中高滲砂礫巖油藏調(diào)堵一體化技術(shù)
——以滴水泉油田八道灣組油藏為例

2021-02-26 05:47:38姜軍茍明生韓慧玲李旭阿地里熱合曼

石油與天然氣化工 2021年1期

姜軍茍明生韓慧玲李旭阿地里·熱合曼

中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠

目前，國內(nèi)開展了中高滲砂礫巖油藏調(diào)堵一體化技術(shù)的只有姬源油田[1]和西峰油田[2]，平均有效率32%，單井平均累計增油123.2 t，措施效果不理想。本項目結(jié)合滴水泉油田八道灣組中高滲砂礫巖油藏地質(zhì)區(qū)塊水流優(yōu)勢通道的識別研究、水流優(yōu)勢通道的體積和滲流特性的研究，通過工程調(diào)剖體系的篩選、堵水工藝的優(yōu)化，實施先水井調(diào)剖、后對應(yīng)井組油井堵水的工藝技術(shù)，提高了最終采收率[3]。

1 油藏概況

1.1 儲層地質(zhì)特征

井區(qū)八道灣組儲層平面上厚度變化規(guī)律性強，儲層巖性主要為中細(xì)砂巖和含礫不等粒砂巖、砂礫巖：砂巖的礦物成分成熟度低，巖屑含量高，約占42%～75%，以不等粒巖屑砂巖為主。儲層黏土礦物含量低，主要為伊蒙混層，為1%～2%，水敏指數(shù)0.474，屬中等偏弱水敏。含油層孔隙類型主要為粒間孔，其次為粒內(nèi)溶蝕孔，顆粒多為點接觸，壓實程度低。

根據(jù)壓汞資料統(tǒng)計，井區(qū)八道灣組油藏含油砂巖平均排驅(qū)壓力為0.26 MPa，在20.48 MPa壓力下，進汞飽和度可達91.9%，退汞效率一般為16.09%～44.68%，平均為34.32%，毛管半徑為5.0～25.0 μm的孔喉占65%，為偏粗孔喉儲層。油層孔隙度12.2%～28.2%，平均19.95%，滲透率(13.27～1 430)×10-3μm2，平均20.94×10-3μm2[4]。

1.2 井區(qū)開發(fā)簡況

井區(qū)八道灣組油藏于2011年投產(chǎn)，采用280 m×280 m反七點面積注水井網(wǎng)滾動開發(fā)，并實施同步注水、優(yōu)化分注。由于儲層非均質(zhì)性強，油井含水上升快。從水驅(qū)特征曲線來看，甲型、乙型、丙型水驅(qū)采收率分別為12.0%、14.2%、14.7%(見圖1)，遠(yuǎn)低于原方案標(biāo)定的油藏水驅(qū)采收率25%。若油藏按水驅(qū)狀態(tài)開發(fā)，必將造成最終采收率的降低。

2012年，對油藏實施調(diào)剖、優(yōu)化注水等措施。措施初期有一定效果，含水上升速度減緩，但整體見效時間短，平均有效期3～4個月，且有效期逐年變短。從調(diào)剖單井增油量來看，初期見效明顯，平均單井增油400 t，后期平均單井增油只有100～200 t，井均用液量逐年增加，措施成本增加、效果變差(見表1)。

表1 井區(qū)八道灣組油藏調(diào)剖措施效果時間2013年2014年2015年2016年2017年井均用液量/m35529952 5093 0231 217井均累計增油/t43795243193184

通過對油藏的研究表明，儲層存在水流優(yōu)勢通道。測壓井解釋資料顯示油層有效滲透率為(1 617.3～9 986.1)×10-3μm2，遠(yuǎn)大于巖心測試滲透率20.94×10-3μm2，說明單井均有高滲層存在。

從示蹤劑監(jiān)測情況來看，井區(qū)7口水井投示蹤劑后，油井很快有示蹤劑產(chǎn)出，小層平均見示蹤劑為7.8天。對見劑曲線類型分類，共有偏態(tài)單峰、正態(tài)單峰、雙峰3種類型。其中，偏態(tài)單峰型占30%，所代表的井間通道峰值速度大、通道體積大。

由于儲層存在水流優(yōu)勢通道，注水井單方向的調(diào)剖措施效果逐年下降，需要改進調(diào)剖工藝，提高調(diào)剖措施效果。

2 調(diào)堵一體化工藝技術(shù)

以封堵水竄通道為切入點，按照“堵調(diào)結(jié)合區(qū)域化治理”的思路，通過水流優(yōu)勢通道的識別，由注水井單方向的調(diào)剖，轉(zhuǎn)變?yōu)橛汀⑺p向連片調(diào)剖+堵水一體化治理，最終達到提高采收率目的[5-8]。

2.1 選井原則

從整個油藏平面區(qū)域分布來看，南區(qū)水流優(yōu)勢通道較發(fā)育，剩余儲量豐度較高，采出程度僅為10.1%，含油飽和度58.7%，剩余可采儲量達61.15×104t。

從地質(zhì)動態(tài)分析來看，南區(qū)含水高，目前含水大于90%。其中,D2023井小段強吸水，而對應(yīng)油井D2016產(chǎn)液剖面動用差異較大，存在明顯的水竄，為措施選井典型井組。

2.2 堵劑篩選

根據(jù)油藏滲流特征的研究，注水井調(diào)剖采用交聯(lián)聚合物凍膠+體膨顆粒深部調(diào)剖技術(shù)，油井堵水采用聚合物強凍膠+體膨顆粒堵水工藝。

2.2.1聚合物交聯(lián)體系的篩選

選取目前用的交聯(lián)體系進行篩選。

(1) 成膠性能實驗。為研究不同交聯(lián)體系的成膠性能，采用油藏注入水，在50 ℃時進行成膠實驗，實驗結(jié)果見表2。

從表2可知，有機鉻、有機硼、延緩酚醛交聯(lián)體系具有初始黏度大，成膠時間短，終凝黏度大的特點，適用于優(yōu)勢水流滲流通道的快速封堵，是調(diào)剖聚合物交聯(lián)體系的首選。

表2 不同交聯(lián)體系的成膠性能堵劑體系初始黏度/(mPa·s)終凝黏度/(mPa·s)成膠時間/h成膠強度有機鉻2 200110 00048E延緩酚醛1 18975 70096E有機硼9 961209 0007E氨基樹脂12023 400240D有機酚醛90051 200100D

目測代碼評價方法是由Sydansk等將調(diào)堵劑凝膠的強度GelSt rengt Codes(簡稱GSC) 依據(jù)目測結(jié)果分為10等，本實驗中評價堵劑強度所用的堵劑性能評價標(biāo)準(zhǔn)只適用于瓶內(nèi)成膠實驗[9-10]。A級:未形成凝膠,凝膠黏度與初始聚合物溶液黏度相同；B級:高流動性凝膠,凝膠比初始聚合物溶液黏度稍有增加；C級:可流動性凝膠,倒置有明顯流動性；D級:中等流動性凝膠,只有少量凝膠不能快速流動；E級:幾乎不流動凝膠,凝膠不易流動；F級:高形變不流動凝膠,凝膠只能在頂部小范圍內(nèi)流動，倒置大部分可以伸出瓶口；G級:中等可變形不流動凝膠,倒置只有少部分能夠伸出瓶口；H級:輕微可變形不流動凝膠,倒置只凝膠表面可輕微變形。

(2)流變性實驗。聚合物凍膠在注入地層過程中，由于地層孔隙的剪切作用，聚合物強度降低，水竄通道封堵效果變差。為了解以上聚合物凍膠的剪切稀釋規(guī)律，對有機鉻、有機硼、延緩酚醛交聯(lián)凍膠流變性進行實驗研究。

從圖2可知，有機鉻、有機硼交聯(lián)體系初始剪切保留率達到55%以上，試驗段內(nèi)剪切保留率維持在20%以上，延緩酚醛交聯(lián)體系初始剪切保留率28%，試驗段內(nèi)剪切保留率維持在10.9%。實驗結(jié)果表明，有機鉻、有機硼交聯(lián)體系比延緩酚醛交聯(lián)體系更適合本油藏。

(3) 穩(wěn)定性實驗。對有機鉻、有機硼交聯(lián)體系在油藏溫度50 ℃下進行，體系的穩(wěn)定性實驗，結(jié)果見圖3。

從圖3可知：有機鉻凍膠成膠慢，強度低，有效期長；有機硼凍膠成膠快，強度高，有效期短。兩者在該溫度下優(yōu)勢互補，可采用復(fù)合多段塞注入。

2.2.2顆粒篩選

顆粒要實現(xiàn)與巖心的有效封堵，根據(jù)相關(guān)研究，顆粒粒徑與巖心孔喉比值為1/3～3/2。巖心的孔喉直徑可以根據(jù)Kozeny公式計算[11]。

(1)

式中：Φ為巖心孔隙度，%；K為巖心滲透率，10-3μm2；D為巖心孔喉直徑，μm。

八道灣組油藏的油層孔隙度為12.2%～28.2%，平均19.95%，油層滲透率為(13.27～1 430)×10-3μm2,平均為20.94×10-3μm2,滲透率級差4.16～107.79，計算孔喉直徑為0.000 14～0.600 00 mm。根據(jù)顆粒粒徑與巖心孔喉比值關(guān)系，顆粒粒徑在0.9 mm以下時，顆粒與儲層孔喉匹配性更好。

2.3 注入?yún)?shù)

2.3.1調(diào)剖劑注入體積倍數(shù)

向4塊相同的巖心中分別注入段塞體積為0.10、0.18、0.25和0.30 PV的堵劑，對已采用調(diào)剖劑封堵的巖心進行正向耐沖刷試驗，測試封堵率變化。

從圖4可知：當(dāng)注入堵劑為0.18 PV時出現(xiàn)拐點，封堵率為87.23%；注入段塞體積大于0.18 PV時，封堵率隨注入體積增加繼續(xù)增大，但增大幅度較小。因此，最佳注入體積為0.18 PV。

利用Chemsim流線模擬得出高滲條帶體積，按高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量(見表3)。

表3 調(diào)剖堵劑用量注水井組高滲條帶體積/m3孔隙度/%孔隙體積倍數(shù)/PV封堵劑用量/m3D200272 9700.1990.182 613D200362 2340.1990.182 128D200862 7900.1990.182 249D207066 6800.1990.182 388

從現(xiàn)場實施的情況來看，施工用液量與增油量存在一定的正相關(guān)(見圖5)。堵劑用量在2 000～3 000 m3時，平均單井增油量達到峰值，當(dāng)堵劑用量>3 000 m3之后，單井平均增油幅度變小。

根據(jù)高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量的計算及現(xiàn)場使用經(jīng)驗，推薦調(diào)剖劑用量為2 500 m3。

2.3.2堵水劑用量

通過示蹤劑見劑數(shù)據(jù)，進行油層參數(shù)反演，得到井間示蹤劑突進通道特征參數(shù)(見表4)，優(yōu)勢通道平均體積為570 m3，推薦堵水劑用量500～600 m3。

表4 示蹤劑解釋井間通道參數(shù)油井峰值質(zhì)量濃度/(μg·L-1)峰值速度/(m·d-1)等效滲透率/10-3 μm 2優(yōu)勢通道體積/m3D204048.4 14.7 1 985.0 450.0 D202441.8 13.3 960.0 632.0 D2016120.0 16.5 1 745.0 880.0 D204431.7 11.2 1 780.0 595.0 D207143.1 11.7 487.0 478.0 D201730.6 7.8 510.0 405.0 平均52.612.5 1 244.5 573.3

2.4 施工工藝

2.4.1調(diào)剖段塞工藝

多段塞不同堵劑強弱交替，實現(xiàn)對不同竄流通道封堵，擴大水驅(qū)波及范圍[12-14]。

(1) 注入0.35%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠+0.30%(w)顆粒，快速成膠，可以有效封堵地層中大的水竄通道，使后續(xù)注入水不易突破。

(2) 注入0.30%(w)有機鉻交聯(lián)聚合物凍膠+0.3%(w)顆粒封堵，0.3%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠頂替。

(3) 注入0.35%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠，快速成膠，減少堵劑返吐。

(4) 過量頂替0.10%(w)聚合物，預(yù)留滲流通道，同時防止堵劑返吐。

2.4.2堵水段塞工藝

由于堵劑用量較少，采用前置顆粒有機硼和有機鉻大段塞封堵。

采用過頂替段塞，擴大波及體積，避開壓力陡降漏斗，延長有效期。隨著頂替液段塞尺寸增加，后續(xù)水驅(qū)轉(zhuǎn)向位置逐漸遠(yuǎn)離采出端，波及區(qū)域增加，堵水增油降水效果提高。根據(jù)油藏滲流理論,地層流體壓力梯度分布為：

(2)

式中：Gl為地層流體壓力梯度，10-1MPa/cm;r為某點距井軸的距離，m；rw為井筒半徑，cm；re為井距，cm；pe為水井井底壓力，10-1MPa ；pwf為油井井底壓力，10-1MPa 。

油井近井端壓力梯度分布見圖6。

經(jīng)擬合計算，過頂替段塞半徑為4.6 m。

2.4.3施工順序

通過在不同調(diào)堵順序下的巖心物模實驗，驗證不同注入順序?qū)μ岣卟墒章实挠绊慬15]。

方案1：先調(diào)剖后堵水

先從巖心注入端注入0.2 PV調(diào)剖劑，候凝后注水，待含水率達到98%，再從巖心出口端注入 0.1 PV堵水劑，后續(xù)水驅(qū)至含水率達到98%。

方案2：先堵水后調(diào)剖

先從巖心出口端注入0.1 PV堵水劑，候凝后注水，待含水率達到98%，再從巖心注入端注入 0.2 PV調(diào)剖劑，后續(xù)水驅(qū)至含水率達到98%。

方案3：同時調(diào)剖堵水

油井和水井中依次注入 0.1 PV堵水劑和 0.2 PV調(diào)剖劑，候凝后再后續(xù)水驅(qū)至含水率達到 98%。

采用先調(diào)剖后堵水的方案，最終采收率最高(見圖7)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

井區(qū)前期實施調(diào)剖堵水一體化試驗井4口(D2028、D2022(2次)、D2046、滴314)，有3口井取得較好效果，措施后含水率平均下降20%，累計增油656 t。通過前期試驗，2019年優(yōu)化工藝技術(shù)后開展調(diào)堵一體化綜合治理，累計實施調(diào)剖井組9口，其中相關(guān)油井堵水17口，占可對比油井總數(shù)的47%，平均含水率由措施前的91%下降到72%，降幅19%，當(dāng)年累計增油6 300 t，取得了良好的效果。