裂縫型油藏水竄特征與封堵體系研制

魏開鵬 鄧學(xué)峰 方 群 斯 容

中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院, 河南 鄭州 450006

0 前言

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南緣,主要含油層系為三疊系延長組長8油層,平均孔隙度0.8%,平均滲透率0.4 mD。受盆地邊緣多期構(gòu)造運動影響,發(fā)育北西向、北東向兩組大斷裂,并伴生大量裂縫[1-2]。

2011年以來采用水平井開發(fā),大幅提高了單井初產(chǎn)(直井初產(chǎn)油1.5～2 t/d,水平井初產(chǎn)油8～10 t/d),但因地層能量不足,自然遞減快(30%～45%),開發(fā)采收率低(1%～2%)[2]。注水增能先導(dǎo)試驗注采井組中54.5%的油井發(fā)生裂縫性水竄,水驅(qū)效果不理想,封堵水竄裂縫是保障注水增能的關(guān)鍵。

目前國內(nèi)外用于裂縫型油藏的封竄堵劑主要是凍膠類、凝膠類以及顆粒類的堵劑,具體包括:無機顆粒、體膨型顆粒、聚合物微球、無機凝膠堵劑、聚合物凍膠堵劑以及樹脂堵劑等[3-15]。根據(jù)紅河長8油藏裂縫發(fā)育的特征,結(jié)合各類封竄堵劑性能特點,以提高深部裂縫封堵強度為目標(biāo),研發(fā)了裂縫型油藏高強度封堵體系。室內(nèi)實驗表明,封竄體系在裂縫中封堵強度顯著增強,可以滿足貫通性裂縫封竄要求。

1 紅河長8儲層裂縫與水竄特征

1.1 產(chǎn)層裂縫發(fā)育特征

根據(jù)紅河37井區(qū)27口井長8巖心裂縫觀察分析,共有12口井巖心存在裂縫。裂縫傾角分布范圍45°～90°,其中傾角>80°裂縫占比49%,傾角>60°占比77%,以高角度縫為主。裂縫長度集中分布在10～20 cm、20～30 cm,分別占比38.9%和15.9%;裂縫寬度主要集中在1 mm,占比46.4%,其次是0.5～1 mm、>1 mm、<0.5 mm,分別占22.7%、20.9%、10%,其中泥質(zhì)巖類裂縫張開度低,砂巖類中裂縫張開度高,半充填和充填裂縫為主(占70%以上)[16]。

1.2 注水開發(fā)后水平井的水竄動態(tài)特征

紅河油田長8油藏注水先導(dǎo)試驗表明:水竄時平均單井注水時間為88.5 d,平均單井注入量為1 520 m3,表現(xiàn)出水竄速度快,沿裂縫竄流的特征,具體數(shù)據(jù)見表1。

表1 紅河油田長8油藏水竄情況表

水竄時的注水量與裂縫寬度分布特征基本一致,18.2%的油井水竄時注水量小于100 m3,分析認(rèn)為沿占比20.9%的>1 mm裂縫水竄;45.5%的油井水竄時注水量為100～1 000 m3,分析認(rèn)為沿占比46.4%的1 mm裂縫水竄;36.3%的油井水竄時注水量>1 000 m3,分析認(rèn)為沿占比32.7%的<1 mm裂縫水竄。

注水井示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明水竄時水線推進(jìn)速度54～473 m/d,平均164 m/d,遠(yuǎn)大于基質(zhì)驅(qū)水線推進(jìn)速度,表現(xiàn)為裂縫性水竄特征,具體數(shù)據(jù)見表2。

表2 紅河油田長8油藏注水水線推進(jìn)速度表

2 前期水平井調(diào)剖封竄效果分析

2015年紅河長8油藏開展3口注水井調(diào)剖封竄試驗,堵劑類型選用預(yù)交聯(lián)顆粒和酚醛樹脂凍膠,采用“凍膠+顆?！倍聞┙M合的方式,平均單井堵劑用量547 m3。2口井采用“顆粒段塞+凍膠段塞+凍膠與顆粒復(fù)合段塞”三段式組合,1口井采用“凍膠段塞+凍膠與顆粒復(fù)合段塞”二段式組合,具體封堵段塞組合見表3。

表3 紅河油田長8油藏調(diào)剖劑應(yīng)用情況表

3口注水井均為雙向水竄,封竄后注水壓力上升3.5～8.5 MPa,對應(yīng)油井表現(xiàn)為水竄嚴(yán)重的方向封堵效果差,水竄較為緩慢的方向得到了有效封堵,有效期125～497 d。

分析認(rèn)為顆粒類堵劑是以懸浮體的形式進(jìn)入地層并優(yōu)先進(jìn)入裂縫地帶,但很難把握好顆粒粒徑與孔喉/裂縫的匹配關(guān)系,現(xiàn)場試驗因為粒徑太大封堵在近井地帶,導(dǎo)致深部裂縫未能得到有效封堵,而且單純的顆粒類堵劑沒有粘附性,對大型的孔、洞、縫封堵強度較弱,極易出現(xiàn)“注不進(jìn)、堵不住”的問題,因此對貫通性大裂縫封竄效果不理想[17];而凍膠型堵劑雖然封堵強度較大,適合封堵較大的孔洞縫,但受凍膠體系本身材料力學(xué)性能影響,隨裂縫寬度增加,堵劑封堵強度快速降低。為提高裂縫的封堵效果,需要進(jìn)一步提高堵劑封堵強度,研發(fā)高強度堵劑體系。

3 高強度封堵體系的研制及性能評價

3.1 高強度封堵體系的研制

以提高堵劑在貫通性大尺度裂縫中封堵強度為目標(biāo),研發(fā)了單體自聚高強度封堵體系。單體自聚是指丙烯酰胺單體在引發(fā)劑的作用下,在地層中聚合生成聚合物,在單體中加入交聯(lián)劑,使高分子聚合物快速從線性結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變成立體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu),大幅度提高堵劑強度。單體自聚凍膠具有良好的耐溫耐鹽以及耐水性,長期泡水條件下具有一定的吸水膨脹性,且能保留較高的強度,提高貫通性裂縫的封堵效果[18-19]。

通過優(yōu)化體系中單體、引發(fā)劑、交聯(lián)劑、緩聚劑和增強劑等組分,得到適用紅河長8儲層地質(zhì)條件的封堵體系,堵劑配方及成膠時間見表4。通過對比實驗,單體聚合體系成膠時間在5～20 h之間可調(diào)。

表4 配方及成膠時間表

3.2 耐溫性能評價

將成膠后的堵劑置于恒溫70 ℃水浴中觀察不同時期的堵劑形態(tài)變化,同時測量不同時期堵劑的彈性模量,見圖1。結(jié)果顯示,堵劑老化10 d后彈性模量大于220 Pa,其強度未減弱,表明堵劑在地層溫度條件下長期穩(wěn)定性良好。

圖1 堵劑不同時期彈性模量圖Fig.1 Elastic modulus of plugging agent in different periods

3.3 耐鹽性能評價

將成膠后的堵劑放置在100 000 mg/L礦化度水中，測試浸泡不同時間堵劑的彈性模量,評價堵劑的耐鹽性能,實驗結(jié)果見圖2。實驗表明堵劑穩(wěn)定性能好,其強度比為未浸泡時有提高,彈性模量達(dá)到200 Pa以上。

圖2 堵劑浸泡后強度變化圖Fig.2 Strength change of plugging agent after immersion

3.4 流變性能評價

流變性能評價實驗結(jié)果見圖3,在剪切速率幾乎為0時,體系黏度很大(1×107mPa·s),流動性極差;剪切速率增大,體系黏度變小,在注入條件下體系黏度僅有100 mPa·s。表明在貫通縫性裂縫中剪切速率較低時堵劑黏度升高,流動性變差,有助于堵劑在裂縫中滯留,增強對貫通性裂縫的封堵。

3.5 封堵強度評價

3.5.1 彈性模量評價

使用MCR92流變儀測定不同老化時間后封竄堵劑體系的彈性模量,見圖4。由圖4可以看出,剛聚合形成的堵劑,彈性模量大于100 Pa,該強度是一般強凍膠強度的10倍。將該產(chǎn)物放置老化后,由于交聯(lián)反應(yīng)不斷完善,體系強度進(jìn)一步升高,10 d后彈性模量增加近2倍。將老化 1 d 的聚合產(chǎn)物放置于模擬水中浸泡1 d后,體積膨脹,強度也增加近20%。聚合產(chǎn)物遇水膨脹且強度增加的性能,有利于解決注水過程中裂縫隨壓力上升擴張的問題。

圖4 封竄堵劑強度測試圖Fig.4 Strength test of channeling blocking agent

3.5.2 突破壓力梯度評價

彈性模量只是從材料角度對封堵體系進(jìn)行表征,而突破壓力梯度則直觀反應(yīng)了堵劑對裂縫的封堵能力。實驗采用長度0.5 m、管徑為1.0 mm的管線模擬裂縫[20]。管線注入堵劑后老化20 h,使用0.25 mL/min速度驅(qū)替管線中的堵劑,測定管線注入端壓力變化,記錄驅(qū)替壓力,待出口端出現(xiàn)第一滴液滴時的壓力為突破壓力。高強度封堵體系與常規(guī)凍膠的彈性模量及突破壓力梯度的對比見表5。

表5 與常規(guī)凍膠性能對比表

高強度封堵體系在突破壓力測定實驗中的壓力變化見圖5,實驗表明突破壓力梯度可達(dá)15 MPa/m,遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于常規(guī)凍膠堵劑的突破壓力梯度[21],紅河油田長8油藏基質(zhì)儲層啟動壓力梯度為0.082～0.125 MPa/m,堵劑封堵強度大于基質(zhì)儲層驅(qū)替壓力梯度,能夠滿足裂縫型油藏水竄裂縫封堵要求。

圖5 封竄堵劑突破壓力梯度實驗結(jié)果圖Fig.5 Experimental results of breakthrough pressuregradient of channeling blocking agent

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2021年7月,在紅河油田長8油藏HH37P52井開展了高強度封堵體系的調(diào)剖封竄現(xiàn)場試驗,封堵有效率100%,取得了較好的封堵效果。

HH37P52井壓裂時即壓竄了對應(yīng)油井HH37P16井和HH37P39井,導(dǎo)致兩口井含水升至100%,后來HH37P52井注水9 d,注水量達(dá)到120 m3時,HH37P16井含水率由78.8%升至99%,產(chǎn)油量由0.9 t/d降至0;HH37P39井含水率由75%升至97%,產(chǎn)油量由0.6 t/d降至0.04 t/d,均呈貫通性裂縫水竄特征。

根據(jù)封堵體系強度高、成膠時間短的特點,設(shè)計高強度封竄體系100 m3為主體段塞,前面設(shè)置200 m3酚醛樹脂凍膠堵劑,保護(hù)主體段塞不被稀釋,后續(xù)設(shè)計 150 m3酚醛樹脂凍膠堵劑和50 m3頂替段塞,將高強度封竄體系頂替至裂縫深部。

現(xiàn)場試驗后HH37P52井注水壓力由10.2 MPa上升為20.4 MPa,對應(yīng)油井HH37P16井含水率由99%下降為60.1%,產(chǎn)油量由0上升至1.56 t/d,最高達(dá)到2.3 t/d;HH37P39井含水率由97%下降為59.8%,產(chǎn)油量由0.04 t/d上升至0.69 t/d,最高達(dá)到1.7 t/d。兩口井階段累計增油260.9 t,目前有效期仍持續(xù)有效,遠(yuǎn)期效果仍在觀察中。

5 結(jié)論

1)紅河油田長8油藏裂縫發(fā)育,裂縫寬度分布特征與水竄特征對應(yīng),裂縫性水竄是制約紅河長8油藏注水增能的主要原因。

2)封堵體系成膠時間15～20 h,基液流變性能好,突破壓力梯度可達(dá)15 MPa/m,封堵強度大于基質(zhì)啟動壓力梯度0.082～0.125 MPa/m,能夠滿足裂縫型油藏水竄裂縫的封堵要求。

3)高強度封竄體系對貫通性大裂縫取得較好封堵效果,現(xiàn)場試驗封堵有效率100%,注水壓力上升10.2 MPa,對應(yīng)油井含水率下降37.2%～38.9%,階段累計增油260.9 t,取得了較好的增油降水效果。