裂缝型砂岩油藏高含水井化学堵水压裂技术研究及应用

杨乾隆, 令永刚, 赵小光, 盖文臣, 王 敏

(1中国石油长庆油田分公司第十采油厂 2西安理工大学)

华庆油田整体表现为低孔、超低渗特征，孔渗分布范围大、微裂缝发育、非均质性强，属于超低渗储层。该油藏以压裂投产为主，并采用超前注水开发，随着时间的推移，使得人工裂缝和天然裂缝沟通能力进一步增强，油井含水逐渐上升，高含水井逐渐增多，其中以裂缝型见水为主(176口，占比31.0%)；因此，对高含水井进行有效的控水增油改造，成为油田开发面临的重要课题[1-3]。

目前常用的堵水技术包括机械封隔、无机封堵、常规有机封堵等[4-7]，机械封隔主要采用封隔器、桥塞等工具进行高含水层隔采，但井底长期存在大直径工具，井卡风险较高；无机封堵主要采用高强度固井水泥进行原射孔段近井地带封堵，由于封堵半径小，脆性较强，后期改造存在易压窜风险；常规有机封堵主要采用聚丙烯酰胺进行裂缝深部堵塞，但堵剂在水窜裂缝中的成胶效果差，且存在体缩现象难以实现对裂缝立体空间的完全充填，封堵效果不理想。根据目标储层见水特征，优选新型堵剂体系进行性能评价，优化堵水工艺；与暂堵转向压裂技术相结合，形成堵水转向压裂技术，以期为高含水井降水增油提供保障。

一、目标储层地质特征及潜力分析

目标油藏处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡一级构造单元中部偏西南，以岩性油藏为主，主力开发层为三叠系长6层，以岩屑长石细砂岩、粉砂岩为主，储层有效厚度约为20.1 m，储层温度约为58.9℃，压力系数为0.84，平均孔隙度10.8%，平均渗透率0.34 mD。2009年投入开发，目前油井多方向水淹，多数呈高含水关井状态。

为确定储层剩余油是否富集，在目标区动态裂缝水线上部署检查井2口，并进行密闭取心；取心结果显示，岩心水洗比例为8.9%， 投产后油井日产油3.5 t，且含水在10%以下，由此说明剖面剩余油富集，储层改造潜力较大。因此，要充分动用高含水井剩余油，必须对出水层段进行有效封堵，降低压裂窜层风险，开启新的裂缝通道，扩大单井泄油面积，提高厚油层动用程度。

二、新型堵剂体系性能评价

对于见水裂缝进行封堵，必须遵循“注得进、留得住、堵得死”原则，对丙烯酰胺单体进行嫁接、复配，将原有的酰胺基扩展到含酰胺基、羧基、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，形成了聚合物单体，通过缩合反应，得到HQTPAM聚合物，大幅提高稳定性。

通过大量室内实验调试评价，优选堵剂体系配方为：0.3%～0.6%新型聚合物+0.25%～0.5%交联剂+0.02%～0.1%催化剂+0.025%～0.1%热稳定剂。

1. 流变性能评价

室内配比了3种配方，测定了在不同温度下的剪切速率与黏度随时间的变化关系。

配方1：0.4%聚合物+0.4%交联剂+0.04%催化剂+0.05%热稳定剂。

配方2：0.4%聚合物+0.5%交联剂+0.04%催化剂+0.05%热稳定剂。

配方3：0.5%聚合物+0.5%交联剂+0.04%催化剂+0.05%热稳定剂。

实验表明在常温(见图1)和储层温度下(见图2)，随着剪切速率的增大，体系黏度下降；剪切速率在10～50 s-1之间时，黏度均低于150 mPa·s，可以满足现场施工要求。

图1 常温下3种配方流变性测试

图2 60℃下3种配方流变性测试

2. 热稳定性能评价

在60℃下，固化后，放置120 h，通过采用真空突破压力法进行冻胶强度测试来反映体系热稳定性能，实验结果见表1。

表1 堵剂体系热稳定性评价表

表1实验表明，3种配方堵剂均未出现脱水现象，且堵剂的强度随时间的延长略有加强，说明堵剂的热稳定性较好。

3. 抗盐性能评价

为确保堵剂体系在高矿化度的地层水中仍具有较好的封堵效果，在60℃下，固化120 h，进行冻胶强度测试来反映体系抗盐性能，实验结果见表2。

表2 堵剂体系抗盐性能评价表

实验表明,在相同成胶时间下，高矿化度下堵剂成胶时间与低矿化度下成胶强度基本一致，说明堵剂耐盐性能较好。

4. 承压性能评价

采用填砂管单管(L=30 cm)驱替实验模拟储层裂缝进行堵剂封堵后突破压力梯度测试，实验采取先进行正向驱替，待堵剂完全充填填砂管后，进行60℃水浴养护，待其完全交联固化7 d，然后进行反向驱替，记录压力突破值。

图3 堵剂突破压力测试曲线

实验测得突破压力值为2.87 MPa(如图3所示)，计算得出最大突破压力梯度为9.57 MPa/m，证明该堵剂体系交联固化后承压性能较好，能满足后期压裂改造强度。

三、堵水转向压裂技术

1. 堵水技术原理

本次研究摒弃之前采用单一堵剂的模式，以“有机多段塞组合模式+无机封口”模式进行见水通道高效封堵，堵剂用量主要参照前期措施改造规模进行优化。

封堵体系采用“微球+凝胶+新型堵剂体系+强凝胶+改性固井水泥”的段塞组合模式(如图4所示)。采用聚合物微球进行基质孔隙、小吼道封堵；少量的凝胶起到屏蔽遮挡、降低滤失及减弱来水指进现象；主体新型堵剂体系实现裂缝深部有效封堵；改性高强度固井水泥实现封口作用。

图4 高含水层封堵简易示意图

2. 施工流程

高含水井堵水转向压裂技术融合了有机-无机化学挤封、多级注入、控缝、暂堵转向压裂技术。该技术的具体施工流程为：①先以低排量注入1.0%浓度的100 nm聚合物微球，使其在地层深部进行基质孔隙、小吼道进行封堵；②进行多级注入堵剂模式，首先采用少量(10～20 m3)的凝胶进行挤注，实现裂缝深部屏蔽来水，起到屏蔽遮挡、降低滤失及减弱来水指进现象；然后注入主体新型堵剂体系，进行裂缝有效封堵；再采用强凝胶体系进行深部推送，达到裂缝深部封堵的目的；③最后采用改性高强度固井水泥进行见水通道封口；④关井候凝，磨钻、处理井筒；⑤采用定向面射孔潜力层[8](磁定位器定位+陀螺仪定向+电缆传输)，并以“小排量、低砂比、低液量”的压裂模式组合，控制缝高，同时配合使用层内暂堵剂，增加裂缝复杂性，扩大油井泄油面积。

四、现场应用及效果评价

Y1-01井位于目标区南部，生产层位长6层，2009年采用压裂改造措施投产，初期日产油1.6 t，2013年6月含水由5.5%快速升至76.7%，含盐量由31 276 mg/L下降至19 292 mg/L，截止2018年6月，该井日产液1.52 m3，日产油0.16 t，含水86.8%，累计产油2 646 t，累计产水1 900 m3。通过分析注采见效及吸水剖面，认为长6油层发育较厚，上部油层已射开，水井对应井段为主吸水层，下部油层未射开，水淹程度低，存在剩余油潜力，因此进行长6油层堵水压裂。

Y1-01井于2018年6月进行堵水压裂施工，共注入堵剂255 m3(共注入4段堵剂，聚合物微球50 m3，PEG-1凝胶60 m3，新型堵剂体系120 m3，改性固井水泥25 m3)，泵注程序见表3。

表3 Y1-01井挤封泵注程序

由于该井吸水能力较差，则采用水泥承留器挤封管柱，在轻微压开储层的情况下进行见水油层挤封施工，施工曲线如图5所示。

图5 Y1-01井挤封施工曲线

待堵剂在储层完全固化后，进行井筒处理，并采用水泥车进行求吸水验证封堵效果，结果显示该层不吸水(稳压25 MPa，压力不降)，表示封堵效果较好；同时进行潜力层定向面射孔，并压裂求产。该井采用参数优化来控制缝高扩展，措施改造加砂15 m3，砂比21.8%，排量1.2 m3/min，入地液量90.6 m3，破压39.4 MPa，施工过程平稳(如图6所示)。

该井措施开井后6 d见油，目前日产液2.65 m3，日产油由0.16 t增加到1.37 t，日增油1.21 t，含水由86.8%下降至48.5%，累计增油 214 t(154 d)，降水增油效果较好，目前仍有效。

图6 Y1-01井压裂施工曲线

截至目前，高含水井堵水转向压裂技术在目标区油藏共实施3井次，有效3口，井均日增油0.8 t，含水下降34.2%，累计增油425 t，措施效果显著。

五、结论

(1)研制的新型堵剂体系具有较好的流变性、抗盐性、热稳定性，且能承受较高的突破压力。

(2)通过将有机堵剂与无机堵剂进行组合，形成了多段塞交替注入封堵工艺；该技术可以有效地解决机械封隔风险高、无机封堵效果差等问题，可对见水层实现深部、长期有效封堵。

(3)堵水转向压裂技术共进行现场先导性试验3口，有效3口，井均日增油0.8 t，措施效果显著，建议扩大应用。