韓增軍（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

1 概述

大慶油田已步入開發(fā)中后期，面臨產(chǎn)能下降、含水增多、井況條件日趨復(fù)雜的開發(fā)困境，致密油、頁巖油等低滲透非常規(guī)油氣資源的有效開采，將成為提升大慶油田產(chǎn)能和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的有效支撐。為進(jìn)一步提高低滲透油田開發(fā)效果[1-2]，自2006年開始在敖油田開展水平井開發(fā)試驗(yàn)，以實(shí)現(xiàn)低滲透油田的規(guī)模開發(fā)、有效動(dòng)用，提高油井產(chǎn)能[3]。截至2018年8月，該油田共有水平油井31口，日產(chǎn)液量90.4 t，日產(chǎn)油量53.2 t，平均單井日產(chǎn)油1.7 t，開發(fā)效果良好。

但伴隨油井生產(chǎn)時(shí)間的不斷累積，部分水平井出現(xiàn)嚴(yán)重的水淹、水竄問題，產(chǎn)油量大幅降低，油井經(jīng)濟(jì)效益下降，穩(wěn)產(chǎn)難度加大[4]。從見水類型上看，主要見注入水（24口，占總數(shù)77.4%）；從含水率的分布上看，含水大于80%的井有8口，占總數(shù)的25.8%，嚴(yán)重制約了水平井的高效開發(fā)，為此亟需進(jìn)行水平井控水，以降低水平井的見水現(xiàn)狀[5-6]。目前控水主要采取注水調(diào)整和水平井機(jī)械堵水兩種方式，注水調(diào)整初期見效好，但多次調(diào)整后效果逐漸變差；機(jī)械堵水存在局限性，僅能從井筒內(nèi)堵水，無法實(shí)現(xiàn)井筒外的有效封堵[7]。因此需進(jìn)行水平井化學(xué)堵水研究，從根本上轉(zhuǎn)變水平井控水思路，由“井筒控制”轉(zhuǎn)向“地層控制”。敖油田水平井具體含水情況見表1。

表1 敖油田水平井含水情況

2 堵水工藝優(yōu)化

敖油田水平井均為壓裂后投產(chǎn)，主要見水類型為注入水，其主要原因?yàn)樽⑷胨乃?qū)前緣與壓裂裂縫相互聯(lián)通，進(jìn)而導(dǎo)致水平井壓裂見水后含水上升快、產(chǎn)油下降快的現(xiàn)象。故選擇見水裂縫明確的水平井，對(duì)其高含水人工裂縫進(jìn)行有效封堵，同時(shí)配合注水調(diào)整，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，挖掘見水裂縫兩側(cè)、低含水裂縫段及井區(qū)內(nèi)其他油井剩余油，化學(xué)堵水原理見圖1。

圖1 化學(xué)堵水原理

而國(guó)內(nèi)外水平井化學(xué)堵水應(yīng)用井?dāng)?shù)較少，相關(guān)技術(shù)還處于探索階段，主要存在堵劑封堵效果差、工藝參數(shù)設(shè)計(jì)不合理、管柱安全可靠性差三方面問題[8]。因此需從提高堵劑封堵效果、合理化注入工藝兩方面入手，進(jìn)行封堵劑配方、注入工藝優(yōu)選，提高水平井化學(xué)堵水的應(yīng)用效果和成功率。

2.1 封堵劑配方優(yōu)選

單一段塞堵劑對(duì)裂縫封堵效果差，為提高堵劑封堵效果，實(shí)現(xiàn)對(duì)高含水人工裂縫的有效封堵，設(shè)計(jì)“前置堵劑+主劑+封口劑”三段塞立體封堵工藝。

2.1.1 前置堵劑

暫堵支縫，減少主劑對(duì)基質(zhì)傷害，保護(hù)油流通道是前置堵劑的主要功能。選擇初始黏度低，具有變形性、暫堵性和一定封堵能力的“弱凝膠+油溶樹脂”作為前置堵劑。黏度約200 mPa·s的弱凝膠攜帶顆粒狀油溶性樹脂注入地層，弱凝膠在注入后破膠，油溶性樹脂在敖油田地層溫度54.4～71.3℃條件下，軟化變形，封堵微裂縫和次生裂縫，且與油相互溶，油流可通過，與水不互溶，阻止水相通過。

為了優(yōu)選前置液，利用人造巖心模擬敖油田地層條件和壓裂裂縫進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)。將膠結(jié)好的方巖心，中間剖開，填砂，用環(huán)氧樹脂與有機(jī)玻璃膠結(jié)，制備不同滲透率的具有裂縫的人造方巖心[9]。人造裂縫巖心壓裂裂縫基本參數(shù)見表2。

表2 人造裂縫巖心壓裂裂縫基本參數(shù)

當(dāng)油溶樹脂的油溶率為80%時(shí)，封堵性和暫堵性能滿足對(duì)前置堵劑的要求，進(jìn)而確定前置堵劑的性能指標(biāo)，油溶樹脂的封堵性和暫堵性，見表3。

表3 油溶樹脂的封堵性和暫堵性

室內(nèi)通過巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)測(cè)堵前滲透率，用環(huán)壓式高溫高壓巖心試驗(yàn)儀對(duì)巖樣進(jìn)行反向污染封堵后，用煤油驅(qū)替測(cè)定解堵后滲透率。封堵后的巖心滲透率恢復(fù)率較高，均能達(dá)到92%以上。由此可見，不管巖心的原始滲透率大小如何，解堵效果都很好，表明油溶性樹脂具有良好的自行解堵性能，油溶樹脂解堵性能參數(shù)見表4。

表4 油溶樹脂解堵性能參數(shù)

2.1.2 主劑

封堵高含水主縫，是封堵裂縫的關(guān)鍵，故選擇成膠時(shí)間可控、與巖石壁面親和力好的酚醛樹脂凝膠作為主劑。將初始黏度小于200 mPa·s的聚合物單體、交聯(lián)劑、添加劑混合物注入地層主裂縫，因巖石表面帶負(fù)電，將吸附正電性的聚合物單體，聚合物單體在主裂縫處聚合形成具有一定強(qiáng)度的大分子交聯(lián)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)聚合物，起到封堵主裂縫的作用[10]。不同主劑性能參數(shù)見表5。

表5 不同類主劑性能參數(shù)對(duì)比

要求主劑易注入、成膠時(shí)間可控、封堵強(qiáng)度高，確定初始黏度小于200 mPa·s，成膠強(qiáng)度大于50 000 m Pa·s，給出主劑的性能指標(biāo)見表6。

表6 主劑性能指標(biāo)

2.1.3 封口劑

封口劑將主劑頂替進(jìn)入主縫并封口，防止主劑返吐?，F(xiàn)有封口劑主要分為TP910堵劑和高強(qiáng)度酚醛樹脂凝膠兩種，TP910堵劑是丙烯酰胺地下聚合型堵劑，成膠時(shí)間不易控制；高強(qiáng)度酚醛樹脂凝膠其成膠時(shí)間可控、成膠強(qiáng)度高，現(xiàn)場(chǎng)配制工藝簡(jiǎn)單、成本較低，故選擇通過調(diào)整主劑配方即可獲得的高強(qiáng)度酚醛樹脂凝膠作為封口劑，不同類封口劑性能參數(shù)對(duì)比見表7。

表7 不同類封口劑性能參數(shù)對(duì)比

為使主劑進(jìn)入裂縫，并防止其返吐，需保證封口劑頂替效率高、封堵強(qiáng)度高，要求封口劑具有初始黏度高、成膠速度快、成膠強(qiáng)度高的特點(diǎn)，主要從高強(qiáng)度凝膠初始黏度對(duì)主劑頂替效率和堵塞率的角度進(jìn)行了優(yōu)選。確定封口劑的初始黏度大于250 m Pa·s，成膠強(qiáng)度大于140 000 mPa·s。三段塞堵劑配方體系見表8。

表8 三段塞堵劑配方體系

根據(jù)各段塞特點(diǎn)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)確定各段塞指標(biāo)要求，再應(yīng)用室內(nèi)試驗(yàn)初步篩選和正交試驗(yàn)優(yōu)化，給出三段塞堵劑配方。得到的前置堵劑72 h油溶率接近100%，堵塞率達(dá)86.4%，滿足指標(biāo)要求；主劑初始黏度197 mPa·s，45 h成膠，成膠強(qiáng)度81 200 mPa·s，堵塞率達(dá)91.2%，滿足指標(biāo)要求；封口劑初始黏度350 m Pa·s，10 h成膠，成膠強(qiáng)度167 000 mPa·s，頂替效率95.8%，堵塞率達(dá)96.2%，滿足指標(biāo)要求。此配方為基礎(chǔ)配方，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工情況微調(diào)。

2.2 注入工藝優(yōu)化

以延長(zhǎng)有效期，最大化增油量為目標(biāo)，利用巖心物模和動(dòng)態(tài)數(shù)模方法，優(yōu)化段塞比例、注入壓力和速度、注入半徑、堵劑用量4項(xiàng)工藝參數(shù)，實(shí)現(xiàn)注入工藝的優(yōu)化。

2.2.1 段塞比例

利用巖心物模評(píng)價(jià)封堵性能，分別注入不同比例的三段塞堵劑，60℃養(yǎng)護(hù)成膠，測(cè)定堵塞前后的滲透率，不同段塞比例對(duì)巖心堵塞率的影響見表9。

表9 不同段塞比例對(duì)巖心堵塞率的影響

從不同比例的堵劑巖心模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，當(dāng)油溶性樹脂：凝膠型堵劑為2∶8∶0、3∶7∶0、4∶6∶0時(shí)，堵塞率大于95%且堵油率較低，結(jié)合經(jīng)濟(jì)因素考慮，最佳的注入比例為油溶性樹脂：凝膠型堵劑為2∶8∶0。

當(dāng)比例為8∶32∶4（即2∶8∶1）時(shí)封堵率達(dá)到峰值，突破壓力、阻力系數(shù)均達(dá)到預(yù)期的目標(biāo)，滿足現(xiàn)場(chǎng)要求，再增加封口劑用量，封堵率沒有明顯增加。所以結(jié)合經(jīng)濟(jì)因素考慮，沒有必要再增加封口劑的用量比例。因此初選最佳段塞比例為2∶8∶1。

按比例（2∶8∶1）分別注入三段塞堵劑，60℃養(yǎng)護(hù)成膠，測(cè)定堵塞前后的滲透率，阻力系數(shù)以及突破壓力，計(jì)算堵塞率達(dá)97.1%，具有較好的封堵性能，滿足指標(biāo)要求。

2.2.2 注入速度和壓力

按照凝膠型堵劑的基本配方，配制堵劑。控制不同的注入速度，分別為8~128 mL/min，注入凝膠型堵劑0.35 PV，地層溫度下養(yǎng)護(hù)24 h后，分別測(cè)定不同注入速度下的滲透率并計(jì)算封堵參數(shù)，注入壓力與注入速度關(guān)系見圖2。

圖2 注入壓力與注入速度關(guān)系

隨著注入速度的增大，注入壓力逐漸增大，而堵塞率先增大后減小，當(dāng)注入速度64 mL/min時(shí)，堵塞率達(dá)到最大值，注入速度與堵塞率關(guān)系見圖3，此時(shí)壓力為1.6 MPa壓力大小適中，因此最佳注入速度為64 m L/min，最佳注入速度所對(duì)應(yīng)的注入壓力為1.6 MPa。

圖3 注入速度與堵塞率關(guān)系

因?yàn)樽⑷肽M巖心裂縫橫截面積，水平井儲(chǔ)層裂縫橫截面積，因此實(shí)驗(yàn)室注入速度64 mL/min相當(dāng)于地層裂縫注入速度15.36 m3/h。

分別取上述物模實(shí)驗(yàn)中的5個(gè)注入速度點(diǎn)，建立注入速度與注入壓力之間的關(guān)系。然后建立施工排量和施工壓力計(jì)算公式。

式中：Q i為現(xiàn)場(chǎng)注入速度，m3/h；qc為注入巖心的液體流速，mL/min；rc為巖心半徑，m；rW為井筒半徑，m；h為射開厚度，m；ΔP實(shí)為巖心注入壓力，MPa；L為巖心長(zhǎng)度，m；P注為現(xiàn)場(chǎng)注入壓力，MPa；P地為地層壓力，MPa；R為注入半徑，m；λ為地層變異系數(shù)（與地層的非均質(zhì)性有關(guān)，非均質(zhì)性越大，常數(shù)數(shù)值越大），取150。

假設(shè)選取的巖心長(zhǎng)度L為20 cm，根據(jù)敖油田的平均地層壓力13.96 MPa，注入半徑為200 m，根據(jù)上面公式（1）、（2）可以計(jì)算出不同施工排量下的施工壓力。最終得到現(xiàn)場(chǎng)最佳施工排量15.4 m3/h，施工壓力24.6 MPa，以此為參考，現(xiàn)場(chǎng)施工期間進(jìn)行微調(diào)。

2.2.3優(yōu)化注入半徑和堵劑用量

封堵半徑的大小決定了注入水流向的轉(zhuǎn)變，不同的堵水規(guī)模決定了水井周圍的流線場(chǎng)分布，從而影響注入水在平面上的波及形狀，在數(shù)值模型建立的基礎(chǔ)上結(jié)合該工區(qū)的水平井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)。

由油氣水三相三維連續(xù)性方程和運(yùn)動(dòng)方程推導(dǎo)出黑油模型（Q、S、P、K關(guān)系模型），以Eclipse空間網(wǎng)格圖形為載體，建立數(shù)模模型（K場(chǎng)、S場(chǎng)），設(shè)計(jì)半徑優(yōu)化方案，代入模型，預(yù)測(cè)半徑與產(chǎn)量關(guān)系，確定最佳注入半徑。根據(jù)注入半徑優(yōu)化結(jié)果，利用單一縫模型，計(jì)算出堵劑理論用量，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)間，計(jì)算濾失量，最終確定堵劑用量。

式中：kro、krw為油、水相對(duì)滲透率；ρo、ρw地層原油、地層水密度；μo、μw為地層原油、水黏度；po、pw為油、水相壓力；γo、γw為原油、水重度；D為標(biāo)高，垂直向下的深度；So、Sg、Sw為油、水、氣相飽和度。

通過Eclipse數(shù)模軟件，建立三維空間網(wǎng)格圖形，Eclipse空間網(wǎng)格見圖4。

圖4 Eclipse空間網(wǎng)格

根據(jù)注入半徑優(yōu)化結(jié)果，利用單一縫模型，計(jì)算出堵劑理論用量，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)間，計(jì)算濾失量，最終確定堵劑用量，堵劑用量為理論用量與濾失量之和，其中理論用量：

式中：Q為理論用量，m3；L為注入半徑，m；E為裂縫寬度，m；h為裂縫縫高，m。

濾失量：

式中：V為濾失量，m3；H為儲(chǔ)層厚度，m；k為垂直裂縫壁面滲透率，μm2；φ為地層孔隙度，%。

根據(jù)上述方法，試驗(yàn)井注入半徑和堵劑用量見表10。

表10 化學(xué)堵學(xué)試驗(yàn)井注入半徑和堵劑用量

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)3口井，有效率100%。措施后平均單井日產(chǎn)液下降36.0%，平均單井含水下降14.7%。其中，以南*-平*井區(qū)為例進(jìn)行重點(diǎn)分析，南-平井分別與2口油井、2口水井連通，該井共11段，根據(jù)注水調(diào)整和裂縫距水井距離綜合判斷第5、7段見水。故對(duì)第5、7段實(shí)施化學(xué)堵水。堵水過程中采取籠統(tǒng)注入，注入端施工壓力18~25 MPa，與優(yōu)化的注入壓力相符，現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)同計(jì)算結(jié)果相符合，判斷裂縫已完成封堵。

措施后初期日產(chǎn)液由2.0 t下降至1.3 t，油井日產(chǎn)液量有效降低，證明堵水工藝有效，裂縫被有效封堵。恢復(fù)水井供液后，含水下降至2.4%，與堵水前相比含水下降了97.5個(gè)百分點(diǎn)，截至2019年10月，單井累積增油171.4 t。該井所在井組區(qū)域內(nèi)累積增油290.5 t，若每噸原油凈利潤(rùn)為1 000元，則該井組累計(jì)增收29.05萬元，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）通過室內(nèi)試驗(yàn)，得到滿足三段塞立體封堵工藝的堵劑類型，其中前置堵劑由“弱凝膠+油溶性樹脂”組成，主劑由酚醛樹脂凝膠構(gòu)成，封口劑由高強(qiáng)度酚醛樹脂凝膠組成，共同作用實(shí)現(xiàn)“堵裂縫”不“堵基質(zhì)”的工藝目的。

2）利用Eclipse數(shù)模和巖心物模，建立三段塞注入工藝優(yōu)化方法，實(shí)現(xiàn)化學(xué)堵水半徑及用量預(yù)測(cè)，并采取管柱優(yōu)選和聚合物頂替“雙保險(xiǎn)”策略，實(shí)現(xiàn)管柱起下安全可靠，堵水效果和施工的全過程控制。

3）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果表明，通過化學(xué)堵水實(shí)現(xiàn)水平井高含水裂縫的有效封堵，改變了流體的流動(dòng)方向，擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍，實(shí)現(xiàn)水平井區(qū)內(nèi)剩余油的有效動(dòng)用，為水平井壓裂穩(wěn)油控水提供有力的技術(shù)支持。