底水油藏选择性堵水堵剂用量计算方法探讨

2016-09-03刘建升周长顺田育红张红岗李晓明颜廷涧

石油化工应用 2016年7期

关键词：底水水淹油井

刘建升，周长顺，田育红，张红岗，李晓明，颜廷涧

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

底水油藏选择性堵水堵剂用量计算方法探讨

刘建升，周长顺，田育红，张红岗，李晓明，颜廷涧

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

选择性聚丙烯酰胺+酚醛树脂地下交联冻胶堵剂组合段塞为主的选择性堵剂已成为底水油藏选择性堵水的主要堵剂体系，但目前堵剂用量计算多凭经验法、面积法确定，对地层不同渗流通道及治理类型针对性差，导致工艺实施效果差。笔者针对底水沟通型、底水锥进型水淹井，提出不同堵剂用量计算方法，以油藏数值模拟优化堵水半径为基础，根据不同类型堵剂的不同封堵机理，建立相应的数学模型，实现了堵剂用量的分段塞计算；同时利用Fracpropt三维压裂模拟软件对压裂施工进行反演，通过模拟计算裂缝的参数优化堵剂用量，首次实现了压裂模拟软件与堵水工艺的有机结合，提高了计算方法的针对性，通过现场实施效果验证，该方法可较大幅度地提高堵底水技术效果。

底水油藏；选择性堵水；堵剂用量；压裂模拟

底水油藏的水淹类型有锥进型水淹、沟通型水淹两种，30多年来，国内外学者先后探索过冰层隔板法、高比重混相液法、化学软隔板法以及选择性堵水等多种方法，试验了无机盐类堵剂、聚合物凝胶堵剂、树脂类堵剂、颗粒类堵剂等多种化学剂，目前应用较为广泛的是选择性聚丙烯酰胺+酚醛树脂地下交联冻胶堵剂组合段塞为主的选择性堵剂体系［1-3］。但针对此类堵剂的用量仍然沿用面积法、矿场经验法等计算方法，未考虑堵剂封堵机理、地层滤失等因素的影响，封堵半径、隔板位置等工艺参数无法定量确定，计算误差较大，造成使用的工艺体系针对性不强，整体成功率低、有效期短，因此，如何科学定量计算堵剂用量是底水油藏选择性堵水成功的关键［4，5］。

1　计算方法

对于沟通型水淹井，利用Fracprop三维压裂软件反演模拟计算裂缝参数；对于底水锥进型水淹井，利用数值模拟建立底水模型确定封堵半径，分别考虑不同浓度凝胶对裂缝、孔隙的封堵作用，进一步建立相应的数学模型，从而准确计算出相应堵剂用量。

1.1压裂模拟反演计算裂缝参数

裂缝沟通位置（即裂缝离井壁的距离）、裂缝参数等因素会造成堵剂用量、堵剂放置位置（即顶替液用量）等堵水工艺参数的难以确定，从而影响工艺效果。因此笔者利用Fracpropt三维压裂模拟软件对裂缝参数进行模拟，从而对后期施工参数进行指导。

通过水淹井前一次压裂时加砂量、砂浓度、排量、压裂液性质等施工参数，结合地层应力、地层脆性、泊松比等地层参数，可用压裂软件再现压裂的泵注程序，进行反演模拟，计算上次压裂的裂缝半长、支撑缝长、缝宽、缝高等裂缝参数，为油井堵水提供依据和指导。

1.2数值模拟计算封堵半径

采用Eclipse数模软件E100黑油模拟器建立底水模型，选用侏罗系Y9油藏为原型油藏，X、Y、Z三个方向划分为31×31×13个网格，纵向1～6层为油层，7～13层为水层，模型中心一口生产井F3井，上下及周界均为封闭边界，模拟分析封堵半径、堵剂用量对底水锥进的动态影响，从而确定堵剂用量。

封堵半径大小对底水油藏油井生产影响很大，笔者模拟了四组不同封堵半径对油井生产的影响，可以看出在封堵半径较小时，油井含水率大小与封堵半径大小成反比，累计产油量与封堵半径大小成正比。但随着封堵半径超过50 m后，效果变差，堵水效果呈现“堵死”的状态，因此最佳封堵半径为25 m～20m（见表1、图1～图4）。

表1　侏罗系Y9油藏数值模拟参数表

图1　水淹后井底含水饱和度变化示意图

图2　重新开井后井底含油饱和度变化示意图

图3　封堵半径与累计产油量关系曲线

图4　封堵半径与含水率关系曲线

1.3弱凝胶用量计算

弱凝胶堵剂被顶替到人工裂缝顶端呈球形分布，成胶后用于整体封堵地层孔隙，建立“圆形”数学模型，利用计算得到的封堵半径，计算堵剂用量。堵剂用量表示堵剂的深入半径或扩散范围，与有效厚度h、孔隙度φ，堵水半径rp有关，同时要考虑在堵剂注入前沿堵剂的稀释量和作业过程损失堵剂量，因此其计算公式如下：

式中：Q-工作液用量，m3；rp-堵水半径，m；φ-封堵储层平均孔隙度，%；h-堵水地层的有效高（厚）度，m；Q1-主体堵剂用量，m3；Q2-注入前沿堵剂稀释量，m3；Q3-作业损失堵剂量，m3。

在实际计算堵剂用量时，要综合考虑堵剂在人工裂缝中的滤失量，其堵剂总值按照130%进行计算。

1.4高浓度冻胶用量计算

凝胶成胶后有固定的形态，黏弹性大，主要用于封堵人工裂缝，防止裂缝顶端的弱凝胶体系随着油井的开采时间的延长被采出。对于注水效果而言，也可以阻止原来人工裂缝的注入水改变水驱方向，提高储层的水驱动用程度。

按照油井见水方向分析，建立封堵裂缝的“线性”数学模型，堵剂量计算方法为：

式中：c-封堵裂缝宽度，m；l-封堵裂缝长度，m；h-封堵裂缝有效高（厚）度，m；n-主体封堵裂缝条数；Q-堵剂用量，m3；B-体积系数；η-过炮眼损失量，30%～50%。

2　应用实例

2.1底水沟通型水淹井

2.1.1措施背景F3井位于H29区油藏中部，下部发育底水，底水层与油层间发育隔夹层。2011年压裂投产长911，油层有效厚度14.0m，投产初期日产液2.64m3，含水20.3%，2013年5月实施酸化后液量由2.49 m3上升到4.53 m3，含水率由45%上升到56%，2013年10月液量下降，2015年3月实施重复压裂，措施后液量由3.00m3上升到13.5m3，含水由21.2%上升到100.0%。该井多次进攻性改造措施（尤其后期重复压裂）叠加效应，导致人工裂缝与底水沟通，油井暴性水淹。

运用Fracpropt三维压裂模拟软件对上次压裂参数进行模拟反演，计算得到裂缝半长为86.1 m，支撑缝半长85.3 m，裂缝深度为2 741.7m～2 765.8 m，进一步由式（1）、式（2）计算高强度冻胶用量为46.7 m3，弱凝胶为69.2 m3，设计该井化学堵剂总用量115.9 m3（见表2）。

2.1.2实施效果

2.1.2.1施工记录共计注入堵剂82m3，油井堵水后压力由15.0MPa上升到20.5 MPa，爬坡压力5.5 MPa，封堵前后测压降曲线明显变缓。该井在注入低浓度弱凝胶（1.2%）阶段压力呈现缓慢上升趋势，在注入高浓度凝胶阶段注入压力迅速上升（由17 MPa上升到20.5MPa），爬坡压力达3.5 MPa。

2.1.2.2实施效果2015年11月12日堵水后，含水率由100%下降到83.1%再下降到62.4%，日增油1.91 t，累计增油358.3 t，累计降水1 334.3 m3，与历年油井堵水效果进行对比，该井单井增油、控水效果较好（见图5）。