裂缝性礁灰岩过饱和充填控水影响因素分析

张 伟，戴 宗，龚 斌，王亚会，张晓林，石 欣

(1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518054；2.南京特雷西能源科技有限公司，江苏 南京 210000)

0 引 言

连续封隔体为一种控水防砂工艺[1]，主要使用携砂液将高分子颗粒注入筛管与井壁之间环空区域，限制地层水在环空中轴向窜流，阻止地层出砂破坏筛管，达到控水防砂目的。过饱和充填技术是在连续封隔体工艺基础上，实现超过环空体积的过量注入，过量颗粒挤入穿过井筒的裂缝，进行有效封堵，延缓裂缝性底水油藏的底水沿裂缝快速窜进。近年来，在南海礁灰岩油藏实施了连续封隔体过饱和充填控水技术矿场试验，大多数井取得了显著效果，但连续封隔体及过饱和充填控水增油工艺应用时间尚短，目前对相关机理和效果评价的研究较少。石张泽等[2]认为连续封隔体降水防砂效果明显，施工工艺简单安全；郑建东等[3]分析了连续封隔体在南海番禺油田的应用，认为有较好的降水防砂效果；朱旭[4]认为南海东部礁灰岩油藏实施的连续封隔体工艺受效范围有限，无法解决强底水、强非均质性等导致产水的根本问题。因此，该文通过建立裂缝充填模型，分析过饱和充填过程中储层裂缝的变化，研究影响充填效果的因素，并结合实际井例，进一步阐明该工艺的适应性，为过饱和裂缝充填控水定量研究奠定基础。

1 裂缝充填数学模型

1.1 裂缝开度表征

天然裂缝在携砂液压力作用下张开，高分子颗粒得以注入裂缝，开度的大小决定了充填裂缝的颗粒数量以及颗粒可以到达的深度。裂缝开度与压力的关系可表征[5-6]为：

(1)

原始情况下，缝内压力远小于正应力，裂缝为闭合状态，由于壁面不平滑，存在初始开度。随着缝内压力升高，裂缝力学开度逐渐增大，裂缝由闭合状态转为开启状态。

式(1)中σn为正应力，其与地层水平主应力的关系可由应力莫尔圆理论计算得到。

(2)

式中：Shmax、Shmin分别为地层最大、最小水平主应力，MPa；α为裂缝走向与地层最大水平主应力夹角，°。

1.2 裂缝充填体积与导流系数计算

假设裂缝近似为楔形(图1)，开度随长度线性递减，颗粒可填充的极限位置为裂缝开度与颗粒粒径相等处。因此，定义裂缝充填比例为：

图1 楔形裂缝示意图Fig.1 The schematic diagram of wedge-shaped fracture

(3)

此时进入裂缝的颗粒总体积为：

(4)

式中：c为裂缝充填比例；VCD为充填封隔体颗粒总体积，m3；h为裂缝高度，m；a为裂缝半长，m；dCD为封隔体颗粒粒径，mm。

假设封隔体颗粒形成立方最密堆积，采用Kozeny-Carman(KC)方程[7-9]计算封隔体颗粒填充部分渗透率：

(5)

式中：KCD为颗粒填充部分渗透率，mD；φ为最密堆积时的孔隙度，取值为25.9%。

未充填部分，即裂缝的渗透率可根据Mcclure公式[10-12]得到：

(6)

(7)

式中：Knf为裂缝渗透率，mD；K0为给定系数，μm；wnf为未充填部分平均开度，mm。

结合式(5)、(6)，采用调和平均，得到充填过程中裂缝的导流系数表达式：

(8)

式中：f为导流系数，D·cm。

2 裂缝充填影响因素分析

由式(8)可知，充填裂缝的导流能力取决于裂缝开度和裂缝充填程度，而根据式(4)可知，裂缝充填程度由裂缝开度决定。结合式(1)、(2)，确定施工参数中的注入压力、地质参数中的裂缝走向和裂缝初始开度是影响充填裂缝开度的主要因素。因此，以南海块状裂缝性礁灰岩油藏A为例，分析裂缝走向、裂缝初始开度、注入压力对充填状态和效果的影响。

2.1 裂缝走向

研究区裂缝主要沿北西—南东方向发育，成像测井资料显示井周围发育共轭方向裂缝。结合式(1)、(2)及研究区基本参数(表1)，可计算裂缝与水平主应力呈不同角度时，开度随压力的变化图版。之后，利用式(3)、(4)、(8)可分别得到裂缝充填比例、充填体积、导流能力的变化图版(图2)。为方便表述，图版横轴中的压力均使用裂缝净压力，其定义为缝内流体压力与地层压力之差。由图2可知：裂缝充填存在门槛压力值，即颗粒刚进入裂缝时的净压力。裂缝走向与水平最大主应力的夹角(α)显著影响门槛压力大小，不同夹角对应的充填门槛压力差值最大达到3.0 MPa。裂缝开度随裂缝净压力呈指数变化，初始阶段增幅较小，后期增幅变大；裂缝充填比例在裂缝静压力刚达到充填门槛压力时增幅较大，随压力增大增幅逐渐减慢；裂缝导流能力在裂缝静压力刚达到充填门槛压力时迅速降低，随后降幅逐渐减缓；裂缝充填体积在裂缝静压力刚达到门槛压力时迅速增大，达到特定数值后与压力接近线性关系。可见，裂缝走向与水平最大主应力平行时，达到相同充填程度所需的压力最小，有利于裂缝充填和封堵。

表1 研究区典型参数取值Table 1 The values of typical parameters in the study area

图2 裂缝参数随压力、夹角变化图版Fig.2 The chart of changes in fracture parameters with pressure and included angle

2.2 裂缝初始开度

裂缝初始开度是影响充填效果的重要因素。令裂缝走向与地层水平最大主应力的夹角为45 °，利用数值模拟计算裂缝各充填参数随压力、初始开度的变化(图3)。由图3可知：裂缝初始开度越大，裂缝开度越大、门槛压力值越低；当净压力超过门槛压力时，随着净压力继续增加，不同裂缝初始开度所对应的曲线逐渐接近；裂缝初始开度造成的门槛压力差值最大可达到1.2 MPa。因此，裂缝初始开度越高，越有利于裂缝充填；当初始开度较低时不适合低压充填，需提高注入压力。

图3 裂缝参数随压力、初始开度变化图版Fig.3 The chart of changes in fracture parameters with pressure and initial opening

2.3 注入压力

由前文可知，当裂缝净压力较高时，裂缝导流能力才能降至低值，实现有效封堵。假设裂缝导流能力需降至原始导流能力的1%，α为15 °，所需最低裂缝内净压力约为4.0 MPa(图2c)。根据摩阻换算公式[13]，将缝内净压力换算为井口施工条件下泵注压力：

pf=p-pres=pwh+ΔpH-Δpfric-ΔpICD

(9)

式中：pf为裂缝内净压力，MPa；pres为油藏压力，MPa；pwh为泵注压力，MPa；ΔpH、Δpfric、ΔpICD分别为井口到井底的压差、沿程压力损失、通过流入控制阀的压力损失，MPa。

当充填施工注入流速为1 200 L/min、井身长度为3 000 m、水平段长度为800 m时，计算得到的井口注入压力为7.0 MPa。因此，为实现对裂缝的有效填充封堵，注入压力应大于7.0 MPa。

3 实例分析

南海块状裂缝性礁灰岩油藏A为底水稠油油藏，底水能量充足，主要采用水平井依靠天然能量开发。断层、裂缝较发育，构造主体轴向为北西西—南东东，南北方向被主断层切割，断层走向与构造轴线基本平行。油藏深度为1 198～1 273 m，平均孔隙度为21.49%，平均渗透率为363.14 mD，属于中高孔、中高渗储层。地下原油黏度为46.5～162.1 mPa·s。由于流度比不匹配、强底水锥进等因素，开发过程中水平井暴性水淹现象严重，已实施的化学堵水、ICD控水等常规增产工艺措施收效甚微。油藏先后在4口调整井实施了过饱和充填控水措施，其中，A1井穿过断层、A2、A3井位于断层附近。各井注入封隔体体积均超过了环空理论体积，实现了过饱和充填，A2、A3、A4井充填率均超过200%，A1井充填率为170%。

措施井均为新井，可通过与相似临井对比评价措施后的效果，各井措施后生产情况见表2，其中，B1、B2分别为A1、A2未实施措施的临井。由表2可知：A1、A2井通过过饱和充填后，裂缝及环空受到封堵，产油产液指数相比临井均有所下降。A2井在投产1个月和3个月内平均含水都明显低于B2井，表明通过措施，取得了显著的控水效果；A3、A4井投产1个月和3个月内的含水均低于研究区的平均水平，同样表明措施有效；A1井初期含水即达到97%，措施未生效，需进行原因分析。

表2 措施井生产情况Table 2 The production situation of measure wells

A1井穿过断层，但充填率仅为170%，与其他3口井相比充填率明显较低，未能实现对裂缝的充分封堵，无法阻止底水沿裂缝高速渗流通道窜进。根据充填模型，可利用施工压力曲线转化为缝内静压力(图4)，估算A1井实现充分充填所需的缝内压力(表3)。

图4 A1、A2井施工净压力曲线Fig.4 The net pressure curve of Wells A1 and A2

由表3可知：A1井井周裂缝与靶区主裂缝同为北西—南东方向，走向接近，垂直于地层最大水平主应力，A2井井周裂缝除沿主方向发育外，还发育一组共轭方向裂缝，二者分别垂直和平行于地层最大水平主应力；2口井井周裂缝密度接近，由实验估算出A2井的裂缝初始开大于A1井；A1井充填门槛压力为3.3 MPa，A2井最低充填门槛压力为0.3 MPa，而A1井充分充填需要4.4 MPa净压力，A2井的2组裂缝分别需要1.6、4.5 MPa。分析以上数据可知，A1井不利的裂缝走向及较小的初始开度，导致实现裂缝有效封堵需要更高的压力，注入更困难。

表3 A1、A2井充填压力估算[14]Table 3 The estimation of filling pressure of Wells A1 and A2[14]

A2井初期缝内压力约为5.0 MPa，高于其充填门槛压力及充分充填所需压力，因此，前期颗粒主要充填裂缝；后期压力降低后，注入颗粒开始充填环空。A1井初期充填压力为1.0～3.0 MPa，低于充填门槛压力，更达不到充分充填所需压力，因此初期颗粒无法进入裂缝，堆积在环空，而颗粒在环空堆积后堵塞注入空间，携砂液难以进入裂缝，最终导致充填不足，生产时无法阻止底水沿裂缝窜进。

4 结论与建议

(1)建立裂缝充填的机理模型，描述了连续封隔体过饱和充填中，裂缝扩张及缝内流动能力变化情况，并由此计算充分充填所需施工压力。

(2)充填压力主要与裂缝走向、裂缝初始开度有关。裂缝走向与地层水平最大主应力方向垂直时，需要较高的充填门槛压力，不利于充填施工；初始开度对充填门槛压力有一定影响，但对充分充填压力影响小。

(3)研究区A1井具有不利的裂缝走向和较小的初始开度，施工过程中初期压力偏低，造成颗粒滞留在环空，堵塞注入空间，未能对裂缝进行有效充填，导致控水不见效。

(4)在后续施工时，应根据成像测井及其他裂缝识别手段确定井周裂缝走向。充填前进行清水注入实验评估井周流动能力，推测裂缝初始开度，由此估算施工时应保证的最低充填压力，确保充填充分，实现有效的裂缝控堵水。