水油藏采水控錐方法研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32（1）：109-111.

［5］許振華，郭建華，馬俊濤，等.觸變型堵劑封堵大孔道技術(shù)的研究及應(yīng)用［J］.油田化學(xué)，2001，18（3）：219-221.

Evaluation and design for themodel and parameters of chem ical water plugging of segm ented fracturing horizontalwell in Honghe oilfield

FU Weibing
（Research Institute of Petroleum Engineering and Technology，North China Oil and Gas Company，SINOPEC，Zhengzhou Henan 450006，China）

Chang 8 and Chang 9 reservoir of Honghe oilfield with development mode of horizontalwell staged fracturing，the single well output is greatly declines compare to plumb shaft，but the well output is rapid declines due to rise of horizontal well water.To find a suitablemodel of chemicalwater plugging is very important to improve the governance effect of high water wells for the reservoir and condition characteristic of Honghe oilfield horizontal well.Through the analysis of Honghe oilfield horizontal well water types and causes，the water-producing features of horizontal well is explicit and its model of chemical water plugging is established.Through the experimental evaluation and experimental results，the best parameters are designed to chemical water plugging and the ideas and methods are provided for the treatment of Honghe oilfield horizontalwell.

Honghe oilfield；segregated fracturing horizontal well；chemical water plugging；parameters design

TE357.11

A

1673-5285（2016）07-0041-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.010

2016－05-17

符偉兵，男（1984-），碩士，現(xiàn)從事采油氣工程及提高采收率研究工作，郵箱：fwb_1984@163.com。