鄂尔多斯盆地东部高含水井综合治理——以甘谷驿油田唐80井区为例

2015-02-20师晓伟

非常规油气 2015年6期

师晓伟，李　杰

(延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安 716005)

鄂尔多斯盆地东部高含水井综合治理
——以甘谷驿油田唐80井区为例

师晓伟，李杰

(延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安 716005)

摘要：为了解决甘谷驿油田唐80井区注水开发后油井含水上升速度快、高含水井逐年增多，但采出程度低、剩余油较富集的问题，进行了裂缝油藏深部调剖技术攻关研究。通过分析典型井组生产状况，并根据该区油藏特点和需求研制了深部调剖技术的体系配方、设计了施工方案，最终确定采用体膨颗粒+低温凝胶深部调剖体系和体膨颗粒+微生物深部调剖体系进行治理，分析了不同水驱速度、调剖剂注入量、调剖剂注入速度对采出程度影响。选取唐80井区两组典型注水井组进行了现场试验，试验结果表明：措施注水井的视吸水指数下降，压力指数上升，吸水剖面明显改善，说明对裂缝和高渗透层进行了有效封堵；对应的井组含水下降，日产油量上升，水驱开发效果有所改善，取得了降水增油的效果。

关键词：高含水井；深部调剖；开发效果；降水增油

Comprehensive Treatment of High-water-cut Well in Eastern Ordos Basin

——A Case Study of Tang 80 Blocks in Ganguyi Oilfield

Shi Xiaowei, Li Jie

(GanguyiOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan’an,Shaanxi716005，China)

Abstract:Oil wells in Tang 80 Blocks of Ganguyi Oilfield feature in rapidly rising water cut and year-on-year increasing number, yet low recovery percent and richer residual oil enrichment. To solve these problems, we probed into the deep profile control technology for fractured reservoir. By analyzing the characteristics of typical well groups, we developed the system formulation and construction scheme of deep profile control technology based on the reservoir characteristics of the area, and finally used the swellable particles + low temperature gel for deep profile control system and swellable particles + microbial deep profile control system. And we discussed the effect of different water flooding velocity, profile control agent injection rate and injection speed on the recovery degree. We selected two typical water injection wells in Tang 80 Blocks for field test. Results showed that apparent injectivity index of water wells declined, pressure index rose, and water injection profile was improved, indicating that the fractures and high-permeability reservoirs were sealed effectively; the moisture content of corresponding wells dropped, daily oil production was increased, the water flooding effect was enhanced, water cut was decreased and oil production was increased.

Key words:high-water-cut wells; deep profile control; development effect; reducing water cut and increase oil production

甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部。唐80井区位于甘谷驿油田西南部，主要含油层位为三叠系延长组长6油层组，油层局部发育微裂缝，是典型的低孔、超低渗、低温油藏。该井区自2002年开始实施注水开发，2008年实现不规则反九点面积注水，随着注水开发面积的不断扩大，中—高含水油井逐年增多。部分油井含水已高达90%以上，但研究发现该区实际采出程度较低、剩余油仍较富集。为缓解注入水无效循环，提高水驱效率，开展了深部调剖技术研究，通过化学、微生物调剖剂实现对裂缝和高渗透层的有效封堵，达到在纵向上调整吸水剖面，改善层间和层内矛盾，提高中—低吸水层产油的目的；在平面上迫使注入水转向，扩大水驱波及体积。

甘谷驿油田于2008年开始调剖技术的研究和应用，并取得了一定的技术成果；但随着开发时间的延续，该油田各区块油层条件不断发生变化，对调剖技术提出了更高的要求，需从实际问题入手，找出解决问题途径，开展油藏深部调剖技术研究，最终达到控水稳油目的。

甘谷驿油田前期调剖技术存在的主要问题有：调剖规模小；对油藏的认识具有局限性，导致调剖剂筛选的针对性较差；调剖参数设计与现场实际仍有差距；调剖工艺仍然存在一定的问题等[1-4]。针对这些问题及唐80井区的储层特点，结合油田现场实际情况，以多年调剖技术的研究和应用总结为基础，进行了裂缝性油藏深部调剖技术的研究，并以地质特点、开发历程、调整现状及目前暴露的开发矛盾具有代表性的唐80井区进行试验。

1 典型井组生产现状

丛57井组和丛58井组位于唐80井区西部，实施同步注水；长61和长62为主产层。

1.1 丛57井组

2002年7月投产。西向95.6m的丛57-2井于2003年2月含水上升， 5月含水上升到95%关井。2004年5月补孔压裂恢复生产，2009年3月二次水淹停产，2011年5月再次补孔压裂长63段，3个月后第3次水淹。

丛57-6井从2003年3月含水上升，6月含水上升到95%关井。2004年5月补孔压裂恢复油井生产，2008年1月含水再次突升至99%，2008年5月补孔压裂长62段，月产液20.44m3，含水35%。

丛57-7井2003年10月注水见效，2005年7月补孔压裂增产，2008年6月含水上升，10月含水上升到95%关井，2009年10月机械堵水作业见效，2011年7月含水再次上升至90%，二次水淹，其余油井含水在40%以下，产液量平稳，具体见效方位见图1。

图1　丛57井组和丛58 井组见效方位图Fig.1　Effective direction map of Cong 57 and Cong 58 well groups

1.2 丛58井组

2002年6月30日投注，因注入压力高，一直不能正常运行。2003年3月通过洗井改造后，注入压力为7MPa。注水受益井2002年7月14日投产。北向129.8m的丛58-1井、西向125.5m的丛58-4井、东向155.7m的丛58-5井先后见效。丛58-5井5月份含水上升至95%，5月26日关井。丛58-4井8月份含水上升至95%，8月13日关井。2004年10月这两井补孔长61段恢复生产。丛58-6井2011年8~9月产液由0.21m3/d增至1.96m3/d，含水从40%上升到100%，爆性水淹，具体见效方位见图1。

1.3小结

分析表明：丛57井组、丛58井组东西向见水快，东北向、西北向、南北向油井见效较慢。丛57-2井、丛57-6井、丛58-5井于2003年5月见效即水淹，丛58-4井见效3月后水淹，丛57-2井、丛57-7井多次改层多次水淹；截至2012年12月份丛57-2井、丛57-7井、丛58-6井水淹，丛58-2井含水上升至78%。

总体表明：丛57井组、丛58井组由于裂缝见水没有得到有效治理，注采比比整个井区低0.7%～0.75%，综合含水比整个井区高2.61%～4.96%(表1)。含水还有进一步上升的趋势。

表1　2011年1～8月丛57井组和丛58井组注采对比表

2 综合治理方案

2.1 调剖剂筛选[5-6]

唐80井区油藏对深部调剖体系的性能要求：

(1)油藏特点对调剖体系要求：窜流类型以复合型窜流为主，人工裂缝、天然裂缝、孔隙性窜流程度严重，要求调剖体系封堵性能强。

(2)低渗透油藏中的裂缝既是水窜通道，又是产油通道，如果将这些裂缝完全封堵，处于裂缝带外围高含油饱和度带的地层流体又会因岩性过于致密或地层压力过低而失去向井底渗流的能力，造成更严重减产。所以如何做到合理控制裂缝性油藏的封堵强度是有效开发这类油藏的重要环节。

(3)孔喉半径分布极不均匀，要求调剖体系性能和堵剂粒径多样化。

(4)该区块油水井间距为125～175m，调剖剂易沿裂缝或孔隙窜流至油井，要求调剖体系成胶时间可调；

(5)剩余油分布复杂、局部富集分散、原油黏度为3.37mPa·s，要求深部调剖体系具有较好的驱油性能。

(6)调剖需求量大，甘谷驿油田注水区域逐年扩大，注水井增多，随注水时间的增加，具有调剖改善水驱开发效果的井也随之增加，年均工作量规模需求为20～40口井，要求调剖体系成本比较低，易于规模化大剂量实施。

根据上述分析，可以采用复合调剖体系，通过采用多种调剖组合的方式以适应复杂油藏的需求。封堵裂缝孔隙采用高强度调剖剂，封堵层内高渗透条带采用聚合物凝胶体系或产聚合物微生物体系。

2.1.1 高强度调剖剂筛选

高强度调剖剂[7-8]有树脂类、水泥类、无机沉淀类、TP-910系列调剖剂。树脂类、水泥类和无机沉淀类调剖剂存在固化时间短、施工风险高的缺点；TP-910系列调剖剂存在成本高、不适合大剂量使用的缺点。因此，高强度调剖剂的筛选主要以颗粒物理堵塞为主，封堵强度高、长期有效、分级封堵是筛选颗粒堵剂的主要原则。室内通过对5种颗粒体系进行筛选(表2)，确定体膨颗粒为封堵裂缝和大孔隙的调剖剂。

表2　不同的固相颗粒基本情况对比表

封堵人工裂缝颗粒粒径：人工裂缝为水流超级通道，支撑缝宽一般为4～5mm。根据体膨颗粒与裂缝宽度的匹配实验，确定颗粒的粒径为4～6mm，膨胀后粒径可变为2～3cm左右，对人工裂缝进行有效封堵。

封堵天然裂缝颗粒粒径：天然裂缝宽度一般为0.01～0.1mm，封堵天然裂缝采用复合颗粒，主要通过物理堵塞实现封堵，颗粒粒径选择0.5～1mm, 1～2mm等几种粒径。

2.1.2 凝胶调剖剂筛选

由于单一颗粒堵剂只能进入裂缝，对大孔道高渗透层无法实现有效封堵，因此需加入凝胶，形成颗粒凝胶体系，拓宽封堵范围。

传统凝胶的特点[9-10]：Cr胶黏剂污染环境，要求地层水矿化度小于25000mg/L，不具有活性和洗油效率。实验选用低温聚合物凝胶，其优点有：①不使用常规铬、酚、醛体系，环保友好性增强；②体系中添加表面活性剂，具有一定的驱油效率；③对油藏环境的耐受性强，滞留时间长；④可流动性好，能注入到油藏深部，实现高注入能力。

丛57注水井和丛58注水井分别采用体膨颗粒+低温凝胶深部调剖体系和体膨颗粒+微生物深部调剖体系。

2.2 调剖方案优化设计

2.2.1 模型的建立

(1)模型类型确定：模型参数的选择均以甘谷驿油田唐80井区的实际油藏数据为参考(表3)，建立纵向模型来分析解释油藏调剖渗流规律。

表3　模型基础数据表

包括不同类型、不同用量、不同注入速度及成胶后调剖剂对油藏流体渗流特征影响。

(2)模型假设条件及参数：模型分为高、中、低3个渗透率级别；油层正韵律分布；层间无窜流；模型注入速度恒定。模型大小根据试验设备能力确定。

(3)纵向模型建立：图2为玻璃烧结的纵向模型，模拟的是一注一采方式。考虑纵向非均质性，该模型由3层不同渗透率级别互不窜通的独立模型组成，在高渗透层中，有一条水平裂缝，为东西走向，长度为1/3井距，宽度小于1mm。

图2　纵向模型图Fig.2　Longitudinal model

2.2.2 实验过程

(1)实验条件：实验用水为按照油田注入水矿化度配制的模拟水，采用亚甲基蓝染色；用油为按照油田原油性质利用精品油加煤油配制的模拟油，采用油溶红染色，常温下黏度为3.5mPa·s；实验温度为25℃；调剖剂采用“颗粒+凝胶”复合调剖剂。

(2)基本参数测定：首先按照模型参数制作岩心，测定岩心渗透率、孔隙度；然后将岩心模型饱和水、饱和油，计算各岩心的束缚水饱和度、含油饱和度和水淹体积等基础油藏参数。

(3)纵向模型实验流程：用ISCO平流泵注入，出口直接进行计量。在该实验中，通过改变驱替速度，观察不同时期各井的图像和具体实验数据，了解纵向双重介质油藏的开发规律。

(4)实验过程：①模型制作；②模型饱和模拟水，同时测量模型参数：③油驱水建立束缚水模型，测量模型参数；④按照流程将模型安装到驱替系统中；⑤水驱油过程，记录驱油过程及各井的采油和采液量；⑥改变驱替速度等实验参数(驱替至含水为90% ) ；⑦高渗透层注入调剖剂，候凝成胶，继续水驱油(驱替至含水为98% ) ；详细跟踪记录实验过程参数；⑧改变参数，重复上述实验。

2.2.3 实验结果分析

(1)不同水驱速度对采出程度影响。

采用0.5m/d、0.8m/d、1.5m/d 3种不同的水驱速度进行对比实验(表4)。

当综合含水率为98%时，0.8m/d的水驱速度效果最佳，开发初期高注水速度 (1.5m/d)比低速度(0.5m/d、0.8m/d)各层动用更为均衡；但当高渗透层见水、形成大的水流通道后，高渗透层的吸液量增加，中、低渗透层吸液量降低，模型整体采出程度提高幅度减缓。

水驱速度为0.5m/d时，大部分水在低压条件下沿高渗透层突进，中、低渗透层动用程度差，影响整体采出程度。

水驱速度为0.8m/d时，中、低渗透层吸液量始终保持较高水平，综合含水上升慢，整体采出程度最高，则合理水驱速度为0.8m/d。

表4　水驱速度对采出程度影响表

(2)调剖剂注入量对采出程度影响。

在纵向模型中选出4组调剖剂注入量进行调剖对比实验，因实验中调剖剂首先进入并完全充填裂缝，调剖剂用量为裂缝体积加进入基质部分的体积，裂缝体积是固定的，因此主要研究调剖剂进入基质部分的体积对采出程度的影响。

注入体积参数的设定，即为高渗透层孔隙体积的1/6PV、1/4PV、1/3PV、1/2PV(表5)。实验显示，随着调剖剂注入量的增加，采出程度也随之增加，当注入量达到一定程度后(1/3PV)，采出程度的提高幅度明显减缓。由实验得出，最佳调剖剂注入量在高渗透层孔隙体积的1/4~1/3PV之间，实际用量需加上裂缝体积。

表5　油藏模型中不同调剖剂注入量对采出程度影响表

(3)调剖剂注入速度对采出程度的影响在正常注水速度为1.5m/d时，注入量为高渗透层孔隙体积0.36PV条件下，对0.8m/d、1.5m/d、2.0m/d和3.0m/d 4种调剖剂注入速度进行对比实验(表6)，结果显示，调剖剂注入速度为1.5m/d时模型采收率提高幅度最高，调剖剂充填有效厚度最大，同时含水降低幅度也越大。注入速度过快会使注入压力突升，影响后续液体的注入，可能导致调剖剂沿裂缝段突进，造成调剖层段封堵不完全，降低调剖剂充填有效厚度，高压下后续注水容易突破凝胶或产生绕流，使调剖剂过早失效。在过低的注入速度下使得注入压力降低，甚至低于正常注水压力，导致调剖剂沿底部水平方向锥进现象发生，降低了调剖剂充填的有效厚度，不能对目的层进行有效封堵，影响最终调剖效果。综上所述，调剖剂注入速度应尽可能接近或者略高于注水速度。不同注入速度下调剖剂充填形态见图3。

表6　调剖剂注入速度变化的实验结果表

注：注入量为0.36PV。

图3　不同注入速度下调剖剂充填形态图Fig.3　Filling morphology of profile control agent with different injection rates

根据物理模拟实验结果，深部调剖剂注入量在高渗透层孔隙体积的1/4~1/3PV之间。挤注排量为：大粒径颗粒调剖剂以7～9m3/h排量注入，小粒径颗粒调剖剂以6～7m3/h排量注入，凝胶调剖剂以1.5～3m3/h排量注入，微生物+营养液以1.5～3m3/h排量注入。唐80井区地层破裂压力平均为15.1MPa，注水井平均泵压为7.8MPa，因此该区块调剖调驱液注入压力应低于7.8MPa，施工压力在设备安全压力内且不得超过地层破裂压力12MPa。具体以地层吸水能力和施工实际情况而定。

丛57注水井、丛58注水井调驱参数取值见表7。

表7　丛57井和丛58井调驱段塞参数表

续表

3 资料录取及评价

3.1 注水压降曲线变化

由注水井井口压降曲线测试发现，丛57注水井措施前井口压力为8.49MPa，调剖施工后井口压力上升至9.1MPa(图4a)；丛58注水井措施前井口压力为9.0MPa，调剖施工后井口压力上升至9.8MPa，正常注水后注水压力逐渐升高至10.5MPa(图4b)。

图4　调剖前后井口压降曲线对比图Fig.4　Comparison of wellhead pressure drop curves before and after profile control

施工前的压降曲线较陡，说明井中存在相对低压的高渗透层或条带，层面上非均质性严重；施工后的压降曲线较施工前明显变缓，压力增高，说明低压高渗透层已经被封堵，非均质性得到一定改善。

3.2 吸水剖面得到改善

图5　调剖前后吸水剖面对比图Fig.5　Comparison of water absorption profiles before and after profile control

丛57注水井和丛58注水井调剖前后吸水剖面对比(图5)发现，吸水层段变化明显；调剖后注水井吸水剖面变的均匀，吸水厚度增加，吸水指进现象明显改善，且原来的强吸水层吸水量下降，说明这两口注水井调剖有效。

3.3 产液剖面得到改善

由表8可知，产液剖面有所改善，10个可对比层中含水下降的有8个，7个水淹层治理后有5个出油，效果明显，其中丛58-6井长61段为强水淹层，日产液1.2m3，治理后日产液0.1m3；长62段产液下降，产油上升，说明治理后水驱流向改变，平均日产油增加0.538m3，水下降67.5% 。

表8　丛57井组和丛58井组调剖前后产液剖面对比表

续表

3.4 液体流动方向发生转变

由表9可以看出，调剖前后注水井与产出井之间的渗流参数均发生了显著变化，施工后高渗透层渗透率明显降低，喉道半径减小，水驱波及体积增大，波及系数提高，说明本次调剖堵水效果较好。

表9　调剖前后渗流波及参数变化对比表

4 现场试验增油效果分析

4.1 整体效果

实施调剖后对应的油井见到了较好的效果(表10)：试验区共有油井16口，见效11口，见效率为68.7%。总产油量由7.67t/d上升到12.18t/d。区块综合含水下降了38.19%，减少了注入水的无效循环，注入水利用率、注水波及体积和驱替效率提高。另外表10中有3口井产液量、产油量出现了不同程度的下降，分析原因：一方面是油井自然递减，另一方面是施工后注入水的减少影响了原油产出。

表10　整体井组实施效果表

4.2 典型井组效果对比分析

综合治理施工完成后，丛57注水井和丛58注水井吸水指数、吸水强度下降，注水井压力指数PI值升高。施工后丛58注水井PI值上升为8.87MPa，较治理前上升4.35MPa，明显高于丛57注水井(表11)，说明丛58井封堵效果好于丛57注水井。

受益井组在堵水、调剖施工后含水迅速下降，丛57井组含水从63%下降到19.8%，丛58井组从含水由56%下降为18%(图6)，说明水窜通道得到有效封堵，2012年1～4月含水开始上升，一方面是地层新的水流优势通道重新形成，另一方面是堵水、调剖效果受注入水的冲刷而减弱。图6中可以看出丛57井组含水上升速度明显高于丛58井组，认为此次调剖虽然见效较慢，但持续时间长，增产潜力大。