楊乾隆, 令永剛, 趙小光, 蓋文臣, 王 敏

(1中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第十采油廠 2西安理工大學(xué))

華慶油田整體表現(xiàn)為低孔、超低滲特征，孔滲分布范圍大、微裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)，屬于超低滲儲(chǔ)層。該油藏以壓裂投產(chǎn)為主，并采用超前注水開(kāi)發(fā)，隨著時(shí)間的推移，使得人工裂縫和天然裂縫溝通能力進(jìn)一步增強(qiáng)，油井含水逐漸上升，高含水井逐漸增多，其中以裂縫型見(jiàn)水為主(176口，占比31.0%)；因此，對(duì)高含水井進(jìn)行有效的控水增油改造，成為油田開(kāi)發(fā)面臨的重要課題[1-3]。

目前常用的堵水技術(shù)包括機(jī)械封隔、無(wú)機(jī)封堵、常規(guī)有機(jī)封堵等[4-7]，機(jī)械封隔主要采用封隔器、橋塞等工具進(jìn)行高含水層隔采，但井底長(zhǎng)期存在大直徑工具，井卡風(fēng)險(xiǎn)較高；無(wú)機(jī)封堵主要采用高強(qiáng)度固井水泥進(jìn)行原射孔段近井地帶封堵，由于封堵半徑小，脆性較強(qiáng)，后期改造存在易壓竄風(fēng)險(xiǎn)；常規(guī)有機(jī)封堵主要采用聚丙烯酰胺進(jìn)行裂縫深部堵塞，但堵劑在水竄裂縫中的成膠效果差，且存在體縮現(xiàn)象難以實(shí)現(xiàn)對(duì)裂縫立體空間的完全充填，封堵效果不理想。根據(jù)目標(biāo)儲(chǔ)層見(jiàn)水特征，優(yōu)選新型堵劑體系進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，優(yōu)化堵水工藝；與暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)相結(jié)合，形成堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，以期為高含水井降水增油提供保障。

一、目標(biāo)儲(chǔ)層地質(zhì)特征及潛力分析

目標(biāo)油藏處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡一級(jí)構(gòu)造單元中部偏西南，以巖性油藏為主，主力開(kāi)發(fā)層為三疊系長(zhǎng)6層，以巖屑長(zhǎng)石細(xì)砂巖、粉砂巖為主，儲(chǔ)層有效厚度約為20.1 m，儲(chǔ)層溫度約為58.9℃，壓力系數(shù)為0.84，平均孔隙度10.8%，平均滲透率0.34 mD。2009年投入開(kāi)發(fā)，目前油井多方向水淹，多數(shù)呈高含水關(guān)井狀態(tài)。

為確定儲(chǔ)層剩余油是否富集，在目標(biāo)區(qū)動(dòng)態(tài)裂縫水線上部署檢查井2口，并進(jìn)行密閉取心；取心結(jié)果顯示，巖心水洗比例為8.9%， 投產(chǎn)后油井日產(chǎn)油3.5 t，且含水在10%以下，由此說(shuō)明剖面剩余油富集，儲(chǔ)層改造潛力較大。因此，要充分動(dòng)用高含水井剩余油，必須對(duì)出水層段進(jìn)行有效封堵，降低壓裂竄層風(fēng)險(xiǎn)，開(kāi)啟新的裂縫通道，擴(kuò)大單井泄油面積，提高厚油層動(dòng)用程度。

二、新型堵劑體系性能評(píng)價(jià)

對(duì)于見(jiàn)水裂縫進(jìn)行封堵，必須遵循“注得進(jìn)、留得住、堵得死”原則，對(duì)丙烯酰胺單體進(jìn)行嫁接、復(fù)配，將原有的酰胺基擴(kuò)展到含酰胺基、羧基、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，形成了聚合物單體，通過(guò)縮合反應(yīng)，得到HQTPAM聚合物，大幅提高穩(wěn)定性。

通過(guò)大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)調(diào)試評(píng)價(jià)，優(yōu)選堵劑體系配方為：0.3%～0.6%新型聚合物+0.25%～0.5%交聯(lián)劑+0.02%～0.1%催化劑+0.025%～0.1%熱穩(wěn)定劑。

1. 流變性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)配比了3種配方，測(cè)定了在不同溫度下的剪切速率與黏度隨時(shí)間的變化關(guān)系。

配方1：0.4%聚合物+0.4%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

配方2：0.4%聚合物+0.5%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

配方3：0.5%聚合物+0.5%交聯(lián)劑+0.04%催化劑+0.05%熱穩(wěn)定劑。

實(shí)驗(yàn)表明在常溫(見(jiàn)圖1)和儲(chǔ)層溫度下(見(jiàn)圖2)，隨著剪切速率的增大，體系黏度下降；剪切速率在10～50 s-1之間時(shí)，黏度均低于150 mPa·s，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

圖1 常溫下3種配方流變性測(cè)試

圖2 60℃下3種配方流變性測(cè)試

2. 熱穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)

在60℃下，固化后，放置120 h，通過(guò)采用真空突破壓力法進(jìn)行凍膠強(qiáng)度測(cè)試來(lái)反映體系熱穩(wěn)定性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 堵劑體系熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)表

表1實(shí)驗(yàn)表明，3種配方堵劑均未出現(xiàn)脫水現(xiàn)象，且堵劑的強(qiáng)度隨時(shí)間的延長(zhǎng)略有加強(qiáng)，說(shuō)明堵劑的熱穩(wěn)定性較好。

3. 抗鹽性能評(píng)價(jià)

為確保堵劑體系在高礦化度的地層水中仍具有較好的封堵效果，在60℃下，固化120 h，進(jìn)行凍膠強(qiáng)度測(cè)試來(lái)反映體系抗鹽性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 堵劑體系抗鹽性能評(píng)價(jià)表

實(shí)驗(yàn)表明,在相同成膠時(shí)間下，高礦化度下堵劑成膠時(shí)間與低礦化度下成膠強(qiáng)度基本一致，說(shuō)明堵劑耐鹽性能較好。

4. 承壓性能評(píng)價(jià)

采用填砂管單管(L=30 cm)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)?zāi)M儲(chǔ)層裂縫進(jìn)行堵劑封堵后突破壓力梯度測(cè)試，實(shí)驗(yàn)采取先進(jìn)行正向驅(qū)替，待堵劑完全充填填砂管后，進(jìn)行60℃水浴養(yǎng)護(hù)，待其完全交聯(lián)固化7 d，然后進(jìn)行反向驅(qū)替，記錄壓力突破值。

圖3 堵劑突破壓力測(cè)試曲線

實(shí)驗(yàn)測(cè)得突破壓力值為2.87 MPa(如圖3所示)，計(jì)算得出最大突破壓力梯度為9.57 MPa/m，證明該堵劑體系交聯(lián)固化后承壓性能較好，能滿足后期壓裂改造強(qiáng)度。

三、堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)

1. 堵水技術(shù)原理

本次研究摒棄之前采用單一堵劑的模式，以“有機(jī)多段塞組合模式+無(wú)機(jī)封口”模式進(jìn)行見(jiàn)水通道高效封堵，堵劑用量主要參照前期措施改造規(guī)模進(jìn)行優(yōu)化。

封堵體系采用“微球+凝膠+新型堵劑體系+強(qiáng)凝膠+改性固井水泥”的段塞組合模式(如圖4所示)。采用聚合物微球進(jìn)行基質(zhì)孔隙、小吼道封堵；少量的凝膠起到屏蔽遮擋、降低濾失及減弱來(lái)水指進(jìn)現(xiàn)象；主體新型堵劑體系實(shí)現(xiàn)裂縫深部有效封堵；改性高強(qiáng)度固井水泥實(shí)現(xiàn)封口作用。

圖4 高含水層封堵簡(jiǎn)易示意圖

2. 施工流程

高含水井堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)融合了有機(jī)-無(wú)機(jī)化學(xué)擠封、多級(jí)注入、控縫、暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)。該技術(shù)的具體施工流程為：①先以低排量注入1.0%濃度的100 nm聚合物微球，使其在地層深部進(jìn)行基質(zhì)孔隙、小吼道進(jìn)行封堵；②進(jìn)行多級(jí)注入堵劑模式，首先采用少量(10～20 m3)的凝膠進(jìn)行擠注，實(shí)現(xiàn)裂縫深部屏蔽來(lái)水，起到屏蔽遮擋、降低濾失及減弱來(lái)水指進(jìn)現(xiàn)象；然后注入主體新型堵劑體系，進(jìn)行裂縫有效封堵；再采用強(qiáng)凝膠體系進(jìn)行深部推送，達(dá)到裂縫深部封堵的目的；③最后采用改性高強(qiáng)度固井水泥進(jìn)行見(jiàn)水通道封口；④關(guān)井候凝，磨鉆、處理井筒；⑤采用定向面射孔潛力層[8](磁定位器定位+陀螺儀定向+電纜傳輸)，并以“小排量、低砂比、低液量”的壓裂模式組合，控制縫高，同時(shí)配合使用層內(nèi)暫堵劑，增加裂縫復(fù)雜性，擴(kuò)大油井泄油面積。

四、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果評(píng)價(jià)

Y1-01井位于目標(biāo)區(qū)南部，生產(chǎn)層位長(zhǎng)6層，2009年采用壓裂改造措施投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油1.6 t，2013年6月含水由5.5%快速升至76.7%，含鹽量由31 276 mg/L下降至19 292 mg/L，截止2018年6月，該井日產(chǎn)液1.52 m3，日產(chǎn)油0.16 t，含水86.8%，累計(jì)產(chǎn)油2 646 t，累計(jì)產(chǎn)水1 900 m3。通過(guò)分析注采見(jiàn)效及吸水剖面，認(rèn)為長(zhǎng)6油層發(fā)育較厚，上部油層已射開(kāi)，水井對(duì)應(yīng)井段為主吸水層，下部油層未射開(kāi)，水淹程度低，存在剩余油潛力，因此進(jìn)行長(zhǎng)6油層堵水壓裂。

Y1-01井于2018年6月進(jìn)行堵水壓裂施工，共注入堵劑255 m3(共注入4段堵劑，聚合物微球50 m3，PEG-1凝膠60 m3，新型堵劑體系120 m3，改性固井水泥25 m3)，泵注程序見(jiàn)表3。

表3 Y1-01井?dāng)D封泵注程序

由于該井吸水能力較差，則采用水泥承留器擠封管柱，在輕微壓開(kāi)儲(chǔ)層的情況下進(jìn)行見(jiàn)水油層擠封施工，施工曲線如圖5所示。

圖5 Y1-01井?dāng)D封施工曲線

待堵劑在儲(chǔ)層完全固化后，進(jìn)行井筒處理，并采用水泥車(chē)進(jìn)行求吸水驗(yàn)證封堵效果，結(jié)果顯示該層不吸水(穩(wěn)壓25 MPa，壓力不降)，表示封堵效果較好；同時(shí)進(jìn)行潛力層定向面射孔，并壓裂求產(chǎn)。該井采用參數(shù)優(yōu)化來(lái)控制縫高擴(kuò)展，措施改造加砂15 m3，砂比21.8%，排量1.2 m3/min，入地液量90.6 m3，破壓39.4 MPa，施工過(guò)程平穩(wěn)(如圖6所示)。

該井措施開(kāi)井后6 d見(jiàn)油，目前日產(chǎn)液2.65 m3，日產(chǎn)油由0.16 t增加到1.37 t，日增油1.21 t，含水由86.8%下降至48.5%，累計(jì)增油 214 t(154 d)，降水增油效果較好，目前仍有效。

圖6 Y1-01井壓裂施工曲線

截至目前，高含水井堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在目標(biāo)區(qū)油藏共實(shí)施3井次，有效3口，井均日增油0.8 t，含水下降34.2%，累計(jì)增油425 t，措施效果顯著。

五、結(jié)論

(1)研制的新型堵劑體系具有較好的流變性、抗鹽性、熱穩(wěn)定性，且能承受較高的突破壓力。

(2)通過(guò)將有機(jī)堵劑與無(wú)機(jī)堵劑進(jìn)行組合，形成了多段塞交替注入封堵工藝；該技術(shù)可以有效地解決機(jī)械封隔風(fēng)險(xiǎn)高、無(wú)機(jī)封堵效果差等問(wèn)題，可對(duì)見(jiàn)水層實(shí)現(xiàn)深部、長(zhǎng)期有效封堵。

(3)堵水轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)共進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)性試驗(yàn)3口，有效3口，井均日增油0.8 t，措施效果顯著，建議擴(kuò)大應(yīng)用。