低渗透油藏压裂井堵水技术研究与应用—— 以石南21井区头屯河组油藏为例

袁小华 王 杰 姬承伟 覃 勇

(新疆油田分公司陆梁油田作业区， 新疆 克拉玛依 834000)



低渗透油藏压裂井堵水技术研究与应用
—— 以石南21井区头屯河组油藏为例

袁小华 王 杰 姬承伟 覃 勇

(新疆油田分公司陆梁油田作业区， 新疆 克拉玛依 834000)

石南21井区头屯河组油藏为低孔低渗油藏，46.2%的油井都进行过压裂改造，注水开发过程中注入水易沿人工压裂缝快速窜入油井，导致压裂井采出程度低。通过对压裂井见水特征分析，结合实际施工案例，总结出地质选井原则及最优施工参数，形成压裂井堵水技术。该技术在石南21井区头屯河组油藏应用效果好，成功率达66.7%，累计增油3.3×104t。

低孔低渗； 压裂改造； 堵水技术； 采出程度

石南21井区头屯河组油藏为低孔低渗油藏，46.2%的油井都进行过压裂改造，注水开发过程中注入水易沿人工压裂缝快速窜入油井，导致压裂井采出程度低。本次研究在见水特征分析基础上，分析其堵水潜力及机理，形成石南21井区头屯河组油藏(J2t)压裂井堵水技术。

1 见水特征

(1)压裂规模大油井见水时间早。通过统计分析，随着压裂时每米油层加砂量的增加，油井见水时间缩短(图1)。

图1 石南21井区头屯河组油藏压裂井见水时间与压裂规模关系图

(2)压裂油井见水后含水快速上升。石南21井区头屯河组油藏压裂井见水后注入水绕过油层基质沿着压裂缝迅速在油井被产出，压裂井见水后含水快速上升，到达高含水期时间短，平均不足6个月。

(3)压裂井见水后，同井组未压裂油井生产变差。压裂井见水后，注入水沿着压裂缝与采油井窜通，短时间内水淹，注入水在注水井与采油井之间形成无效水循环，造成同井组内未压裂油井能量得不到有效补充，油井注水受效变差。

2 堵水潜力及机理

3 技术要点

3.1 选井原则

统计堵水效果发现，油层有效厚度和压裂规模是影响石南21井区头屯河组油藏压裂井堵水效果的主要因素。当有效厚度大于6 m和压裂时每米油层加砂量少于2.0 m3时堵水增油效果好，因此优先选择有效厚度大于6 m和每米加砂量少于2.0 m3的井实施堵水。

3.2 堵剂类型

目前现场用的堵剂主要分为2大类，一类是颗粒型堵剂(超细颗粒堵剂、聚合物微球、柔性转向剂BG-Spring)；另一类是非颗粒型堵剂，主要包括冻胶(酚醛树脂冻胶)和凝胶(耐盐凝胶、膨胀凝胶、特种凝胶)。采用水基堵剂可以提高堵剂进入压裂缝、有效封堵水窜通道的概率。根据石南21井区头屯河组油藏特性，筛选出几类堵剂，如表1所示。

表1 调堵用堵剂及配套用液筛选结果

在现场试验过程中，根据措施井地质资料(渗透率、孔喉大小、见水程度等)、措施井井筒及近井地带情况及堵后要求达到的效果对表1中的堵剂及配套用液进行选择组合。

冻胶和凝胶堵剂是通过捕集、吸附和充填作用形成物理堵塞，阻止水流通过或改变水流方向，达到封堵目的层的目的。对目的层堵剂的选择要结合堵剂的注入性、封堵性能、地层孔渗情况来考虑。

聚合物微球和柔性转向剂BG-Spring等2种深部调驱剂是通过在多孔介质中发生滞留、堆积，封堵，迫使后续注入水转向，扩大注入水波及体积；在室内实验分析中发现当粒径大于孔隙时，调堵剂颗粒可通过挤压变形在多孔介质中发生运移，从而提高后续注入水的液流阻力，迫使后续注入水转向，扩大注入水波及体积。

针对高渗透层(K>50×10-3μm2)的地层，需要用强度高的堵剂，通常是采用2种方法来配置：(1)在冻胶体系中加入相应比例的颗粒堵剂(超细颗粒)；(2)直接采用颗粒型堵剂。通过对地层渗透率、水淹情况、堵剂注入性能、强度等综合考虑，优选堵剂，结果如表2所示。

表2 不同渗透率地层与相应堵剂选择

为避免堵剂污染高渗透层，在选择堵剂配方时，尽量选用低黏度配方。

3.3 堵剂用量

通过确定处理半径确定堵剂用量。

3.3.1 处理半径的确定

采用平板模型实验研究堵剂在非均质油藏中的渗流特性(图2)，结合理论计算，得出用井距表示的最佳堵水处理半径。

图2 平板模型示意图

利用平板可视模型，模拟研究堵剂在非均质油藏中的渗流特性以及堵剂的分布形态，得到处理半径与最终采收率增幅的关系。从注水井端和油井端均反映出堵水效果先随处理半径增大而变好，说明深部堵水能够进一步提高堵水效果，但是，当堵水达到一定规模时，采收率增加幅度达到最大，超过这个规模以后，采收率增加幅度越来越小(图3)。

图3 堵水规模对采收率的影响

当处理半径达到0.18～0.24倍井距时堵水效果最佳，综合考虑经济成本，确定石南21井区堵水半径为0.08～0.20倍井距之间。

3.3.2 堵剂用量计算

根据单井控制范围计算堵剂的用量，公式如下：

V1=πR2h1φ

(1)

式中：V1— 堵剂用量，m3；

R— 堵剂处理半径，m；

h1— 堵水井段的射孔段厚度，m；

φ— 地层孔隙度，%。

当油井出水的主要原因为压裂裂缝沟通水层时，封堵压裂裂缝的调堵剂用量计算公式为：

V2=LfWh2

(2)

式中：V2— 封堵压裂缝需要的堵剂用量，m3；

Lf— 支撑缝长，m；

W— 平均缝宽，m；

h2— 支撑缝高，m。

则需要的堵剂总用量为：V=V1+V2。

根据石南21井区头屯河组油藏施工情况，每米油层堵剂用量一般控制在80 m3以内，超过这个范围，堵水后油井能量、产液量大幅下降，达不到增油目的。

3.4 施工排量

堵剂在地层中选择性注入性能研究结果表明：采用较低的注入速度可使堵剂选择性地进入高渗透层，从而有效封堵高渗透层(水窜通道)。施工排量计算公式为：

(3)

式中：Q— 施工挤注排量，m3h；

K— 堵水层渗透率，μm2；

h— 堵水层厚度，m；

Pw— 施工井井底压力，MPa；

Pe— 油层平均压力，MPa；

μ— 堵剂黏度，mPa·s。

根据石南21井区头屯河组油藏现场施工情况，排量一般控制在3～4m3h之间。

3.5 施工压力

在现场调剖堵水施工时，施工压力应在地层破裂压力的80%以下且应小于注水干线压力。如果是

颗粒调堵剂，一般控制施工压力小于注水的泵压，施工时应以低压低排量为原则。

施工压力≈平均地层破裂压力梯度×井深-液柱压力

因为石南21井区头屯河组油藏地层破裂压力梯度在0.013 6～0.016 1 MPam，平均为0.014 8 MPam，液柱压力为25.33 MPa，因此施工压力≤17 MPa，但现场施工压力一般控制在14 MPa以内。

4 应用效果

2010 — 2014年，在石南21井区头屯河组油藏共封堵人工裂缝类高含水井55井次， 36井次有效，措施有效率为66.7%。截至2014年底，采取措施后累计增油34 907 t，见效井单井平均日增油3.8 t，实施效果好。

5 结 语

通过研究形成了适合石南21井区头屯河组油藏(J2t)压裂井堵水技术，确定了措施选井原则和施工参数。主要结论如下：

(1)优先选择有效厚度大于6.0 m的井实施堵水。

(2)尽可能选择裂缝半长在100 m以内的井，如没有复压资料，应选择压裂时每米油层加砂量在2.0 m3以内的井。

(3)每米油层堵剂用量应控制在80 m3以内。

(4)堵水施工压力应控制在14 MPa以内。

[1] 周立果,李旭华.碳酸盐岩岩溶缝洞型驱油及堵水机理探讨[J].油气井测试,2005,14(1):17-21.

[2] 白宝君,李宇乡,刘翔鹗.国内外化学堵水调剖技术综述[J].断块油气田,1998,5(1):1-4.

[3] 陈凌,王建云,许国亮.深井碳酸盐岩油藏堵水工艺技术研究与应用[J].新疆石油学院学报,2004,16(1):72-77.

Research and Application of Water Plugging Technology for Fractured Wells in Low Permeability Reservoir:A Case of Shinan 21 Wellblock Toutunhe Reservoir

YUANXiaohuaWANGJieJIChengweiQINYong

(Luliang Production Plant, Xinjiang Oilfield Company, Karamay Xinjiang 834000, China)

The Toutunhe reservoir in Shinan 21 well block is a reservoir with low porosity and low permeability. 46.2% of all oil wells had measures of fracturing refromation; therefore, injection water can easily and quickly infiltrate the artificial fracture path towards the oil wells during the water-flooding process, leading to low degree of reserve recovery from fractured wells. We finally formed water plugging technology on fractured well based on the geological principle of selecting wells and the optimum construction parameters summed from the actual construction cases, through analyzing the characteristic of water breakthrough from all fractured wells. The application effect of technology on Toutunhe reservoir in Shinan 21 well block is relatively good: the success rate of measures is 66.7% and the cumulated oil rate was increased 3.3×104t.

low porosity and low permeability; fracturing refromation; water plugging technology; degree of reserve recovery

2014-12-16

中国石油科技创新基金项目“裂缝性底水气藏水侵规律研究”(2012D-5006-0206)

袁小华(1984 — )，男，四川达州人，工程师，研究方向为油气田开发工程。

王杰(1979 — )，男，新疆昌吉人，高级工程师，研究方向为油气田开发工程。

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1673-1980(2015)05-0053-03