水平井環(huán)空阻流控水體系優(yōu)化與應(yīng)用

李曉偉， 賈永康， 徐國(guó)瑞， 劉豐鋼， 楊會(huì)峰， 張文喜

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

目前南海東部油田水平井占比達(dá)到87%，其中高含水生產(chǎn)井占比達(dá)到38%［1］，受限于水井籠統(tǒng)防砂的完井方式，難以對(duì)地層出水部位實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)的有效封隔，常規(guī)堵控水工藝應(yīng)用受限，而重新防砂需進(jìn)行大修打撈作業(yè)，風(fēng)險(xiǎn)大且費(fèi)用較高［2-7］.

篩管外環(huán)空阻流控水技術(shù)核心為一種具有特殊流變特性的化學(xué)材料（AFC），其剪切變稀、靜止瞬間增黏的特點(diǎn)能夠使其在注入水平段篩管外環(huán)空后，快速形成基礎(chǔ)支撐結(jié)構(gòu)［3-15］，不因重力或流體擾動(dòng)而坍塌、稀釋，成膠、固化后起到阻隔篩管外環(huán)空竄流的作用［16］，配合中心管柱即可起到水平井分段控采的效果.

1 體系優(yōu)化及性能評(píng)價(jià)

1.1 體系配方優(yōu)化

AFC材料由過(guò)硫酸鹽引發(fā)劑引發(fā)羧甲基聚多糖和丙烯酰胺進(jìn)行接枝共聚反應(yīng)，在偶聯(lián)劑的作用下形成觸變結(jié)構(gòu)，通過(guò)交聯(lián)劑調(diào)節(jié)成膠時(shí)間，從而在環(huán)空中形成強(qiáng)凝膠段塞，起到定位封隔器的作用.

模擬地層溫度80 ℃條件下，評(píng)價(jià)不同濃度配比下AFC體系由觸變流體固化至高強(qiáng)度黏彈固體所需的時(shí)間（表1），根據(jù)管柱內(nèi)容積計(jì)算體系從井口配液到注入至篩管外環(huán)空用時(shí)為40～60 min［17］，固化時(shí)間為3 h時(shí)既能夠滿足施工安全性要求，也可以使體系盡快成膠，避免被地層流體沖刷稀釋，因而優(yōu)選出的體系配方為1.0%羧甲基聚多糖+0.5%丙烯酰胺+0.06%交聯(lián)劑+0.004%引發(fā)劑.

表1 不同體系配比下的成膠時(shí)間Tab.1 Gelation time under different system ratios

1.2 剪切變稀特性評(píng)價(jià)

體系的剪切變稀性能是保障體系現(xiàn)場(chǎng)注入性的關(guān)鍵指標(biāo)［18］. 圖1為使用博力飛DV3TLV型流變儀在80 ℃恒溫條件下不同剪切速率的體系黏度，可見(jiàn)體系在剪切率增加至1000 1/s后，黏度由初始10 156 Pa·s快速降低至278 Pa·s.

圖1 AFC體系剪切黏度曲線Fig.1 Shear viscosity curve of AFC system

1.3 觸變性評(píng)價(jià)

為了考察AFC 體系的觸變結(jié)構(gòu)恢復(fù)能力，采用MCR302 凝膠應(yīng)力流變儀在溫度為80 ℃，剪切速率為500 s-1條件下剪切10 min，停止剪切，測(cè)定其彈性模量恢復(fù)曲線，如圖2 所示. 由圖2 看出，停止剪切后，體系彈性模量快速升高，表現(xiàn)出靜止瞬間增稠的特點(diǎn)，計(jì)算觸變特征值τ達(dá)到0.715，因而能夠在第一時(shí)間有效填充篩管外環(huán)空.

圖2 AFC體系剪切后彈性模量恢復(fù)曲線Fig.2 Elastic modulus recovery curve of AFC system after shearing

式中：τ 為觸變特征值；表示剪切后體系結(jié)構(gòu)恢復(fù)速率的相對(duì)快慢，無(wú)因次量；G′0為開(kāi)始測(cè)試還未經(jīng)剪切破壞，處于靜止?fàn)顟B(tài)體系的儲(chǔ)能模量，Pa；G′∞為經(jīng)剪切結(jié)束后，靜止?fàn)顟B(tài)下體系完全恢復(fù)時(shí)的儲(chǔ)能模量，Pa；m為剪切后體系達(dá)到結(jié)構(gòu)完全恢復(fù)所需要的時(shí)間的相對(duì)長(zhǎng)短.

1.4 充填及固化強(qiáng)度評(píng)價(jià)

室溫下，使用8-1/2″的仿真模擬井筒和5-1/2″割縫篩管裝置，進(jìn)行室內(nèi)模擬充填，驅(qū)替流速100 mL/min下，注入0.5倍環(huán)空體積的AFC體系，可見(jiàn)體系注入過(guò)程中能夠在環(huán)空中形成完整的化學(xué)封隔體（圖3）. 停泵并置于80 ℃恒溫箱中反應(yīng)3 h，重新啟泵，同等流速下進(jìn)行軸向壓差擊穿實(shí)驗(yàn)，測(cè)定AFC段塞突破壓力為0.8 MPa/m.

圖3 AFC體系固化模擬實(shí)驗(yàn)Fig.3 Curing simulation experiment of AFC system

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 試驗(yàn)井概況

南海東部X 油井位于油藏構(gòu)造中部，為強(qiáng)底水油藏，測(cè)井解釋有效孔隙度23.7%～30.2%，滲透率765～2633 mD，完井方式為8-1/2″裸眼段下入6-5/8″復(fù)合篩管，水平段長(zhǎng)667 m.

投產(chǎn)半年后含水即到達(dá)90%以上，屬于“含水快速上升型”，之后經(jīng)歷了相當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間的高含水生產(chǎn)階段，表現(xiàn)為典型的底水油藏生產(chǎn)特征［19］.

前期通過(guò)找水測(cè)試確認(rèn)產(chǎn)出水主要來(lái)自水平段中部2331～2490 m，也是本井的主要產(chǎn)出層段，原油則主要從趾部2632～2734 m井段產(chǎn)出，因而建議實(shí)施堵水作業(yè)，封堵水平段中部，采用分段控采的方式，發(fā)揮跟端及趾端的潛力.

2.2 方案設(shè)計(jì)

利用跟端盲管段（2289～2335 m）及趾端低滲泥巖段（2500～2580 m）的隔斷特點(diǎn)，在兩段附近實(shí)施篩管外阻流控水，設(shè)計(jì)擠注上部AFC 于2260～2305 m、下部AFC 于2506～2551 m，體系固化后，下入帶智能滑套和遇水膨脹封隔器的中心管柱，遇水膨脹封隔器充分膨脹座封后［20］，可通過(guò)地面操控智能滑套實(shí)現(xiàn)分段控采（圖4）.

圖4 X井工藝設(shè)計(jì)效果示意圖Fig.4 Schematic diagram of the effect of well X process design

擠注管柱設(shè)計(jì)為“雙級(jí)球座+K344封隔器×2+定壓閥+K344封隔器”（圖5），通過(guò)油管正打壓封隔器擴(kuò)張后，定壓閥打開(kāi)，依次擠注設(shè)計(jì)段塞，投球頂替，可避免過(guò)量或頂替不足導(dǎo)致的封堵效果不佳，而雙封隔器的設(shè)計(jì)則能夠避免擠注過(guò)程中篩管外的AFC體系回流到井筒內(nèi)導(dǎo)致黏附或卡鉆，提升作業(yè)安全系數(shù)［21］. 根據(jù)段塞設(shè)計(jì)長(zhǎng)度，計(jì)算并考慮地層濾失和黏附，設(shè)計(jì)前置清洗液20 m3，前置保護(hù)液4 m3，AFC段塞4.5 m3，后置保護(hù)液1 m3.

圖5 X井施工擠注管柱設(shè)計(jì)Fig.5 Design of squeeze injection string in well X construction

2.3 施工過(guò)程

2019 年2 月對(duì)X 井進(jìn)行施工，啟出原井生產(chǎn)管柱后，首先通井沖洗，組合下入擠注管柱，校深后使中部?jī)蓚€(gè)K344 封隔器位于2 551.3、2 545.8 m 位置. 依次正擠清洗液10 m3、保護(hù)液2 m3、AFC 材料1.7 m3，停泵投球，再繼續(xù)泵入0.3 m3AFC 材料和0.5 m3后置保護(hù)液，修井液頂替到位即完成下部AFC 材料擠注，停泵后上提管柱120 m，反循環(huán)頂替出油管內(nèi)的殘余材料，防止油管內(nèi)固化. 同樣，緩慢上提管柱至中部?jī)蓴D注封隔器于2 289.5、2 283.9 m，擠注上部AFC材料. 擠注完成后，候凝10 h，下入驗(yàn)封管柱打壓驗(yàn)封至3.45 MPa，合格后起出驗(yàn)封管柱，依次下入智能滑套中心管卡水管柱和原生產(chǎn)管柱，逐步提頻恢復(fù)生產(chǎn).

2.4 施工后效果評(píng)價(jià)

措施作業(yè)后該井流壓逐漸增加，說(shuō)明遇油膨脹封隔器座封良好，產(chǎn)液量由15 200 bbl/d降至11 900 bbl/d，但仍保持在較高水平，說(shuō)明在封堵中部主力產(chǎn)液層后，根部和趾部?jī)?chǔ)層得到了有效動(dòng)用，含水率逐漸降低（圖6），由98%下降至93%，產(chǎn)油量由原來(lái)的400 bbl/d增加到755 bbl/d，日增油355 bbl/d，增油率高達(dá)89.0%，措施效果顯著.

圖6 X井措施實(shí)施前后生產(chǎn)曲線Fig.6 Production curve of well X before and after implementation of measures

3 結(jié)論

1）篩管外環(huán)空阻流控水體系具有剪切變稀、靜止增黏的特點(diǎn)，體系觸變特征值達(dá)到0.715，固化時(shí)間為3 h，承受軸向壓差達(dá)到0.8 MPa/m，能夠有效實(shí)現(xiàn)篩管外環(huán)空的充填及封隔.

2）通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)20%的清洗液能夠有效清洗地層及篩管外壁原油，清洗率達(dá)到87%，有利于環(huán)空阻流控水體系的濃度保持和管壁附著.

3）通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)，增加保護(hù)液段塞后，串聯(lián)巖心突破壓力比未添加保護(hù)液段塞高0.9 MPa.

4）礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，體系對(duì)于簡(jiǎn)易防砂的海上水平井具有良好的適用性，X井組實(shí)施后產(chǎn)油量由原來(lái)的400 bbl/d增加到755 bbl/d，日増油355 bbl/d，增油率達(dá)到89.0%.