冀中地區(qū)高含水水平井治理工藝模式

閆?？?，謝剛，巨登峰，秦忠海，劉萌，3

（1.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552；2.天津大學(xué)化工學(xué)院化學(xué)工藝系，天津300072；3.西南石油大學(xué)材料學(xué)院，四川成都610500）

冀中地區(qū)高含水水平井治理工藝模式

閆海俊1，2，謝剛1，巨登峰1，秦忠海1，劉萌1，3

（1.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘062552；2.天津大學(xué)化工學(xué)院化學(xué)工藝系，天津300072；3.西南石油大學(xué)材料學(xué)院，四川成都610500）

經(jīng)過20多年的規(guī)模開發(fā)，冀中地區(qū)部分主力油藏水平井不同程度地出現(xiàn)含水上升過快、產(chǎn)油急劇下降甚至關(guān)井等狀況。分析認(rèn)為，邊水或注入水沿正韻律沉積主河道底部突進(jìn)和底水沿潛山縫洞錐進(jìn)，是油田典型砂巖油藏和霧迷山裂縫性塊狀油藏的主要水淹特點(diǎn)。針對高滲條帶狀分布的砂巖儲層，依據(jù)水電相似性設(shè)計(jì)模擬電橋電路，并改進(jìn)了水平井深部堵水工藝決策方法。采用該方法對高滲條帶深部（即滲透帶到水平井邊界距離20～40 m）封堵，能夠顯著改善中、低滲透帶的驅(qū)動壓力場分布和流量，同時(shí)迫使液流轉(zhuǎn)向至低滲透帶，使其流量最高可增加55.3%。針對霧迷山碳酸巖鹽裸眼完井水平井，借鑒潛山油井堵水工藝模式，封堵裸眼段下部出水層段，發(fā)揮上部含油層段的生產(chǎn)潛力。結(jié)合水平井堵水堵劑體系，設(shè)計(jì)了2種堵劑組合工藝模式，通過5井次水平井堵水先導(dǎo)應(yīng)用，獲得了顯著的降水增油效果。由此形成的水平井堵水配套技術(shù)，對于改善油田開發(fā)后期高含水水平井的開發(fā)效果具有積極借鑒意義。

水平井；堵水；水淹特點(diǎn)；電橋電路；工藝；冀中地區(qū)

水平井堵水技術(shù)涉及油藏、工藝、化學(xué)劑、測井和完井方式等多方面。由于水平井的特殊性，作業(yè)工藝復(fù)雜，測井（找水）資料少，加之現(xiàn)場試驗(yàn)成功率低（僅為20%），都為堵水增加了難度。目前，水平井堵水技術(shù)國內(nèi)外都處在研究探索階段［1-5］，很多學(xué)者對于水平井水淹規(guī)律、開發(fā)后期提高采收率和治理進(jìn)行了諸多研究。Qian Sang等［6］發(fā)現(xiàn)了水相對裂縫的侵入導(dǎo)致相對低滲透層的剩余油富集。Liu Yuzhang等［7-8］基于X-ray CT和物模提出了利用水平井深部置膠成壩技術(shù)提高水驅(qū)采收率。由于對水平井堵水的籠統(tǒng)注入工藝仍缺乏認(rèn)識，堵劑段塞、用量和壓力等施工參數(shù)只能參照直井堵水的經(jīng)驗(yàn)，導(dǎo)致國內(nèi)現(xiàn)場堵水成功率很低［1］。本文針對冀中地區(qū)油藏沉積特點(diǎn)和水平井出水特點(diǎn)，利用電路模擬和堵劑組合探討了2類油藏水平井的堵水模式及配套工藝，為堵劑深部放置技術(shù)提供了新思路。

1　砂巖水平井堵水工藝模式

1.1出水特點(diǎn)

冀中地區(qū)以留楚和八里莊油田為代表的砂巖儲層，沉積微相為河流相及辮狀河河道，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，油水關(guān)系復(fù)雜。受揭開的河道主流線在井段中的投影面積決定，沉積相帶分布所導(dǎo)致的邊水和注入水沿高滲條帶的不均勻推進(jìn)是水淹的內(nèi)在原因，水淹表現(xiàn)為沿正韻律沉積主河道底部突進(jìn)［9］。統(tǒng)計(jì)顯示，其水平井開井后見水時(shí)間早。產(chǎn)液剖面測試表明，受水平段軌跡非均質(zhì)性和垂相滲透率的影響［10-11］，水平井趾部垂向高滲透帶既是主產(chǎn)液段，也是主要水淹段（見表1）。

表1　典型高含水水平井產(chǎn)液剖面測試資料

1.2堵水模式

1.2.1水電模擬

1.2.1.1水電相似原理

水電相似性已成功用于研究水平井滲流機(jī)理和開發(fā)理論［12-13］，可實(shí)現(xiàn)油藏滲流壓力場量和電路恒電流場量之間的轉(zhuǎn)換：式中：Cp為壓力相似系數(shù)，V/MPa；CL為幾何相似系數(shù)；CKμ為流度相似系數(shù)，（mPa·s）/（Ω·m3）；CQ為流量相似系數(shù)，A·d/m3；Q為儲層滲流量，m3/d；I為電路電流，A；R為電阻，Ω；K為儲層滲透率，10-3μm2；l為長度，m；s為截面積，m2；μ為黏度，mPa·s；n為流度系數(shù)，Ω·m3。

1.2.1.2油藏及電路模型

根據(jù)砂巖油藏高滲條帶與水平井井眼軌跡的分布狀況模擬儲層，即并列分布2條高、低滲透層帶，以定壓供給邊界正對水平井的開采模式。定壓邊界布置在模型上部第2層，水平井在下部第6層。油藏低、高滲透層帶的滲透率分別為100×10-3，500×10-3μm2，地下原油黏度為2 mPa·s，定壓壓差為20 MPa。油藏模型x方向網(wǎng)格數(shù)為30，網(wǎng)格步長為4 m；y方向網(wǎng)格長為2 m；z方向劃分為6個(gè)模擬小層，每層厚度為20 m。

電路模式為基于惠斯登電橋的雙臂非平衡電橋，高、低滲透條帶以并聯(lián)形式分別由可變電阻串聯(lián)組成，層間竄層以高滲透層的電阻率表示，水平井采用銅棒，定壓邊界流向油井就是電動勢降低的方向。電路響應(yīng)值依據(jù)表2轉(zhuǎn)換。

表2　水電相似性系數(shù)參考值

計(jì)算表明，油藏模型網(wǎng)格每格的封堵面積相當(dāng)于等厚度封堵半徑5 m的地層。輸入電流后，由接觸式調(diào)壓器調(diào)節(jié)加在模擬油藏儲層和水平井（金屬銅管）之間的最大壓差，可通過數(shù)字電壓表和電流表測試不同部位的模擬電阻，從而得到對應(yīng)的驅(qū)動壓差和流量。實(shí)驗(yàn)時(shí)，保持總電動勢不變，根據(jù)式（3）依次改變距銅棒不同位置的可變電阻阻值，讀取橋路電流和模擬電阻的開路電壓，計(jì)算得到儲層的驅(qū)動壓力分布和流量變化。1.2.1.3試驗(yàn)結(jié)果與分析

堵水前，低滲透帶流量僅占總滲流量的16.6%；堵水后，由于驅(qū)動壓力的重新分布，低滲透帶對應(yīng)位置的流量明顯升高，深部（從儲層滲透帶到水平井邊界的距離L=20～40 m）和淺部（L=0～20 m）強(qiáng)堵后，低滲透帶流量所占比例分別提高至71.9%和46.4%。這表明，堵水——特別是深部堵水——使液流轉(zhuǎn)向［14］，極大地改善了低滲透帶儲層的滲流效果，明顯地提高了其動用程度。堵水強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)表明，堵水后產(chǎn)液量下降，而且高滲透帶強(qiáng)堵的降液效果明顯高于弱堵（見表3。表中，IQ為電路中的橋路電流）。

表3　高滲透帶堵水對低滲帶流量及井產(chǎn)液量的影響

不同于高滲透帶，低滲透帶水平井淺部流量和驅(qū)動壓力（p）均有所增加（見圖1）。與封堵前相比，強(qiáng)堵和弱堵后低滲透帶流量所占比例分別提高至46.4%和20.8%，表明強(qiáng)堵對改善低滲透帶的滲流情況更有效。

以水平井段淺部強(qiáng)堵為例研究滲透率級差的影響。設(shè)計(jì)低滲透帶滲透率為100×10-3μm2，高滲透帶滲透率在200×10-3～1 000×10-3μm2。試驗(yàn)結(jié)果表明，儲層非均質(zhì)性對水平井堵水措施的選擇有較大影響，層間滲透率相差越大的儲層，強(qiáng)堵后降液效果越好，而低滲透帶流量也相應(yīng)降低。

圖1　水平井高、低滲透帶驅(qū)動壓力場分布

綜合考慮，滲透率級差小于7、大于3時(shí)，水平井堵水對儲層的適應(yīng)性較好（見圖2）。

圖2　滲透率級差對低滲帶流量及井產(chǎn)液量的影響

1.2.2砂巖水平井堵水工藝模式

通過調(diào)整堵水劑在油水滲流通道的堵水位置和封堵強(qiáng)度，可迫使高、低滲透帶的驅(qū)動壓力重新分布。特別是深部強(qiáng)堵（儲層滲透率下降99%），迫使液流轉(zhuǎn)向至中、低滲透區(qū)域，從而有效改善低滲透帶的滲流狀況。

根據(jù)實(shí)際砂巖油藏儲層特性、壓力分布和找水測試結(jié)果，應(yīng)用電路技術(shù)設(shè)計(jì)相對應(yīng)的模擬電路模型推演實(shí)施油井堵水過程。根據(jù)電路響應(yīng)結(jié)果選擇預(yù)期的堵水劑強(qiáng)度及放置位置，優(yōu)化堵水施工工藝，并預(yù)測堵水后的實(shí)施效果。在工藝上，由于油水關(guān)系極為復(fù)雜，重點(diǎn)突破自選擇堵水技術(shù)，并結(jié)合泡沫凝膠體系或石灰乳體系進(jìn)行有機(jī)整合。以泡沫凝膠作為深部封堵的主體，設(shè)計(jì)用量按實(shí)測主產(chǎn)液井段單向垂直條帶30～40 m的地層孔隙體積計(jì)算；以油溶性樹脂作為承壓主體，設(shè)計(jì)用量按實(shí)測主產(chǎn)液井段單向垂直條帶2～3 m的地層孔隙體積計(jì)算；頂替液量按實(shí)測主產(chǎn)液井段單向垂直條帶5 m的地層孔隙體積加上井筒容積計(jì)算［15］。

1.3典型井例

留西油田射孔完井L36-11井，投入開發(fā)后因高含水而關(guān)井。為挖掘生產(chǎn)潛力，根據(jù)水平井找水測試結(jié)果得到的主、次產(chǎn)液層分布，通過電模模擬推演了實(shí)施堵水后的效果（見表4）。

表4　L36-11井電路模擬預(yù)測結(jié)果與堵水施工效果

在前期試驗(yàn)論證的基礎(chǔ)上，決定采取深部堵水措施。選用改性交聯(lián)聚合物泡沫凍膠深部封堵高滲透通道，采用低排量籠統(tǒng)擠注和過頂替工藝，對2 240.0～2 325.0 m井段以段塞方式依次注入泡沫凍膠、頂替液、封口劑和頂替液，注入排量控制在0.10～0.20 m3/ min，共計(jì)1 600 m3。實(shí)施堵水措施恢復(fù)生產(chǎn)后，日產(chǎn)液由34.39 m3降至23.98 m3，日產(chǎn)油由0增至15 t，累計(jì)增產(chǎn)原油3 363 t。堵水起到了很好的降水增油效果，實(shí)施效果與預(yù)測值相符。

2　霧迷山油藏水平井堵水工藝模式

2.1出水特點(diǎn)

以任丘霧迷山為代表的裂縫型塊狀底水油藏，儲層特征是叢式發(fā)育的構(gòu)造裂縫連通溶蝕孔洞。古潛山水平井基本上是在老區(qū)打的調(diào)整井，長期注采使地層原始壓力變化很大，同時(shí)絕大多數(shù)為中長半徑水平井，井眼軌跡一般是沿潛山山坡布置，實(shí)際上可視為超大斜度井［9］。水淹規(guī)律受水平段軌跡和底水錐進(jìn)的影響，具有復(fù)合裂縫性油藏開采特征。即油井一旦見水，產(chǎn)油量就進(jìn)入快速遞減期，低、中、高含水階段含水率月上升速度為5%～10%，產(chǎn)油量月遞減達(dá)10%以上，直至油井進(jìn)入特高含水期（含水率大于80%）以后，產(chǎn)油量才以相對緩慢的速度下降（見圖3）。

圖3　霧迷山4口水平井開發(fā)后含水率隨產(chǎn)油量的變化

2.2堵水工藝模式

借鑒直井堵水的成熟對策經(jīng)驗(yàn)，選擇自下而上縫洞發(fā)育具有類似砂巖正韻律特點(diǎn)的油井，封堵下部產(chǎn)水層段，挖掘上部含油低滲透儲層的生產(chǎn)潛力。工藝上選擇籠統(tǒng)注入堵控水技術(shù)。根據(jù)油水關(guān)系極為復(fù)雜的客觀實(shí)際，重點(diǎn)突破自選擇堵水技術(shù)，并將凝膠體系和選擇性樹脂進(jìn)行有機(jī)整合［16-18］。針對任丘霧迷山裂縫型塊狀底水油藏的裸眼水平井，下施工管柱喇叭口至水平井拐彎處以上10～15 m處。堵劑的選擇與組合是：1）泡沫凝膠作為封堵底水的主體，設(shè)計(jì)用量按實(shí)測主產(chǎn)液井段所形成的水脊高度（50 m）裂縫孔隙體積計(jì)算；2）乳化油溶性樹脂選擇性堵水劑作為承壓主體［15］，設(shè)計(jì)用量按實(shí)測主產(chǎn)液井段水脊高度2～3 m的裂縫孔隙體積計(jì)算；3）頂替液量按井筒容積計(jì)算。

在任丘霧迷山油藏開展水平井堵水實(shí)驗(yàn)4井次，工藝成功率100%，堵水累計(jì)增油591 t。其中的R5井，是一口碳酸鹽巖油藏裸眼采油井，為斷面進(jìn)山，屬構(gòu)造高部位。采用泡沫凝膠120 m3和乳化油溶性樹脂選擇性堵調(diào)劑40 m3，控制排量和壓力爬坡速度，注入速度0.26 m3/min，注入壓力2～9 MPa；關(guān)井候凝3 d后，按原工作制度下泵投產(chǎn)。該井實(shí)施堵水措施后，日產(chǎn)油由6.58 t增至11.05 t，含水率由84.77%降至77.22%，累計(jì)增產(chǎn)原油382 t，措施有效期270 d。

3　結(jié)束語

針對冀中地區(qū)2類油藏水平井以底水脊進(jìn)和邊水、注入水推進(jìn)為主的出水特點(diǎn)，建立了一套包括堵劑強(qiáng)度設(shè)計(jì)和放置位置在內(nèi)的水平井堵水決策方法，并結(jié)合滿足不同需求的水平井堵水堵劑組合及其工藝模式，現(xiàn)場試驗(yàn)控水增油效果顯著。本研究對于改善水平井開發(fā)效果具有積極意義。如深入研究這種方式，可減少大量巖心物模實(shí)驗(yàn)，有推廣潛力。下一步應(yīng)繼續(xù)加強(qiáng)多條高、低滲透條帶交錯(cuò)分布儲層、注水井網(wǎng)等復(fù)雜油藏水平井開采電路模擬研究，提高技術(shù)成熟度。

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（編輯李宗華）

Technologies of chemical plugging for high water-cut horizontal wells in Jizhong District

YAN Haijun1，2，XIE Gang1，JU Dengfeng1，QIN Zhonghai1，LIU Meng1，3
（1.Oil Production Engineering Research Institute，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China；2.Department of Chemical Technology，School of Chemical Engineering&Technology，Tianjin University，Tianjin 300072，China；3.School of Material Science and Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China）

After 20 years development the horizontal wells of typical reservoirs in Jizhong District gradually expose serious problems such as fast water cut rising，sharp oil production decrease even shut-in.Analysis shows that the chief water output types of horizontal wells in sandstone reservoir with fluvial sedimentary is edged or injected water breakthrough along the bottom of ancient river course deposited by positive rhythm，whereas to carbonate reservoir of the Wumishan Formation that is the bottom water coning which penetrates into the seam or hole.Based on bridge-circuit simulation designed by distribution of high and low permeability zones，the technology decision of deep water plugging is developed.Results indicate that the driving pressure and seepage of midlow permeability channel could be greatly improved by strong in-depth water plugging in high permeability channel，and flow rates in low permeability channel compulsively increase to a maximum of 55.3%.Unlike in sandstone reservoir，the water plugging mode adopt by vertical well experience in buried hill is that sealing the water production layer below and tapping the potential production of oil layer section upward.Combined with two kinds of blocking agents，the successful field experiments show that new kinds of water-plugging technologies provide steps for the oil promotion and water reduction with single well，which can be used as guidance for development of horizontal wells during late period of oil exploit.

horizontal well；water shut-off；water-flooded characteristics；bridge circuit；technology；Jizhong District

中國石油股份公司重大專項(xiàng)“水平井控水技術(shù)研究——華北油田套管射孔完井水平井找堵水管柱研究”（2008D-1501-04）；中石油華北油田公司重大科技項(xiàng)目“機(jī)采水平井生產(chǎn)測試及卡堵水技術(shù)研究”（2011-HB-C13）

TE358+.3

A

10.6056/dkyqt201605023

2016-01-19；改回日期：2016-07-16。

閆?？。?，1985年生，工程師，碩士，2010年畢業(yè)于天津大學(xué)化學(xué)工藝專業(yè)，現(xiàn)從事油田化學(xué)研究工作。電話：0317-2756406；E-mail：yanhaijun@tju.edu.cn。

引用格式：閆?？?，謝剛，巨登峰，等.冀中地區(qū)高含水水平井治理工藝模式［J］.斷塊油氣田，2016，23（5）：648-651，654.

YAN Haijun，XIE Gang，JU Dengfeng，et al.Technologies of chemical plugging for high water-cut horizontal wells in Jizhong District［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：648-651，654.