高含水井堵水压裂试验——以合水油田庄XX区长8储层油井为例

杨玉龙,毛恒博,成 旭,邹俐俨

(长庆油田分公司 第十二采油厂,甘肃 庆阳 745400)

0 引言

庄XX区长8为典型的岩性油藏,以正方形反九点、矩形、菱形反九点井网、超前注水方式投入开发。沉积类型为三角洲沉积体系,长8储层以三角洲前缘水下分流河道、分流间湾沉积为主,平均孔隙度为10.02%,气测渗透率0.89×10-3μm2。采油井自然递减2.6%,综合递减1.9%,含水上升率12.1%,压力保持水平94.5%,水驱储量控制程度93.1%,水驱储量动用程度69.1%。目前,庄XX区含水≥60%的采油井93口,占比32.5%。同期对比来看,高含水井比例由2018年的32.5%下降至2019年的30.7%(由103口下降至91口),呈逐步下降趋势。 裂缝及高渗条带造成油藏水驱呈线状突进。庄XX区主向裂缝,高渗条带发育,造成注水井指状吸水、尖峰吸水现象突出(占比31.1%)。注入水沿高渗通道快速推进,采油井受其影响,沿主向方向连线水淹。

利用Frac-pt软件,拟合分析高含水井历史压裂规模与见水类型及见水时间的关系。裂缝型见水井裂缝半缝长190～250 m,见水周期以10～30个月居多。孔隙型见水井裂缝半长150～180 m,见水周期以20～50个月居多。现有的成熟工艺技术如“常规水力压裂、前置酸压裂、暂堵压裂、体积压裂”等,均以解除地层堵塞及塑造导流通道为目的,主要针对中低含水井。治理高含水井的措施主要采用堵水技术,但成功率低且单纯堵水作业存在堵后无液量、无产能等问题。因此,庄XX区2019—2021年采用“堵水+补孔压裂”实施5口,实施后,含水由100.0%下降至57.8%。

1 堵水压裂试验

1.1 堵水压裂堵剂的选择

将油井堵水与原层补孔压裂技术相结合,采用封堵来水通道、打开新缝等工艺,达到降水增油及动用剩余油的目的,从而形成堵水压裂储层改造,其核心是封堵剂材料。封堵见水位置,决定了后期原层压裂增油效果;封堵原见水优势通道,为后期水驱效率的提高、长期稳产提供了重要保障。

堵剂主要有以下几种:

1)体膨颗粒。将高吸水膨胀型聚合物凝胶颗粒泵入地层大孔道和裂缝,通过体系的吸水膨胀性增强与岩石壁面的黏结吸附能力,产生封堵效果。

2)高强度凝胶。由丙烯酰胺单体地下聚合形成高强度冻胶体,丙烯酰胺5%,交联剂0.05%,引发剂0.02%,添料7.61%,pH调节剂1.27%。

3)高强度酚醛树脂。主要作用原理是各组分经化学反应形成树脂类堵塞物,在地层条件下固化不溶,对出水层形成永久性封堵。

4)聚合物微球。微纳米聚合物微球遇水膨胀和吸附,逐级封堵地层孔喉,达到深部调剖堵水的目的。聚合物微球具有较好的弹性,在形成有效封堵的同时,在一定压力下发生变形而运移,且不会被剪切,形成多次封堵,具有多次工作能力及长寿命的特点,通过各种不同尺寸及不同性质聚合物微球的优化组合,实现对不同渗透率、不同地质条件的有效封堵。

1.2 现场试验效果

1)转向压裂工艺设计。根据单向、双向、多向复杂见水类型,针对性形成不同的堵水技术思路,确定相应的技术工艺并对工艺参数进行优化设计。

2)堵水压裂效果认识。从堵水和压裂方向进行分析,对施工参数进行对比,以提升堵水压裂措施效果。堵水压裂实践表明,微球用量和堵剂用量对增油水平影响较小,增加PEG用量,有助于提升效果。高强度酚醛树脂封堵效果较好。

图1 不同微球用量6个月日增油水平Fig.1 Daily oil increase level for 6 months with different microsphere dosage

图2 不同堵剂用量6个月日增油水平Fig.2 Daily oil increase level of 6 months with different plugging agent dosage

图3 不同砂量6个月日增油水平Fig.3 Different sand volume 6 months daily increase oil level

图4 不同排量用量6个月日增油水平Fig.4 Daily oil increase level for 6 months with different displacement and consumption

堵水压裂实践表明,低排量1.6～1.8 m3/min,可控制裂缝延伸高度,减少油藏纵向上连通程度;低砂量16～20 m3,可控制油藏改造规模,防止改造过大油井见水。

3)选井优化方向。结合历年堵水压裂实施情况,做出堵水压裂选井改造的散点图,对堵水压裂措施井进行优选。

物质基础好:储层厚度16～18 m,堵水压裂效果较好,表明储层储量基础越大,动用剩余油的空间越大,措施潜力较好。

图5 储层厚度-单井累增油散点图Fig.5 Scatter plot of reservoir thickness-single well accumulation oil

图6 渗透率-单井累增油散点图Fig.6 Scatter plot of permeability-single well cumulative oil

图7 初期产量-单井累增油散点图Fig.7 Scatter plot of initial production-single well cumulative oil

图8 累采油量-单井累增油散点图Fig.8 Scatter plot of cumulative oil production-cumulative oil of a single well

渗流特征中等:渗透率2～4 mD,效果较好,储层物性过差,堵水易将孔隙堵死,而压裂规模大则沟通微裂缝高渗含水带,控水效果不理想,合理重复压裂施工参数仍待攻关优化。

生产历史:初期产量3～4 t,累采油3 000～4 000 t。初期产量高,表明储层能量充足,物质基础好。累采油中等,表明后续生产潜力大,是堵水压裂选井的重要方向。

2 结束语

研究表明,油井高含水不等于油藏高含水,水相渗流能力优于油相、厚度较大的非均质油藏存在局部优势突进,油藏潜力仍较大。高含水油井堵水压裂,见水方向明确、储层认识清楚是工艺成功的前提。封堵过程中,封堵剂用量、封堵位置及堵水过程中压力的爬升是措施有效的关键。封堵后,重复压裂的“低砂量、低砂比、低排量”是后期堵水压裂成功的保障。5口井的试验结果对比中石油标准,效果较好,说明掌握高含水井见水特征,可持续优化堵水压裂工艺,提升治理效果,为工艺优化方向提供参考。