縫洞型油藏不動(dòng)管柱堵水技術(shù)研究

侯獻(xiàn)海

(中國石化西北油田分公司，新疆 輪臺(tái) 841604)

塔河油田是位于沙雅隆起上經(jīng)過多期構(gòu)造巖溶作用形成的以溶洞、溶蝕孔隙、裂縫為主要儲(chǔ)集空間的碳酸鹽巖縫洞型底水油藏[1-2]。油藏埋深5 200～6 500 m，溫度為120～140 ℃，礦化度為20×104mg/L，具有高溫、高壓、高礦化度的特點(diǎn)[3]。儲(chǔ)層中高角度裂縫發(fā)育，多數(shù)井控儲(chǔ)油空間通過復(fù)雜的裂縫通道與底水溝通，底水突破優(yōu)勢(shì)通道后，造成油井含水快速上升，剩余油被屏蔽，產(chǎn)量大幅遞減[4-5]。前期油田主要通過水泥堵水的方式進(jìn)行控水治水，但是水泥堵水封堵深度有限，在裂縫發(fā)育、無隔層或隔層發(fā)育不好的縫洞型油藏中有效率很低[6-7]。并且需要修井機(jī)動(dòng)管柱作業(yè)，單井費(fèi)用高達(dá)150萬元以上，不能滿足效益開發(fā)的要求[8]。為了更好地解決縫洞型油藏快速水淹的問題，塔河油田自2019年進(jìn)行不動(dòng)管柱堵水試驗(yàn)，通過深化油藏認(rèn)識(shí)、豐富調(diào)流藥劑體系，完善了施工工藝，逐步形成一套適用于塔河縫洞型油藏的不動(dòng)管柱堵水技術(shù)體系，并在礦場(chǎng)試驗(yàn)中取得了較好應(yīng)用效果。

1 儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)分析

根據(jù)油井鉆時(shí)曲線和生產(chǎn)曲線分析，將塔河縫洞型儲(chǔ)層分為3類[9-10]：

(1)裂縫溝通型：鉆時(shí)無放空漏失，主力產(chǎn)油段在上部，底部有比較均勻的微裂縫與底水連通，出水部位主要集中在底部。當(dāng)產(chǎn)量超過臨界值時(shí)，可能形成水錐，油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為有一定的無水采油期，見水后，只要在穩(wěn)定狀態(tài)下生產(chǎn)，則在某一含水段有一個(gè)相對(duì)穩(wěn)定期。含水上升特征表現(xiàn)為臺(tái)階式上升或緩慢上升類型。

(2)縫洞溝通型：鉆時(shí)存在小規(guī)模漏失或放空。塔河油田發(fā)育著大型溶洞和大型溶蝕裂縫，且以高角度裂縫為主。若井位在平面上處于裂縫發(fā)育帶，那些大裂縫和大溶洞很有可能在縱向上使裸眼段與底水連通起來。出水部位不定，可能在下部也可能在上部，甚至上下均出。表現(xiàn)在油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上，無水采油期短或沒有無水采油期，含水上升特征表現(xiàn)為臺(tái)階式上升。

(3)溶洞溝通型：鉆時(shí)存在大量泥漿漏失或放空。此類井生產(chǎn)能量較強(qiáng)，初期具有無水產(chǎn)油期，隨著生產(chǎn)油水界面抬升至出油口，油井含水快速上升，甚至暴性水淹，關(guān)井壓錐效果差。

不動(dòng)管柱堵水使用的是液態(tài)堵劑，液態(tài)堵劑在地面常溫、常壓條件下為液態(tài)，可以流動(dòng)，在地層高溫、高壓條件下經(jīng)過一定時(shí)間才成膠固化，具備封堵強(qiáng)度[11-12]。因?yàn)榉舛鲁叽巛^大溶洞需要巨大的藥劑用量，成本上難控制，所以不動(dòng)管柱堵水一般選擇裂縫溝通型、縫洞溝通型儲(chǔ)層，易于實(shí)現(xiàn)有效封堵。

2 不動(dòng)管柱堵水機(jī)理

裂縫型油藏見水規(guī)律可視化模型如圖1所示。油水在裂縫、縫網(wǎng)、縫洞中的流動(dòng)規(guī)律是：裂縫同時(shí)流動(dòng)→大裂縫流動(dòng)優(yōu)勢(shì)逐漸明顯→大裂縫水相貫通→小裂縫停止流動(dòng)。主要競(jìng)爭和屏蔽2個(gè)階段：第1階段是見水前大小通道中油水競(jìng)爭流動(dòng)，油井開始間斷出水；第2階段是優(yōu)勢(shì)通道水相突破后，由于油水流度比差異，水相通道對(duì)油相通道形成突變的屏蔽，導(dǎo)致油井連續(xù)出水。不動(dòng)管柱堵水機(jī)理主要是將可流動(dòng)的液體堵劑注入地層中，堵水優(yōu)先進(jìn)入大尺寸的出水優(yōu)勢(shì)通道，在地層溫度和壓力下交聯(lián)成膠，封堵大尺寸的優(yōu)勢(shì)通道，增大出水通道的啟動(dòng)壓差，擴(kuò)大底水“繞流”面積，釋放次級(jí)通道屏蔽剩余油。

圖1 裂縫型油藏見水規(guī)律可視化模型Fig.1 Visualized model of water breakthrough in fractured reservoir

3 主要材料與施工程序

3.1 主要材料

3.1.1 淀粉膠

淀粉膠體系通過改性淀粉(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%)、聚丙烯酰胺(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4%)、交聯(lián)劑(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%)及不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的引發(fā)劑(質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.01%、0.03%、0.05%和0.07%)和硫脲在120 ℃下形成的膠體，成膠后強(qiáng)度達(dá)Ⅰ級(jí)，如表1所示。

表1 不同引發(fā)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)下淀粉膠成膠時(shí)間

3.1.2 高溫凍膠

高溫凍膠體系通過引入高溫聚合物+助穩(wěn)劑+鎖水劑后，除提高熱穩(wěn)定性外，還能有效抑制高礦化度水腐蝕，形成穩(wěn)定結(jié)構(gòu)，提升耐溫性能，適應(yīng)環(huán)境溫度達(dá)105～145 ℃，耐礦化度達(dá)24×104mg/L以上，具有較好穩(wěn)定性和強(qiáng)度，如表2所示。

表2 不同聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)下高溫凍膠穩(wěn)定性和強(qiáng)度

3.2 泵注流程

現(xiàn)場(chǎng)施工設(shè)備需700型泵車，施工過程泵注設(shè)備“一用一備”，避免施工過程中途停泵造成堵劑井筒內(nèi)堆積。注入工藝上采用不動(dòng)管柱，對(duì)于光管柱優(yōu)先選用正注，對(duì)于機(jī)抽管柱選擇油套環(huán)空反注，保證堵水施工過程的連續(xù)性，最后頂替一個(gè)井筒容積的鹽水，沖掃井筒內(nèi)殘留的堵劑。

3.3 工藝設(shè)計(jì)

由于裂縫溝通型儲(chǔ)層發(fā)育裂縫尺度較小、調(diào)堵劑用量及施工排量過大易造成次級(jí)通道污染，油井后期生產(chǎn)供液不足，一般設(shè)計(jì)低堵劑量50～80 m3，施工排量低于20 m3/h?？p洞溝通型單井底水能量強(qiáng)，調(diào)堵劑溶液易因稀釋造成成膠困難或膠體強(qiáng)度降低，工藝設(shè)計(jì)采取多段塞施工，將調(diào)堵劑在近井預(yù)交聯(lián)后頂替至遠(yuǎn)井，提高調(diào)堵劑的成膠質(zhì)量與封堵概率，堵劑設(shè)計(jì)量在100～150 m3。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

4.1 整體實(shí)施效果

自2019年開始嘗試縫洞型油藏不動(dòng)管柱堵水調(diào)驗(yàn)，目前已經(jīng)開展礦場(chǎng)試驗(yàn)13井次，其中8井組有效，有效率為61.5%，年增油超過1.7萬t，形成一套針對(duì)縫洞型油藏低成本堵水技術(shù)，成為塔河油田縫洞型油藏治水控水的有效手段，并得到推廣應(yīng)用。整體實(shí)施情況如表3所示。

表3 不動(dòng)管柱堵水實(shí)施效果表

4.2 選井原則

以油藏地質(zhì)為基礎(chǔ)，充分結(jié)合油井靜態(tài)和動(dòng)態(tài)資料相互驗(yàn)證，從宏觀到微觀，構(gòu)建合理的油藏模型[14]， 建立“六項(xiàng)基礎(chǔ)”分析法，對(duì)油井儲(chǔ)層特征、連通方式、油水賦存狀態(tài)、見水機(jī)理、剩余油潛力及井筒條件進(jìn)行綜合分析和分類評(píng)價(jià)，確定堵水井潛力，如表4所示。

表4 縫洞型油藏不動(dòng)管柱堵水選井原則

4.3 應(yīng)用實(shí)例

S1井完鉆井深6 240 m(垂)/6 552 m(斜)，完鉆層位奧陶系鷹山組。鉆井過程中無放空漏失，酸壓完井。該井無水生產(chǎn)期長達(dá)720 d，后含水呈一定的斜率波動(dòng)上升。該井受控于干斷裂，供液充足，區(qū)域油井累產(chǎn)基礎(chǔ)好，剩余可采儲(chǔ)量豐富。S1井地質(zhì)模型如圖2所示。由圖2中可以看出，主儲(chǔ)集體位于底部，井筒通過酸壓與儲(chǔ)集體溝通，高滲主通道直接溝通底水。本井無水自噴后期，隨著油體能量下降，底水逐漸沿高滲主通道錐進(jìn)，油井開始含水，隨著單一水體高滲通道水淹，低滲通道側(cè)向剩余油被徹底壓差屏蔽，油井表現(xiàn)為持續(xù)高含水。

圖2 S1井地質(zhì)模型刻畫Fig. 2 Description of the geological model of Well S1

堵水思路為對(duì)水侵主通道進(jìn)行封堵，弱化水侵強(qiáng)度，釋放溶洞內(nèi)的屏蔽剩余油。2019年6月實(shí)施堵水作業(yè)，分2個(gè)段塞注入淀粉膠100 m3。施工采用700型泵車，施工最大排量1.8 m3/min，最高壓力20.5 MPa。施工結(jié)束7 d后，開井評(píng)價(jià)，效果較好。S1井生產(chǎn)曲線如圖3所示。由圖3可以看出，含水穩(wěn)定在35%～60%之間，套壓穩(wěn)定在10～11 MPa，油壓穩(wěn)定在3.5～4.5 MPa，穩(wěn)定自噴470 d，累計(jì)增油7 200 t。

圖3 S1井生產(chǎn)曲線Fig. 3 Production curve of Well S1

5 結(jié)論

(1)縫洞型油藏由于裂縫發(fā)育程度高，生產(chǎn)過程中底水沿裂縫突進(jìn)到井底，水相通道對(duì)油相通道形成突變的屏蔽，導(dǎo)致油井連續(xù)出水。

(2)不動(dòng)管柱堵水機(jī)理主要是將可流動(dòng)的液體堵劑(淀粉膠、凍膠)注入地層中，在地層溫度和壓力下交聯(lián)成膠，封堵大尺寸的優(yōu)勢(shì)通道，釋放次級(jí)通道屏蔽剩余油。

(3)不動(dòng)管柱堵水在礦場(chǎng)試驗(yàn)13井組，其中8井組有效，有效率為61.5%，累計(jì)增油超過1.7萬t，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果較好，且對(duì)于縫洞型油藏控水治水工作，不動(dòng)管柱堵水具有良好應(yīng)用前景。