岩石水力扩容技术应用

吴文俊

摘 要：与常规的压裂相比，岩石水力扩容技术具有较大的优势，占地面积小，施工简单，可以取得与压裂相近的效果。此项技术通过开展砂岩地层岩石力学扩容增注技术试验，在储层形成扩容区，改善该井储层孔渗能力，提高吸水与产液能力，同时通过扩容调整长射孔段吸液剖面及油藏动用均匀性，达到增注、增产目的，提高开发效果，此项技术在涠洲12-2油田首次应用，注水量从350m3/d提升至640m3/d，具有非常重大的意义。

关键词：非均质性;暂堵剂;扩容改造;增产增注

1 前言

目前北部湾油田众多井面临着储层物性差、非均质性强、层间非均质性矛盾突出的问题，导致增产增注困难，采用陆地常用的压裂酸化等大型增产措施，有着诸多的因素制约，例如甲板空间狭小、平台承载力有限以及费用太高，为了改善储层孔渗能力，提高吸水与产液能力，达到与压裂相近的效果，中海油湛江分公司引进岩石水力扩容技术，这项技术现场实施占地面积小，完全能够满足在平台实施，增产增注的效果较好，首次在海上油田应用并获得成功，具有重大意义。

2 扩容技术的原理

扩容是指岩体在受剪应力作用下，其总体体积增加的变形现象，此时岩体所受的总应力还是压应力状态。体积增加的原因就是因为岩体内部在微观尺度形成了新的空间，这些新的空间包括新的孔隙和/或新的裂缝。孔隙介质，即沉积岩，形成新的孔隙和新的裂缝。花岗岩也能扩容，主要是形成微裂缝;天然裂缝的错动及其端部的扩展都可以造成扩容。

2.1 扩容增强转向类型

本工艺目的是实现层间/层内转向。通过层间转向逐级封堵储层优势通道，尽可能使纵向测井剖面目的段整体都获得均匀的有效扩容改造，使储层内部缝网结构更加复杂。

本井采用近井地带+裂缝远端型扩容增强转向剂。它是一种具有自降解功能的扩容增强转向化学材料，通过不同粒径的合理组合，可以在已开启的、较宽的裂缝缝口部位，以及微裂缝端部处形成桥堵，从而起到扩容增强转向作用。

2.2 暂堵剂选型依据

使用降解型暂堵剂，封堵液流大通道以及储层微裂缝并迫使施工液体转向。

用于封堵射孔孔眼实现层间转向暂堵剂优选结果，性状：白色粉末，粒径分布：18-60目;用于封堵储层微裂缝形成复杂缝网的转向暂堵剂：性状：白色粉末，粒径分布：20-100目。

3 岩石扩容施工参数设计

3.1 储层改造半径与注入量设计

结合理论模型、经过检验的理论分析、数值模拟工具、分析数据库，用于本次施工计算得到的改造半径与注入量的关系如下图：

根据数模结果，确定该井最合理的总注入量为900方，改造半径为90m。

3.2 储层分类与分阶段施工压力

依据本井电测曲线成果：GR测井、密度测井、岩石力学参数，结合注入剖面测试实验，并应用岩石力学计算经典模型包括黄荣樽法/Anderson/Stephen等，将目的段分4类，且具有不同的破裂岩石梯度0.017MPa/m-0.02MPa/m。

依据热--流--固耦合模拟计算的控制方程

动量守恒：

物质守恒：

能量守恒：

孔隙压力变化引起的孔隙弹性应力：

Δσm=ΩpηΔp

温度变化引起的温度弹性应力：

在此，P是流體压力;T-温度;u-固体变形的位移;σij-应力张量;Δ-对应变量的变化。当温度变化不大时，热传导就可以不考虑。

依据上述模型计算结论，全部施工过程必须在小于储层破裂压力下扩容施工，应用暂堵剂需要调整的压力幅度为5-8MPa。

3.3 井口排量与井口油管施工压力计算

依据施工不同的压力梯度，计算井口排量与井口油管压力数据，下图为计算关系曲线。

3.4 施工参数汇总

施工最大注入压力37.2MPa，总注入量512-894m3。

31/2"钻杆管柱注入，施工参数由现场实时压力/排量数据监测和分析决定。

4 岩石水力扩容效果

作业前，注水量波动较大，注水不稳定，在井口压力为11.8-15.7MPa下，注水量在350-450m3/d;作业后，在井口压力15.4MPa下，注水量提高至640m3/d，

综上，岩石扩容后，井口压力一致情况下，初期注水量提高290m3/d（350m3/d-640m3/d），注水量提高。

5 岩石水力扩容意义

①储层物性差，非均质性强，层间非均质性矛盾突出，这类型低效井在湛江分公司各油气田中占到20%以上，通过这项技术，可以带来新的突破，实现产量贡献，对保障分公司原油稳产有重大意义;②由于海上采油平台面积狭小，用陆地常用的压裂酸化等大型增产措施，有着诸多的因素制约，例如甲板空间狭小、平台承载力有限以及费用太高，选用这项新术现场实施占地面积小，完全能够满足在平台实施，做到简单实用。

参考文献：

[1]贺甲元，李小龙.水力扩容技术概述[C].西安石油大学、陕西省石油学会.2019油气田勘探与开发国际会议论文集.西安石油大学、陕西省石油学会：西安石油大学，2019： 2676-2677.