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    姬塬油田水平井綜合治理配套技術(shù)研究與應(yīng)用

    2021-01-20 13:44:00楊金峰李玉杰楊飛濤趙艷艷
    石油化工應(yīng)用 2020年12期
    關(guān)鍵詞:沖砂單井酸化

    楊金峰,燕 萌,李玉杰,楊飛濤,趙艷艷,陶 濤

    (中國石油長慶油田分公司第五采油廠,陜西西安 710200)

    近年來,長慶油田通過壓裂改造方面的技術(shù)攻關(guān)和試驗(yàn),水平井實(shí)現(xiàn)了“少井高產(chǎn)”,將直井增油倍數(shù)提高至3.6 倍,水平井已成為提高單井產(chǎn)量和轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的主要技術(shù)手段,應(yīng)用規(guī)模逐年擴(kuò)大。姬塬油田2007 年在耿27 長6 油藏開展水平井試驗(yàn),目前累計(jì)投產(chǎn)水平井148 口,其中三疊系油藏136 口,侏羅系油藏12 口,分布在11 個(gè)地質(zhì)區(qū)塊。水平井井?dāng)?shù)占比2.3 %,產(chǎn)量占比3.1 %,單井產(chǎn)能1.86 t,綜合含水69.2 %。但水平井受非均質(zhì)性強(qiáng)、立體開發(fā)、微裂縫發(fā)育、多段壓裂、注水開發(fā)影響,存在吐砂、見水、結(jié)垢嚴(yán)重等問題,開發(fā)矛盾突出,造成低產(chǎn)井多(其中產(chǎn)能小于1.0 t 井井?dāng)?shù)占比44.4 %),影響開發(fā)效果。因此在姬塬油田開展水平井綜合治理技術(shù)配套研究,對(duì)提高水平井開發(fā)效果有重要意義。

    1 水平井堵塞、出砂、見水、低產(chǎn)機(jī)理研究

    1.1 結(jié)垢堵塞機(jī)理研究

    油田投入注水開發(fā)以來,大量的油水井在生產(chǎn)過程中,由于物理場和化學(xué)場的不斷變化導(dǎo)致地層結(jié)垢堵塞,造成油井產(chǎn)量降低。目前姬塬油田已出現(xiàn)堵塞井27 口,占開井?dāng)?shù)的18.6 %,主要分布在黃3 長6、羅1長8 等區(qū)塊。由于注入水與地層水配伍性差,地層結(jié)垢頻繁堵塞。地層水中的成垢陽離子主要為:Ba2+、Sr2+和Ca2+三種,注入水中的成垢陰離子有SO42-和CO32-,注入水和地層水混合后,易生成BaSO4和CaCO3垢。結(jié)垢井逐年增多,措施產(chǎn)能恢復(fù)率逐年降低。

    通過掃描電鏡和X 衍射分析碳酸鹽垢含量較高;同時(shí)進(jìn)行填砂管模型試驗(yàn)結(jié)果表明:井眼附近的垢,主要由于溫度、壓力急劇下降,采出水中的部分碳酸氫根離子析出二氧化碳和水,生成碳酸根離子,從而導(dǎo)致碳酸鹽結(jié)垢;地層深部的垢,主要是隨著水驅(qū)前沿的推進(jìn)生成的是硫酸鹽和碳酸鈣的混合物,裂縫深部的垢長時(shí)間堆積,處理難度較大(見圖1)。

    圖1 塬平54-22-1 垢型掃描電鏡圖

    通過模擬產(chǎn)量與裂縫堵塞時(shí)間關(guān)系表明:水平井段間產(chǎn)量差異較大時(shí),低產(chǎn)層段流速、壓力降低,更易發(fā)生堵塞物沉降,造成單井產(chǎn)量突降,常表現(xiàn)為初產(chǎn)高,累產(chǎn)低(見圖2)。

    1.2 出砂機(jī)理研究[1-3]

    查閱國內(nèi)外文獻(xiàn),地層發(fā)生出砂,必須滿足2 個(gè)前提條件,一是地層巖石的破壞,二是一定的流體水動(dòng)力條件。

    Bruno 等研究表明,含水越高越易出砂。一是含水飽和度較高降低了地層巖石自身強(qiáng)度或巖石膠結(jié)程度;二是潤濕相流體飽和度的增加導(dǎo)致了毛管力的改變,從而降低了與之相關(guān)聯(lián)的顆粒間黏著力減小。本廠水平井平均含水75.8 %。

    Morita 等研究表明,壓差越大越易出砂。井眼內(nèi)壓力低、油藏壓力衰竭、流速突變都可能引起地層出砂。強(qiáng)化采油速度并不利于孔眼穩(wěn)定,地層巖石膠結(jié)程度較弱時(shí)生產(chǎn)壓差不合理將會(huì)導(dǎo)致過早、過量出砂。本廠水平井生產(chǎn)參數(shù)相對(duì)較大,初期平均泵徑35 mm,平均沖次5.5 r/min。

    1.3 見水機(jī)理研究

    (1)受儲(chǔ)層物性、開發(fā)模式影響。水平井區(qū)因儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育,立體開發(fā)模式,開發(fā)過程中部分井易見效見水。

    (2)受井網(wǎng)特點(diǎn)影響。例如:黃54 區(qū)塊黃3 長6 油藏屬于五點(diǎn)法注水,其跟部、趾部離注水井水線方向較近,更易見水;黃57 區(qū)油藏屬于七點(diǎn)法注水,其腰部、跟部、趾部離注水井水線方向較近,更易見水。

    (3)低產(chǎn)低液井影響因素分析。

    工程因素:主要是段間距過大、初次改造規(guī)模偏小、初次未開啟的簇。

    圖2 模擬不同產(chǎn)量裂縫堵塞時(shí)間曲線

    地質(zhì)因素:受儲(chǔ)層物性等因素影響,部分水平井注水不見效,如黃259 屬長6 油藏,儲(chǔ)層物性差,多數(shù)井不見效;黃54 同屬長6 油藏,儲(chǔ)層物性相對(duì)較好,見效見水。

    2 水平井綜合治理工藝技術(shù)

    2.1 砂埋井治理

    針對(duì)常規(guī)沖砂技術(shù)漏失大、攜砂能力差、沖砂不徹底等局限性。開展氮?dú)馀菽瓫_砂試驗(yàn)。其主要原理是應(yīng)用泡沫流體密度低、攜砂及清洗井底雜物能力強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn),洗井時(shí)在井底油層處造成負(fù)壓或低壓循環(huán),有效清洗井底雜物。

    2.1.1 技術(shù)特點(diǎn)

    (1)攜砂能力強(qiáng),為清水?dāng)y砂能力的10 倍;

    (2)具有良好分散性、乳化性,對(duì)油套管內(nèi)壁蠟、黏結(jié)物有良好剝離作用;

    (3)密度低,可實(shí)現(xiàn)低壓或負(fù)壓循環(huán),減少漏失。

    2.1.2 與常規(guī)技術(shù)效果對(duì)比 常規(guī)沖砂,周期長(7.6 d),效率低(平均用水565 m3),入井液漏失嚴(yán)重,沖砂不徹底,近四年實(shí)施17 井次,平均單井日增油1.5 t。氮?dú)馀菽瓫_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,該工藝沖砂時(shí)因液柱壓力減小,在井底造成負(fù)壓,起到解堵作用,平均單井日增油2.4 t,相比常規(guī)沖砂上升了0.9 t。

    2.2 油井機(jī)械找堵水[4-7]

    隨著長慶油田水平井規(guī)模開發(fā),部分水平井見水導(dǎo)致單井產(chǎn)量下降,甚至損失儲(chǔ)量,嚴(yán)重影響水平井高效開發(fā)。目前,國外水平井找水主要采用產(chǎn)液剖面測試、脈沖中子氧活化測試等生產(chǎn)測井方法,該方法須配套專用下井工具和解釋方法,對(duì)井筒狀況有較高的要求。此外,該方法需要啟動(dòng)流量,暫不適應(yīng)長慶超低滲透油田低產(chǎn)液量,且測試費(fèi)用較高(80 萬元/井次)。目前長慶油田主要采用拖動(dòng)找水、智能開關(guān)找水等工藝,其中Y111+Y211 封隔器雙封拖動(dòng)找水可實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水,費(fèi)用低,找水周期短,現(xiàn)場廣泛應(yīng)用。

    2.2.1 機(jī)械堵水技術(shù) 目前機(jī)械堵水主要為跟部堵水管柱、中部堵水管柱、趾部堵水管柱、兩端堵水管柱。雖然四套機(jī)械堵水工藝管柱能解決井筒堵水問題,但也存在橋塞封堵有效率低、易失效,橋塞水平段起鉆或打撈困難等問題。

    2.2.2 實(shí)施效果 機(jī)械拖動(dòng)找水技術(shù)能實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水,近四年共實(shí)施8 口井,初期有效率50 %,日恢復(fù)產(chǎn)能1.3 t,累計(jì)產(chǎn)油3 640 t;目前有效井為2 口,主要受封堵橋塞座封成功率低、易失效技術(shù)局限。

    2.3 水井堵水調(diào)剖

    2.3.1 堵水調(diào)剖技術(shù) 立足水驅(qū)開發(fā)階段,針對(duì)不同油藏采取不同工藝設(shè)計(jì)。工藝一:凍膠+體膨顆?;騊EG—近井動(dòng)態(tài)縫調(diào)剖1 500 m3~2 000 m3;工藝二:納米聚合物微球—深部微裂縫調(diào)驅(qū)2 000 m3~10 000 m3。

    黃54 水平井區(qū)裂縫性見水,裂縫寬度為150 μm~2 mm,針對(duì)常規(guī)PEG-1 堵水效果逐次變差問題,2019年試驗(yàn)驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖。

    2.3.2 堵水調(diào)剖實(shí)施效果 2017 年對(duì)黃54 開展PEG-1 連片堵水調(diào)剖,實(shí)施19 井組,見效18 口,見效率52.4 %,日增油15.6 t,累增油3 315 t,含水下降11.6 %,有效期6 個(gè)月。

    2018 年實(shí)施21 井組(二次注入9 口),見效17口,見效率31.4 %,日增油9.4 t,累增油2 487 t,含水下降5.2 %,二次注入效果有所變差。

    針對(duì)常規(guī)PEG 調(diào)剖逐次效果變差問題,2019 年開展驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖試驗(yàn),優(yōu)選5 口井實(shí)施驅(qū)替壓力調(diào)控劑調(diào)剖試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明,注水壓力無明顯變化,封堵效果不明顯,見效率33.3 %,階段累增油286 t,后期優(yōu)化堵劑粒徑。

    2.4 水平井分段酸化[8,9]

    2.4.1 工藝原理 針對(duì)籠統(tǒng)酸化技術(shù)酸液更易進(jìn)入低壓未堵塞層段、酸化解堵針對(duì)性不強(qiáng)、酸化措施有效率低等問題,近年來開展水平井分段酸化試驗(yàn)(見圖3)。

    圖3 近年籠統(tǒng)酸化的效果統(tǒng)計(jì)圖

    分段酸化主要采用Y211+K344(上提下放管柱后打壓座封)、雙K344(打壓座封)兩種管柱組合,依次自下而上通過油管拖動(dòng)酸化鉆具酸化不同目的層。層間酸化采用封隔器隔離轉(zhuǎn)向,充分動(dòng)用前期酸化未解除的堵塞區(qū)域;層內(nèi)采用暫堵劑軟封隔分流,充分動(dòng)用低滲區(qū)剩余油。

    2.4.2 實(shí)施效果 2018 年開展分段酸化試驗(yàn)3 口,日增油3.3 t,當(dāng)年累增油810 t,效果明顯;2019 年實(shí)施1口,未見效,但液量上升4.2 m3,疑似見水。

    2.5 水平井井筒再制造+重復(fù)壓裂[10-15]

    2.5.1 國內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀 對(duì)國外技術(shù)調(diào)研,北美水平井重復(fù)壓裂工藝技術(shù)以暫堵轉(zhuǎn)向壓裂為主,同時(shí)在機(jī)械“硬”分層壓裂技術(shù)方面積極開展研發(fā)試驗(yàn),技術(shù)成熟度不斷提高。

    結(jié)合國外技術(shù)特點(diǎn),姬塬油田創(chuàng)新提出了井筒再造+重復(fù)壓裂思路。通過對(duì)化學(xué)封堵見水段、膨脹管補(bǔ)貼套損段,達(dá)到井筒整體承壓要求;再對(duì)未動(dòng)用儲(chǔ)層開展補(bǔ)孔壓裂、初期改造程度小的儲(chǔ)層重復(fù)改造措施。

    2.5.2 井筒再制造技術(shù)-膨脹管補(bǔ)貼 其原理是將膨脹管下至需補(bǔ)貼部位,地面打壓,使膨脹頭向上運(yùn)動(dòng),膨脹管發(fā)生徑向膨脹,通過密封件與原井套管實(shí)現(xiàn)錨定和密封,達(dá)到加固、補(bǔ)貼和封堵的目的。技術(shù)指標(biāo):試壓30 MPa,穩(wěn)壓15 min,壓降小于3 MPa 為合格。

    2.5.3 井筒再制造技術(shù)-化學(xué)堵水 以多輪次降漏+封堵為思路的化學(xué)堵水方法。降漏采用弱凝膠(前置)+PGS 強(qiáng)凝膠(中部)+強(qiáng)凍膠體系,封堵采用PGS 強(qiáng)凝膠或ERS 彈性水泥方法(見圖4~圖6)。

    圖4 水平井化學(xué)堵水示意圖

    圖5 ERS 膠結(jié)后照片

    圖6 PGS 膠結(jié)后照片

    降漏技術(shù)指標(biāo):若15 MPa 吸水量<200 L/min,進(jìn)行封堵施工;若15 MPa 吸水量>200 L/min,第二輪降漏施工。封堵成功技術(shù)指標(biāo):升壓至30 MPa,吸水<100 L/min,封堵合格。

    2.5.4 重復(fù)壓裂-蓄能動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向壓裂工藝鉆具結(jié)構(gòu)采用單段壓裂采用雙封單卡實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)分段壓裂;多段壓裂采用多級(jí)滑套雙封單卡連續(xù)壓裂管柱,節(jié)省施工時(shí)間和費(fèi)用。

    蓄能是指壓裂前注入驅(qū)油劑2 000 m3,地層壓力恢復(fù)至原始地層壓力,燜井時(shí)間30 d 左右,將壓力進(jìn)行有效擴(kuò)散。

    暫堵是指采用縫內(nèi)暫堵工藝,暫堵劑使用纖維+不同粒徑顆粒高強(qiáng)度暫堵材料。

    2.5.5 LP16 實(shí)施及效果

    2.5.5.1 試驗(yàn)井LP16 介紹 羅1 區(qū)長81油藏,油層厚度276.6 m,采用五點(diǎn)法井網(wǎng)開發(fā),單井控制地質(zhì)儲(chǔ)量28.8×104t,累計(jì)產(chǎn)油8 996 t,采出程度3.1 %。

    2008 年投產(chǎn),初期日產(chǎn)液14 m3,日產(chǎn)油10 t;措施前日產(chǎn)液1.5 m3,日產(chǎn)油1.1 t。對(duì)應(yīng)4 口注水井,平均單井累計(jì)注水量167 346 m3。

    綜合水平段短(327.0 m)、采出程度低、2 820 m 以下固井質(zhì)量差(2 965 m 有明顯壓裂段)等特點(diǎn),開展膨脹管貼補(bǔ)+蓄能+化學(xué)堵漏+補(bǔ)孔+重復(fù)壓裂試驗(yàn)(見圖7)。

    圖7 LP16 施工工藝圖

    2.5.5.2 施工工序 第一步:打電纜橋塞至2 978 m,試壓至35.0 MPa,壓力降至0 MPa,不合格;第二步:套管補(bǔ)貼2 936.1 m~2 944.7 m,試壓至30.0 MPa,歷時(shí)20 min,壓降1.8 MPa;第三步:井筒注清水2 000 m3對(duì)地層進(jìn)行補(bǔ)能;第四步:打可取橋塞至2 924 m,試壓至35.0 MPa,歷時(shí)10 min,壓力降至25 MPa;第五步:下斜尖進(jìn)行化學(xué)封堵;第六步:取橋塞,水力噴射補(bǔ)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:采用定點(diǎn)單級(jí)壓裂工藝壓裂。

    2.5.5.3 降漏施工 第一次降漏:弱凝膠100 m3+PGS強(qiáng)凝膠4 m3+高強(qiáng)凍膠30 m3。擠注高能凝膠100.0 m3,工作壓力在18.0 MPa~20.0 MPa,排量在400 L/min~500 L/min,歷時(shí)220 min;擠注PGS 堵劑4.0 m3,工作壓力15.0 MPa~16.0 MPa,排量200 L/min~300 L/min,歷時(shí)25 min;擠注高強(qiáng)凍膠30.0 m3,工作壓力19.0 MPa~20.0 MPa,排量400 L/min~500 L/min,歷時(shí)70 min;關(guān)井候凝后,打壓至16.0 MPa,穩(wěn)壓1 min,吸收指數(shù)360 L/min,降漏不達(dá)標(biāo)。

    第二次降漏:ERS 凝膠0.5 m3+PGS 強(qiáng)凝膠8 m3。擠注ERS 堵劑0.5 m3,工作壓力5.0 MPa~10.0 MPa,排量200 L/min~300 L/min,歷時(shí)5 min。擠注PGS 堵劑8.0 m3,工作壓力15.0 MPa~16.0 MPa,排量400 L/min,歷時(shí)35 min。關(guān)井候凝后,打壓至25.0 MPa,穩(wěn)壓1 min,吸收指數(shù)200 L/min,降漏達(dá)標(biāo),停泵壓力25.0 MPa,歷時(shí)2 min,壓力降至22.0 MPa。

    堵漏:PGS 強(qiáng)凝膠8 m3。擠注PGS 堵劑8.0 m3,工作壓力25.0 MPa~32.0 MPa,排量400 L/min~600 L/min,歷時(shí)35 min,返出液體7.0 m3。打壓至30.0 MPa 后,穩(wěn)壓1 min,吸收指數(shù)100 L/min,歷時(shí)5 min,壓力降至24.5 MPa,歷時(shí)10 min,壓力降至24.0 MPa,封堵成功。

    2.5.5.4 壓裂施工 實(shí)施定點(diǎn)單級(jí)壓裂工藝壓裂,總計(jì)實(shí)施壓裂7 段,累計(jì)加砂350 m3,平均砂比27.6 %,排量3 m3/min(見表1)。

    2.5.5.5 效果分析 LP16 采用膨脹管補(bǔ)貼、化學(xué)封堵、蓄能轉(zhuǎn)向壓裂等國內(nèi)外先進(jìn)技術(shù),其中,膨脹管補(bǔ)貼、化學(xué)封堵均能滿足試驗(yàn)技術(shù)要求。目前日增油0.7 t,累增油150 t。該技術(shù)成功試驗(yàn),為后期水平井見水化學(xué)堵漏或補(bǔ)貼、蓄能轉(zhuǎn)向壓裂有重大指導(dǎo)意義。

    3 現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)

    3.1 現(xiàn)場試驗(yàn)

    近四年水平井沖砂洗井、籠統(tǒng)酸化、分段酸化、機(jī)械找堵水、水平井井筒再制造+重復(fù)壓裂等綜合治理工藝,總計(jì)實(shí)施57 井次,平均單井日增油1.5 t,平均單井累增油298 t,取得了初步的成效(見圖8)。

    3.2 效果評(píng)價(jià)

    通過對(duì)比,氮?dú)馀菽瓫_砂、分段酸化相比常規(guī)沖砂、籠統(tǒng)酸化有較高的投入產(chǎn)出比,機(jī)械找堵水、水平井重復(fù)壓裂需繼續(xù)完善、優(yōu)化工藝,實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效并舉(見表2)。

    表1 壓裂參數(shù)表

    圖8 近四年水平井綜合治理措施效果統(tǒng)計(jì)

    表2 水平井綜合治理當(dāng)年投入產(chǎn)出比對(duì)比表

    4 結(jié)論

    初步形成了水平井高含水井、砂埋井、結(jié)垢堵塞、低產(chǎn)低效井等綜合治理配套技術(shù)系列。

    (1)氮?dú)馀菽瓫_砂可有效解決常規(guī)沖砂井筒漏失大、攜砂能力差等問題,推廣應(yīng)用;機(jī)械雙封拖動(dòng)找水可實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)找水,推廣應(yīng)用;水平井分段酸化工藝針對(duì)性強(qiáng),措施有效率高,推廣應(yīng)用。

    (2)機(jī)械堵水橋塞有效期短、易失效,繼續(xù)完善工具;黃54 區(qū)水平井區(qū)水井堵水調(diào)剖有效期短,繼續(xù)完善。

    (3)水平井膨脹管貼補(bǔ)、化學(xué)堵漏井筒再制造技術(shù)和重復(fù)壓裂工藝初見成效,但“高成本、占井時(shí)間長”等缺點(diǎn),繼續(xù)擴(kuò)大試驗(yàn)。

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