底水油藏選擇性堵水堵劑用量計算方法探討

2016-09-03 05:48:31劉建升周長順田育紅張紅崗李曉明顏廷澗

石油化工應用 2016年7期

劉建升，周長順，田育紅，張紅崗，李曉明，顏廷澗

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

底水油藏選擇性堵水堵劑用量計算方法探討

劉建升，周長順，田育紅，張紅崗，李曉明，顏廷澗

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

選擇性聚丙烯酰胺+酚醛樹脂地下交聯凍膠堵劑組合段塞為主的選擇性堵劑已成為底水油藏選擇性堵水的主要堵劑體系，但目前堵劑用量計算多憑經驗法、面積法確定，對地層不同滲流通道及治理類型針對性差，導致工藝實施效果差。筆者針對底水溝通型、底水錐進型水淹井，提出不同堵劑用量計算方法，以油藏數值模擬優化堵水半徑為基礎，根據不同類型堵劑的不同封堵機理，建立相應的數學模型，實現了堵劑用量的分段塞計算；同時利用Fracpropt三維壓裂模擬軟件對壓裂施工進行反演，通過模擬計算裂縫的參數優化堵劑用量，首次實現了壓裂模擬軟件與堵水工藝的有機結合，提高了計算方法的針對性，通過現場實施效果驗證，該方法可較大幅度地提高堵底水技術效果。

底水油藏；選擇性堵水；堵劑用量；壓裂模擬

底水油藏的水淹類型有錐進型水淹、溝通型水淹兩種，30多年來，國內外學者先后探索過冰層隔板法、高比重混相液法、化學軟隔板法以及選擇性堵水等多種方法，試驗了無機鹽類堵劑、聚合物凝膠堵劑、樹脂類堵劑、顆粒類堵劑等多種化學劑，目前應用較為廣泛的是選擇性聚丙烯酰胺+酚醛樹脂地下交聯凍膠堵劑組合段塞為主的選擇性堵劑體系［1-3］。但針對此類堵劑的用量仍然沿用面積法、礦場經驗法等計算方法，未考慮堵劑封堵機理、地層濾失等因素的影響，封堵半徑、隔板位置等工藝參數無法定量確定，計算誤差較大，造成使用的工藝體系針對性不強，整體成功率低、有效期短，因此，如何科學定量計算堵劑用量是底水油藏選擇性堵水成功的關鍵［4，5］。

1　計算方法

對于溝通型水淹井，利用Fracprop三維壓裂軟件反演模擬計算裂縫參數；對于底水錐進型水淹井，利用數值模擬建立底水模型確定封堵半徑，分別考慮不同濃度凝膠對裂縫、孔隙的封堵作用，進一步建立相應的數學模型，從而準確計算出相應堵劑用量。

1.1壓裂模擬反演計算裂縫參數

裂縫溝通位置（即裂縫離井壁的距離）、裂縫參數等因素會造成堵劑用量、堵劑放置位置（即頂替液用量）等堵水工藝參數的難以確定，從而影響工藝效果。因此筆者利用Fracpropt三維壓裂模擬軟件對裂縫參數進行模擬，從而對后期施工參數進行指導。

通過水淹井前一次壓裂時加砂量、砂濃度、排量、壓裂液性質等施工參數，結合地層應力、地層脆性、泊松比等地層參數，可用壓裂軟件再現壓裂的泵注程序，進行反演模擬，計算上次壓裂的裂縫半長、支撐縫長、縫寬、縫高等裂縫參數，為油井堵水提供依據和指導。

1.2數值模擬計算封堵半徑

采用Eclipse數模軟件E100黑油模擬器建立底水模型，選用侏羅系Y9油藏為原型油藏，X、Y、Z三個方向劃分為31×31×13個網格，縱向1～6層為油層，7～13層為水層，模型中心一口生產井F3井，上下及周界均為封閉邊界，模擬分析封堵半徑、堵劑用量對底水錐進的動態影響，從而確定堵劑用量。

封堵半徑大小對底水油藏油井生產影響很大，筆者模擬了四組不同封堵半徑對油井生產的影響，可以看出在封堵半徑較小時，油井含水率大小與封堵半徑大小成反比，累計產油量與封堵半徑大小成正比。但隨著封堵半徑超過50 m后，效果變差，堵水效果呈現“堵死”的狀態，因此最佳封堵半徑為25 m～20m（見表1、圖1～圖4）。

表1　侏羅系Y9油藏數值模擬參數表

圖1　水淹后井底含水飽和度變化示意圖

圖2　重新開井后井底含油飽和度變化示意圖

圖3　封堵半徑與累計產油量關系曲線

圖4　封堵半徑與含水率關系曲線

1.3弱凝膠用量計算

弱凝膠堵劑被頂替到人工裂縫頂端呈球形分布，成膠后用于整體封堵地層孔隙，建立“圓形”數學模型，利用計算得到的封堵半徑，計算堵劑用量。堵劑用量表示堵劑的深入半徑或擴散范圍，與有效厚度h、孔隙度φ，堵水半徑rp有關，同時要考慮在堵劑注入前沿堵劑的稀釋量和作業過程損失堵劑量，因此其計算公式如下：

式中：Q-工作液用量，m3；rp-堵水半徑，m；φ-封堵儲層平均孔隙度，%；h-堵水地層的有效高（厚）度，m；Q1-主體堵劑用量，m3；Q2-注入前沿堵劑稀釋量，m3；Q3-作業損失堵劑量，m3。

在實際計算堵劑用量時，要綜合考慮堵劑在人工裂縫中的濾失量，其堵劑總值按照130%進行計算。

1.4高濃度凍膠用量計算

凝膠成膠后有固定的形態，黏彈性大，主要用于封堵人工裂縫，防止裂縫頂端的弱凝膠體系隨著油井的開采時間的延長被采出。對于注水效果而言，也可以阻止原來人工裂縫的注入水改變水驅方向，提高儲層的水驅動用程度。

按照油井見水方向分析，建立封堵裂縫的“線性”數學模型，堵劑量計算方法為：

式中：c-封堵裂縫寬度，m；l-封堵裂縫長度，m；h-封堵裂縫有效高（厚）度，m；n-主體封堵裂縫條數；Q-堵劑用量，m3；B-體積系數；η-過炮眼損失量，30%～50%。

2　應用實例

2.1底水溝通型水淹井

2.1.1措施背景F3井位于H29區油藏中部，下部發育底水，底水層與油層間發育隔夾層。2011年壓裂投產長911，油層有效厚度14.0m，投產初期日產液2.64m3，含水20.3%，2013年5月實施酸化后液量由2.49 m3上升到4.53 m3，含水率由45%上升到56%，2013年10月液量下降，2015年3月實施重復壓裂，措施后液量由3.00m3上升到13.5m3，含水由21.2%上升到100.0%。該井多次進攻性改造措施（尤其后期重復壓裂）疊加效應，導致人工裂縫與底水溝通，油井暴性水淹。

運用Fracpropt三維壓裂模擬軟件對上次壓裂參數進行模擬反演，計算得到裂縫半長為86.1 m，支撐縫半長85.3 m，裂縫深度為2 741.7m～2 765.8 m，進一步由式（1）、式（2）計算高強度凍膠用量為46.7 m3，弱凝膠為69.2 m3，設計該井化學堵劑總用量115.9 m3（見表2）。

2.1.2實施效果

2.1.2.1施工記錄共計注入堵劑82m3，油井堵水后壓力由15.0MPa上升到20.5 MPa，爬坡壓力5.5 MPa，封堵前后測壓降曲線明顯變緩。該井在注入低濃度弱凝膠（1.2%）階段壓力呈現緩慢上升趨勢，在注入高濃度凝膠階段注入壓力迅速上升（由17 MPa上升到20.5MPa），爬坡壓力達3.5 MPa。

2.1.2.2實施效果2015年11月12日堵水后，含水率由100%下降到83.1%再下降到62.4%，日增油1.91 t，累計增油358.3 t，累計降水1 334.3 m3，與歷年油井堵水效果進行對比，該井單井增油、控水效果較好（見圖5）。