控水壓裂工藝方法及效果分析

李嘉瑞 邱小慶 姚宇科

(1.中石化華北分公司工程技術(shù)研究院，鄭州 450006;2.中國石油海洋工程有限公司鉆井事業(yè)部，天津 300270)

在低滲透油藏中，由于天然裂縫發(fā)育或隔層應(yīng)力差，增加壓裂規(guī)模極易從縱向上溝通地層中水層，從而出現(xiàn)油井見水快的問題，甚至有些井在生產(chǎn)初期就出現(xiàn)暴性水淹，油田開發(fā)嚴(yán)重受損。在鄰井見水快、邊底水發(fā)育的井區(qū)，投產(chǎn)前進(jìn)行壓裂改造時應(yīng)適當(dāng)使用針對儲層特點的控水技術(shù)和工藝，盡早控制油井出水，提高油井的采收率，保證壓后的長期開發(fā)效果，推動低滲油田的持續(xù)發(fā)展。

鄂爾多斯盆地大部分油氣藏屬于低滲透油氣藏，類型多為巖性油氣藏，天然裂縫發(fā)育較充分，油水關(guān)系復(fù)雜。各油田在鄂爾多斯盆地相繼展開控水壓裂工藝的先導(dǎo)實驗，取得了一些認(rèn)識和經(jīng)驗。在此基礎(chǔ)上，本次研究針對不同儲層的滲流特征以及壓裂裂縫擴展規(guī)律，探討油井控水壓裂技術(shù)。

1 控水壓裂工藝先導(dǎo)試驗

1.1 紅河油田控水支撐劑試驗

控水支撐劑是將相滲材料與壓裂支撐劑通過鍍膜技術(shù)結(jié)合而生產(chǎn)的一種選擇性導(dǎo)流支撐劑［1－2］?？厮蝿┎粌H具有常規(guī)支撐劑的性能，還具有親油控水性能，其油相導(dǎo)流能力大大高于水相導(dǎo)流能力。應(yīng)用常規(guī)壓裂技術(shù)實施加砂壓裂時，當(dāng)壓裂地層閉合后，地層壓力將高分子覆膜材料擠壓在一起，此時材料顆粒之間形成相互貫通的毛細(xì)管。由于該高分子覆膜材料非極性，且具有親油疏水性質(zhì)，當(dāng)油氣和水通過該毛細(xì)管時，通過高溫處理后則會形成選擇性導(dǎo)流支撐裂縫。

紅河油田最早開采的長6油層，主要屬于湖泊三角洲前緣亞相，為低滲砂巖巖性油藏，開發(fā)方式為早期注水開發(fā)，所有井均為壓裂投產(chǎn)，初期含水較高。2010年完鉆的評價井SK1－11井生產(chǎn)一段時間后，產(chǎn)量大幅度下降。2011年對這口井進(jìn)行壓裂處理，并使用了FSS－Ⅲ型透油阻水支撐劑。FSS－Ⅲ型支撐劑在實驗室常壓和0.3～10MPa的驅(qū)替壓力下，均顯示出良好的透油阻水性能。壓裂方案實施前做了耐壓實和耐溫實驗，滿足施工要求。

ZJ5－10、ZJ5－11井區(qū)長6油層使用普通支撐劑壓裂施工，參數(shù)如表1所示;ZJ5－10井、ZJ5－11井區(qū)長6油層采用控水增油技術(shù)，產(chǎn)水率如表2所示?？梢钥闯?，采用控水增油技術(shù)的效果顯著。目前ZJ5井區(qū)長6油層共有生產(chǎn)井6口，除ZJ5－11井外，其他井含水率均高于50%。

1.2 安塞油田改變相滲控水壓裂液試驗

該工藝的理念是，將近井帶聚合物調(diào)剖技術(shù)和重復(fù)壓裂技術(shù)相結(jié)合，從而實現(xiàn)控水和增油的雙重目標(biāo)。首次壓裂前即使用控水前置液［3－4］，對于高含水區(qū)塊預(yù)防油井過早見水有積極意義，且施工簡單，容易實現(xiàn)。

在改變油水相對滲透率的穩(wěn)水增油改進(jìn)劑(RPM)中加入壓裂液前置液，將期作為控制劑。當(dāng)油水同層時，聚合物分子吸附在儲層巖石表面后形成一種選擇性屏障，未被吸附的部分可在水中伸展，對地層水產(chǎn)生摩擦力，降低地層水的滲透性。當(dāng)油通過水膜孔道時，未被吸附的分子鏈不親油，因而分子不能在油中伸展，對油的流動阻力較小。在油通道中，由于巖石表面沉積有吸附力膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等物質(zhì)，而瀝青質(zhì)為極性化合物，其極性端吸附于巖石表面，碳水化合物裸露在外，使巖石潤濕性向親油方向反轉(zhuǎn);因此，聚合物分子不易被吸附，無法在油中伸展，不能對原油增加流動阻力。由于出水層含水飽和度較高，地層壓力小于油層，因而聚合物優(yōu)先進(jìn)入含水飽和度高的地層，并調(diào)整地層對流體的滲透性。

表2 ZJ5－11井與臨井壓后產(chǎn)水率對比

安塞油田地處鄂爾多斯盆地中部，開采層位主要有延長組、長2、長3、長4+5、長6、長10 層，是典型的“低滲、低壓、低產(chǎn)”油田。隨著開發(fā)時間的延續(xù)，油田現(xiàn)已進(jìn)入中、高含水開發(fā)階段。常規(guī)壓裂工藝對于低含水井效果較好，而對于中高含水井，壓裂后含水上升明顯，增油效果較差。

改變相滲劑采取壓裂前置注入的方式進(jìn)行，排量控制在0.5 m3min，擠入地層，一般設(shè)計用量大概為30 ～40 m3。長6 油層排量一般為 1.4 ～2.0 m3min，長2層考慮到控制底水上竄，排量一般為1.0 m3min。主力層長6 油層一般加砂強度在1.5 ～3.0 m3m，長2層加砂強度為0.5 m3m左右。

自2007年實施第一口井改變相滲壓裂以來，截至2011年底共實施壓裂井32口，有效井28口，有效率87.5%，有效井平均單井日增油1.26 t。從表3可看出，采取措施后含水保持平穩(wěn)或略有下降，達(dá)到了控水增油的目的。

表3 改變相滲壓裂效果統(tǒng)計表

1.3 杏子川采油廠人工隔離層技術(shù)試驗

這種壓裂工藝是利用高密度下沉劑置于裂縫底部改變水力壓裂裂縫底部末梢的阻抗值，使垂直裂縫向上延伸，降低壓開水層的風(fēng)險，同時下沉劑下沉后在活化劑的吸附作用下，在裂縫底部形成低滲遮擋層，控制底水，原理如圖1所示。

施工具體步驟:打前墊液(即灌井筒)→關(guān)套管閥門開始壓裂→打原膠前置液并加入高密度下沉劑→關(guān)井待下沉劑下沉和裂縫閉合→開泵進(jìn)行常規(guī)加砂水力壓裂。

延長油田杏子川采油廠延長組長6油藏分布受分流河道砂巖體控制，油水界面較復(fù)雜，油藏驅(qū)動類型以邊底水為主，無明顯的泥巖夾層，屬于較典型的底水油藏。

圖1 人工隔離層工藝原理圖

選擇5046－4井和5046－1井進(jìn)行對比。這兩口井在2005年8月經(jīng)行高能氣體壓裂，三年多的抽吸開采，油井產(chǎn)液量降低，含水率逐步上升。2010年5月7日，對5046－4井進(jìn)行了控水壓裂，加下沉砂量1.2 m3，砂比為 15%，平均排量為 0.54 m3min，加下沉劑共1400 kg。經(jīng)作業(yè)后油井產(chǎn)量明顯增高，日平均產(chǎn)量3.4 t，含水下降3%。經(jīng)過常規(guī)小砂量壓裂的5046－1井增油效果不明顯，未起到控水的作用，生產(chǎn)數(shù)天后出現(xiàn)水淹。該工藝在杏子川采油廠7口井先后進(jìn)行推廣，其中最高增油達(dá)13 t，效果顯著。措施前后產(chǎn)量對比如表4所示。

表4 控水壓裂前后產(chǎn)量對比

2 工藝效果對比及選擇

高含水的原因主要有:(1)大規(guī)模壓裂溝通上下水層，導(dǎo)致高產(chǎn)液、高含水;(2)水平井位于油水關(guān)系復(fù)雜區(qū)，儲層下部高含水，壓后高產(chǎn)液、高含水。目前紅河油田水平井壓裂改造，油水關(guān)系復(fù)雜儲層縫高控制主要采用變排量前置段塞工藝技術(shù)。

幾種工藝的綜合效果如表5所示。從控水效果上看，使用控水透油支撐劑的井壓后含水率比相鄰壓裂井低30%左右，效果最佳;人工隔離層的效果其次，改變相滲壓裂液的效果較差，僅降低2.8%。上下都發(fā)育水層同時天然裂縫較發(fā)育的油層，無法避免高含水的發(fā)生，需要采取改變相滲的措施，從阻水效果看，優(yōu)選透油阻水支撐劑。

表5 幾種工藝的綜合效果對比

對于底水發(fā)育的油層，人工隔離層能夠有效控制裂縫高度向下延伸，并降低縱向向下連接水層天然裂縫的導(dǎo)流能力，并更好地增加縫長，提高改造體積。從實例中看到該工藝增油效果最好，推薦應(yīng)用于儲層下部明顯發(fā)育水層的區(qū)塊。

3 結(jié)語

本次研究分析了鄂爾多斯盆地低滲油田使用控水工藝的實際效果，對低滲油藏控水壓裂起到了一定指導(dǎo)作用。認(rèn)為改變相滲壓裂液對長時間見水油層難以起到完全實現(xiàn)相滲透率的反轉(zhuǎn)，對裂縫型見水井及暴性水淹井，也難以起到效果，不推薦天然裂縫發(fā)育及初期含水較高的井區(qū)使用。對比了3種控水工藝，顯示控水增油支撐劑的控水效果最好，建議在高含水無法避免的情況下使用;而人工隔離層控制裂縫向下延伸的效果較好，并能相應(yīng)提高裂縫長度，增油效果較好，建議在比較薄的油水同層或底水明顯的地層中使用。

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