李 川， 張 翔， 陳 強(qiáng)， 鮮 晟， 杜現(xiàn)飛， 呂昌盛， 鄧咸安

(1中石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室)

0 引言

姬塬長(zhǎng)9是典型的底水油藏，埋深2 300～2 400 m，孔隙度10.1%～11.6%，滲透率1.85～9.50 mD，儲(chǔ)層溫度71℃。地層原油密度0.74 g/cm3，黏度1.34～1.8 mPa·s；地層水屬CaCl2型，總礦化度27.35～33.0 g/L。近年來(lái)先后開展了定面射孔控縫高壓裂、下沉劑控縫高等工藝試驗(yàn)[1- 3]，試油成功率僅為33.4%，見水井比例高達(dá)83.7%，為此亟需開展新型堵水壓裂工藝技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn)。

在調(diào)研國(guó)內(nèi)外堵水壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上[4- 11]，結(jié)合前期實(shí)施情況，發(fā)現(xiàn)現(xiàn)有的堵水壓裂技術(shù)主要存在兩個(gè)問題：一是堵水材料的控制范圍小、且不可控，不能對(duì)油藏底水和裂縫遠(yuǎn)端見水進(jìn)行有效封堵；二是堵水材料在注入地層過(guò)程中，不能同支撐劑同步加入，且注入工藝復(fù)雜[12- 16]。為此，研制了一種油溶水黏型壓裂支撐劑，在加砂壓裂的同時(shí)即可對(duì)水層進(jìn)行封固，且不影響油層的改造，實(shí)現(xiàn)控水增油的工藝目的，為底水和高水飽油藏的有效改造開辟了新途徑。

1 控水材料性能設(shè)計(jì)

油藏流體性質(zhì)分析是堵水材料性能設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)。原油是烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴和烯烴等多種液態(tài)烴的混合物，本次實(shí)驗(yàn)通過(guò)GC-MS、棒狀薄層色譜等技術(shù)手段，對(duì)姬塬長(zhǎng)9原油化學(xué)組成進(jìn)行了分析，結(jié)果如表1所示。

表1 姬塬長(zhǎng)9原油組分分析

從表1分析結(jié)果來(lái)看，其主要成分為飽和烴、芳烴混合物，以C12～C20烷烴為主，都屬于非極性的物質(zhì)。因此，在設(shè)計(jì)聚合物時(shí)，選擇以類似烯類單體作為主要組分，整個(gè)分子結(jié)構(gòu)容易結(jié)晶，本文以苯乙烯基、雙環(huán)烯、脂肪族單烯和二烯作為單體。根據(jù)Van Krevelen理論[16]，聚合物溶解度參數(shù)是構(gòu)成基團(tuán)物性的加和。

(1)

(2)

(3)

式中：Fdi—各基團(tuán)的色散力貢獻(xiàn)值，(MJ/m3)1/2/mol；Fpi—各基團(tuán)極性貢獻(xiàn)值，(MJ/m3)1/2/mol；Ehi—各基團(tuán)氫鍵貢獻(xiàn)值，J/mol；V—分子摩爾體積，cm3/mol。

根據(jù)Hansen公式可計(jì)算整個(gè)分子的溶解度參數(shù)值δi，計(jì)算如式(4)：

(4)

通過(guò)幾種單體的比例調(diào)節(jié)即可計(jì)算出每一種溶劑的溶解度參數(shù)δi，再根據(jù)每種溶劑占比Φi，計(jì)算出混合溶劑的溶解度參數(shù)，計(jì)算如式(5)：

(5)

根據(jù)姬塬長(zhǎng)9原油主要組分計(jì)算得到溶劑度參數(shù)為8.72。由此確定最終以聚丙交酯、聚乳酸、聚丙交酯等聚合物為基體，通過(guò)引入醇、膦腈、聚醚嵌段、乙二醇等結(jié)構(gòu)改善聚合物降解和溶解性能。

2 控水支撐劑的合成

考慮到堵水材料與石英砂的分子結(jié)構(gòu)差異，通過(guò)調(diào)節(jié)十二烷基苯磺酸鈉、馬來(lái)酸酐接枝POE的添加量，優(yōu)化油溶材料與石英砂的界面強(qiáng)度，改善支撐劑與油溶堵水材料相溶性，提高兩者之間的附著力。

油溶水黏堵水材料反應(yīng)式：

具體制備步驟如下：

(1)在反應(yīng)釜中用去離子水和十二烷基苯硫酸鈉的混合溶液對(duì)普通支撐劑進(jìn)行預(yù)處理，處理溫度60℃，攪拌轉(zhuǎn)速120 r/min，處理4 h 后過(guò)濾干燥制得初級(jí)改性支撐劑。

(2)反應(yīng)釜中加入二甲苯、馬來(lái)酸酐接枝POE，抽真空注入氮?dú)馍龎褐?.8 MPa，升溫至140℃，加入初級(jí)改性支撐劑，轉(zhuǎn)速120 r/min攪拌3 h后降至室溫，過(guò)濾，真空干燥得到改性支撐劑。

(3)在反應(yīng)釜中加入去離子水，升溫至60℃，注入氮?dú)馍龎褐?.8 MPa，加入分散劑，然后加入改性支撐劑，轉(zhuǎn)速120 r/min攪拌20 min。

(4)依序向反應(yīng)釜中加入增強(qiáng)聚羥基脂肪酸酯、1,1-二叔丁基過(guò)氧化-3,3,5-三甲基環(huán)己烷、2,2-雙(過(guò)氧化叔丁基)辛烷，反應(yīng)溫度為95℃，反應(yīng)15 h，經(jīng)降溫、泄壓、過(guò)濾、干燥制得油溶水黏型壓裂支撐劑。

3 控水支撐劑性能評(píng)價(jià)

堵水壓裂支撐劑的設(shè)計(jì)思路是在原油內(nèi)快速溶解，在地層水內(nèi)完全固結(jié)，該材料隨壓裂進(jìn)入地層后，外覆堵水材料溶解，重力下向下流動(dòng)，支撐骨架部分在油層內(nèi)部對(duì)裂縫形成良好支撐，水層部分堵水支撐劑和油層部分的堵水材料黏連固結(jié)，使水層的導(dǎo)流能力趨近于零，達(dá)到控水增油的目的。室內(nèi)性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)參考SY/T6302《壓裂支撐劑充填層短期導(dǎo)流能力評(píng)價(jià)推薦方法》，對(duì)控水支撐劑進(jìn)行導(dǎo)流能力和滲透率測(cè)試，并設(shè)計(jì)了針對(duì)性的實(shí)驗(yàn)方案。

試驗(yàn)條件：溫度75℃，鋪砂濃度4.5 kg/m2，封堵測(cè)試流量1 mL/min，閉合壓力為25.0 MPa。

試驗(yàn)步驟：水相條件驅(qū)替87 h；之后用原油浸泡12 h，驅(qū)替5 h。

測(cè)試結(jié)果表明，控水支撐劑在75℃、25 MPa水相條件下72 h完全固化，5 MPa/m突破壓差下水相滲透率0.31 D；75℃油相條件下12 h溶解度100%，導(dǎo)流能力超過(guò)100 D·cm(見圖1)，證明該材料具有明顯的遇油溶解、遇水固結(jié)的特點(diǎn)。

圖1 控水支撐劑導(dǎo)流測(cè)試曲線

4 壓裂工藝優(yōu)化

控水支撐壓裂技術(shù)的工藝目的是在改造油層的同時(shí)，封堵油藏高水飽孔道或油層底水，做到長(zhǎng)效阻水，為此進(jìn)行了針對(duì)性的工藝、參數(shù)優(yōu)化。

4.1 控水支撐劑用量?jī)?yōu)化

在壓裂及關(guān)井過(guò)程中，支撐劑向下沉降，底水油藏壓裂采用產(chǎn)層上部射孔方式，保證上部油層得到優(yōu)先改造?？厮蝿┑挠昧渴强p長(zhǎng)、縫高、縫寬等因素的綜合函數(shù)，通過(guò)裂縫模擬，支撐劑用量參考見式(6)：

(6)

式中：L—控水支撐劑支撐縫長(zhǎng)，m；Hl—支撐縫高，m；W—平均支撐縫寬，m；ζ—控水支撐劑固化前后的體積比；λ—后期加砂沖洗至裂縫遠(yuǎn)端的控水支撐劑占總量之比。

4.2 壓裂工藝及參數(shù)優(yōu)化

針對(duì)姬塬長(zhǎng)9底水發(fā)育特征及綜合分類評(píng)價(jià)，優(yōu)化支撐縫長(zhǎng)40～50 m，縫高12～15 m，縫寬0.6～1.0 cm，最終優(yōu)化改造參數(shù)為：控水支撐劑用量2～6 m3，砂比10%～12%，排量0.8～1.2 m3/min，采用線性膠壓裂液體系，油管注入工藝。

4.3 壓后關(guān)井及返排制度優(yōu)化

由于控水支撐劑需要封固底部水層，為此該技術(shù)試驗(yàn)井壓后關(guān)井時(shí)間36～48 h；為防止控水支撐劑排出，采用4～8 mm油嘴逐級(jí)控制放噴；由于該支撐劑完全固結(jié)需要87 h，壓后90 h以內(nèi)控制抽汲排液強(qiáng)度。

5 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

5.1 整體試驗(yàn)效果

2020年在姬塬油田長(zhǎng)9開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)6口井，與常規(guī)壓裂的8口鄰井相對(duì)比，加砂規(guī)模和注入排量相當(dāng)，平均試油產(chǎn)量由4.2 t/d提高到15.5 t/d；投產(chǎn)初期日產(chǎn)油2.7 t、含水24.7%，較對(duì)比井單井日產(chǎn)油量提高了1.6 t，含水下降52%，控水增油效果明顯。

5.2 典型井分析

試驗(yàn)井F2砂體厚度22.4 m，油層厚度5.1 m，油水直接相連無(wú)任何遮擋條件。利用Mayer軟件，如果采用常規(guī)控縫高壓裂參數(shù)，模擬裂縫水力壓裂縫高20.1 m(見圖2)。為此設(shè)計(jì)加入控水支撐劑4.4 m3，注入排量1.0～1.2 m3/min，砂比10.7%，破裂壓力35.6 MPa、施工壓力22.1 MPa、停泵壓力22.1 MPa，入地液量57.9 m3(見圖3)。壓后關(guān)井36 h，放噴過(guò)程中無(wú)砂粒返出。采用抽汲方式，試油日產(chǎn)油21.2 t，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油3.1 t。試驗(yàn)表明，油溶水黏壓裂支撐劑可以對(duì)壓開的水層進(jìn)行有效封堵，同時(shí)不影響油層的改造效果。

圖2 F2井裂縫模擬剖面圖

圖3 F2井壓裂施工曲線

6 結(jié)論與建議

(1)油溶水黏壓裂支撐劑及配套形成的堵水壓裂技術(shù)，適用于油氣田底水油藏、高水飽油藏和老井堵水壓裂領(lǐng)域。

(2)由于遇水固結(jié)需要一定時(shí)間，施工過(guò)程的壓力響應(yīng)與常規(guī)工藝沒有明顯區(qū)別，施工簡(jiǎn)單、可操作性強(qiáng)，無(wú)需特殊工序和配套裝置。

(3)油溶水黏壓裂支撐劑在水相條件下固結(jié)，油層內(nèi)部溶解，控水增油同時(shí)，具有防吐砂效果。

(4)目前試驗(yàn)丼數(shù)較少，還需開展擴(kuò)大試驗(yàn)，為進(jìn)一步升級(jí)材料性能、完善配套技術(shù)提供基礎(chǔ)資料。