新疆油田車67區(qū)塊注水井降壓增注工藝優(yōu)化設(shè)計

鄧莊，楊兆中，梁愛國，姚團軍，何睿，黃玲

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000）

新疆油田車67區(qū)塊注水井降壓增注工藝優(yōu)化設(shè)計

鄧莊1，楊兆中1，梁愛國2，姚團軍2，何睿1，黃玲2

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000）

車67區(qū)塊于2002年注水開發(fā)至今，注水井堵塞嚴重，日注水量低于配注量，且注水壓力高，需進行降壓增注。在對該區(qū)塊進行注水現(xiàn)狀分析、注水井傷害機理分析和以往改造措施分析的基礎(chǔ)上，提出了交聯(lián)酸加砂壓裂工藝技術(shù)，優(yōu)選了配套的工作液體系及支撐劑，并進行工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。研究認為，注水井堵塞的主要原因是注入水結(jié)垢與固相顆粒超標，在多重介質(zhì)—復雜巖性儲層改造中，交聯(lián)酸加砂壓裂工藝與常規(guī)水基壓裂工藝相比優(yōu)勢明顯。

新疆油田；優(yōu)化設(shè)計；交聯(lián)酸；壓裂液；支撐劑

車67區(qū)塊注水開發(fā)至今，注水井堵塞嚴重，前期針對區(qū)塊內(nèi)3口注水井的多次酸化解堵效果不佳。采用一般的水力加砂壓裂技術(shù)，僅能造一條裂縫，而裂縫周圍的堵塞物（如碳酸鈣垢、注入水中的固相顆粒等）得不到解除。與常規(guī)壓裂液相比，在多重介質(zhì)—復雜巖性儲層改造中，交聯(lián)酸壓裂液具有較大潛力。通過增注工藝比選、室內(nèi)試驗等手段，優(yōu)選出了一套有較好耐溫抗剪切性、攜砂性，具有低濾失、易返排等特點的交聯(lián)酸壓裂液體系。優(yōu)選了相配套的支撐劑材料，進行了工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，為現(xiàn)場施工提供了參考。

1 儲層損害機理分析

1）根據(jù)黏土礦物分析[1-2]及敏感性實驗結(jié)果，車67區(qū)塊儲層水敏感性中等，傷害率平均54.25%；流速敏感性中等偏弱，滲透率損失率平均45.85%，臨界流速1～1.5 mL/min；儲層鹽度敏感性中等，上臨界鹽度13 000 mg/L，下臨界鹽度約為6 297 mg/L；儲層體積流量敏感性弱—中等，滲透率損失率平均19.5%。

2）車67區(qū)塊在鉆井中采用的水基泥漿體系對儲層傷害比較大，平均傷害達76.9%；而所用的壓裂液的平均傷害率為30.1%。

3）車67區(qū)塊的注入水懸浮固相顆粒含量超標較嚴重，進入地層將嚴重堵塞水的滲流通道，可能是造成注水井區(qū)注水量迅速減少、注水壓力高的重要因素之一[3]；平均腐蝕率和溶解氧嚴重超標容易造成管線腐蝕，同時，腐蝕產(chǎn)物進入地層，造成堵塞傷害。且注入水和地層水的結(jié)垢趨勢預測顯示，注入水具有輕微碳酸鈣結(jié)垢，而地層水具有較嚴重碳酸鈣結(jié)垢和輕微硫酸鋇結(jié)垢。

目前注水井注水壓力高，注水量少是上述傷害因素的綜合結(jié)果，其主要原因是地層結(jié)垢和懸浮顆粒所造成的堵塞損害，再加上注水層段的滲透率低（平均為8.174×10-3μm2），即任何細微的傷害都會引起儲層滲流能力的降低，從而降低注水井的注水量。

2 增注技術(shù)需求與增注工藝比選

表1可以看出，交聯(lián)酸加砂壓裂工藝技術(shù)，結(jié)合了酸化和水利壓裂的優(yōu)點，既能壓裂造長縫，又能溶解裂縫周圍的無機垢、泥質(zhì)及酸溶成分，在儲層增產(chǎn)改造上獲得很好的效果。與前置酸加砂壓裂相比，其施工簡單、安全。

表1 幾種增注技術(shù)適應(yīng)性分析Table 1 Adaptability analysis of some stimulation technologies

選擇增注技術(shù)一般根據(jù)巖性、巖心礦物成分及儲層傷害情況，同時考慮油氣井條件及工藝施工難度進行。由表2可知，車67區(qū)塊注水井的固井質(zhì)量評價結(jié)果為優(yōu)，油管鋼級為N80，抗內(nèi)壓強度為72.9MPa，抗外擠強度76.9 MPa，能夠滿足交聯(lián)酸加砂壓裂施工的要求。

表2 注水井井筒特征分析Table 2 Wellbore characteristic analysis of water injection wells

3 交聯(lián)酸壓裂液配方體系的優(yōu)選

3.1 主要添加劑的優(yōu)選

由于車67地層碳酸鈣垢嚴重，所以使用鹽酸作為主體酸來配制該酸液體系。經(jīng)過前期大量實驗[4]，提出了新的交聯(lián)酸體系YL-1，配方見表3。

3.2 配方體系性能評價

3.2.1 流變性

使用耐酸流變儀，測試YL-1交聯(lián)酸體系在170 s-1剪切、60℃條件下的黏溫變化情況（圖1）。當溫度上升到60℃進入恒溫階段，交聯(lián)黏度一直緩慢下降，在4 000 s處黏度仍然保持在70 mPa·s以上，表現(xiàn)出良好的耐溫抗剪切性能。

表3 新交聯(lián)酸體系的基本配方Table 3 Base recipe of new crosslinked acid system

圖1 交聯(lián)酸體系流變曲線Fig.1 Rheological curves of crosslinked acid system

3.2.2 懸砂性能

在100 mL交聯(lián)酸壓裂液中加入25 g的20/40目支撐劑，在60℃下靜置3 h，支撐劑幾乎不下沉（圖2），該交聯(lián)酸表現(xiàn)出較好的攜砂性能。

圖2 交聯(lián)酸體系的靜態(tài)懸砂性Fig.2 Static suspended sandiness of crosslinked acid system

3.2.3 緩蝕能力

參照SY/T 5405-1996酸化用緩蝕劑性能試驗方法及評價指標，采用掛片失量法，評價交聯(lián)酸體系的緩蝕性能（表4）。

表4 交聯(lián)酸體系和其他酸液體系緩蝕效果的對比Table 4 Corrosion inhibition effect comparison of crosslinked acid system and other acid fluid system

從表4中可知，稠化酸和交聯(lián)酸體系本身就具有較強的緩蝕能力，其中交聯(lián)酸體系緩蝕能力最強，緩蝕率達到99.55%。同時，這也表明該交聯(lián)酸本身也具有較強的緩速能力，能夠增加酸液作用距離，實現(xiàn)酸液的深穿透[5]。

3.2.4 破膠性能

為了不影響施工效果，壓后交聯(lián)酸破膠液黏度應(yīng)大幅度降低，以滿足壓后返排要求[6]。破膠實驗證明，加入1%～5%破膠劑GZ-PJ-7就能取得很好的破膠效果。破膠液透明均勻，沒有出現(xiàn)沉淀或分層現(xiàn)象（圖3），說明破膠后不形成殘渣，傷害小，而且破膠液的黏度、表面張力低，分別為6 mPa·s、18 mN/m，有利于壓后返排，防止酸后二次沉淀損害儲層[7]。

圖3 交聯(lián)酸體系破膠液Fig.3 Gel breaker of crosslinked acid system

3.2.5 交聯(lián)酸壓裂液效果評價

使用破膠液對車67區(qū)塊所取巖心進行驅(qū)替流動實驗，評價其對巖心的傷害程度，實驗評價曲線見圖4。從圖中可以看出濾液使平均滲透率增加41.2%，這主要是由于破膠液中殘酸對巖心的溶蝕，同時能解除破膠液造成的傷害，提高巖心的滲流能力。

圖4 破膠液效果評價Fig.4 Gel breaker effect evaluation

4 支撐劑的優(yōu)選

4.1 支撐劑類型選擇

車67區(qū)塊屬于層狀構(gòu)造油藏，儲層閉合壓力約為40 MPa，選擇支撐劑類型主要是考慮閉合壓力大小[8]。國外一般以40 MPa作為選用石英砂或陶粒的分界線?？紤]到國內(nèi)石英砂資源豐富，產(chǎn)地眾多，但質(zhì)量上與國外石英砂有較大差距，以30 MPa為石英砂應(yīng)用上限?？紤]支撐劑的耐酸性[9]，選擇20/40目或30/50目中強度陶粒支撐劑。

4.2 支撐劑導流能力評價

現(xiàn)將20/40目GZ-ZC-3、GZ-ZC-4、GZ-ZC-5、GZ-ZC-6四種陶粒支撐劑進行滲透率和導流能力的實驗，測試條件及結(jié)果見表5和圖5、圖6。

從不同支撐劑類型滲透率和導流能力變化曲線中可以看出：1）支撐劑的滲透率和導流能力隨著閉合壓力的增加而降低；2）支撐劑的滲透率和導流能力從大到小的順序為：GZ-ZC-4＞GZ-ZC-3＞GZ-ZC-5＞GZ-ZC-6。

綜上所述，根據(jù)現(xiàn)有條件以及壓裂工藝水平，應(yīng)盡可能采用20/40目支撐劑，這樣可以在降低砂比的條件下獲得盡可能高的裂縫導流能力，所以選擇GZ-ZC-4（20/40目）作為壓裂支撐劑。

表5 20/40目導流能力測試條件Table 5 Flow conductivity test condition of 20/40 mesh

圖5 不同支撐劑滲透率變化曲線Fig.5 Permeability variation curves of different proppant

圖6 不同支撐劑導流能力變化曲線Fig.6 Flow conductivity variation curves of different proppant

5 工藝參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計

合理的壓裂施工參數(shù)是壓裂設(shè)計的重點和難點，也是決定壓裂成敗的關(guān)鍵[10]。而影響施工效果的主要因素包括地質(zhì)因素、鉆井及完井質(zhì)量、壓裂設(shè)計、施工質(zhì)量等。根據(jù)車67區(qū)塊儲層地質(zhì)特征及前期壓裂施工參數(shù)，對注水井設(shè)計出關(guān)于排量、總液量、砂比和前置液比的4水平正交實驗（表6）。

表6 壓裂施工參數(shù)因素/水平優(yōu)化正交Table 6 Fracturing parameters and horizontal optimization perpendicularity

利用FracproPT，根據(jù)注水井的井筒結(jié)構(gòu)（表2）、儲層參數(shù)以及優(yōu)選出的壓裂液和支撐劑，對上述的壓裂施工參數(shù)優(yōu)化正交實驗表給出的模擬組合進行模擬計算。以CH8131井為例，采用直觀分析法分析正交實驗方案模擬結(jié)果匯總表中的數(shù)據(jù)。

計算結(jié)果總液量、砂比、前置液比和排量的極差計算結(jié)果分別為960.25、534.75、438、212.25，即總液量的極差最大，其次是砂比，再次是前置液比，最后是排量，得出對累積產(chǎn)量影響程度從大到小依次為：總液量＞砂比＞前置液比＞排量。

根據(jù)正交實驗直觀分析和方差分析法的原理，主要因素應(yīng)取最好的水平，而次要因素則可根據(jù)施工實際和現(xiàn)場情況選取適當?shù)乃健Ｔ谀M實驗中出現(xiàn)優(yōu)化出的最優(yōu)水平組合的支撐半縫長94.3 m，支撐縫高38.6 m，支撐縫寬1.698 cm，無因次導流能力為5.497，累計注水量為5 985 m3。模擬結(jié)果見表7。

6 結(jié)論與建議

1）車67區(qū)塊目前注水井注水壓力高，注水量少是各種傷害因素的綜合結(jié)果，其主要原因是地層結(jié)垢和懸浮顆粒所造成的堵塞損害。

表7 CH8131井最優(yōu)水平組合模擬結(jié)果Table 7 Simulated results of best horizontal combination of well CH8131

2）通過室內(nèi)實驗，提出一種新的交聯(lián)酸壓裂液體系，其基本配方為：12%HCl+0.4%GZ-CH-11+ 2%GZ-HS-7+0.5%GZ-NT-13+1%GZ-TW-4+ 0.5%GZ-ZP-8+1%GZ-PR-5+0.2%GZ-JL-15+ 10%GZ-F-1+2%GZ-PJ-7。該體系性能可滿足車67區(qū)塊增注施工要求，此外，還可以根據(jù)具體需要，調(diào)整其他配套的添加劑用量，如黏土穩(wěn)定、破乳劑、助排劑等，從而滿足各種復雜巖性油氣藏增產(chǎn)改造的需求。

3）根據(jù)現(xiàn)有條件，采用20/40目支撐劑可以在降低砂比的條件下獲得盡可能高的裂縫導流能力，故選擇GZ-ZC-4（20/40目）作為壓裂支撐劑。

4）模擬實驗最優(yōu)水平組合的累計注水量為5 985 m3，可根據(jù)施工實際和現(xiàn)場情況選取適當?shù)乃健?/p>

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（編輯：尹淑容）

Process optimization of pressure release and augmented injection of block Che 67 in Xinjiang oilfield

Deng Zhuang1,Yang Zhaozhong1,Liang Aiguo2,Yao Tuanjun2,He Rui1and Huang Ling2
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.No.1 Oil Production Plant of Xinjiang Oilfield Branch,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Since 2002,waterflood has been developing in block Che 67.Due to the serious plugging of injection wells,daily water in?jection rate lower than injection allocation rate and high water injection pressure,it needs pressure release and augmented injection. Based on the analysis of water injection situation,damage mechanism of injection wells and previous reform measures in this block, this paper proposes crosslinked acid sand adding fracturing technology,selects matching working fluid system and proppant,and carries out process parameter optimization design.Researches show that,due to injected water scaling and solid particle exceeding, the injection wells plug.During the transformation of multiple media—complex lithologic reservoir,compared with conventional wa?ter base fracturing technology,crosslinked acid sand adding fracturing technology has obvious advantages.

Xinjiang oilfield,optimization design,crosslinked acid,fracturing fluid,proppant

TE323

A

2015-07-22。

鄧莊（1990—），男，在讀碩士研究生，油氣田開發(fā)。

國家自然科學基金項目（51204138）。