红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计

符伟兵

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州450006）



红河油田分段压裂水平井化学堵水模型评价及参数设计

符伟兵

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州450006）

红河油田长8、长9油藏采用水平井分段压裂开发方式，相比直井单井产量大幅提高，但由于水平井含水上升导致了产油快速下降，寻求一种适合红河油田水平井油藏及井况特点的化学堵水模型对提高高含水井治理效果至关重要。通过分析红河油田水平井出水原因及类型，明确了水平井出水特点，并建立了水平井化学堵水模型；通过室内实验评价及实验结果，设计出化学堵水最佳参数，为红河油田水平井治理提供了技术思路和方法。

红河油田；分段压裂水平井；化学堵水；参数设计

近几年，水平井以其单井控制储量大、开发成本低等显著优势成为油气田开发的重要技术。华北油气分公司红河油田延长组长8、长9油藏经历了直井弹性开发、直注直采超前注水开发试验、水平井分段压裂弹性开发试验几个阶段后，最终形成了水平井分段压裂开发的规模上产模式。水平井的应用对红河油田长8、长9特低渗透油藏规模上产至关重要，但同时也带来了诸如水平井堵水等技术难题。相比于直井，由于水平井井身结构平行于油层，“一点见水”或“多点见水”容易发展成整个油井的“水淹”导致全井报废。而且由于诸多因素，水平井堵水工艺选择和工艺参数设计存在巨大困难［1］。

1　红河油田水平井出水分析

1.1红河油田高含水水平井油层原生水出水分析

利用荧光显微、核磁共振、低渗透物理模拟实验等技术手段，研究了超低渗透油藏原始油水赋存规律，油水动用条件，储层非均质性对分段压裂水平井出水机理的影响，为高含水水平井分类及治理提供依据。

（1）综合利用荧光显微技术和核磁共振技术两方面对超低渗透储层原始油水赋存规律进行了研究，从微观角度说明了超低渗透油藏水平井开采过程中含水上升快的原因。荧光显微镜实验结果表明所取红河油田长8储层岩心样品含水饱和度很高，且含有大量可动水。油水的赋存状态表明，原油的动用难度较大，而水的动用难度较小，随着含油饱和度上升，原油的动用难度下降。核磁共振实验结果表明长8储层随着岩心渗透率的升高，易动用流体饱和度增大，但整体来看，易动用的流体饱和度较低。

（2）在基质岩心中，渗透率越小，水比油更易于流动，裂缝中的油水比基质中的油水更易于流动，提高压力梯度，基质岩心中渗透率较高区域更容易出水。

基质型岩心中，油的启动压力梯度大于水的启动压力梯度，且渗透率越小，差值越大。水相渗透率要大于油相渗透率，即渗透率越小，水比油更易于流动；裂缝岩心中，油水的真实启动压力梯度和拟启动压力梯度与渗透率的相关性变差，油的启动压力梯度略高于水的启动压力梯度，但相差不大，即水与油的流动性相当；裂缝岩心的启动压力梯度要比基质岩心的启动压力梯度低。即在相同渗透率下，裂缝岩心的油水比基质岩心的油水更易于流动；在不同压力梯度下，高渗透岩心的视渗透率变化较大，而采收率变化很小，表明：在大的压力梯度下，高渗透储层更易于出水。

1.2红河油田高含水水平井生产模式

按照不同储层类型及不同纵、横组合模式下，结合高含水水平井油层原生水出水分析结果和油井生产动态曲线特征将高含水水平井划分为4种生产模式：

1.2.1初期低产、高含水型（模式一）长8和长9孔隙型储层水平井，生产曲线表现为初期含水达到较高水平，油量低。出水机理：烃源岩厚度较薄，储层充注不足，含油性差，含油饱和度低，含水较高。

1.2.2初期中高产、含水缓慢上升型（模式二）长8和长9裂缝孔隙型储层水平井，生产曲线表现为初期产油较高，含水低，随着产液下降、含水下降，产油量急剧下降，进入如模式一生产状态。出水机理：初期产油较高，含水率较低，主要为裂缝供油；随着裂缝里的油被逐渐采出，产油逐渐下降，含水逐渐上升。

裂缝孔隙型油藏的生产可分为三个阶段。裂缝油供给阶段：产量高，含水低。裂缝+基质油供给阶段：含水上升，液量下降。基质油供给阶段：高含水、低液量，生产稳定。

1.2.3初期高产、同层出水含水缓慢上升型（模式三）长8和长9裂缝串通同层水，生产曲线表现初期液、油较高，随着同层水窜通，产油下降，产液稳定，含水缓慢上升。出水机理：近井地带液量出来后，裂缝沟通同层水，导致含水上升。

1.2.4初期高产、异层出水含水突升型（模式四）长8和长9裂缝垂向沟通异层水，生产曲线表现初期液、油均较高，中后期含水急剧上升，产油下降甚至不产油。出水机理：近井地带液量出来后，裂缝沟通异层水，形成“底水”油层，导致含水快速上升。

1.3红河油田高含水水平井堵水选井原则

红河油田水平井高含水原因较复杂，水平井完井方式也存在较大差异，为确保堵水成功，高含水水平井治理选井遵循以下选井原则。

（1）模式三、模式四类型井作为高含水井治理首选。

（2）水平井钻遇基质储层物性好、含油性较好、储层改造措施顺利，增油潜力大的井。

（3）能量相对充足，产液量较高。

（4）优选套管完井水平井，其次是钻铣后内通径较大的预置管柱完井水平井。

（5）措施水平井井身结构完好，不存在管柱破坏情况。

（6）出水位置明确。

根据制定的选井原则，现场开展了5口水平井的找水测试，从测试结果分析，主要可分为三种类型：（1）存在主要产水段，其他储层显示好的段产油能力差，无治理价值；（2）主要产水段和产油段为不同压裂生产段，这类井采用机械封堵方式封堵出水段，可使出油段得到解放；（3）产水段和产油段为同一压裂段，其他压裂段基本无产液能力，需对出水段进行有效的封堵，但同时需保留一定的产油通道，对于这类井需要设计一种有效的化学封堵方式才能取得较好的治理效果。

图1　红河油田水平井化学堵水封堵模型示意图Fig.1 diagrammatic sketch of themodel of chemicalwater plugging for honghe oilfield horizontalwell

图2　堵剂在高渗条带中封堵性能实验结果Fig.2 Experimental results on the sealing performance of the blocking agent in the high permeability zone

2　化学封堵模型评价

红河油田水平井经压裂后存在人工裂缝，相当于存在一条充填压裂砂的高渗条带，而无论是同层产出水或是异层产出水必然从深部天然裂缝流入到压裂高渗条带中，再从压裂高渗条带流入水平段井筒中产出。同时红河油田水质矿化度高（8×104mg/L～10×104mg/L），其中钙、镁离子含量很高（5 000 mg/L～8 000mg/L）。若要对红河油田水平井采用化学堵水技术，堵剂必须满足上述两个特点，即要求堵剂具有耐高盐、能进入较深的人工裂缝及天然裂缝内、完全充填裂缝、封堵强度高等特性。根据对目前常用堵剂性能、优缺点对比以及适应性分析结果，针对裂缝沟通同层水和裂缝沟通异层水的高含水水平井，研制出适合红河油田长8、长9油藏的耐高盐聚合物冻胶型堵剂（KPAM（0.4%～0.6%）+BF（0.15%～0.3%）+LYSA（0.225%～0.45%）+CJJ-1（0.08%～0.12%）+LN（0.05%））。

根据红河油田水平井现状及出水类型，开展堵剂在高渗条带（模拟水平井中压裂裂缝）中、人造裂缝（模拟深部天然裂缝）中注入及封堵性能评价［2-5］，通过室内模型评价适合红河油田水平井最佳的封堵模型（见图1）。

2.1高渗条带中性能评价

2.1.1封堵性能评价按照堵剂突破压力梯度的测试方法进行堵剂的突破压力梯度测试。填砂管长度为50 cm；注堵剂速度为2 mL/min；注入堵剂孔隙体积0.5 PV（即封堵长度为25 cm）；实验温度为70℃；放置时间为8 d；反向驱替：2mL/min。实验考察了不同堵剂体系配方在不同渗透率填砂管中的突破压力梯度，以及堵剂体系对填砂管的封堵率。所测试的4个堵剂体系在渗透率介于2μm2～12μm2的填砂管具有较高的突破压力梯度（8.6 MPa/m～23.8 MPa/m），封堵率超过96%，且后续水驱压力基本维持不变，堵剂表现出对高渗透条带良好的封堵性能（见图2）。

2.1.2堵剂注入性能评价不同剪切速率下体系黏度随时间的变化规律（见图3）。从图3中实验数据可以看出，随着剪切速率的增大，体系黏度下降；同时随着温度升高，体系黏度也下降。这一规律完全符合一般聚合物的黏温曲线与聚合物溶液的剪切稀释特性。所测试的三个体系在剪切速率为10.68 s-1～53.4 s-1，黏度都低于120mPa·s，完全可以满足现场注入的施工要求。

在红河油田压裂完井的水平井堵水措施中，要求堵剂进入高渗透层带或高含水的较宽裂缝，由于裂缝性油藏堵水物理模拟难度大，在此采用简化方法，即利用高低渗透率的双管来模拟低渗透率的基岩和高渗透率的出水层带。根据选择性注入性能评价方法对堵剂在不同渗透率极差的并联填砂管中进行选择性注入性能评价，实验数据（见表1）。堵剂体系绝大部分进入渗透率较高的层段，因此该堵剂体系对目的层具有较强的选择性注入能力。

2.2人造裂缝中封堵性能评价

对于相同宽度的裂缝，不同配方的冻胶溶液在注入过程中压力的总体变化趋势相同，即随着注入量的增大，开始时压力迅速升高，然后缓慢增大，最终达到一个稳定值；冻胶溶液浓度越大，注入压力升高的幅度越大，最终的稳定注入压力越大。这主要是由于体系浓度越大，其黏滞力的影响越大，从而使得注入压力越大，但不同配方的注入压力相差不明显（见图4）。

随着放置时间的增大，注入压力大幅度增加；注入放置时间为90 h的冻胶，在注入过程中压力陡升。这主要是因为随着放置时间的增大，体系中聚合物和交联剂交联的程度越来越大，逐渐形成三维网络结构，使得体系的流动性大大降低，因而出现注入过程中的压力陡升的现象（见图5）。

图3　三种堵剂体系黏度随时间的变化规律Fig.3 The variation of viscosity with time of three kinds of p lugging agents

表1　堵剂对目的层的选择性注入性能Tab.1 Selective injection properties of the plugging agent to the target layer

图4　不同堵剂体系在裂缝中的注入性能Fig.4 Injection characteristics of different plugging agent system in crack

图5　堵剂在不同放置时间下的注入性能Fig.5 The injection characteristics of plugging agent in different time

不同裂缝宽度注入试验结果（见图6）表明，堵剂对油藏深部天然裂缝均有较好的注入性，但在不同放置时间后，注入压力随着放置时间的延长，注入压力大幅上升，因此，主体段塞要设计为从弱-中-强依次注入，保障堵剂能顺利注入，同时也保障对深部裂缝的充分充填（当弱冻胶到达深部天然裂缝时，黏滞力增大，减弱了重力影响，从而保障对天然裂缝的充填）。

图6　堵剂在不同裂缝宽度中的注入性能Fig.6 The injection characteristics of p lugging agent in differentwidth cracks

冻胶配方浓度不同，封堵效果略有不同，但封堵率均能达到90%以上（见表2）。

冻胶堵剂在不同裂缝宽度同时存在的情况下，在一定的注入压力下冻胶主要进入导流能力较大的大裂缝中，并且能够达到强力封堵的作用；对于小裂缝来说，进入的冻胶量相对较少，封堵强度不高。这种现象非常有利于现场堵水施工，冻胶堵剂优先进入地层中大裂缝并形成封堵，从而控制来水的产出，而同时保留小裂缝的生产能力（见表3）。

表2　堵剂在裂缝中的封堵性能Tab.2 Plugging property of the agent in the crack

表3　堵剂在平行裂缝中的流动与封堵性能Tab.3 Flow and sealing performance of the plugging agent in parallel fractures

3　堵水施工参数设计

3.1注入段塞设计

依次注入前置液（活性水，测试吸水能力，裂缝保持一定的存水）→主体段塞（依次注入弱、中、强的交联耐高盐冻胶堵剂，根据压裂裂缝体积及注入堵剂时注入压力综合考虑堵剂用量）→封口段塞（应用柔性颗粒，保障主体段塞充填良好；根据前期压裂及主体段塞注入情况设计和调整颗粒粒径大小）→顶替液（活性水，使堵剂进入油藏深部，保留一定的产油通道）。

3.2挤注压力与爬坡压力

保持适当的挤注压力，太低满足不了排量要求，太高会污染基质或出油微裂缝储层。爬坡压力反映了堵剂在地层中渗流能力和方向的变化，如果压力没出现“爬坡”，说明地层的吸收能力很强，有大缝洞或漏失层段，证明堵剂与地层条件不相适应，需要调整排量或堵剂配方。反之，起始压力高，“爬坡压力”亦高，说明地层的渗透性差，不调整挤入速度或减小剂量，势必使堵剂侵入出油裂缝而对其造成伤害，目前爬坡压力一般控制在3MPa～5MPa［2-4］。

施工最大压力一般用下面公式计算：

式中：P注入-最大施工压力，MPa；P地层-地层破裂压力，MPa；P液柱-井筒内液柱对地层产生的压力，MPa；P摩阻-可忽略不计。

对于施工过程压力变化和控制，根据红河油田水平井情况及化学封堵思路，对泵注程序进行了优化，采用优化后的泵注程序，有利于保持堵剂充分充填有效的大裂缝，避免了高压力下微小裂缝开启以及堵剂大量滤失，同时也避免了关井压力扩散阶段对已形成的封堵形态的改变（见图7）。

3.3堵剂用量设计

堵剂用量设计主要采用两种方法，公式法和经验法。公式法包含裂缝封堵模型法、控制半径模型法、预测的压裂裂缝体积法［4］。

利用公式法和经验法综合预测堵剂用量：例如，压裂裂缝参数：半缝长120m、缝高30m、平均缝宽5mm，计算压裂裂缝体积36 m3，而对应单段加砂量30 m3左右。堆积的压裂砂孔隙体积约占压裂砂总体积的70.5%，从而计算完全充填压裂裂缝需要堵剂体积约27.2m3。结合一个压裂段压裂液用量200m3，携砂液约130m3，因此，堵剂用量约为130-36+27.2=121.2 m3，考虑施工中利用经验法调整用量，单井施工堵剂用量约150 m3。具体单井堵剂用量，根据单井实际情况计算。

图7　施工压力曲线对比Fig.7 Construction pressure curve comparison

4　结论

（1）明确了高含水水平井存在四种出水模式，其中模式三及模式四为治理首选井，而对于产水段和产油段为同一压裂段，其他压裂段基本无产液能力的水平井，则需设计一种有效的化学封堵方式才能取得较好的治理效果。

（2）评价出适合红河油田油藏特征的聚合物冻胶堵剂，并根据水平井现状及出水类型，开展堵剂在高渗条带（模拟水平井中压裂裂缝）中、人造裂缝（模拟深部天然裂缝）中注入及封堵性能评价，通过室内模型评价出适合红河油田水平井最佳的封堵模型。

（3）根据封堵模型评价结果，设计了化学封堵施工注入段塞、注入压力和爬坡压力以及堵剂用量，单段施工约需堵剂150 m3。

［1］万仁溥，罗英俊.采油技术手册（第十分册）：堵水技术［M］.北京：石油工业出版社，1991：61-139.

［2］何旭．水平井封堵模型的研究及堵水工艺适应性评价［D］．西南石油大学，2012．

［3］徐方向．水平井调剖堵水工艺技术研究［D］．长江大学，2014．

［4］王青，吴晓东，刘根新.水平井开采底水油藏采水控锥方法研究［J］.石油勘探与开发，2005，32（1）：109-111.

［5］许振华，郭建华，马俊涛，等.触变型堵剂封堵大孔道技术的研究及应用［J］.油田化学，2001，18（3）：219-221.

Evaluation and design for themodel and parameters of chem ical water plugging of segm ented fracturing horizontalwell in Honghe oilfield

FU Weibing
（Research Institute of Petroleum Engineering and Technology，North China Oil and Gas Company，SINOPEC，Zhengzhou Henan 450006，China）

Chang 8 and Chang 9 reservoir of Honghe oilfield with development mode of horizontalwell staged fracturing，the single well output is greatly declines compare to plumb shaft，but the well output is rapid declines due to rise of horizontal well water.To find a suitablemodel of chemicalwater plugging is very important to improve the governance effect of high water wells for the reservoir and condition characteristic of Honghe oilfield horizontal well.Through the analysis of Honghe oilfield horizontal well water types and causes，the water-producing features of horizontal well is explicit and its model of chemical water plugging is established.Through the experimental evaluation and experimental results，the best parameters are designed to chemical water plugging and the ideas and methods are provided for the treatment of Honghe oilfield horizontalwell.

Honghe oilfield；segregated fracturing horizontal well；chemical water plugging；parameters design

TE357.11

A

1673-5285（2016）07-0041-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.010

2016－05-17

符伟兵，男（1984-），硕士，现从事采油气工程及提高采收率研究工作，邮箱：fwb_1984@163.com。