水力扩容技术在提升天然气驱增注效果上的应用

胡鹏程

中国石油辽河油田分公司 兴隆台采油厂（辽宁 盘锦124010）

兴古潜山油藏属于裂缝性油藏，注气作为潜山油藏提高原油采收率的有效办法，随着油藏开发的深入，气驱受效油井出现气窜、油井产出气中氮气含量高、驱油效率低等问题。因此，逐步将非烃类气驱转变成烃类气驱是兴古潜山油藏补能驱油的必要选择。在转换注入介质的过程中，受储层物性影响，天然气注入井呈现出注入压力高、达不到配注量等诸多问题。针对这些问题，提出水力扩容技术来改善天然气驱增注效果。

1 兴古潜山油藏天然气驱增注现状

1.1 油藏概况

兴古7断块区构造上位于西部凹陷中南段兴隆台潜山，西邻盘山洼陷，北邻陈家洼陷，东邻冷家断阶带，南面是马圈子潜山，构造面积8.6 km2。该区块断裂发育，有北东、北西、近东西3组7条正断层，其中北东向断层断距大、延伸长，是主干断层，控制着潜山形态，其他为次级断层。其进一步又分成兴古7块、兴古7-6块、兴气9北块3个断块，次级断层对潜山内幕影响较小。构造裂缝发育方向以NE～NNE向最发育，构造裂缝以中高角度裂缝为主。兴古潜山油藏共投产油井200口（其中水平井112口、直井88口），开井162口，井口日产油1 150 t，日产气85.2×104m3，平均气油比287 m3/t。采出程度3.8%，其中主体块采出程度已达8.2%。地层压力较原始地层压力已下降12.9 MPa。

1.2 存在问题

在兴古7-H173井和兴古7-H175井开展了注天然气驱油试验。2016年至2017年，2口注气井在投产后均下入气举阀管柱开展替泥浆、气举排液、氮气试注等注天然气前的准备和参数录取等工作。根据氮气试注过程中录取的参数，设计了注天然气管柱结构及相应井口配置，并对单井的注入参数和气源调配进行了整体规划，但在实际试注天然气过程中，在注入压力为25 MPa时，氮气试注平均日注量达到25×104m3；而在更换管柱后试注天然气，注入压力达到29 MPa时，平均日注量仅能达到9.5×104m3。

针对改变注入介质后的注入压力上升和注入量下降的原因进行了分析，结合更换注气管柱井下作业过程和注氮气管柱所带出物，分析导致天然气注入困难的原因如下：

1）试注管柱局部被腐蚀后残留物质（极其少量）和作业入井流体对地层及水平段筛管造成次生伤害而可能出现的堵塞。氮气试注后作业起管柱中发现部分管柱、气举阀、筛管均出现严重腐蚀，筛管底部堆积了少量的堵塞物。

2）氮气的密度比天然气大，注气时产生的推力更强。在相同温度和压力下，N2的密度小于油藏的气顶气的密度，黏度则与气顶气接近（即使在地层压力高达42 MPa以上仍能保持此特性），这种特性适合于块状油藏和水平井油藏采用顶部注气按重力分异方式驱替原油，并有利于缓和重力驱过程中出现的黏性指进现象[2]。

3）作业过程中井筒积液，导致注气阻力大，压力持续增高。积液中的水滴由于界面张力而保持成球形。当通过细小的孔隙喉道时，必须拉长并改变自己的形状，这种变形将消耗一部分能量，从而减缓了运动，增加了额外的阻力即贾敏效应。正是因为这种效应，大量的液体在注气压力下，在细小的孔道内堆积，阻隔了气体进入空隙的通道，导致注气压力稳增不降[3]。

目前注天然气井井身结构和井口条件，开展大规模储层改造存在以下问题：

1）注入井井口压力等级为35 MPa，单井已经注入了超过2 500×104m3天然气，更换压力等级更高的注气井口，井控风险和作业成本高。

2）井下安全阀设置关闭压力为32 MPa，提高注入压力需进行井下作业调整安全阀压力设定值。

3）以现有注气生产管柱和井口的压力等级，无法通过压裂等高压泵注措施充分改造储层。

针对目前亟待解决的难题，对天然气注入井进行储层改造，开展水力扩容技术试验与应用，进而提高注天然气井的注入量，实现油藏的能量补充。

2 水力扩容技术研究

水力扩容是指储层岩石在剪切应力作用下，砂粒从致密排列过渡到疏松排列，沿天然裂缝摩擦错动，微观孔隙受孔隙压而破坏，其总体积增加的变形现象（图1）[4]。扩容改造技术通过精细调整注入压力或流量，在油藏中形成一个高孔隙度、高渗透率的扩容区，即微裂纹区。与压裂中形成的单条线性张裂缝不同，扩容区是一个真正的体积改造，图1（b）显示体积增加高达8%～10%，其造成的储存空间和改造体积比线性压裂可以大几个数量级（表1）。

图1 岩石受剪切扩容作用后体积增加变化

目标井兴古7-H175井目的层为太古界水平井，电测结果显示其基质孔隙度2%～4%，为低孔低渗储层，储层的渗流能力主要是依靠储层发育的微裂缝，其连通特性决定地层流体的流动能力。扩容工艺技术的目标是增加各级微裂缝的互联互通，并对基质孔隙施加有效改造，增加其孔隙度进而扩大了渗流能力。并通过对近井地带扩容恢复导流能力，改善远井油藏岩体的三维方向渗透性，可以实现储层不同部位的有效沟通，提高注气效率。

2.1 技术要点

依据目的储层的岩性特征、敏感性特征，以及孔隙结构与岩石力学特征，优选施工液体，优化施工参数，使目标油藏在三维方向上得到有效的扩容改造，增加油藏内部孔隙和缝隙结构的连通性与沟通能力，从根本降低注气压力，增加单井注入能力。

表1 水力扩容技术与水力压裂对比

1）目标层段属于潜山油藏储层，基质孔隙度2%～4%，渗透率极低，在储层内部发育一定数量的天然裂缝。应用暂堵转向技术，使施工过程中储层的流体优势裂缝通道受到抑制，确保更细小的微裂缝与基质孔隙获得有效改造，最终实现储层不同部位获得均匀改造。

2）优选施工黏土稳定剂，确保高效防膨，完善储层保护。

3）强化助排。目标层段压力系数偏低，单纯依靠地层压力排液，会造成排液不彻底，不利于后续生产；优选合适的化学添加剂，削弱储层的水锁特性，减小入井液体的界面张力，使用高效防水锁剂、助排剂等化学助剂；提高作业后返排时效与最终返排率，使地层中滞留最少量的液体，且不会对后续的注气生产造成影响。

4）优化扩容施工参数，使油藏得到有效扩容改造。优化入井液体规模，以邻井最近井距为优化设计参照目标，确保扩容施工既能有效改造储层，又不会对邻井生产产生负面影响，获得符合要求的增注效果。

2.2 参数设计

2.2.1 施工液体性能

大量扩容液体与储层接触，要求液体满足基本储层保护条件，即液体不会导致储层中黏土成分膨胀、运移等导致储层渗透率降低，注入储层中的液体易于排出，不会长时间滞留储层。要求液体与储层具有良好的配伍性，施工液体设计配方见表2。

表2 施工液体设计配方

为了实现最佳的储层保护及助排效果，液体添加剂浓度按照图2中曲线控制。

图2 施工添加剂浓度控制曲线

2.2.2 扩容改造泵注程序

活性水使用清水加防膨剂配制，最大限度降低储层敏感性带来的伤害，有利于储层保护，有利于助排，不会由于黏土矿物的膨胀造成渗透能力降低。施工过程中具体的压力和排量由实时分析软件决定[5]，兴古7-H175井水力扩容泵注程序见表3。

表3 兴古7-H175井水力扩容泵注程序

2.2.3 施工排量与井口压力计算

井口压力计算依据本井目的层储层物性特征以及岩石力学特征，取目的层裂缝延伸压力为0.018 MPa/m（依据兴古8井压裂设计及测井曲线模拟计算获得）；扩容施工不同于常规压裂，在储层中不会形成宏观的水力裂缝，因此实际施工压力会较计算压力低。

兴古7-H175井目的段为潜山油藏太古界储层，为基质低孔低渗储层，储层内部有一定数量的天然裂缝。改造井段为3 772.69～4 460.00 m。

施工排量为1.2 m3/min时（最高施工排量），在储层裂缝延伸压力最高为0.018 MPa/m的条件下，井口油管压力27.7 MPa，油管沿程摩阻为4.0 MPa。原注气管柱满足施工要求，施工时井口限压32 MPa；设计施工最大注入压力28.9 MPa，总注入量148～400 m3，注入排量0.05～1.2 m3/min，由压力车组配合施工。

2.2.4 暂堵剂选型

目标层段基质孔隙度2%～4%，渗透率很低，在储层内部发育一定数量的天然裂缝，主要的储集空间为这些天然裂缝[6]。应用暂堵转向技术，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获得均匀的有效扩容改造，使储层内部缝网结构更加复杂，最终实现储层不同部位都获得均匀改造。

采用近井地带+裂缝远端型暂堵转向剂。它是一种具有自降解功能的暂堵转向化学材料，暂堵剂封堵射孔眼如图3所示。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，以及微裂缝端部形成桥堵，从而起到暂堵转向作用，储层净压力升高，使工作液体转向基质孔隙部分以及开启程度偏小或者尚未开启的裂缝，使基质部分实现微破裂与微裂隙扩展和延伸[7-8]。当施工结束后，转向剂可以自行降解，被暂时封堵的裂缝井段进而释放成为渗流通道，降解的暂堵转向剂材料将随工作液返排至地面，对储层没有任何伤害。

暂堵剂是一种新型分子聚合物，其中包括生物高分子，性能如下：

1）抗压强度高（实验室条件下浓度90 g/cm3，暂堵形成后，20 MPa压差条件下，滤失流量为5 mL/min，6.5 min后降为0），安全可靠。

图3 暂堵剂封堵射孔孔眼示意

2）与扩容液体配伍，可以满足85～140℃储层温度条件，最高工作温度可达155℃。

3）快速形成滤饼，封堵效率高。

4）降解彻底、可控，对地层不造成损伤。

2.2.5 放喷制度

设计施工完毕关井2 h后开始进行放喷。当井口油压大于15 MPa时，用2 mm油嘴放喷；当油压介于10～15 MPa时，用3 mm油嘴放喷；当油压5～10 MPa时，用5 mm油嘴放喷。放喷时注意观察井口压力变化，若出现井口压力上升趋势，井口压力每增加2 MPa，则放喷油嘴换用较小级别，最小油嘴为2 mm。

3 应用效果

3.1 现场实施情况

图4 兴古7-H175井水力扩容施工示意

兴古7-H175井水力扩容施工共计完成11段施工，施工过程如图4所示，停泵压力20 MPa，共计泵入390 m3水力扩容液，施工压力20 MPa、6 MPa、25 MPa、29 MPa、19 MPa，累计施工时间9 h50 min。扩容后2 h立即开展放喷作业，放喷12 h后，压力归零，累计放出水力扩容液16 m3。后上连续油管作业，分别在500 m、1 000 m、1 500 m、2 000 m位置气举，累计返出扩容液28 m3，出油约3 t后停止气举，关井压力13 MPa。本井水力扩容后，累计排出水力扩容液约44 m3。

3.2 效果分析

针对井筒积液所造成的贾敏效应，制定间歇注气措施使井筒内的压井液重新分布，重新建立气流通道，逐渐把压井液推入地层，直到地层远端，从而提高注气量。

2018年7月26日对2口注气井实施间歇注气试验，试验参数见表4，实施了4次间歇注气，提高了一定的吸气量，2口井注气量达到13.2×104m3/d。

表4 注天然气井间歇注气参数

经过2个月的跟踪发现，间歇注气效果显著。兴古7-H173井日注气由5×104m3增至6.5×104m3，兴古7-H175井日注气由5×104m3增至6.7×104m3。但仍远未达到15×104m3的设计日注量。

在现有生产管柱和井口压力等级的条件下，引入了水力扩容技术对注天然气井进行储层改造。兴古7-H175措施前正常注入阶段平均压力29 MPa，日注气量10.6×104m3。实施水力扩容后，日注气量提升至15.4×104m3，较扩容前日增注4.8×104m3，增注效果明显。

4 结论

1）水力扩容技术不同于大排量施工压开主裂缝增大导流能力的方式，而是小排量、变排量，利用通过天然裂缝的错动及其端部的扩展，实现储层内部空间的扩充及微裂缝之间的连通，进而增加地层渗流能力。

2）在不更换井内注天然气管柱的前提下，通过水力扩容技术能够实现储层的充分改造，大大降低了改造成本和井控风险。

3）水力扩容技术的成功应用，为提高兴古潜山油藏注天然气开发水平提供了有力的技术借鉴，并为裂缝性油藏的储层改造提供了新的思路。