高含水井堵水壓裂試驗
——以合水油田莊XX區長8儲層油井為例

楊玉龍,毛恒博,成 旭,鄒俐儼

(長慶油田分公司 第十二采油廠,甘肅 慶陽 745400)

0 引言

莊XX區長8為典型的巖性油藏,以正方形反九點、矩形、菱形反九點井網、超前注水方式投入開發。沉積類型為三角洲沉積體系,長8儲層以三角洲前緣水下分流河道、分流間灣沉積為主,平均孔隙度為10.02%,氣測滲透率0.89×10-3μm2。采油井自然遞減2.6%,綜合遞減1.9%,含水上升率12.1%,壓力保持水平94.5%,水驅儲量控制程度93.1%,水驅儲量動用程度69.1%。目前,莊XX區含水≥60%的采油井93口,占比32.5%。同期對比來看,高含水井比例由2018年的32.5%下降至2019年的30.7%(由103口下降至91口),呈逐步下降趨勢。 裂縫及高滲條帶造成油藏水驅呈線狀突進。莊XX區主向裂縫,高滲條帶發育,造成注水井指狀吸水、尖峰吸水現象突出(占比31.1%)。注入水沿高滲通道快速推進,采油井受其影響,沿主向方向連線水淹。

利用Frac-pt軟件,擬合分析高含水井歷史壓裂規模與見水類型及見水時間的關系。裂縫型見水井裂縫半縫長190～250 m,見水周期以10～30個月居多。孔隙型見水井裂縫半長150～180 m,見水周期以20～50個月居多。現有的成熟工藝技術如“常規水力壓裂、前置酸壓裂、暫堵壓裂、體積壓裂”等,均以解除地層堵塞及塑造導流通道為目的,主要針對中低含水井。治理高含水井的措施主要采用堵水技術,但成功率低且單純堵水作業存在堵后無液量、無產能等問題。因此,莊XX區2019—2021年采用“堵水+補孔壓裂”實施5口,實施后,含水由100.0%下降至57.8%。

1 堵水壓裂試驗

1.1 堵水壓裂堵劑的選擇

將油井堵水與原層補孔壓裂技術相結合,采用封堵來水通道、打開新縫等工藝,達到降水增油及動用剩余油的目的,從而形成堵水壓裂儲層改造,其核心是封堵劑材料。封堵見水位置,決定了后期原層壓裂增油效果;封堵原見水優勢通道,為后期水驅效率的提高、長期穩產提供了重要保障。

堵劑主要有以下幾種:

1)體膨顆粒。將高吸水膨脹型聚合物凝膠顆粒泵入地層大孔道和裂縫,通過體系的吸水膨脹性增強與巖石壁面的黏結吸附能力,產生封堵效果。

2)高強度凝膠。由丙烯酰胺單體地下聚合形成高強度凍膠體,丙烯酰胺5%,交聯劑0.05%,引發劑0.02%,添料7.61%,pH調節劑1.27%。

3)高強度酚醛樹脂。主要作用原理是各組分經化學反應形成樹脂類堵塞物,在地層條件下固化不溶,對出水層形成永久性封堵。

4)聚合物微球。微納米聚合物微球遇水膨脹和吸附,逐級封堵地層孔喉,達到深部調剖堵水的目的。聚合物微球具有較好的彈性,在形成有效封堵的同時,在一定壓力下發生變形而運移,且不會被剪切,形成多次封堵,具有多次工作能力及長壽命的特點,通過各種不同尺寸及不同性質聚合物微球的優化組合,實現對不同滲透率、不同地質條件的有效封堵。

1.2 現場試驗效果

1)轉向壓裂工藝設計。根據單向、雙向、多向復雜見水類型,針對性形成不同的堵水技術思路,確定相應的技術工藝并對工藝參數進行優化設計。

2)堵水壓裂效果認識。從堵水和壓裂方向進行分析,對施工參數進行對比,以提升堵水壓裂措施效果。堵水壓裂實踐表明,微球用量和堵劑用量對增油水平影響較小,增加PEG用量,有助于提升效果。高強度酚醛樹脂封堵效果較好。

圖1 不同微球用量6個月日增油水平Fig.1 Daily oil increase level for 6 months with different microsphere dosage

圖2 不同堵劑用量6個月日增油水平Fig.2 Daily oil increase level of 6 months with different plugging agent dosage

圖3 不同砂量6個月日增油水平Fig.3 Different sand volume 6 months daily increase oil level

圖4 不同排量用量6個月日增油水平Fig.4 Daily oil increase level for 6 months with different displacement and consumption

堵水壓裂實踐表明,低排量1.6～1.8 m3/min,可控制裂縫延伸高度,減少油藏縱向上連通程度;低砂量16～20 m3,可控制油藏改造規模,防止改造過大油井見水。

3)選井優化方向。結合歷年堵水壓裂實施情況,做出堵水壓裂選井改造的散點圖,對堵水壓裂措施井進行優選。

物質基礎好:儲層厚度16～18 m,堵水壓裂效果較好,表明儲層儲量基礎越大,動用剩余油的空間越大,措施潛力較好。

圖5 儲層厚度-單井累增油散點圖Fig.5 Scatter plot of reservoir thickness-single well accumulation oil

圖6 滲透率-單井累增油散點圖Fig.6 Scatter plot of permeability-single well cumulative oil

圖7 初期產量-單井累增油散點圖Fig.7 Scatter plot of initial production-single well cumulative oil

圖8 累采油量-單井累增油散點圖Fig.8 Scatter plot of cumulative oil production-cumulative oil of a single well

滲流特征中等:滲透率2～4 mD,效果較好,儲層物性過差,堵水易將孔隙堵死,而壓裂規模大則溝通微裂縫高滲含水帶,控水效果不理想,合理重復壓裂施工參數仍待攻關優化。

生產歷史:初期產量3～4 t,累采油3 000～4 000 t。初期產量高,表明儲層能量充足,物質基礎好。累采油中等,表明后續生產潛力大,是堵水壓裂選井的重要方向。

2 結束語

研究表明,油井高含水不等于油藏高含水,水相滲流能力優于油相、厚度較大的非均質油藏存在局部優勢突進,油藏潛力仍較大。高含水油井堵水壓裂,見水方向明確、儲層認識清楚是工藝成功的前提。封堵過程中,封堵劑用量、封堵位置及堵水過程中壓力的爬升是措施有效的關鍵。封堵后,重復壓裂的“低砂量、低砂比、低排量”是后期堵水壓裂成功的保障。5口井的試驗結果對比中石油標準,效果較好,說明掌握高含水井見水特征,可持續優化堵水壓裂工藝,提升治理效果,為工藝優化方向提供參考。