JS油田中高含水油井深部堵水壓裂技術研究與應用

趙 健，鄧建華，張景浩，彥士清

（1.中國石化東北油氣分公司生產管理處，吉林長春 130062；2.中國石化東北油氣分公司工程院；3.中國石化東北油氣分公司勘探處）

JS油田屬于低滲復雜小斷塊油田，其儲層非均質性強，天然裂縫較為發育，在開發中面臨很大困難：一方面主力油田已進入中高含水期，油田產量遞減加大，另一方面新增儲量品位差、動用低。因此加強JS油田中高含水油藏的治理，實現油田穩產上產，已成為一項非常緊迫的工作。

國內針對中高含水油井增產的措施主要有兩方面，一是通過調剖、堵水措施，實現中高含水油田穩油控水，二是通過壓裂技術措施，提高低滲層開發效果。對于高含水油藏，常規壓裂技術易壓開高含水層帶，使增產效果受到影響，為此開展了低滲油田高含水油井深部堵水壓裂技術研究。其基本原理是用高強度耐高溫堵劑封堵老裂縫，再用水力壓裂工藝技術在其它方位壓開新裂縫，達到全面改造儲層、減少油井產水量、提高油層采收率的效果。其技術分兩種類型：先壓后堵和先堵后壓。

1 JS油田中高含水壓裂情況

JS油田綜合含水70.74%，水井開井132口，占采油井開井數的90.0%。含水大于60%的采油井85口，占井數的64.4% 。這些油田的老井遞減率平均達到了25.67%，油田穩產形勢嚴峻。低滲透油層進入高含水期后，原有裂縫控制的原油幾乎完全采出，裂縫成了水的主要流通通道，但這些井仍然控制著一定的剩余可采儲量，常規壓裂技術容易壓開高含水層帶，使壓裂增產技術的應用受到了限制，增產效果受到了影響。

從高含水老井壓裂情況來看，壓后累計產油較少，平均在100 t以下，含水均有一定程度上升，有效期較短（表1）。

表1 部分含水大于60%的壓裂井情況

2 深部堵水壓裂技術研究［1－3］

針對不同的堵壓類型，進行了大量的室內研究，篩選出三種滿足要求的堵劑配方：S1、S2和S1－1堵劑，其中，S1為有機鉻＋5%預交聯顆粒類堵劑，S2為單體聚合凝膠類堵劑，S1－1為有機鉻類堵劑。通過HAAKE RE600流變儀，開展了轉變壓力法、巖心封堵實驗等，并對三種交聯堵劑進行了綜合評價。評價指標包括：流變性、韌性、熱穩定性、封堵性和與巖石結合強度。

2.1 流變性實驗

采用HAAKE RS600流變儀，測量堵劑的流變性能，針對4種不同堵劑重點考察了剪切應力－剪切速率關系。圖1中S3為觸變性水泥漿類堵劑。

圖1 不同堵劑剪切應力與應變的關系

這4類堵劑的剪切應力－剪切應變關系曲線與延性固體（彈塑性體）相似，整條曲線包括彈性變形、屈服及屈服后流動（對應于固體的塑性變形）幾個階段。4種受試凝膠的應力－應變關系曲線形態相似而有細小差別，最明顯的區別是處于不同的應力水平，這決定于凝膠組成和網絡結構，包括聚合物鏈的化學結構、剛柔性和濃度、網絡密度和完善度，大分子鏈的水化能力以及網絡束縛水的性質等等。

2.2 韌性實驗

為了簡捷地比較堵劑的韌性，依據材料韌性的定義，設計了一套韌性評價裝置，也就是在相同的應變的條件下，比較所施加應力的大小，以此來反映材料韌性的大小。針對篩選出的堵劑進行了韌性測試（表2）。

表2 堵劑的韌性測試結果

實驗的3種堵劑均有較好的韌性，在多孔介質或者裂縫中能顯出良好的抗剪切能力，說明其不易于在多孔介質或者裂縫中運移時斷裂，具有良好的變形能力，而S2系列堵劑的韌性尤為優良。

2.3 堵劑的熱穩定性實驗

熱重分析（TG））是研究高聚物熱降解過程的重要工具，其特點是簡單、方便、快速、準確。采用美國Perkin－Elmer公司DSC－2C差示掃描量熱儀對堵劑進行熱穩定性分析。

在空氣環境中，樣品用量為15 mg左右；測試溫從30℃開始以10℃／min的升溫速率，升溫到500℃，做堵劑的TG圖（圖2）。

測試的三條曲線開始失重的溫度不同，曲線S1于50℃開始失重，曲線S1－1于85℃開始失重，而曲線S2于120℃開始失重，也就是說S2的脫水開始溫度要比S1與S1－1高，說明S2的熱穩定性更優越。從脫水來看，三種凝膠堵劑保持水份的能力不一樣，但是差別不是很大。

圖2 凝膠堵劑在空氣條件下的熱失重曲線

2.4 封堵性實驗

在堵劑的各項性能指標中，最重要的是堵劑對多孔介質的封堵行為。通過巖心調剖流動實驗，研究堵劑在孔隙介質中滯留及堵塞的流動特性。

2.4.1 堵劑的突破壓力梯度

針對篩選的3種堵劑開展了突破壓力實驗，具體情況見表3。從中可看出，S2的突破壓力梯度為106 MPa／m，而S1與S1－1的突破壓力梯度分別為78 MPa／m與52 MPa／m，明顯低于S2。從整體上講，三種堵劑均有較好的封堵性能，能夠有效地封堵大孔隙或者裂縫。

表3 突破壓力梯度實驗結果

2.4.2 堵油效率與堵水效率實驗

在測得突破壓力梯度之后，向巖心中注入1 PV地層水，測定其封堵率。向巖心注入1 PV原油，測定堵油率。

對于S2堵劑，其堵水率在95%左右，對于S1堵劑，其堵水率在88%左右，而S1－1堵劑，其堵水率在84%左右。對于堵油率，S2為20%左右，S1在13%左右，S1－1在16%左右。由于S2具有強吸水膨脹性能，而S1系列堵劑具有延遲膨脹性能，所以S2系列堵水率最高，而S1系列堵油率最低。整體而言，三類堵劑對油水具有明顯的選擇性封堵。

2.5 堵劑與巖石結合強度實驗評價

JS油田的地應力和裂縫場分布研究表明，地應力差對壓裂裂縫方向的影響非常明顯。裂縫總是沿垂直于最小主應力平面的產生，由于產水層滲透率高應力小，堵劑發生作用后，要使產水層應力大，就必須使堵劑與巖石結合強度增加。

利用三軸應力機對堵劑與巖石結合強度開展了評價。將巖心壓裂后注入堵劑再次壓裂，能夠明顯在新的部位形成裂縫，證明三種堵劑與巖石有較強的結合力，其中S2性能更優越。

隨著堵劑的注入量提高，低滲透率巖心的出液壓力不斷上升，這說明了在不同滲透率地層中注入堵劑后，能夠提高高滲透層的出液壓力，從而在進行堵壓作業時，壓開低滲透層，以達到堵塞高滲透層、壓開低滲透層的目的。

3 堵水壓裂施工工藝技術研究［4－6］

根據上述實驗結果，選擇先堵后壓工藝，增加堵劑強度和用量會大幅度提高高滲透率油藏的出液壓力，而達到后期壓開低滲透率油層的目的。先堵后壓現場工藝技術研究內容包括堵劑用量和性能對現場施工的影響、堵劑用量計算、堵劑強度和施工排量對施工的影響。

3.1 堵劑強度及用量的選擇

出液壓力梯度是指堵劑注入到單位長度多孔介質中后，高低滲透率巖心出液時的最大壓力。針對三種堵劑進行了注入量與出液壓力實驗。

通過實驗發現，不同堵劑在突破壓力梯度上有很大差異，隨著注入量的增加，任何一種堵劑都將促使地層突破壓力梯度上升，隨著注入量的增加，突破壓力梯度增幅明顯上升，其中S2較為明顯，這也說明水泥與巖石能夠更加好的結合。同時在相同的注入量的情況下，隨著堵劑強度的增加，堵劑改變巖石的出液壓力梯度增加更為明顯，也就是說，堵劑的強度可以明顯地改變油藏突破壓力，強度越高，油藏的突破壓力越高。因此，在理論上可以根據需要增加突破壓力多少來確認堵劑封堵半徑的大小。注入堵劑的量越大，強度越大，堵劑的封堵半徑越大，那么油藏的突破壓力梯度越大。應用中可以結合油井地層條件，盡量提高堵劑的用量和強度。

3.2 深部堵水壓裂施工工藝的選擇

由于地層和油井的特殊性，深部堵水壓裂技術通常要與其它堵水工藝技術或壓裂工藝技術聯合使用才能產生好的效果，這些工藝技術主要包括：

（1）分層堵水和分層壓裂工藝技術。在多層的情況下，應用該技術是為了保證堵劑和壓裂液按設計要求進入目的層，進而達到理想的施工效果。常用的分選壓裂技術有封隔器分層壓裂、限流法分層壓裂和堵塞球選擇性壓裂。

（2）注大段塞工藝技術。對特殊的地層（如天然裂縫十分發育的地層），通常的堵水技術和堵劑用量難以達到理想效果，采用注段塞的技術（如有機凝膠＋粘土＋緩凝水泥段塞），為有效封堵裂縫提供了可能。

（3）定向射孔工藝技術。應用該技術進行重新射孔，可進一步保證在不同于老裂縫的方位形成新裂縫。

3.3 堵水壓裂施工參數的選擇

施工參數中占首要地位的是壓力，堵老裂縫時，在不壓開地層的條件下將堵劑泵入地層，施工壓力應低于地層破裂壓力；由于堵壓技術改變了近井地帶儲層的地應力分布，壓新縫時新裂縫的方位并不垂直于原來的地層最小主應力方向，因此施工壓力通常比預計的壓力要高。

施工參數中其次應考慮排量因素，排量與壓裂液性能共同控制著裂縫壓力的變化，影響裂縫幾何形狀與支撐劑輸送。堵老縫時，在不壓開地層的條件下將堵劑泵入地層，排量應小于地層吸液速度；壓新縫時，施工排量必須大于地層吸液速度，但也不宜太高。

其它參數包括摩阻壓力、裂縫高度、輸送支撐劑等。

4 典型井試驗分析

S55－1井為JS油田注水主方向上的一口油井，生產井段1160.4～1184.5 m，平均孔隙度為12.1%，平均滲透率15.38×10－3μm2，產層厚度16.5 m，累積產油量0.1074×104t，累積產水量1.8455×104m3。措施前日產油量0.8 t，日產水量12.4 m3，含水93.9%。

2011年7月對該井進行先堵水后壓裂工藝措施，采用低排量注入工藝將各段塞緩慢注入地層，共注入S2堵劑102.5 m3，隨著堵劑對微裂縫的填充，施工壓力由16.5 MPa逐漸上升至18.6 MPa，候凝72 h固化后，試壓10 MPa，穩壓30 min，壓降小于0.5 MPa，說明該井注入堵劑后固化良好。試壓后對該井進行定向射孔壓裂，注入低密度陶粒20 m3，施工排量為2 m3／min，施工壓力為22.3 MPa，堵水施工壓力高出3.7 MPa，說明堵劑進入高滲層老裂縫，堵塞吸水層的水流通道和裂縫，降低高滲層滲透率，使后續壓裂加砂液能進入低滲層，壓開新的裂縫，堵壓效果見表4。

表4 堵水壓裂效果分析

從施工后采油情況來看，堵水壓裂后產油增加了2.35 t／d，含水下降11.2%，到2012年6月日產油恢復到措施前水平，產液10.6 t／d，產油0.75 t／d，含水92.9%，措施有效期11個月，共增油339 t，取得很好的增油降水效果，并節約了可觀的倒油運費和污水處理費用。

5 結論

（1）根據JS低滲油田特點研制的堵水劑，堵水率在85%以上，是堵油率的4～5倍，具有較高的選擇堵水能力，能深部堵塞高滲層老裂縫，從而在進行堵壓作業時，壓開低滲透層，以達到堵塞高滲透層、壓開低滲透層的目的。

（2）針對S55－1井，采用S2堵劑堵水＋定向射孔壓裂的先堵后壓工藝，措施后產油增加了2.35 t／d，含水下降11.2%，有效期11個月，共增油339 t，取得很好的增油降水效果。

（3）試驗表明，堵壓綜合采油技術在JS油田具有良好的應用前景。

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