姬塬油田水平井综合治理配套技术研究与应用

2021-01-20杨金峰李玉杰杨飞涛赵艳艳

石油化工应用 2020年12期

杨金峰，燕萌，李玉杰，杨飞涛，赵艳艳，陶涛

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

近年来，长庆油田通过压裂改造方面的技术攻关和试验，水平井实现了“少井高产”，将直井增油倍数提高至3.6 倍，水平井已成为提高单井产量和转变开发方式的主要技术手段，应用规模逐年扩大。姬塬油田2007 年在耿27 长6 油藏开展水平井试验，目前累计投产水平井148 口，其中三叠系油藏136 口，侏罗系油藏12 口，分布在11 个地质区块。水平井井数占比2.3 %，产量占比3.1 %，单井产能1.86 t，综合含水69.2 %。但水平井受非均质性强、立体开发、微裂缝发育、多段压裂、注水开发影响，存在吐砂、见水、结垢严重等问题，开发矛盾突出，造成低产井多（其中产能小于1.0 t 井井数占比44.4 %），影响开发效果。因此在姬塬油田开展水平井综合治理技术配套研究，对提高水平井开发效果有重要意义。

1 水平井堵塞、出砂、见水、低产机理研究

1.1 结垢堵塞机理研究

油田投入注水开发以来，大量的油水井在生产过程中，由于物理场和化学场的不断变化导致地层结垢堵塞，造成油井产量降低。目前姬塬油田已出现堵塞井27 口，占开井数的18.6 %，主要分布在黄3 长6、罗1长8 等区块。由于注入水与地层水配伍性差，地层结垢频繁堵塞。地层水中的成垢阳离子主要为：Ba2+、Sr2+和Ca2+三种，注入水中的成垢阴离子有SO42-和CO32-，注入水和地层水混合后，易生成BaSO4和CaCO3垢。结垢井逐年增多，措施产能恢复率逐年降低。

通过扫描电镜和X 衍射分析碳酸盐垢含量较高；同时进行填砂管模型试验结果表明：井眼附近的垢，主要由于温度、压力急剧下降，采出水中的部分碳酸氢根离子析出二氧化碳和水，生成碳酸根离子，从而导致碳酸盐结垢；地层深部的垢，主要是随着水驱前沿的推进生成的是硫酸盐和碳酸钙的混合物，裂缝深部的垢长时间堆积，处理难度较大（见图1）。

图1 塬平54-22-1 垢型扫描电镜图

通过模拟产量与裂缝堵塞时间关系表明：水平井段间产量差异较大时，低产层段流速、压力降低，更易发生堵塞物沉降，造成单井产量突降，常表现为初产高，累产低（见图2）。

1.2 出砂机理研究[1-3]

查阅国内外文献，地层发生出砂，必须满足2 个前提条件，一是地层岩石的破坏，二是一定的流体水动力条件。

Bruno 等研究表明，含水越高越易出砂。一是含水饱和度较高降低了地层岩石自身强度或岩石胶结程度；二是润湿相流体饱和度的增加导致了毛管力的改变，从而降低了与之相关联的颗粒间黏着力减小。本厂水平井平均含水75.8 %。

Morita 等研究表明，压差越大越易出砂。井眼内压力低、油藏压力衰竭、流速突变都可能引起地层出砂。强化采油速度并不利于孔眼稳定，地层岩石胶结程度较弱时生产压差不合理将会导致过早、过量出砂。本厂水平井生产参数相对较大，初期平均泵径35 mm，平均冲次5.5 r/min。

1.3 见水机理研究

（1）受储层物性、开发模式影响。水平井区因储层微裂缝发育，立体开发模式，开发过程中部分井易见效见水。

（2）受井网特点影响。例如：黄54 区块黄3 长6 油藏属于五点法注水，其跟部、趾部离注水井水线方向较近，更易见水；黄57 区油藏属于七点法注水，其腰部、跟部、趾部离注水井水线方向较近，更易见水。

（3）低产低液井影响因素分析。

工程因素：主要是段间距过大、初次改造规模偏小、初次未开启的簇。

图2 模拟不同产量裂缝堵塞时间曲线

地质因素：受储层物性等因素影响，部分水平井注水不见效，如黄259 属长6 油藏，储层物性差，多数井不见效；黄54 同属长6 油藏，储层物性相对较好，见效见水。

2 水平井综合治理工艺技术

2.1 砂埋井治理

针对常规冲砂技术漏失大、携砂能力差、冲砂不彻底等局限性。开展氮气泡沫冲砂试验。其主要原理是应用泡沫流体密度低、携砂及清洗井底杂物能力强等优点，洗井时在井底油层处造成负压或低压循环，有效清洗井底杂物。

2.1.1 技术特点

（1）携砂能力强，为清水携砂能力的10 倍；

（2）具有良好分散性、乳化性，对油套管内壁蜡、黏结物有良好剥离作用；

（3）密度低，可实现低压或负压循环，减少漏失。

2.1.2 与常规技术效果对比常规冲砂，周期长（7.6 d），效率低（平均用水565 m3），入井液漏失严重，冲砂不彻底，近四年实施17 井次，平均单井日增油1.5 t。氮气泡沫冲砂，周期短（由7.6 d 下降至4.0 d），用水量由565 m3下降至285 m3，该工艺冲砂时因液柱压力减小，在井底造成负压，起到解堵作用，平均单井日增油2.4 t，相比常规冲砂上升了0.9 t。

2.2 油井机械找堵水[4-7]

随着长庆油田水平井规模开发，部分水平井见水导致单井产量下降，甚至损失储量，严重影响水平井高效开发。目前，国外水平井找水主要采用产液剖面测试、脉冲中子氧活化测试等生产测井方法，该方法须配套专用下井工具和解释方法，对井筒状况有较高的要求。此外，该方法需要启动流量，暂不适应长庆超低渗透油田低产液量，且测试费用较高（80 万元/井次）。目前长庆油田主要采用拖动找水、智能开关找水等工艺，其中Y111+Y211 封隔器双封拖动找水可实现精准找水，费用低，找水周期短，现场广泛应用。

2.2.1 机械堵水技术目前机械堵水主要为跟部堵水管柱、中部堵水管柱、趾部堵水管柱、两端堵水管柱。虽然四套机械堵水工艺管柱能解决井筒堵水问题，但也存在桥塞封堵有效率低、易失效，桥塞水平段起钻或打捞困难等问题。

2.2.2 实施效果机械拖动找水技术能实现精准找水，近四年共实施8 口井，初期有效率50 %，日恢复产能1.3 t，累计产油3 640 t；目前有效井为2 口，主要受封堵桥塞座封成功率低、易失效技术局限。

2.3 水井堵水调剖

2.3.1 堵水调剖技术立足水驱开发阶段，针对不同油藏采取不同工艺设计。工艺一：冻胶+体膨颗粒或PEG—近井动态缝调剖1 500 m3～2 000 m3；工艺二：纳米聚合物微球—深部微裂缝调驱2 000 m3～10 000 m3。

黄54 水平井区裂缝性见水，裂缝宽度为150 μm～2 mm，针对常规PEG-1 堵水效果逐次变差问题，2019年试验驱替压力调控剂调剖。

2.3.2 堵水调剖实施效果 2017 年对黄54 开展PEG-1 连片堵水调剖，实施19 井组，见效18 口，见效率52.4 %，日增油15.6 t，累增油3 315 t，含水下降11.6 %，有效期6 个月。

2018 年实施21 井组（二次注入9 口），见效17口，见效率31.4 %，日增油9.4 t，累增油2 487 t，含水下降5.2 %，二次注入效果有所变差。

针对常规PEG 调剖逐次效果变差问题，2019 年开展驱替压力调控剂调剖试验，优选5 口井实施驱替压力调控剂调剖试验。试验结果表明，注水压力无明显变化，封堵效果不明显，见效率33.3 %，阶段累增油286 t，后期优化堵剂粒径。

2.4 水平井分段酸化[8，9]

2.4.1 工艺原理针对笼统酸化技术酸液更易进入低压未堵塞层段、酸化解堵针对性不强、酸化措施有效率低等问题，近年来开展水平井分段酸化试验（见图3）。

图3 近年笼统酸化的效果统计图

分段酸化主要采用Y211+K344（上提下放管柱后打压座封）、双K344（打压座封）两种管柱组合，依次自下而上通过油管拖动酸化钻具酸化不同目的层。层间酸化采用封隔器隔离转向，充分动用前期酸化未解除的堵塞区域；层内采用暂堵剂软封隔分流，充分动用低渗区剩余油。

2.4.2 实施效果 2018 年开展分段酸化试验3 口，日增油3.3 t，当年累增油810 t，效果明显；2019 年实施1口，未见效，但液量上升4.2 m3，疑似见水。

2.5 水平井井筒再制造+重复压裂[10-15]

2.5.1 国内外技术现状对国外技术调研，北美水平井重复压裂工艺技术以暂堵转向压裂为主，同时在机械“硬”分层压裂技术方面积极开展研发试验，技术成熟度不断提高。

结合国外技术特点，姬塬油田创新提出了井筒再造+重复压裂思路。通过对化学封堵见水段、膨胀管补贴套损段，达到井筒整体承压要求；再对未动用储层开展补孔压裂、初期改造程度小的储层重复改造措施。

2.5.2 井筒再制造技术-膨胀管补贴其原理是将膨胀管下至需补贴部位，地面打压，使膨胀头向上运动，膨胀管发生径向膨胀，通过密封件与原井套管实现锚定和密封，达到加固、补贴和封堵的目的。技术指标：试压30 MPa，稳压15 min，压降小于3 MPa 为合格。

2.5.3 井筒再制造技术-化学堵水以多轮次降漏+封堵为思路的化学堵水方法。降漏采用弱凝胶（前置）+PGS 强凝胶（中部）+强冻胶体系，封堵采用PGS 强凝胶或ERS 弹性水泥方法（见图4～图6）。

图4 水平井化学堵水示意图

图5 ERS 胶结后照片

图6 PGS 胶结后照片

降漏技术指标：若15 MPa 吸水量＜200 L/min，进行封堵施工；若15 MPa 吸水量＞200 L/min，第二轮降漏施工。封堵成功技术指标：升压至30 MPa，吸水＜100 L/min，封堵合格。

2.5.4 重复压裂-蓄能动态多级暂堵转向压裂工艺钻具结构采用单段压裂采用双封单卡实现精准分段压裂；多段压裂采用多级滑套双封单卡连续压裂管柱，节省施工时间和费用。

蓄能是指压裂前注入驱油剂2 000 m3，地层压力恢复至原始地层压力，焖井时间30 d 左右，将压力进行有效扩散。

暂堵是指采用缝内暂堵工艺，暂堵剂使用纤维+不同粒径颗粒高强度暂堵材料。

2.5.5 LP16 实施及效果

2.5.5.1 试验井LP16 介绍罗1 区长81油藏，油层厚度276.6 m，采用五点法井网开发，单井控制地质储量28.8×104t，累计产油8 996 t，采出程度3.1 %。

2008 年投产，初期日产液14 m3，日产油10 t；措施前日产液1.5 m3，日产油1.1 t。对应4 口注水井，平均单井累计注水量167 346 m3。

综合水平段短（327.0 m）、采出程度低、2 820 m 以下固井质量差（2 965 m 有明显压裂段）等特点，开展膨胀管贴补+蓄能+化学堵漏+补孔+重复压裂试验（见图7）。

图7 LP16 施工工艺图

2.5.5.2 施工工序第一步：打电缆桥塞至2 978 m，试压至35.0 MPa，压力降至0 MPa，不合格；第二步：套管补贴2 936.1 m～2 944.7 m，试压至30.0 MPa，历时20 min，压降1.8 MPa；第三步：井筒注清水2 000 m3对地层进行补能；第四步：打可取桥塞至2 924 m，试压至35.0 MPa，历时10 min，压力降至25 MPa；第五步：下斜尖进行化学封堵；第六步：取桥塞，水力喷射补孔2 950.0 m、2 900.0 m、2 866.0 m、2 845.0 m、2 817.6 m、2 794.56 m、2 770.0 m；第七步：采用定点单级压裂工艺压裂。

2.5.5.3 降漏施工第一次降漏：弱凝胶100 m3+PGS强凝胶4 m3+高强冻胶30 m3。挤注高能凝胶100.0 m3，工作压力在18.0 MPa～20.0 MPa，排量在400 L/min～500 L/min，历时220 min；挤注PGS 堵剂4.0 m3，工作压力15.0 MPa～16.0 MPa，排量200 L/min～300 L/min，历时25 min；挤注高强冻胶30.0 m3，工作压力19.0 MPa～20.0 MPa，排量400 L/min～500 L/min，历时70 min；关井候凝后，打压至16.0 MPa，稳压1 min，吸收指数360 L/min，降漏不达标。

第二次降漏：ERS 凝胶0.5 m3+PGS 强凝胶8 m3。挤注ERS 堵剂0.5 m3，工作压力5.0 MPa～10.0 MPa，排量200 L/min～300 L/min，历时5 min。挤注PGS 堵剂8.0 m3，工作压力15.0 MPa～16.0 MPa，排量400 L/min，历时35 min。关井候凝后，打压至25.0 MPa，稳压1 min，吸收指数200 L/min，降漏达标，停泵压力25.0 MPa，历时2 min，压力降至22.0 MPa。

堵漏：PGS 强凝胶8 m3。挤注PGS 堵剂8.0 m3，工作压力25.0 MPa～32.0 MPa，排量400 L/min～600 L/min，历时35 min，返出液体7.0 m3。打压至30.0 MPa 后，稳压1 min，吸收指数100 L/min，历时5 min，压力降至24.5 MPa，历时10 min，压力降至24.0 MPa，封堵成功。

2.5.5.4 压裂施工实施定点单级压裂工艺压裂，总计实施压裂7 段，累计加砂350 m3，平均砂比27.6 %，排量3 m3/min（见表1）。

2.5.5.5 效果分析 LP16 采用膨胀管补贴、化学封堵、蓄能转向压裂等国内外先进技术，其中，膨胀管补贴、化学封堵均能满足试验技术要求。目前日增油0.7 t，累增油150 t。该技术成功试验，为后期水平井见水化学堵漏或补贴、蓄能转向压裂有重大指导意义。