歐寶明 程長坤 杜 競 黃天鵬 倪 勇 康瑞鑫 章志軒 李方明

1. 中國石油青海油田鉆采工藝研究院, 甘肅 敦煌 736202;2. 中國石油青海油田井下作業(yè)公司, 甘肅 敦煌 736202;3. 中國石油青海油田氣田開發(fā)處, 甘肅 敦煌 736202

0 前言

水平井以少井高產優(yōu)勢在臺南氣田應用,最高以25%井數產量占比50%。區(qū)塊共完鉆水平井59口,均為尾管封隔懸掛割縫篩管完井方式。氣井出水后產量快速遞減,開展了泡排、氣舉等排水采氣工藝,但排水采氣使地層壓力快速下降,更多邊水進入氣藏，增大儲層供氣阻力,同時存在產出水處理困難等問題。若用堵水技術不僅可以直接解決氣井出水問題,還能遏制地層出砂、管線腐蝕等[1]。

受排水采氣技術成熟、氣水滲流機理復雜及開發(fā)初期氣藏壓力高等因素影響,國內氣井堵水技術一直未得到重視[2]。近年來氣井堵水技術主要以理論研究為主。篩管完井水平井邊水侵入后,復雜的地下氣水關系,以及篩管與井壁之間軸向竄流,導致出水位置的確定及封堵難度較大[3-4]。目前,篩管完井水平井堵控水研究主要以環(huán)空化學分割注入為主,即通過ACP對篩管外環(huán)空化學封隔,在此基礎上,通過管內機械封隔找控水管柱實現分段找水控水。但該工藝比較復雜、風險及費用較高[5],且對井筒條件要求較高。臺南氣田水平井普遍出砂生產,長時間生產后,篩管強度降低,篩管變形、錯段等情況普遍存在,機械工具入井困難。針對復雜井況,結合儲層物性差異,制定了基于堵劑及物性差異的選擇性堵水思路,開展了選擇性堵水技術研究,并進行了現場試驗。

1 臺南氣田特征

臺南氣田為澀北三大氣田之一,氣層埋深835～1 737 m、孔隙度16.8%～47.45%、滲透率1.3×10-3～1 819×10-3μm2,屬“高孔中滲”儲層,具有氣藏埋藏淺、儲集層巖性疏松、含氣井段長、氣層層數多、氣水分布復雜、易出砂等特點,為典型的構造控制多層疏松砂巖水驅氣藏[6-10]。臺南氣田于2005年投入開發(fā)至今,經歷了無水采氣期、出水緩慢上升期和氣水同產期,目前已進入開發(fā)中后期,單井日產氣1.4×104m3、產水21 m3,出水問題越來越嚴重,成為制約氣田高效開發(fā)的主要因素。

氣藏水源類型有層內水、層間水、邊水種[11-13]。氣井初期產層內水,隨著開采程度增大,氣層壓力降低,目前為8.18 MPa,較原始地層壓力降低51.7%,儲層內流體發(fā)生運移,水源轉變?yōu)檫吽?。氣藏各氣砂體平面上表現為中強非均質性,氣驅水微觀驅替實驗顯示水首先沿高滲通道流動,然后逐步向周圍低滲區(qū)域擴散[14]。區(qū)塊水平井均為篩管完井,以動用單砂體為主,水平段長(主要為400～800 m),溝通高滲通道的幾率更大,高滲條帶為邊水推進提供了有利條件[15]。根據不同類型地層水產量變化特征[11],判斷目前水平井的主要出水水源為邊水,占比87.5%。

2 堵水技術研究

2.1 堵水難點分析

結合儲層特征及水平井特殊完井方式,堵水存在以下挑戰(zhàn)。

1)井筒條件復雜,長時間出砂生產導致篩管強度降低,易變形,近年作業(yè)中46%的水平井篩管存在變形、錯斷等情況,致使機械工具入井困難。

2)裸眼篩管完井方式導致流體進入井筒存在橫向流,不利于準確判定出水層段。

3)地層水礦化度高,在15×104～26×104mg/L之間,均高于國內其它油氣田,對堵劑的抗鹽性能要求更高。

2.2 堵水技術確定

通過調研,現有找水工藝均需下入工具串[16-17],不適合區(qū)塊應用;堵水方式有分隔注入與籠統注入兩種,分隔注入工藝比較復雜、風險及費用較高[5],籠統注入選擇性是核心。在難以卡封、出水位置不明確、平面非均質性強、利潤空間小的情況下,常采用選擇性堵劑或方法進行不找水堵水[18]。結合區(qū)塊水平井堵水難點及邊水沿高滲條帶突進的出水規(guī)律認識,制定了基于堵劑及物性差異的選擇性籠統堵水對策。主要通過三個方面,起到選擇性堵水作用。

2.2.1 暫堵保護

在已有物性差異基礎上,通過暫堵進一步提高(高滲水層/低滲氣層)滲透率級差,使堵水劑少進入低滲氣層,更多進入高滲出水部位,基于物性差異的選擇性堵水機理更為可靠[4]。

2.2.2 低壓或低注入速度

低注入速度產生選擇性注入效果,優(yōu)先進入高滲水層。不同滲透率的地層有不同的啟動壓力[19],高滲水層的啟動壓力低、中低滲水層的啟動壓力高,因此以較低的注入速度控制注入壓力,堵劑將優(yōu)先進入高滲水層。

2.2.3 相滲差異

不同飽和度對應不同滲透率,隨著含氣飽和度升高,水相滲透率明顯下降,即在氣井堵水時,水基堵劑在氣層滲透率低,阻力大,而在水層滲透率高,阻力小,因此水基堵劑優(yōu)先進入水層[20]。

3 堵劑體系研發(fā)

3.1 堵劑體系配方研究

堵劑類型的選擇主要受地層溫度和水礦化度的影響[21]。取樣分析氣藏地層水總礦化度為184 734.4 mg/L,工程淡水總礦化度963.5 mg/L。氣藏地層水礦化度組成見表1。

表1 氣藏地層水礦化度組成表

結合不同類型堵劑體系特點[22-24],綜合考慮氣藏溫度低、堵劑需具備選擇性等情況,確定堵水劑為凍膠類。

3.1.1 堵水劑

凍膠類堵水劑主要由主劑、交聯劑及性能調整劑組成。初選主劑有ZJ-1、ZJ-2、ZJ-3、ZJ-4,助劑JL。在地層溫度70 ℃下,首先評價主劑ZJ-1與地層水的成膠性,2%濃度以上可形成剛性凍膠;改用淡水配置,4%濃度以上可交聯,但穩(wěn)定性較差。實驗表明,主劑在高礦化度水中成膠性能受限,具有凍膠類堵劑成膠過程耐鹽性能差的共性;對此,采用淡水配置成膠,模擬施工中前置隔離液,提供淡水成膠環(huán)境,評價成膠后堵劑在高礦化度鹽水中的穩(wěn)定性能。

分別評價其它主劑的成膠性,只有ZJ-4成膠效果理想,濃度在1%～4%交聯并且黏度穩(wěn)定,主劑濃度3%時初始黏度6 759 mPa·s、成膠黏度40 000 mPa·s,因此,確定主劑為ZJ-4,見圖1。為提高堵劑的注入性能,增加調整劑,初始黏度得到大幅度降低并且成膠效果不受影響,通過優(yōu)化實驗,確定調整劑濃度為1%～1.5%,見圖2。

圖1 主劑ZJ-4不同濃度的黏度變化圖Fig.1 Viscosity change of main agent ZJ-4 at different concentrations

圖2 調整劑濃度優(yōu)化實驗圖Fig.2 Optimization experiment of adjusting agent concentration

3.1.2 保護劑

注入保護劑目的是減少堵水劑對低滲層的污染,其黏度應大于等于主體段塞初始黏度。根據堵水劑主體段塞初始黏度195～600 mPa·s設計保護劑黏度為1 010 mPa·s,確定濃度為0.3%。

3.2 堵劑體系性能評價

3.2.1 熱穩(wěn)定性評價

堵水劑成膠后置于模擬地層環(huán)境(溫度70 ℃、水礦化度180 000 mg/L),黏度變化曲線見圖3,體系保持了良好的熱穩(wěn)定性能,堵水劑在鹽水中侵泡360 d仍未破膠,見圖4。

圖3 堵水劑黏度曲線圖Fig.3 Water shutoff agent viscosity curve

圖4 剛成膠堵水劑照片與浸泡360 d后堵水劑照片

3.2.2 解堵性能評價

解堵劑的主要作用是溶解暫堵劑以及井筒殘留堵劑。分別配制不同濃度的保護劑及堵水劑溶液,測定成膠后初始黏度,然后按1∶1體積比分別加入0.05%解堵劑,放入70 ℃烘箱中,觀測黏度變化,3 h后堵水劑及保護劑的黏度降幅均達99%,見表2。

表2 解堵劑的解堵效果表(質量濃度0.05%)

3.3 堵劑體系物模評價

3.3.1 實驗方法

由于儲層巖石不成形,采用處理后氣藏巖屑與石英砂(80～160目)按照1∶4混合,充填入D25 mm×50 cm的填砂管,均勻設立4個壓力監(jiān)測點P、P1、P2、P3,見圖5。計算孔隙度、測定氣水相滲透率,將堵劑注入巖心后將填砂管置入70 ℃恒溫箱成膠,水驅至壓力平穩(wěn);反向測定水相、氣相滲透率,根據壓力變化及分布,評價堵劑注入性及封堵性。

圖5 填砂管裝置圖Fig.5 Core tube device diagram

3.3.2 保護劑封堵性評價

采用氣相、水相滲透率分別為1.09 μm2、0.62 μm2的人造填砂管，注入0.1 PV保護劑后，分別測試氣、水相的封堵率，水相封堵率為21.6%，氣相封堵率基本無變化。

3.3.3 堵水劑封堵性評價

采用氣、水相滲透率分別為1.16 μm2、0.65 μm2的人造填砂管，注入0.3 PV堵水劑后，分別測試氣、水相的封堵率，水相封堵率為95.1%，氣相封堵率為14.2%，具備選擇性。

3.3.4 注入性評價

對比注入保護劑與堵水劑壓力曲線見圖6,注入0.3 PV堵水劑時,注入壓力上升緩慢,第一個監(jiān)測點P1上升,表明運移性能良好;注入0.1 PV保護劑時,注入點壓力直線上升,第一個監(jiān)測點P1無明顯變化,表明保護劑侵入深度較淺,暫堵性能良好,見圖7。

圖6 堵水劑注入壓力測試圖Fig.6 Water shutoff agent injection pressure test

圖7 保護劑注入壓力測試圖Fig.7 Protective agent injection pressure test

4 現場試驗

TH3-1井部署在構造腰部,水平段長600 m、產層中深1 345 m。該井2008年8月投產,初期日產氣12×104m3,2013年1月產水量上升,2016年4月出水停產。參考停產前產出剖面測試結果見圖8,主要出水段長34 m。

圖8 TH3-1井水平段產出情況圖Fig.8 Production in the horizontal section of Well TH3-1

4.1 參數設計

堵劑體用量采用式(1)計算:

(1)

式中:V1為堵劑用量,m3;R1為封堵半徑,8 m;R2為頂替半徑,2 m;L為目標堵水段長,34 m;φ為孔隙度,取28%;a1為縱向高滲透寬度占比,取50%;β為方向系數,50%。

設計保護液20 m3,堵水劑450 m3,頂替液50 m3。采用原井管柱(73 mm油管)施工,正常注堵劑壓力上升2～4 MPa為宜,注入速度3 m3/h,根據壓力變化適當調整。

4.2 實施效果

施工排量3 m3/h,最高壓力6.7 MPa,總注入液量547 m3,施工曲線見圖9。關井成膠后完成后投產,生產曲線見圖10,初期日產氣1 200 m3,隨著生產時間的延長,產氣量逐漸升高,目前日產氣2 700 m3、日產水6 m3。與堵水前氣舉日產水70 m3、無自產氣相比,產氣量增加的同時產水量降低64 m3，降幅80%以上,控水效果顯著,目前已穩(wěn)定生產200 d。

圖9 TH3-1井2020年堵水施工曲線圖Fig.9 Water blocking construction curve

圖10 TH3-1井2020年堵水前后生產曲線圖Fig.10 Production curve before and after water plugging

5 結論

1)在對氣藏非均質性及邊水沿高滲條帶突進認識的基礎上,結合水平井完井篩管易變形等復雜井況,提出了基于儲層物性差異,選擇性化學堵劑籠統堵水的工藝對策。

2)形成了適合高礦化度地層水條件下,成膠強度高的堵劑配方。巖心驅替實驗表明,水相封堵率95%、氣相封堵率14%,堵劑具有較好的注入性及選擇性。

3)經TH3-1井現場試驗驗證降水率達80%以上,達到預期效果,對此種類型氣井堵水具有重要借鑒意義。