葡萄花外围裂缝性储层欠注水井治理技术分析

2020-07-24杨茜大庆油田有限责任公司第七采油厂

石油石化节能 2020年7期

杨茜（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

1 储层欠注井情况

随着外围储层注水开发的深入，欠注井数逐年增加，地层能量明显不足，影响区块的整体开发效果。统计目前欠注井共有861 口1 835 个层段，占注水井总井数的37.98%，平均单井注水压力15.3 MPa，日配注27.3 m3，日实注12.7 m3，而其中外围区块欠注井比例达到54%以上，平均单井日欠注超过14 m3。从储层欠注井情况分区统计看（表1），欠注井由北向南呈逐渐加重趋势，特别是敖A 区块出现了成片欠注的情况，影响注水开发效果。

2 欠注原因分析

2.1 储层物性差渗透率低

敖A 储层以三角洲前缘席状砂沉积为主，平均有效孔隙度为21.6%，空气渗透率为13.3×10-3～40.9×10-3μm2，油层孔隙发育、连通性较好，颗粒孔隙中共生绿泥石与次生石英，表面共生绿泥石与伊利石，由于砂体发育薄差、渗透率低、孔隙泥质含量高，使得后期生产过程中注水压力高，吸水能力差[1-2]，形成长期欠注井。

2.2 难以建立有效驱替

敖A 区块发育近东西向天然裂缝，在以往井网条件下，对敖304#注入井采用示踪剂进行验证，东西向示踪剂突破时间短（水井同排方向），见剂浓度明显，且后期生产过程中东西向含水快速上升，而非东西向未见到显示，敖304#注入井示踪剂测试情况见表2。分析原因主要受天然裂缝影响，造成不同方向的注水差异，为此，在敖A 区块改为线性注水方式，避免了裂缝性见水的情况，但南北向的注采关系（非裂缝方向），难以建立有效驱替关系，造成注入端压力高，吸水能力差，形成长期欠注井，而油井端表现为地层能量不足，采出程度低的情况。

表2 敖304#注入井示踪剂测试情况

2.3 近井地带严重污染

近井污染的原因，一是受注入水悬浮颗粒、含油杂质、硫酸还原菌等有机杂质影响，形成一定半径的污染带；二是井底压力高，地层出油出蜡，在水嘴或近井地带形成堵塞，多见于转注井。由于污染堵塞地带的形成，造成井筒附近渗流能力降低，使得注入压力提高，吸水量减少[3]。

3 欠注井解堵增注技术及分析

通过对外围区块储层物性条件分析，确定影响区块注水井欠注的主要原因[4-6]，针对储层物性差，建立有效驱替难，近井污染堵塞的问题，采用压裂改造为主[7]，化学解堵为辅的方式，提高欠注井治理效果。

3.1 增注工艺优化

3.1.1 压裂液优选

由于敖南储层物性差、渗透率低、敏感性强，需要低污染、低残渣及稳定性强的压裂液体系，降低储层伤害，同时提高裂缝控制体积，目前可应用的压裂液主要有：胍胶压裂液、清水压裂液[8-9]及清洁压裂液，通过组分及物性特点分析，选用携砂能力强、残渣含量低的“聚合物+表活剂+黏土稳定剂”的清洁压裂液，水井压裂液特点见表3。

3.1.2 工艺优化

敖A 区块主要以线性注水方式为主，对受储层物性及砂体影响出现的欠注井，根据储层物性条件及裂缝特征，采用提高注水波及体积、缩短有效趋替距离的方式改善欠注井注水效果。

1）对于砂体发育较好主体席状砂储层，利用深穿透的方式强化邻井注水干扰，提高注水波及体积，达到提高注水效果的目的。设计单层砂量由6～7 m3提高到10～20 m3，平均裂缝穿透比由15%提高到35%，提高水井注入效果，及同排水井干扰强度，增大非裂缝方向的波及体积。

2）对于发育较差的非主体席状砂储层，利用小层对应压裂的方式，注入端采用深穿透方式提高注水干扰强度，采出端采用转向压裂方式，缩短有效驱替距离，在南北向建立有效驱替关系，达到有效治理欠注井目的。

3.1.3 配套工艺优化

为保证压裂后降压增注效果，避免裂缝有效支撑体积前移、缝口闭合，采用“发泡剂+尾追树脂砂”的方式，利用发泡剂产生热量软化树脂砂薄膜，变缝口支撑剂点接触为面接触，提高缝口支撑强度，避免出现缝口“包饺子”现象，降低压裂改造效果，根据施工经验，设计单井发泡剂用量1 000 kg，尾追树脂砂2 m3，可达到有效支撑缝口的目的。

根据以上分析，对于敖南储层的长期欠注井，采用“清洁压裂液+黏土稳定剂+增大裂缝穿透比（或对应压裂）+尾追树脂砂”的改造工艺，提高欠注水井的降压增注效果，达到解除污染、建立有效驱替，完善注采关系的目的。

3.2 解堵工艺优化

由于外围区块部分井为转注井，受注入水温度影响，近井地带容易出现死油死蜡，造成近井地带形成堵塞污染带，使得注水压力增大，吸水量减小，针对这类井采用压裂、解堵综合改造的方式。一是压裂工艺提高注水波及体积，在设计上根据井网条件及砂体发育，采用深穿透或对应改造的方式，增大波及体积，缩短驱替距离；二是化学解堵解除近井死油污染，设计采用自生CO2解堵方式，产生热量及CO2气体，溶解死油死蜡，降低原油黏度，提高流动能力，解除污染堵塞，保证近井地带吸水能力，达到解堵增注的效果，自生CO2解堵机理及工艺体系见表4。

表3 水井压裂液特点

表4 自生CO2解堵机理及工艺体系

4 工艺技术评价

1）通过提高裂缝控制距离、增大穿透比及对应改造的方式，可有效提高物性发育差、有效厚度薄、难以建立有效驱替储层的长期欠注井的治理效果，相比与常规方式，累计效果明显增加。

在敖A 线性注水区块，对比相似储层条件井，2017 年实施6 口井，相比于2014 年单层砂量从6～7 m3，提高到10～20 m3，大幅度的提高了裂缝的控制程度及沟通距离，对比压后效果，日增注提高11.4 m3，有效期延长134 天，累计增注提高1 862 m3，邻近油井也见到了增油效果，井组平均增油达到157.3 t，平均单井取得经济效益35.7 万（45美元/桶），通过提高裂缝控制距离，缩短驱替距离，有效提高欠注井治理及连通油井的增油效果，取得较好的经济效益，2014、2017年敖南区块欠注井压裂效果统计见表5。

2）采用压裂+化学解堵方式治理出油欠注井，解除井底堵塞水嘴的死油、死蜡，同时利用压裂改造技术，增大注水波及体积，提高欠注井治理效果。

以敖300#井为例，该井2012 年3 月油转水，初期日注水40 m3，正常注水360 天，欠注720 天，以往测试过程中发现出油、出气严重，投注以后吸水效果差，为长期欠注井，敖300#井以往生产曲线见图1。为改造吸水效果，2017 年实施压裂改造，初期注水效果较好，由于出油出蜡，注水效果变差，采用自生CO2化学解堵方式，解除近井堵塞，疏通裂缝通道。压裂设计上采用深穿透方式，单层砂量10～18 m3，裂缝长度80～140 m，提高波及体积，同时解除死油死蜡堵塞，设计解堵半径8.1 m，以0.35 m3/min 排量注入52 m3药剂，生热剂以1∶1 比例笼统注入，达到解堵目的。

图1 敖300#井以往生产曲线

利用压裂和解堵后，该井取得较好的增注效果，初期增注15 m3，压力下降3.5 MPa，截止到2018 年11 月累计增注2 720 m3，有效期达到了256 天，降压增注效果显著提高，敖300#井压裂及解堵后生产曲线见图2，改变了长期欠注的情况，注水30 天后邻近油井见到了增油效果，日产油提高了0.5 t，累计增油189.3 t，获得经济效益42.9万元。

表5 2014、2017年敖南区块欠注井压裂效果统计

图2 敖300#井压裂及解堵后生产曲线

3）针对外围裂缝性储层欠注井比例高，常规改造方式基本无效的情况，通过欠注井特点分析，欠注类型划分，采用针对性的改造技术，通过个性化设计，现场共实施7 口井，平均单井累计增注达到了2 037 m3，平均单井组油井增油162 t，获得经济效益36.7万元。利用这种改造技术及设计方式，不仅提高了外围欠注井治理效果，也改变了以往常规改造方式油井不见油、无效益的情况。