水力擴容技術在提升天然氣驅增注效果上的應用

胡鵬程

中國石油遼河油田分公司 興隆臺采油廠（遼寧 盤錦124010）

興古潛山油藏屬于裂縫性油藏，注氣作為潛山油藏提高原油采收率的有效辦法，隨著油藏開發的深入，氣驅受效油井出現氣竄、油井產出氣中氮氣含量高、驅油效率低等問題。因此，逐步將非烴類氣驅轉變成烴類氣驅是興古潛山油藏補能驅油的必要選擇。在轉換注入介質的過程中，受儲層物性影響，天然氣注入井呈現出注入壓力高、達不到配注量等諸多問題。針對這些問題，提出水力擴容技術來改善天然氣驅增注效果。

1 興古潛山油藏天然氣驅增注現狀

1.1 油藏概況

興古7斷塊區構造上位于西部凹陷中南段興隆臺潛山，西鄰盤山洼陷，北鄰陳家洼陷，東鄰冷家斷階帶，南面是馬圈子潛山，構造面積8.6 km2。該區塊斷裂發育，有北東、北西、近東西3組7條正斷層，其中北東向斷層斷距大、延伸長，是主干斷層，控制著潛山形態，其他為次級斷層。其進一步又分成興古7塊、興古7-6塊、興氣9北塊3個斷塊，次級斷層對潛山內幕影響較小。構造裂縫發育方向以NE～NNE向最發育，構造裂縫以中高角度裂縫為主。興古潛山油藏共投產油井200口（其中水平井112口、直井88口），開井162口，井口日產油1 150 t，日產氣85.2×104m3，平均氣油比287 m3/t。采出程度3.8%，其中主體塊采出程度已達8.2%。地層壓力較原始地層壓力已下降12.9 MPa。

1.2 存在問題

在興古7-H173井和興古7-H175井開展了注天然氣驅油試驗。2016年至2017年，2口注氣井在投產后均下入氣舉閥管柱開展替泥漿、氣舉排液、氮氣試注等注天然氣前的準備和參數錄取等工作。根據氮氣試注過程中錄取的參數，設計了注天然氣管柱結構及相應井口配置，并對單井的注入參數和氣源調配進行了整體規劃，但在實際試注天然氣過程中，在注入壓力為25 MPa時，氮氣試注平均日注量達到25×104m3；而在更換管柱后試注天然氣，注入壓力達到29 MPa時，平均日注量僅能達到9.5×104m3。

針對改變注入介質后的注入壓力上升和注入量下降的原因進行了分析，結合更換注氣管柱井下作業過程和注氮氣管柱所帶出物，分析導致天然氣注入困難的原因如下：

1）試注管柱局部被腐蝕后殘留物質（極其少量）和作業入井流體對地層及水平段篩管造成次生傷害而可能出現的堵塞。氮氣試注后作業起管柱中發現部分管柱、氣舉閥、篩管均出現嚴重腐蝕，篩管底部堆積了少量的堵塞物。

2）氮氣的密度比天然氣大，注氣時產生的推力更強。在相同溫度和壓力下，N2的密度小于油藏的氣頂氣的密度，黏度則與氣頂氣接近（即使在地層壓力高達42 MPa以上仍能保持此特性），這種特性適合于塊狀油藏和水平井油藏采用頂部注氣按重力分異方式驅替原油，并有利于緩和重力驅過程中出現的黏性指進現象[2]。

3）作業過程中井筒積液，導致注氣阻力大，壓力持續增高。積液中的水滴由于界面張力而保持成球形。當通過細小的孔隙喉道時，必須拉長并改變自己的形狀，這種變形將消耗一部分能量，從而減緩了運動，增加了額外的阻力即賈敏效應。正是因為這種效應，大量的液體在注氣壓力下，在細小的孔道內堆積，阻隔了氣體進入空隙的通道，導致注氣壓力穩增不降[3]。

目前注天然氣井井身結構和井口條件，開展大規模儲層改造存在以下問題：

1）注入井井口壓力等級為35 MPa，單井已經注入了超過2 500×104m3天然氣，更換壓力等級更高的注氣井口，井控風險和作業成本高。

2）井下安全閥設置關閉壓力為32 MPa，提高注入壓力需進行井下作業調整安全閥壓力設定值。

3）以現有注氣生產管柱和井口的壓力等級，無法通過壓裂等高壓泵注措施充分改造儲層。

針對目前亟待解決的難題，對天然氣注入井進行儲層改造，開展水力擴容技術試驗與應用，進而提高注天然氣井的注入量，實現油藏的能量補充。

2 水力擴容技術研究

水力擴容是指儲層巖石在剪切應力作用下，砂粒從致密排列過渡到疏松排列，沿天然裂縫摩擦錯動，微觀孔隙受孔隙壓而破壞，其總體積增加的變形現象（圖1）[4]。擴容改造技術通過精細調整注入壓力或流量，在油藏中形成一個高孔隙度、高滲透率的擴容區，即微裂紋區。與壓裂中形成的單條線性張裂縫不同，擴容區是一個真正的體積改造，圖1（b）顯示體積增加高達8%～10%，其造成的儲存空間和改造體積比線性壓裂可以大幾個數量級（表1）。

圖1 巖石受剪切擴容作用后體積增加變化

目標井興古7-H175井目的層為太古界水平井，電測結果顯示其基質孔隙度2%～4%，為低孔低滲儲層，儲層的滲流能力主要是依靠儲層發育的微裂縫，其連通特性決定地層流體的流動能力。擴容工藝技術的目標是增加各級微裂縫的互聯互通，并對基質孔隙施加有效改造，增加其孔隙度進而擴大了滲流能力。并通過對近井地帶擴容恢復導流能力，改善遠井油藏巖體的三維方向滲透性，可以實現儲層不同部位的有效溝通，提高注氣效率。

2.1 技術要點

依據目的儲層的巖性特征、敏感性特征，以及孔隙結構與巖石力學特征，優選施工液體，優化施工參數，使目標油藏在三維方向上得到有效的擴容改造，增加油藏內部孔隙和縫隙結構的連通性與溝通能力，從根本降低注氣壓力，增加單井注入能力。

表1 水力擴容技術與水力壓裂對比

1）目標層段屬于潛山油藏儲層，基質孔隙度2%～4%，滲透率極低，在儲層內部發育一定數量的天然裂縫。應用暫堵轉向技術，使施工過程中儲層的流體優勢裂縫通道受到抑制，確保更細小的微裂縫與基質孔隙獲得有效改造，最終實現儲層不同部位獲得均勻改造。

2）優選施工黏土穩定劑，確保高效防膨，完善儲層保護。

3）強化助排。目標層段壓力系數偏低，單純依靠地層壓力排液，會造成排液不徹底，不利于后續生產；優選合適的化學添加劑，削弱儲層的水鎖特性，減小入井液體的界面張力，使用高效防水鎖劑、助排劑等化學助劑；提高作業后返排時效與最終返排率，使地層中滯留最少量的液體，且不會對后續的注氣生產造成影響。

4）優化擴容施工參數，使油藏得到有效擴容改造。優化入井液體規模，以鄰井最近井距為優化設計參照目標，確保擴容施工既能有效改造儲層，又不會對鄰井生產產生負面影響，獲得符合要求的增注效果。

2.2 參數設計

2.2.1 施工液體性能

大量擴容液體與儲層接觸，要求液體滿足基本儲層保護條件，即液體不會導致儲層中黏土成分膨脹、運移等導致儲層滲透率降低，注入儲層中的液體易于排出，不會長時間滯留儲層。要求液體與儲層具有良好的配伍性，施工液體設計配方見表2。

表2 施工液體設計配方

為了實現最佳的儲層保護及助排效果，液體添加劑濃度按照圖2中曲線控制。

圖2 施工添加劑濃度控制曲線

2.2.2 擴容改造泵注程序

活性水使用清水加防膨劑配制，最大限度降低儲層敏感性帶來的傷害，有利于儲層保護，有利于助排，不會由于黏土礦物的膨脹造成滲透能力降低。施工過程中具體的壓力和排量由實時分析軟件決定[5]，興古7-H175井水力擴容泵注程序見表3。

表3 興古7-H175井水力擴容泵注程序

2.2.3 施工排量與井口壓力計算

井口壓力計算依據本井目的層儲層物性特征以及巖石力學特征，取目的層裂縫延伸壓力為0.018 MPa/m（依據興古8井壓裂設計及測井曲線模擬計算獲得）；擴容施工不同于常規壓裂，在儲層中不會形成宏觀的水力裂縫，因此實際施工壓力會較計算壓力低。

興古7-H175井目的段為潛山油藏太古界儲層，為基質低孔低滲儲層，儲層內部有一定數量的天然裂縫。改造井段為3 772.69～4 460.00 m。

施工排量為1.2 m3/min時（最高施工排量），在儲層裂縫延伸壓力最高為0.018 MPa/m的條件下，井口油管壓力27.7 MPa，油管沿程摩阻為4.0 MPa。原注氣管柱滿足施工要求，施工時井口限壓32 MPa；設計施工最大注入壓力28.9 MPa，總注入量148～400 m3，注入排量0.05～1.2 m3/min，由壓力車組配合施工。

2.2.4 暫堵劑選型

目標層段基質孔隙度2%～4%，滲透率很低，在儲層內部發育一定數量的天然裂縫，主要的儲集空間為這些天然裂縫[6]。應用暫堵轉向技術，通過層間轉向逐級封堵儲層優勢通道，盡可能使縱向測井剖面目的段整體獲得均勻的有效擴容改造，使儲層內部縫網結構更加復雜，最終實現儲層不同部位都獲得均勻改造。

采用近井地帶+裂縫遠端型暫堵轉向劑。它是一種具有自降解功能的暫堵轉向化學材料，暫堵劑封堵射孔眼如圖3所示。通過不同粒徑的合理組合，可以在已開啟的、較寬的裂縫縫口部位，以及微裂縫端部形成橋堵，從而起到暫堵轉向作用，儲層凈壓力升高，使工作液體轉向基質孔隙部分以及開啟程度偏小或者尚未開啟的裂縫，使基質部分實現微破裂與微裂隙擴展和延伸[7-8]。當施工結束后，轉向劑可以自行降解，被暫時封堵的裂縫井段進而釋放成為滲流通道，降解的暫堵轉向劑材料將隨工作液返排至地面，對儲層沒有任何傷害。

暫堵劑是一種新型分子聚合物，其中包括生物高分子，性能如下：

1）抗壓強度高（實驗室條件下濃度90 g/cm3，暫堵形成后，20 MPa壓差條件下，濾失流量為5 mL/min，6.5 min后降為0），安全可靠。

圖3 暫堵劑封堵射孔孔眼示意

2）與擴容液體配伍，可以滿足85～140℃儲層溫度條件，最高工作溫度可達155℃。

3）快速形成濾餅，封堵效率高。

4）降解徹底、可控，對地層不造成損傷。

2.2.5 放噴制度

設計施工完畢關井2 h后開始進行放噴。當井口油壓大于15 MPa時，用2 mm油嘴放噴；當油壓介于10～15 MPa時，用3 mm油嘴放噴；當油壓5～10 MPa時，用5 mm油嘴放噴。放噴時注意觀察井口壓力變化，若出現井口壓力上升趨勢，井口壓力每增加2 MPa，則放噴油嘴換用較小級別，最小油嘴為2 mm。

3 應用效果

3.1 現場實施情況

圖4 興古7-H175井水力擴容施工示意

興古7-H175井水力擴容施工共計完成11段施工，施工過程如圖4所示，停泵壓力20 MPa，共計泵入390 m3水力擴容液，施工壓力20 MPa、6 MPa、25 MPa、29 MPa、19 MPa，累計施工時間9 h50 min。擴容后2 h立即開展放噴作業，放噴12 h后，壓力歸零，累計放出水力擴容液16 m3。后上連續油管作業，分別在500 m、1 000 m、1 500 m、2 000 m位置氣舉，累計返出擴容液28 m3，出油約3 t后停止氣舉，關井壓力13 MPa。本井水力擴容后，累計排出水力擴容液約44 m3。

3.2 效果分析

針對井筒積液所造成的賈敏效應，制定間歇注氣措施使井筒內的壓井液重新分布，重新建立氣流通道，逐漸把壓井液推入地層，直到地層遠端，從而提高注氣量。

2018年7月26日對2口注氣井實施間歇注氣試驗，試驗參數見表4，實施了4次間歇注氣，提高了一定的吸氣量，2口井注氣量達到13.2×104m3/d。

表4 注天然氣井間歇注氣參數

經過2個月的跟蹤發現，間歇注氣效果顯著。興古7-H173井日注氣由5×104m3增至6.5×104m3，興古7-H175井日注氣由5×104m3增至6.7×104m3。但仍遠未達到15×104m3的設計日注量。

在現有生產管柱和井口壓力等級的條件下，引入了水力擴容技術對注天然氣井進行儲層改造。興古7-H175措施前正常注入階段平均壓力29 MPa，日注氣量10.6×104m3。實施水力擴容后，日注氣量提升至15.4×104m3，較擴容前日增注4.8×104m3，增注效果明顯。

4 結論

1）水力擴容技術不同于大排量施工壓開主裂縫增大導流能力的方式，而是小排量、變排量，利用通過天然裂縫的錯動及其端部的擴展，實現儲層內部空間的擴充及微裂縫之間的連通，進而增加地層滲流能力。

2）在不更換井內注天然氣管柱的前提下，通過水力擴容技術能夠實現儲層的充分改造，大大降低了改造成本和井控風險。

3）水力擴容技術的成功應用，為提高興古潛山油藏注天然氣開發水平提供了有力的技術借鑒，并為裂縫性油藏的儲層改造提供了新的思路。