改善压裂转注井注水效果的方法研究应用

2018-11-01郭占林谢正义王海洲

复杂油气藏 2018年3期

郭占林，谢正义，王海洲，刘芳

(延长石油集团志丹采油厂，陕西志丹 717500)

低渗、特低渗油田的有效开发已成为鄂尔多斯盆地油田持续发展的关键[1]。经过20多年的注水开发，鄂尔多斯盆地特低渗油田己逐步进入中、高含水期，产量递减幅度大，水驱采收率低下[2]。为了改善水驱开发效果，对原有井网进行合理优化调整，形成了众多的压裂转注井[3-4]。

以延长油田某油区长6特低渗储层为研究对象，通过理论分析，提出调剖措施，并对调剖剂进行性能评价及调剖效果分析，研究改善压裂转注井注水效果的方法。

1 理论分析

研究区大部分注水井为压裂转注井，压裂措施加剧了低渗透油田的非均质性。经过对此类压裂转注井的注水效率的分析，并结合水驱油理论，提出改善注水效果的措施。

对压裂转注井进行储层注水效率评价：参考采油指数的定义对于转注前已实施过压裂措施的油井理想吸水指数[5]：

(1)

其中，qwR为理论油层吸水量，m3/d；pw为注水井井底流压，MPa；p为储层压力，MPa；K为渗透率，μm2；hoe为注水层厚度，m；Bw为注水体积系数m3/m3；μw为水的黏度,mPa·s；re为影响半径，m；Xf为裂缝半长，m；Sf为表皮因子，无因次。

压裂转注井的实际吸水指数可表示为：

(2)

压裂后期表皮系数为[6]：

(3)

其中，CfD为裂缝导流能力，μm2·m。

得到压裂后注水井储层注水效率的计算式为：

(4)

上式分析可得：随着裂缝导流能力的降低，表皮系数增加，注水效率降低。并且大量注入水沿着压裂裂缝方向流动，发生注采井间的窜流，垂直于裂缝方向的油井见效甚微[7]。根据水驱油理论，油藏的水驱油采收率等于驱油效率与体积波及系数的乘积[8-9]。由于注水井水驱不均匀，注入水的波及系数降低，使储层的动用程度降低，因而导致地层中存在大量剩余油，水驱油采收率低下[10-11]。为改善水井吸水剖面，缓解层间矛盾，改善注水效果，利用在注水井中注聚合物方法，进行层系间调剖与层内进行调驱[12-14]。

因此，对延长某油田油区长6储层压裂转注井采用注聚合物调剖措施来改善注水效果。

2 材料与方法

2.1 实验材料

(1)岩心：实验分成四组，每一组采用高、低渗透率的两块岩心组成双管平行模型，构成非均质模型。现场反馈的压裂裂缝缝宽为2～8 mm，用天然岩心，通过人工造缝填充石英砂的方式制作裂缝-孔隙型岩心[15-16]。按照SY/T 5336-2006《岩心分析方法》，实验岩心基础数据见表1。

表1 岩心基础数据表

(2)弱凝胶调剖剂：由主剂聚合物CJ、交联剂A和助剂B组成。按照配方要求，可选择主剂浓度2 000 mg/L，交联剂A浓度2 000 mg/L，助剂B浓度2 000 mg/L配置。在模拟注入水和模拟地层水中均可成胶。

(3)强凝胶调剖剂：由主剂、交联剂和缓凝剂组成。调节延缓剂用量可控制成胶时间(0.5～8 d)，适用温度为20～75℃。在模拟注入水和模拟地层水中均可成胶。

2.2 实验方法

2.2.1 现场注入水与地层水水质分析

按照SY/T5523-2000《油气田水质分析方法》和SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》对甲醇回收系统的污水进行了水质分析。

2.2.2 调剖体系性能分析

根据现场水样水质分析结果(表2)配制矿化度为27 200 mg/L的模拟注入水和矿化度56 900 mg/L模拟地层水；根据SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》，按照调剖剂体系配方，将交联剂、延缓剂配制成一定浓度的辅助溶液；量取所需地层水或注入水，将称量好的聚合物加入瓶中，搅拌约2 h，避光熟化24 h；用移液管将辅助溶液加入聚合物溶液搅拌一定时间得到凝胶体系；在室温条件下，测量调剖剂初始粘度；然后将调剖剂放入温度为25℃的恒温浴，间隔一定时间后测定调剖剂的粘度，并记录数据。

2.2.3 岩心驱替实验

实验中通过注入调剖剂来封堵高渗通道，根据注入体系的不同，分为弱凝胶和强凝胶调驱体系岩心封堵实验。根据长6储层的物性特点以及压裂裂缝特征，选取高渗透率的裂缝-孔隙型岩心和低渗透率的孔隙型岩心组成的并联岩心组，构成非均质模型，采用注水—注胶—注水的方式，进行凝胶调剖体系岩心驱替实验(见图1、图2)。

图1 实验流程

1.煤油瓶；2.微流量泵；3、4.中间容器；5.压力表；6.六通阀；7.岩心夹持器；8.恒温箱；9.围压泵

图2 裂缝-孔隙型岩心

参照SY/T5590-2004《调剖剂性能评价方法》。实验采用岩心驱替法，将孔隙型岩心与裂缝-孔隙型岩心分别放入并联的两台岩心夹持器中，用一定流量的模拟水驱替，每隔一定时间分别测量两块岩心的流量、渗透率及注入水量，驱替至两块岩心的流量稳定；注入1.0 PV弱凝胶(0.5 PV强凝胶)，候凝，其中，弱凝胶调剖实验凝胶候凝4天，强凝胶调剖实验凝胶候凝6天；然后重复测量两块岩心的流量、渗透率及注入水量，驱替至两块岩心的流量稳定。

通过每组实验中的两块岩心在凝胶调剖前后的吸水量对比，能够直观的反映调剖效果。根据岩心驱替实验所测得裂缝-孔隙型岩心、孔隙型岩心在凝胶注入前后的流量变化，得出各岩心注胶前后吸水分配百分比。并结合在不同的岩心渗透率级差条件下，不同凝胶体系进行岩心驱替实验测定的岩心渗透率、突破压力、封堵率、残余阻力系数，综合分析调剖效果。

3 实验结果与讨论

3.1 研究区块储层特征

研究区储层整体物性较差，为细喉道、低孔-特低渗储层。孔隙度主要分布在8%～10%，平均渗透率(0.103～1.43)×10-3μm2。储层温度为24.6～27.5℃，平均原始地层压力3.33 MPa，属于常温低压油层。主力开采层位为长6油层，累计采油69.6×104t，采出程度4.06%。注水总井数268口(其中压裂转注井151口)，平均单井日注水平均为3.1 m3，注水开发面积35.78 km2。

3.2 现场注入水与地层水水质分析结果

表2 长6油层注入水和地层水水质分析结果

3.3 凝胶性质

用矿化度为27 200 mg/L的模拟注入水和矿化度56 900 mg/L模拟地层水配制各凝胶调剖体系，并在25℃下测定体系粘度与时间的变化情况，结果显示：弱凝胶体系4天左右成胶，在不同矿化度下体系粘度均稳定保持在2 000 mPa·s以上，且性能稳定(见图3)。强凝胶体系6天左右成胶，在矿化度27 200 mg/L时，粘度稳定在4 800 mPa·s以上；矿化度56 900 mg/L时，粘度稳定在6 000 mPa·s以上，且体系性能稳定(见图4)。因此两种调剖体系在性能方面都能够满足裂缝性特低渗透油藏调剖的需要[17-18]。

图3 弱凝胶调剖体系粘度与时间变化曲线

图4 强凝胶调剖体系粘度与时间变化曲线

3.4 调剖效果评价

弱凝胶调驱体系岩心驱替实验，调剖前后各岩心流量变化曲线见图5，凝胶候凝时间在图中略去。

强凝胶调驱体系岩心驱替实验，调剖前后各岩心流量变化曲线见图6，凝胶候凝时间在图中略去。

图5 弱凝胶调驱体系调剖前后岩心流量变化

图6 强凝胶调驱体系调剖前后岩心流量变化

裂缝-孔隙型岩心、孔隙型岩心在凝胶注入前后各岩心的吸水量变化如图7所示，注入弱凝胶调剖剂后，孔隙型岩心吸水量变化很小，90%以上的注入水仍沿高渗流通道流动。注入强凝胶调剖剂后，裂缝导流能力显著降低，注调剖剂前后并联岩心流量分配变化明显，两组实验孔隙型岩心的平均吸水量占总注水量的50%以上，实验能达到改善注水剖面，提高水驱波及效率的目的。

图7 并联岩心注胶前后吸水量对比

凝胶调剖体系岩心驱替实验，每块岩心的渗透率、突破压力、封堵率、残余阻力系数测定结果见表3。比较表中数据可见，弱凝胶调驱体系和强凝胶调驱体系调剖后，均显著降低了孔隙型岩心和裂缝-孔隙型岩心的渗透率级差。

弱凝胶调剖剂和强凝胶调剖剂对高渗岩心的封堵率分别达到了86%和99%以上，对低渗透岩心封堵率分别在44%～62%和13%～61%之间；对于裂缝-孔隙型岩心，弱凝胶调剖剂残余阻力系数低于8，但强凝胶调剖剂残余阻力系数高于324，表明强凝胶调剖剂对渗透率大的岩心有较强的封堵能力，能有效地降低裂缝导流能力[19]，而且并联岩心渗透率级差越高，封堵效果越好[20-21]。

因此，对比分析两种凝胶调剖体系性能及调剖效果，强凝胶调剖剂具有较高的强度和封堵能力，对不同渗透率的裂缝-孔隙型岩心均具有较好的封堵效果，能够明显改善注水剖面，并联岩心渗透率级差越高，调剖效果越好。

表3 凝胶调剖体系岩心流动实验评价结果

4 现场应用效果评价

4.1 试验井组概况

试验井组，采用菱形九点法注采系统，开采层位为长6，井组控制含油面积0.30 km2，控制地质储量50.02×104t，累计采油15.62×104t，调剖前地质储量采出程度31.23.%。由于裂缝、微裂缝的存在使得储层层内、层间矛盾突出，部分油井见水快，而其他油井水驱难以见效，造成井组整体水驱效果低下，并且调剖前井组综合含水率高达到64.75%。