裂縫型油藏水竄特征與封堵體系研制

魏開鵬 鄧學峰 方 群 斯 容

中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術研究院, 河南 鄭州 450006

0 前言

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南緣,主要含油層系為三疊系延長組長8油層,平均孔隙度0.8%,平均滲透率0.4 mD。受盆地邊緣多期構造運動影響,發育北西向、北東向兩組大斷裂,并伴生大量裂縫[1-2]。

2011年以來采用水平井開發,大幅提高了單井初產(直井初產油1.5～2 t/d,水平井初產油8～10 t/d),但因地層能量不足,自然遞減快(30%～45%),開發采收率低(1%～2%)[2]。注水增能先導試驗注采井組中54.5%的油井發生裂縫性水竄,水驅效果不理想,封堵水竄裂縫是保障注水增能的關鍵。

目前國內外用于裂縫型油藏的封竄堵劑主要是凍膠類、凝膠類以及顆粒類的堵劑,具體包括:無機顆粒、體膨型顆粒、聚合物微球、無機凝膠堵劑、聚合物凍膠堵劑以及樹脂堵劑等[3-15]。根據紅河長8油藏裂縫發育的特征,結合各類封竄堵劑性能特點,以提高深部裂縫封堵強度為目標,研發了裂縫型油藏高強度封堵體系。室內實驗表明,封竄體系在裂縫中封堵強度顯著增強,可以滿足貫通性裂縫封竄要求。

1 紅河長8儲層裂縫與水竄特征

1.1 產層裂縫發育特征

根據紅河37井區27口井長8巖心裂縫觀察分析,共有12口井巖心存在裂縫。裂縫傾角分布范圍45°～90°,其中傾角>80°裂縫占比49%,傾角>60°占比77%,以高角度縫為主。裂縫長度集中分布在10～20 cm、20～30 cm,分別占比38.9%和15.9%;裂縫寬度主要集中在1 mm,占比46.4%,其次是0.5～1 mm、>1 mm、<0.5 mm,分別占22.7%、20.9%、10%,其中泥質巖類裂縫張開度低,砂巖類中裂縫張開度高,半充填和充填裂縫為主(占70%以上)[16]。

1.2 注水開發后水平井的水竄動態特征

紅河油田長8油藏注水先導試驗表明:水竄時平均單井注水時間為88.5 d,平均單井注入量為1 520 m3,表現出水竄速度快,沿裂縫竄流的特征,具體數據見表1。

表1 紅河油田長8油藏水竄情況表

水竄時的注水量與裂縫寬度分布特征基本一致,18.2%的油井水竄時注水量小于100 m3,分析認為沿占比20.9%的>1 mm裂縫水竄;45.5%的油井水竄時注水量為100～1 000 m3,分析認為沿占比46.4%的1 mm裂縫水竄;36.3%的油井水竄時注水量>1 000 m3,分析認為沿占比32.7%的<1 mm裂縫水竄。

注水井示蹤劑監測結果表明水竄時水線推進速度54～473 m/d,平均164 m/d,遠大于基質驅水線推進速度,表現為裂縫性水竄特征,具體數據見表2。

表2 紅河油田長8油藏注水水線推進速度表

2 前期水平井調剖封竄效果分析

2015年紅河長8油藏開展3口注水井調剖封竄試驗,堵劑類型選用預交聯顆粒和酚醛樹脂凍膠,采用“凍膠+顆粒”堵劑組合的方式,平均單井堵劑用量547 m3。2口井采用“顆粒段塞+凍膠段塞+凍膠與顆粒復合段塞”三段式組合,1口井采用“凍膠段塞+凍膠與顆粒復合段塞”二段式組合,具體封堵段塞組合見表3。

表3 紅河油田長8油藏調剖劑應用情況表

3口注水井均為雙向水竄,封竄后注水壓力上升3.5～8.5 MPa,對應油井表現為水竄嚴重的方向封堵效果差,水竄較為緩慢的方向得到了有效封堵,有效期125～497 d。

分析認為顆粒類堵劑是以懸浮體的形式進入地層并優先進入裂縫地帶,但很難把握好顆粒粒徑與孔喉/裂縫的匹配關系,現場試驗因為粒徑太大封堵在近井地帶,導致深部裂縫未能得到有效封堵,而且單純的顆粒類堵劑沒有粘附性,對大型的孔、洞、縫封堵強度較弱,極易出現“注不進、堵不住”的問題,因此對貫通性大裂縫封竄效果不理想[17];而凍膠型堵劑雖然封堵強度較大,適合封堵較大的孔洞縫,但受凍膠體系本身材料力學性能影響,隨裂縫寬度增加,堵劑封堵強度快速降低。為提高裂縫的封堵效果,需要進一步提高堵劑封堵強度,研發高強度堵劑體系。

3 高強度封堵體系的研制及性能評價

3.1 高強度封堵體系的研制

以提高堵劑在貫通性大尺度裂縫中封堵強度為目標,研發了單體自聚高強度封堵體系。單體自聚是指丙烯酰胺單體在引發劑的作用下,在地層中聚合生成聚合物,在單體中加入交聯劑,使高分子聚合物快速從線性結構轉變成立體網狀結構,大幅度提高堵劑強度。單體自聚凍膠具有良好的耐溫耐鹽以及耐水性,長期泡水條件下具有一定的吸水膨脹性,且能保留較高的強度,提高貫通性裂縫的封堵效果[18-19]。

通過優化體系中單體、引發劑、交聯劑、緩聚劑和增強劑等組分,得到適用紅河長8儲層地質條件的封堵體系,堵劑配方及成膠時間見表4。通過對比實驗,單體聚合體系成膠時間在5～20 h之間可調。

表4 配方及成膠時間表

3.2 耐溫性能評價

將成膠后的堵劑置于恒溫70 ℃水浴中觀察不同時期的堵劑形態變化,同時測量不同時期堵劑的彈性模量,見圖1。結果顯示,堵劑老化10 d后彈性模量大于220 Pa,其強度未減弱,表明堵劑在地層溫度條件下長期穩定性良好。

圖1 堵劑不同時期彈性模量圖Fig.1 Elastic modulus of plugging agent in different periods

3.3 耐鹽性能評價

將成膠后的堵劑放置在100 000 mg/L礦化度水中，測試浸泡不同時間堵劑的彈性模量,評價堵劑的耐鹽性能,實驗結果見圖2。實驗表明堵劑穩定性能好,其強度比為未浸泡時有提高,彈性模量達到200 Pa以上。

圖2 堵劑浸泡后強度變化圖Fig.2 Strength change of plugging agent after immersion

3.4 流變性能評價

流變性能評價實驗結果見圖3,在剪切速率幾乎為0時,體系黏度很大(1×107mPa·s),流動性極差;剪切速率增大,體系黏度變小,在注入條件下體系黏度僅有100 mPa·s。表明在貫通縫性裂縫中剪切速率較低時堵劑黏度升高,流動性變差,有助于堵劑在裂縫中滯留,增強對貫通性裂縫的封堵。

3.5 封堵強度評價

3.5.1 彈性模量評價

使用MCR92流變儀測定不同老化時間后封竄堵劑體系的彈性模量,見圖4。由圖4可以看出,剛聚合形成的堵劑,彈性模量大于100 Pa,該強度是一般強凍膠強度的10倍。將該產物放置老化后,由于交聯反應不斷完善,體系強度進一步升高,10 d后彈性模量增加近2倍。將老化 1 d 的聚合產物放置于模擬水中浸泡1 d后,體積膨脹,強度也增加近20%。聚合產物遇水膨脹且強度增加的性能,有利于解決注水過程中裂縫隨壓力上升擴張的問題。

圖4 封竄堵劑強度測試圖Fig.4 Strength test of channeling blocking agent

3.5.2 突破壓力梯度評價

彈性模量只是從材料角度對封堵體系進行表征,而突破壓力梯度則直觀反應了堵劑對裂縫的封堵能力。實驗采用長度0.5 m、管徑為1.0 mm的管線模擬裂縫[20]。管線注入堵劑后老化20 h,使用0.25 mL/min速度驅替管線中的堵劑,測定管線注入端壓力變化,記錄驅替壓力,待出口端出現第一滴液滴時的壓力為突破壓力。高強度封堵體系與常規凍膠的彈性模量及突破壓力梯度的對比見表5。

表5 與常規凍膠性能對比表

高強度封堵體系在突破壓力測定實驗中的壓力變化見圖5,實驗表明突破壓力梯度可達15 MPa/m,遠遠大于常規凍膠堵劑的突破壓力梯度[21],紅河油田長8油藏基質儲層啟動壓力梯度為0.082～0.125 MPa/m,堵劑封堵強度大于基質儲層驅替壓力梯度,能夠滿足裂縫型油藏水竄裂縫封堵要求。

圖5 封竄堵劑突破壓力梯度實驗結果圖Fig.5 Experimental results of breakthrough pressuregradient of channeling blocking agent

4 現場應用效果

2021年7月,在紅河油田長8油藏HH37P52井開展了高強度封堵體系的調剖封竄現場試驗,封堵有效率100%,取得了較好的封堵效果。

HH37P52井壓裂時即壓竄了對應油井HH37P16井和HH37P39井,導致兩口井含水升至100%,后來HH37P52井注水9 d,注水量達到120 m3時,HH37P16井含水率由78.8%升至99%,產油量由0.9 t/d降至0;HH37P39井含水率由75%升至97%,產油量由0.6 t/d降至0.04 t/d,均呈貫通性裂縫水竄特征。

根據封堵體系強度高、成膠時間短的特點,設計高強度封竄體系100 m3為主體段塞,前面設置200 m3酚醛樹脂凍膠堵劑,保護主體段塞不被稀釋,后續設計 150 m3酚醛樹脂凍膠堵劑和50 m3頂替段塞,將高強度封竄體系頂替至裂縫深部。

現場試驗后HH37P52井注水壓力由10.2 MPa上升為20.4 MPa,對應油井HH37P16井含水率由99%下降為60.1%,產油量由0上升至1.56 t/d,最高達到2.3 t/d;HH37P39井含水率由97%下降為59.8%,產油量由0.04 t/d上升至0.69 t/d,最高達到1.7 t/d。兩口井階段累計增油260.9 t,目前有效期仍持續有效,遠期效果仍在觀察中。

5 結論

1)紅河油田長8油藏裂縫發育,裂縫寬度分布特征與水竄特征對應,裂縫性水竄是制約紅河長8油藏注水增能的主要原因。

2)封堵體系成膠時間15～20 h,基液流變性能好,突破壓力梯度可達15 MPa/m,封堵強度大于基質啟動壓力梯度0.082～0.125 MPa/m,能夠滿足裂縫型油藏水竄裂縫的封堵要求。

3)高強度封竄體系對貫通性大裂縫取得較好封堵效果,現場試驗封堵有效率100%,注水壓力上升10.2 MPa,對應油井含水率下降37.2%～38.9%,階段累計增油260.9 t,取得了較好的增油降水效果。