裂縫性礁灰巖過飽和充填控水影響因素分析

2022-05-09 02:17:10王亞會張曉林

特種油氣藏 2022年2期

張偉，戴宗，龔斌，王亞會，張曉林，石欣

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東深圳 518054；2.南京特雷西能源科技有限公司，江蘇南京 210000)

0 引言

連續封隔體為一種控水防砂工藝[1]，主要使用攜砂液將高分子顆粒注入篩管與井壁之間環空區域，限制地層水在環空中軸向竄流，阻止地層出砂破壞篩管，達到控水防砂目的。過飽和充填技術是在連續封隔體工藝基礎上，實現超過環空體積的過量注入，過量顆粒擠入穿過井筒的裂縫，進行有效封堵，延緩裂縫性底水油藏的底水沿裂縫快速竄進。近年來，在南海礁灰巖油藏實施了連續封隔體過飽和充填控水技術礦場試驗，大多數井取得了顯著效果，但連續封隔體及過飽和充填控水增油工藝應用時間尚短，目前對相關機理和效果評價的研究較少。石張澤等[2]認為連續封隔體降水防砂效果明顯，施工工藝簡單安全；鄭建東等[3]分析了連續封隔體在南海番禺油田的應用，認為有較好的降水防砂效果；朱旭[4]認為南海東部礁灰巖油藏實施的連續封隔體工藝受效范圍有限，無法解決強底水、強非均質性等導致產水的根本問題。因此，該文通過建立裂縫充填模型，分析過飽和充填過程中儲層裂縫的變化，研究影響充填效果的因素，并結合實際井例，進一步闡明該工藝的適應性，為過飽和裂縫充填控水定量研究奠定基礎。

1 裂縫充填數學模型

1.1 裂縫開度表征

天然裂縫在攜砂液壓力作用下張開，高分子顆粒得以注入裂縫，開度的大小決定了充填裂縫的顆粒數量以及顆粒可以到達的深度。裂縫開度與壓力的關系可表征[5-6]為：

(1)

原始情況下，縫內壓力遠小于正應力，裂縫為閉合狀態，由于壁面不平滑，存在初始開度。隨著縫內壓力升高，裂縫力學開度逐漸增大，裂縫由閉合狀態轉為開啟狀態。

式(1)中σn為正應力，其與地層水平主應力的關系可由應力莫爾圓理論計算得到。

(2)

式中：Shmax、Shmin分別為地層最大、最小水平主應力，MPa；α為裂縫走向與地層最大水平主應力夾角，°。

1.2 裂縫充填體積與導流系數計算

假設裂縫近似為楔形(圖1)，開度隨長度線性遞減，顆粒可填充的極限位置為裂縫開度與顆粒粒徑相等處。因此，定義裂縫充填比例為：

圖1 楔形裂縫示意圖Fig.1 The schematic diagram of wedge-shaped fracture

(3)

此時進入裂縫的顆粒總體積為：

(4)

式中：c為裂縫充填比例；VCD為充填封隔體顆粒總體積，m3；h為裂縫高度，m；a為裂縫半長，m；dCD為封隔體顆粒粒徑，mm。

假設封隔體顆粒形成立方最密堆積，采用Kozeny-Carman(KC)方程[7-9]計算封隔體顆粒填充部分滲透率：

(5)

式中：KCD為顆粒填充部分滲透率，mD；φ為最密堆積時的孔隙度，取值為25.9%。

未充填部分，即裂縫的滲透率可根據Mcclure公式[10-12]得到：

(6)

(7)

式中：Knf為裂縫滲透率，mD；K0為給定系數，μm；wnf為未充填部分平均開度，mm。

結合式(5)、(6)，采用調和平均，得到充填過程中裂縫的導流系數表達式：

(8)

式中：f為導流系數，D·cm。

2 裂縫充填影響因素分析

由式(8)可知，充填裂縫的導流能力取決于裂縫開度和裂縫充填程度，而根據式(4)可知，裂縫充填程度由裂縫開度決定。結合式(1)、(2)，確定施工參數中的注入壓力、地質參數中的裂縫走向和裂縫初始開度是影響充填裂縫開度的主要因素。因此，以南海塊狀裂縫性礁灰巖油藏A為例，分析裂縫走向、裂縫初始開度、注入壓力對充填狀態和效果的影響。

2.1 裂縫走向

研究區裂縫主要沿北西—南東方向發育，成像測井資料顯示井周圍發育共軛方向裂縫。結合式(1)、(2)及研究區基本參數(表1)，可計算裂縫與水平主應力呈不同角度時，開度隨壓力的變化圖版。之后，利用式(3)、(4)、(8)可分別得到裂縫充填比例、充填體積、導流能力的變化圖版(圖2)。為方便表述，圖版橫軸中的壓力均使用裂縫凈壓力，其定義為縫內流體壓力與地層壓力之差。由圖2可知：裂縫充填存在門檻壓力值，即顆粒剛進入裂縫時的凈壓力。裂縫走向與水平最大主應力的夾角(α)顯著影響門檻壓力大小，不同夾角對應的充填門檻壓力差值最大達到3.0 MPa。裂縫開度隨裂縫凈壓力呈指數變化，初始階段增幅較小，后期增幅變大；裂縫充填比例在裂縫靜壓力剛達到充填門檻壓力時增幅較大，隨壓力增大增幅逐漸減慢；裂縫導流能力在裂縫靜壓力剛達到充填門檻壓力時迅速降低，隨后降幅逐漸減緩；裂縫充填體積在裂縫靜壓力剛達到門檻壓力時迅速增大，達到特定數值后與壓力接近線性關系。可見，裂縫走向與水平最大主應力平行時，達到相同充填程度所需的壓力最小，有利于裂縫充填和封堵。

表1 研究區典型參數取值Table 1 The values of typical parameters in the study area

圖2 裂縫參數隨壓力、夾角變化圖版Fig.2 The chart of changes in fracture parameters with pressure and included angle

2.2 裂縫初始開度

裂縫初始開度是影響充填效果的重要因素。令裂縫走向與地層水平最大主應力的夾角為45 °，利用數值模擬計算裂縫各充填參數隨壓力、初始開度的變化(圖3)。由圖3可知：裂縫初始開度越大，裂縫開度越大、門檻壓力值越低；當凈壓力超過門檻壓力時，隨著凈壓力繼續增加，不同裂縫初始開度所對應的曲線逐漸接近；裂縫初始開度造成的門檻壓力差值最大可達到1.2 MPa。因此，裂縫初始開度越高，越有利于裂縫充填；當初始開度較低時不適合低壓充填，需提高注入壓力。

圖3 裂縫參數隨壓力、初始開度變化圖版Fig.3 The chart of changes in fracture parameters with pressure and initial opening

2.3 注入壓力

由前文可知，當裂縫凈壓力較高時，裂縫導流能力才能降至低值，實現有效封堵。假設裂縫導流能力需降至原始導流能力的1%，α為15 °，所需最低裂縫內凈壓力約為4.0 MPa(圖2c)。根據摩阻換算公式[13]，將縫內凈壓力換算為井口施工條件下泵注壓力：

pf=p-pres=pwh+ΔpH-Δpfric-ΔpICD

(9)

式中：pf為裂縫內凈壓力，MPa；pres為油藏壓力，MPa；pwh為泵注壓力，MPa；ΔpH、Δpfric、ΔpICD分別為井口到井底的壓差、沿程壓力損失、通過流入控制閥的壓力損失，MPa。

當充填施工注入流速為1 200 L/min、井身長度為3 000 m、水平段長度為800 m時，計算得到的井口注入壓力為7.0 MPa。因此，為實現對裂縫的有效填充封堵，注入壓力應大于7.0 MPa。

3 實例分析

南海塊狀裂縫性礁灰巖油藏A為底水稠油油藏，底水能量充足，主要采用水平井依靠天然能量開發。斷層、裂縫較發育，構造主體軸向為北西西—南東東，南北方向被主斷層切割，斷層走向與構造軸線基本平行。油藏深度為1 198～1 273 m，平均孔隙度為21.49%，平均滲透率為363.14 mD，屬于中高孔、中高滲儲層。地下原油黏度為46.5～162.1 mPa·s。由于流度比不匹配、強底水錐進等因素，開發過程中水平井暴性水淹現象嚴重，已實施的化學堵水、ICD控水等常規增產工藝措施收效甚微。油藏先后在4口調整井實施了過飽和充填控水措施，其中，A1井穿過斷層、A2、A3井位于斷層附近。各井注入封隔體體積均超過了環空理論體積，實現了過飽和充填，A2、A3、A4井充填率均超過200%，A1井充填率為170%。

措施井均為新井，可通過與相似臨井對比評價措施后的效果，各井措施后生產情況見表2，其中，B1、B2分別為A1、A2未實施措施的臨井。由表2可知：A1、A2井通過過飽和充填后，裂縫及環空受到封堵，產油產液指數相比臨井均有所下降。A2井在投產1個月和3個月內平均含水都明顯低于B2井，表明通過措施，取得了顯著的控水效果；A3、A4井投產1個月和3個月內的含水均低于研究區的平均水平，同樣表明措施有效；A1井初期含水即達到97%，措施未生效，需進行原因分析。

表2 措施井生產情況Table 2 The production situation of measure wells

A1井穿過斷層，但充填率僅為170%，與其他3口井相比充填率明顯較低，未能實現對裂縫的充分封堵，無法阻止底水沿裂縫高速滲流通道竄進。根據充填模型，可利用施工壓力曲線轉化為縫內靜壓力(圖4)，估算A1井實現充分充填所需的縫內壓力(表3)。

圖4 A1、A2井施工凈壓力曲線Fig.4 The net pressure curve of Wells A1 and A2

由表3可知：A1井井周裂縫與靶區主裂縫同為北西—南東方向，走向接近，垂直于地層最大水平主應力，A2井井周裂縫除沿主方向發育外，還發育一組共軛方向裂縫，二者分別垂直和平行于地層最大水平主應力；2口井井周裂縫密度接近，由實驗估算出A2井的裂縫初始開大于A1井；A1井充填門檻壓力為3.3 MPa，A2井最低充填門檻壓力為0.3 MPa，而A1井充分充填需要4.4 MPa凈壓力，A2井的2組裂縫分別需要1.6、4.5 MPa。分析以上數據可知，A1井不利的裂縫走向及較小的初始開度，導致實現裂縫有效封堵需要更高的壓力，注入更困難。

表3 A1、A2井充填壓力估算[14]Table 3 The estimation of filling pressure of Wells A1 and A2[14]

A2井初期縫內壓力約為5.0 MPa，高于其充填門檻壓力及充分充填所需壓力，因此，前期顆粒主要充填裂縫；后期壓力降低后，注入顆粒開始充填環空。A1井初期充填壓力為1.0～3.0 MPa，低于充填門檻壓力，更達不到充分充填所需壓力，因此初期顆粒無法進入裂縫，堆積在環空，而顆粒在環空堆積后堵塞注入空間，攜砂液難以進入裂縫，最終導致充填不足，生產時無法阻止底水沿裂縫竄進。