高含水井堵水壓裂試驗(yàn)
——以合水油田莊XX區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層油井為例

楊玉龍,毛恒博,成 旭,鄒俐儼

(長(zhǎng)慶油田分公司 第十二采油廠,甘肅 慶陽(yáng) 745400)

0 引言

莊XX區(qū)長(zhǎng)8為典型的巖性油藏,以正方形反九點(diǎn)、矩形、菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)、超前注水方式投入開(kāi)發(fā)。沉積類型為三角洲沉積體系,長(zhǎng)8儲(chǔ)層以三角洲前緣水下分流河道、分流間灣沉積為主,平均孔隙度為10.02%,氣測(cè)滲透率0.89×10-3μm2。采油井自然遞減2.6%,綜合遞減1.9%,含水上升率12.1%,壓力保持水平94.5%,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度93.1%,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度69.1%。目前,莊XX區(qū)含水≥60%的采油井93口,占比32.5%。同期對(duì)比來(lái)看,高含水井比例由2018年的32.5%下降至2019年的30.7%(由103口下降至91口),呈逐步下降趨勢(shì)。 裂縫及高滲條帶造成油藏水驅(qū)呈線狀突進(jìn)。莊XX區(qū)主向裂縫,高滲條帶發(fā)育,造成注水井指狀吸水、尖峰吸水現(xiàn)象突出(占比31.1%)。注入水沿高滲通道快速推進(jìn),采油井受其影響,沿主向方向連線水淹。

利用Frac-pt軟件,擬合分析高含水井歷史壓裂規(guī)模與見(jiàn)水類型及見(jiàn)水時(shí)間的關(guān)系。裂縫型見(jiàn)水井裂縫半縫長(zhǎng)190～250 m,見(jiàn)水周期以10～30個(gè)月居多?？紫缎鸵?jiàn)水井裂縫半長(zhǎng)150～180 m,見(jiàn)水周期以20～50個(gè)月居多?，F(xiàn)有的成熟工藝技術(shù)如“常規(guī)水力壓裂、前置酸壓裂、暫堵壓裂、體積壓裂”等,均以解除地層堵塞及塑造導(dǎo)流通道為目的,主要針對(duì)中低含水井。治理高含水井的措施主要采用堵水技術(shù),但成功率低且單純堵水作業(yè)存在堵后無(wú)液量、無(wú)產(chǎn)能等問(wèn)題。因此,莊XX區(qū)2019—2021年采用“堵水+補(bǔ)孔壓裂”實(shí)施5口,實(shí)施后,含水由100.0%下降至57.8%。

1 堵水壓裂試驗(yàn)

1.1 堵水壓裂堵劑的選擇

將油井堵水與原層補(bǔ)孔壓裂技術(shù)相結(jié)合,采用封堵來(lái)水通道、打開(kāi)新縫等工藝,達(dá)到降水增油及動(dòng)用剩余油的目的,從而形成堵水壓裂儲(chǔ)層改造,其核心是封堵劑材料。封堵見(jiàn)水位置,決定了后期原層壓裂增油效果;封堵原見(jiàn)水優(yōu)勢(shì)通道,為后期水驅(qū)效率的提高、長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)提供了重要保障。

堵劑主要有以下幾種:

1)體膨顆粒。將高吸水膨脹型聚合物凝膠顆粒泵入地層大孔道和裂縫,通過(guò)體系的吸水膨脹性增強(qiáng)與巖石壁面的黏結(jié)吸附能力,產(chǎn)生封堵效果。

2)高強(qiáng)度凝膠。由丙烯酰胺單體地下聚合形成高強(qiáng)度凍膠體,丙烯酰胺5%,交聯(lián)劑0.05%,引發(fā)劑0.02%,添料7.61%,pH調(diào)節(jié)劑1.27%。

3)高強(qiáng)度酚醛樹(shù)脂。主要作用原理是各組分經(jīng)化學(xué)反應(yīng)形成樹(shù)脂類堵塞物,在地層條件下固化不溶,對(duì)出水層形成永久性封堵。

4)聚合物微球。微納米聚合物微球遇水膨脹和吸附,逐級(jí)封堵地層孔喉,達(dá)到深部調(diào)剖堵水的目的。聚合物微球具有較好的彈性,在形成有效封堵的同時(shí),在一定壓力下發(fā)生變形而運(yùn)移,且不會(huì)被剪切,形成多次封堵,具有多次工作能力及長(zhǎng)壽命的特點(diǎn),通過(guò)各種不同尺寸及不同性質(zhì)聚合物微球的優(yōu)化組合,實(shí)現(xiàn)對(duì)不同滲透率、不同地質(zhì)條件的有效封堵。

1.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

1)轉(zhuǎn)向壓裂工藝設(shè)計(jì)。根據(jù)單向、雙向、多向復(fù)雜見(jiàn)水類型,針對(duì)性形成不同的堵水技術(shù)思路,確定相應(yīng)的技術(shù)工藝并對(duì)工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

2)堵水壓裂效果認(rèn)識(shí)。從堵水和壓裂方向進(jìn)行分析,對(duì)施工參數(shù)進(jìn)行對(duì)比,以提升堵水壓裂措施效果。堵水壓裂實(shí)踐表明,微球用量和堵劑用量對(duì)增油水平影響較小,增加PEG用量,有助于提升效果。高強(qiáng)度酚醛樹(shù)脂封堵效果較好。

圖1 不同微球用量6個(gè)月日增油水平Fig.1 Daily oil increase level for 6 months with different microsphere dosage

圖2 不同堵劑用量6個(gè)月日增油水平Fig.2 Daily oil increase level of 6 months with different plugging agent dosage

圖3 不同砂量6個(gè)月日增油水平Fig.3 Different sand volume 6 months daily increase oil level

圖4 不同排量用量6個(gè)月日增油水平Fig.4 Daily oil increase level for 6 months with different displacement and consumption

堵水壓裂實(shí)踐表明,低排量1.6～1.8 m3/min,可控制裂縫延伸高度,減少油藏縱向上連通程度;低砂量16～20 m3,可控制油藏改造規(guī)模,防止改造過(guò)大油井見(jiàn)水。

3)選井優(yōu)化方向。結(jié)合歷年堵水壓裂實(shí)施情況,做出堵水壓裂選井改造的散點(diǎn)圖,對(duì)堵水壓裂措施井進(jìn)行優(yōu)選。

物質(zhì)基礎(chǔ)好:儲(chǔ)層厚度16～18 m,堵水壓裂效果較好,表明儲(chǔ)層儲(chǔ)量基礎(chǔ)越大,動(dòng)用剩余油的空間越大,措施潛力較好。

圖5 儲(chǔ)層厚度-單井累增油散點(diǎn)圖Fig.5 Scatter plot of reservoir thickness-single well accumulation oil

圖6 滲透率-單井累增油散點(diǎn)圖Fig.6 Scatter plot of permeability-single well cumulative oil

圖7 初期產(chǎn)量-單井累增油散點(diǎn)圖Fig.7 Scatter plot of initial production-single well cumulative oil

圖8 累采油量-單井累增油散點(diǎn)圖Fig.8 Scatter plot of cumulative oil production-cumulative oil of a single well

滲流特征中等:滲透率2～4 mD,效果較好,儲(chǔ)層物性過(guò)差,堵水易將孔隙堵死,而壓裂規(guī)模大則溝通微裂縫高滲含水帶,控水效果不理想,合理重復(fù)壓裂施工參數(shù)仍待攻關(guān)優(yōu)化。

生產(chǎn)歷史:初期產(chǎn)量3～4 t,累采油3 000～4 000 t。初期產(chǎn)量高,表明儲(chǔ)層能量充足,物質(zhì)基礎(chǔ)好。累采油中等,表明后續(xù)生產(chǎn)潛力大,是堵水壓裂選井的重要方向。

2 結(jié)束語(yǔ)

研究表明,油井高含水不等于油藏高含水,水相滲流能力優(yōu)于油相、厚度較大的非均質(zhì)油藏存在局部?jī)?yōu)勢(shì)突進(jìn),油藏潛力仍較大。高含水油井堵水壓裂,見(jiàn)水方向明確、儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)清楚是工藝成功的前提。封堵過(guò)程中,封堵劑用量、封堵位置及堵水過(guò)程中壓力的爬升是措施有效的關(guān)鍵。封堵后,重復(fù)壓裂的“低砂量、低砂比、低排量”是后期堵水壓裂成功的保障。5口井的試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比中石油標(biāo)準(zhǔn),效果較好,說(shuō)明掌握高含水井見(jiàn)水特征,可持續(xù)優(yōu)化堵水壓裂工藝,提升治理效果,為工藝優(yōu)化方向提供參考。