裂縫性礁灰?guī)r過(guò)飽和充填控水影響因素分析

張 偉，戴 宗，龔 斌，王亞會(huì)，張曉林，石 欣

(1.中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518054；2.南京特雷西能源科技有限公司，江蘇 南京 210000)

0 引 言

連續(xù)封隔體為一種控水防砂工藝[1]，主要使用攜砂液將高分子顆粒注入篩管與井壁之間環(huán)空區(qū)域，限制地層水在環(huán)空中軸向竄流，阻止地層出砂破壞篩管，達(dá)到控水防砂目的。過(guò)飽和充填技術(shù)是在連續(xù)封隔體工藝基礎(chǔ)上，實(shí)現(xiàn)超過(guò)環(huán)空體積的過(guò)量注入，過(guò)量顆粒擠入穿過(guò)井筒的裂縫，進(jìn)行有效封堵，延緩裂縫性底水油藏的底水沿裂縫快速竄進(jìn)。近年來(lái)，在南海礁灰?guī)r油藏實(shí)施了連續(xù)封隔體過(guò)飽和充填控水技術(shù)礦場(chǎng)試驗(yàn)，大多數(shù)井取得了顯著效果，但連續(xù)封隔體及過(guò)飽和充填控水增油工藝應(yīng)用時(shí)間尚短，目前對(duì)相關(guān)機(jī)理和效果評(píng)價(jià)的研究較少。石張澤等[2]認(rèn)為連續(xù)封隔體降水防砂效果明顯，施工工藝簡(jiǎn)單安全；鄭建東等[3]分析了連續(xù)封隔體在南海番禺油田的應(yīng)用，認(rèn)為有較好的降水防砂效果；朱旭[4]認(rèn)為南海東部礁灰?guī)r油藏實(shí)施的連續(xù)封隔體工藝受效范圍有限，無(wú)法解決強(qiáng)底水、強(qiáng)非均質(zhì)性等導(dǎo)致產(chǎn)水的根本問(wèn)題。因此，該文通過(guò)建立裂縫充填模型，分析過(guò)飽和充填過(guò)程中儲(chǔ)層裂縫的變化，研究影響充填效果的因素，并結(jié)合實(shí)際井例，進(jìn)一步闡明該工藝的適應(yīng)性，為過(guò)飽和裂縫充填控水定量研究奠定基礎(chǔ)。

1 裂縫充填數(shù)學(xué)模型

1.1 裂縫開(kāi)度表征

天然裂縫在攜砂液壓力作用下張開(kāi)，高分子顆粒得以注入裂縫，開(kāi)度的大小決定了充填裂縫的顆粒數(shù)量以及顆?？梢缘竭_(dá)的深度。裂縫開(kāi)度與壓力的關(guān)系可表征[5-6]為：

(1)

原始情況下，縫內(nèi)壓力遠(yuǎn)小于正應(yīng)力，裂縫為閉合狀態(tài)，由于壁面不平滑，存在初始開(kāi)度。隨著縫內(nèi)壓力升高，裂縫力學(xué)開(kāi)度逐漸增大，裂縫由閉合狀態(tài)轉(zhuǎn)為開(kāi)啟狀態(tài)。

式(1)中σn為正應(yīng)力，其與地層水平主應(yīng)力的關(guān)系可由應(yīng)力莫爾圓理論計(jì)算得到。

(2)

式中：Shmax、Shmin分別為地層最大、最小水平主應(yīng)力，MPa；α為裂縫走向與地層最大水平主應(yīng)力夾角，°。

1.2 裂縫充填體積與導(dǎo)流系數(shù)計(jì)算

假設(shè)裂縫近似為楔形(圖1)，開(kāi)度隨長(zhǎng)度線性遞減，顆?？商畛涞臉O限位置為裂縫開(kāi)度與顆粒粒徑相等處。因此，定義裂縫充填比例為：

圖1 楔形裂縫示意圖Fig.1 The schematic diagram of wedge-shaped fracture

(3)

此時(shí)進(jìn)入裂縫的顆?？傮w積為：

(4)

式中：c為裂縫充填比例；VCD為充填封隔體顆?？傮w積，m3；h為裂縫高度，m；a為裂縫半長(zhǎng)，m；dCD為封隔體顆粒粒徑，mm。

假設(shè)封隔體顆粒形成立方最密堆積，采用Kozeny-Carman(KC)方程[7-9]計(jì)算封隔體顆粒填充部分滲透率：

(5)

式中：KCD為顆粒填充部分滲透率，mD；φ為最密堆積時(shí)的孔隙度，取值為25.9%。

未充填部分，即裂縫的滲透率可根據(jù)Mcclure公式[10-12]得到：

(6)

(7)

式中：Knf為裂縫滲透率，mD；K0為給定系數(shù)，μm；wnf為未充填部分平均開(kāi)度，mm。

結(jié)合式(5)、(6)，采用調(diào)和平均，得到充填過(guò)程中裂縫的導(dǎo)流系數(shù)表達(dá)式：

(8)

式中：f為導(dǎo)流系數(shù)，D·cm。

2 裂縫充填影響因素分析

由式(8)可知，充填裂縫的導(dǎo)流能力取決于裂縫開(kāi)度和裂縫充填程度，而根據(jù)式(4)可知，裂縫充填程度由裂縫開(kāi)度決定。結(jié)合式(1)、(2)，確定施工參數(shù)中的注入壓力、地質(zhì)參數(shù)中的裂縫走向和裂縫初始開(kāi)度是影響充填裂縫開(kāi)度的主要因素。因此，以南海塊狀裂縫性礁灰?guī)r油藏A為例，分析裂縫走向、裂縫初始開(kāi)度、注入壓力對(duì)充填狀態(tài)和效果的影響。

2.1 裂縫走向

研究區(qū)裂縫主要沿北西—南東方向發(fā)育，成像測(cè)井資料顯示井周?chē)l(fā)育共軛方向裂縫。結(jié)合式(1)、(2)及研究區(qū)基本參數(shù)(表1)，可計(jì)算裂縫與水平主應(yīng)力呈不同角度時(shí)，開(kāi)度隨壓力的變化圖版。之后，利用式(3)、(4)、(8)可分別得到裂縫充填比例、充填體積、導(dǎo)流能力的變化圖版(圖2)。為方便表述，圖版橫軸中的壓力均使用裂縫凈壓力，其定義為縫內(nèi)流體壓力與地層壓力之差。由圖2可知：裂縫充填存在門(mén)檻壓力值，即顆粒剛進(jìn)入裂縫時(shí)的凈壓力。裂縫走向與水平最大主應(yīng)力的夾角(α)顯著影響門(mén)檻壓力大小，不同夾角對(duì)應(yīng)的充填門(mén)檻壓力差值最大達(dá)到3.0 MPa。裂縫開(kāi)度隨裂縫凈壓力呈指數(shù)變化，初始階段增幅較小，后期增幅變大；裂縫充填比例在裂縫靜壓力剛達(dá)到充填門(mén)檻壓力時(shí)增幅較大，隨壓力增大增幅逐漸減慢；裂縫導(dǎo)流能力在裂縫靜壓力剛達(dá)到充填門(mén)檻壓力時(shí)迅速降低，隨后降幅逐漸減緩；裂縫充填體積在裂縫靜壓力剛達(dá)到門(mén)檻壓力時(shí)迅速增大，達(dá)到特定數(shù)值后與壓力接近線性關(guān)系。可見(jiàn)，裂縫走向與水平最大主應(yīng)力平行時(shí)，達(dá)到相同充填程度所需的壓力最小，有利于裂縫充填和封堵。

表1 研究區(qū)典型參數(shù)取值Table 1 The values of typical parameters in the study area

圖2 裂縫參數(shù)隨壓力、夾角變化圖版Fig.2 The chart of changes in fracture parameters with pressure and included angle

2.2 裂縫初始開(kāi)度

裂縫初始開(kāi)度是影響充填效果的重要因素。令裂縫走向與地層水平最大主應(yīng)力的夾角為45 °，利用數(shù)值模擬計(jì)算裂縫各充填參數(shù)隨壓力、初始開(kāi)度的變化(圖3)。由圖3可知：裂縫初始開(kāi)度越大，裂縫開(kāi)度越大、門(mén)檻壓力值越低；當(dāng)凈壓力超過(guò)門(mén)檻壓力時(shí)，隨著凈壓力繼續(xù)增加，不同裂縫初始開(kāi)度所對(duì)應(yīng)的曲線逐漸接近；裂縫初始開(kāi)度造成的門(mén)檻壓力差值最大可達(dá)到1.2 MPa。因此，裂縫初始開(kāi)度越高，越有利于裂縫充填；當(dāng)初始開(kāi)度較低時(shí)不適合低壓充填，需提高注入壓力。

圖3 裂縫參數(shù)隨壓力、初始開(kāi)度變化圖版Fig.3 The chart of changes in fracture parameters with pressure and initial opening

2.3 注入壓力

由前文可知，當(dāng)裂縫凈壓力較高時(shí)，裂縫導(dǎo)流能力才能降至低值，實(shí)現(xiàn)有效封堵。假設(shè)裂縫導(dǎo)流能力需降至原始導(dǎo)流能力的1%，α為15 °，所需最低裂縫內(nèi)凈壓力約為4.0 MPa(圖2c)。根據(jù)摩阻換算公式[13]，將縫內(nèi)凈壓力換算為井口施工條件下泵注壓力：

pf=p-pres=pwh+ΔpH-Δpfric-ΔpICD

(9)

式中：pf為裂縫內(nèi)凈壓力，MPa；pres為油藏壓力，MPa；pwh為泵注壓力，MPa；ΔpH、Δpfric、ΔpICD分別為井口到井底的壓差、沿程壓力損失、通過(guò)流入控制閥的壓力損失，MPa。

當(dāng)充填施工注入流速為1 200 L/min、井身長(zhǎng)度為3 000 m、水平段長(zhǎng)度為800 m時(shí)，計(jì)算得到的井口注入壓力為7.0 MPa。因此，為實(shí)現(xiàn)對(duì)裂縫的有效填充封堵，注入壓力應(yīng)大于7.0 MPa。

3 實(shí)例分析

南海塊狀裂縫性礁灰?guī)r油藏A為底水稠油油藏，底水能量充足，主要采用水平井依靠天然能量開(kāi)發(fā)。斷層、裂縫較發(fā)育，構(gòu)造主體軸向?yàn)楸蔽魑鳌蠔|東，南北方向被主斷層切割，斷層走向與構(gòu)造軸線基本平行。油藏深度為1 198～1 273 m，平均孔隙度為21.49%，平均滲透率為363.14 mD，屬于中高孔、中高滲儲(chǔ)層。地下原油黏度為46.5～162.1 mPa·s。由于流度比不匹配、強(qiáng)底水錐進(jìn)等因素，開(kāi)發(fā)過(guò)程中水平井暴性水淹現(xiàn)象嚴(yán)重，已實(shí)施的化學(xué)堵水、ICD控水等常規(guī)增產(chǎn)工藝措施收效甚微。油藏先后在4口調(diào)整井實(shí)施了過(guò)飽和充填控水措施，其中，A1井穿過(guò)斷層、A2、A3井位于斷層附近。各井注入封隔體體積均超過(guò)了環(huán)空理論體積，實(shí)現(xiàn)了過(guò)飽和充填，A2、A3、A4井充填率均超過(guò)200%，A1井充填率為170%。

措施井均為新井，可通過(guò)與相似臨井對(duì)比評(píng)價(jià)措施后的效果，各井措施后生產(chǎn)情況見(jiàn)表2，其中，B1、B2分別為A1、A2未實(shí)施措施的臨井。由表2可知：A1、A2井通過(guò)過(guò)飽和充填后，裂縫及環(huán)空受到封堵，產(chǎn)油產(chǎn)液指數(shù)相比臨井均有所下降。A2井在投產(chǎn)1個(gè)月和3個(gè)月內(nèi)平均含水都明顯低于B2井，表明通過(guò)措施，取得了顯著的控水效果；A3、A4井投產(chǎn)1個(gè)月和3個(gè)月內(nèi)的含水均低于研究區(qū)的平均水平，同樣表明措施有效；A1井初期含水即達(dá)到97%，措施未生效，需進(jìn)行原因分析。

表2 措施井生產(chǎn)情況Table 2 The production situation of measure wells

A1井穿過(guò)斷層，但充填率僅為170%，與其他3口井相比充填率明顯較低，未能實(shí)現(xiàn)對(duì)裂縫的充分封堵，無(wú)法阻止底水沿裂縫高速滲流通道竄進(jìn)。根據(jù)充填模型，可利用施工壓力曲線轉(zhuǎn)化為縫內(nèi)靜壓力(圖4)，估算A1井實(shí)現(xiàn)充分充填所需的縫內(nèi)壓力(表3)。

圖4 A1、A2井施工凈壓力曲線Fig.4 The net pressure curve of Wells A1 and A2

由表3可知：A1井井周裂縫與靶區(qū)主裂縫同為北西—南東方向，走向接近，垂直于地層最大水平主應(yīng)力，A2井井周裂縫除沿主方向發(fā)育外，還發(fā)育一組共軛方向裂縫，二者分別垂直和平行于地層最大水平主應(yīng)力；2口井井周裂縫密度接近，由實(shí)驗(yàn)估算出A2井的裂縫初始開(kāi)大于A1井；A1井充填門(mén)檻壓力為3.3 MPa，A2井最低充填門(mén)檻壓力為0.3 MPa，而A1井充分充填需要4.4 MPa凈壓力，A2井的2組裂縫分別需要1.6、4.5 MPa。分析以上數(shù)據(jù)可知，A1井不利的裂縫走向及較小的初始開(kāi)度，導(dǎo)致實(shí)現(xiàn)裂縫有效封堵需要更高的壓力，注入更困難。

表3 A1、A2井充填壓力估算[14]Table 3 The estimation of filling pressure of Wells A1 and A2[14]

A2井初期縫內(nèi)壓力約為5.0 MPa，高于其充填門(mén)檻壓力及充分充填所需壓力，因此，前期顆粒主要充填裂縫；后期壓力降低后，注入顆粒開(kāi)始充填環(huán)空。A1井初期充填壓力為1.0～3.0 MPa，低于充填門(mén)檻壓力，更達(dá)不到充分充填所需壓力，因此初期顆粒無(wú)法進(jìn)入裂縫，堆積在環(huán)空，而顆粒在環(huán)空堆積后堵塞注入空間，攜砂液難以進(jìn)入裂縫，最終導(dǎo)致充填不足，生產(chǎn)時(shí)無(wú)法阻止底水沿裂縫竄進(jìn)。

4 結(jié)論與建議

(1)建立裂縫充填的機(jī)理模型，描述了連續(xù)封隔體過(guò)飽和充填中，裂縫擴(kuò)張及縫內(nèi)流動(dòng)能力變化情況，并由此計(jì)算充分充填所需施工壓力。

(2)充填壓力主要與裂縫走向、裂縫初始開(kāi)度有關(guān)。裂縫走向與地層水平最大主應(yīng)力方向垂直時(shí)，需要較高的充填門(mén)檻壓力，不利于充填施工；初始開(kāi)度對(duì)充填門(mén)檻壓力有一定影響，但對(duì)充分充填壓力影響小。

(3)研究區(qū)A1井具有不利的裂縫走向和較小的初始開(kāi)度，施工過(guò)程中初期壓力偏低，造成顆粒滯留在環(huán)空，堵塞注入空間，未能對(duì)裂縫進(jìn)行有效充填，導(dǎo)致控水不見(jiàn)效。

(4)在后續(xù)施工時(shí)，應(yīng)根據(jù)成像測(cè)井及其他裂縫識(shí)別手段確定井周裂縫走向。充填前進(jìn)行清水注入實(shí)驗(yàn)評(píng)估井周流動(dòng)能力，推測(cè)裂縫初始開(kāi)度，由此估算施工時(shí)應(yīng)保證的最低充填壓力，確保充填充分，實(shí)現(xiàn)有效的裂縫控堵水。