高含水油井選堵調(diào)控劑優(yōu)選與應用

李建剛

中國石化天然氣分公司安徽天然氣銷售中心

0 引言

孤東油田目前處于高含水期開發(fā)階段，注水開發(fā)過程中，由于長期沖刷地層孔道，再加上油藏本身具有的非均質(zhì)性，導致注入水沿著高滲透層帶突進，而對中低滲透層帶的波及較小，進一步加劇了油藏中的層間非均質(zhì)。油井出水嚴重，大量注入水往往沿著高滲透條帶竄流到油井。高滲透條帶無效循環(huán)，既影響了注入水的利用效率，又大大增加了注入水的處理費用。目前國內(nèi)堵水措施主要針對油井近井周圍開展，雖然取得一定成效，但是由于堵水深度較淺，有效期短，而且堵劑選擇性較差，需要選用合適的油井選堵調(diào)控體系，優(yōu)化堵水工藝和施工參數(shù)，以提高高含水油井開發(fā)效果[1]。孤東油田屬于典型的高孔高滲正韻律疏松砂巖油藏，平均含水95%以上。為挖掘油井潛力，解決油井層內(nèi)出水嚴重的問題，對溶脹型復合顆粒和填充型聚合物凍膠兩類選擇性堵劑進行試驗應用。

1 兩種選擇性堵劑體系堵水機理

溶脹型復合顆粒堵劑體系采用水膨體中引入無機顆粒內(nèi)核及疏水基團，降低水膨體的膨脹倍數(shù)，增加水膨體的封堵強度，并且引入無機顆粒內(nèi)核，形成內(nèi)剛外柔型顆粒堵劑[2]。利用內(nèi)剛外柔彈性顆粒在油中不溶脹、在水中溶脹的特性，在高含水大孔道中溶脹形成高強度的封堵，在水膨體剪切破碎后可以對地層進行二次封堵[3]。

填充型聚合物凍膠體系中添加改性納米顆粒，以提高凍膠體系強度[4]。利用聚合物凍膠在水中膨脹、油中收縮和油水分流的機理，減少油的阻力、發(fā)揮堵水不堵油的作用。

2 堵劑室內(nèi)評價實驗結(jié)果分析

2.1 溶脹型復合顆粒選堵劑性能

2.1.1 吸水膨脹性與時間的關(guān)系

由內(nèi)剛外柔溶脹型復合顆粒的膨脹性能可以看出，在水相(礦化度10 g/L模擬水)環(huán)境中其會緩慢吸水膨脹，最大膨脹倍數(shù)為14.0倍。具有遇水吸水膨脹、遇油不變化的特性，可以作為選擇性堵劑使用，且內(nèi)剛外柔溶脹型復合顆粒膨脹倍數(shù)受溫度影響也較小(見圖1、圖2)。

注：礦化水的主要成分為氯化鈣、氯化鈉、氯化鎂等成分。

圖2 溶脹型復合顆粒在礦化度10 g/L且不同溫度下24 h的膨脹變化

2.1.2 堵劑的封堵性能

根據(jù)堵劑的懸浮性評價試驗，實驗選用500 mg/L HPAM溶液作為堵劑的懸浮液。實驗所用堵劑的質(zhì)量濃度為0.5%，巖心驅(qū)替注入量為2.0PV，所用巖心為地層巖心(直徑2.5 cm，長度4.9 cm)。結(jié)果表明，合成的普通聚丙烯類堵劑JBX- 1、內(nèi)剛外柔堵劑JBX- 10改性內(nèi)剛外柔堵劑SJBX- 2及改性堵劑MIXS- 2都可對地層造成有效的封堵，封堵率可達98.0%以上(見表1)。

表1 內(nèi)剛外柔顆粒封堵實驗結(jié)果

2.1.3 堵劑的選擇性能

采用雙管并聯(lián)填砂管，對高低滲選擇封堵性能進行評價(見表2)。試驗表明，溶脹型復合顆粒選堵劑通過選擇性進入含水飽和度高的高滲地層，實現(xiàn)高滲地層封堵，從而提高低滲地層的采收率。

表2 兩種選堵劑高低滲選擇性封堵前后性能評價

2.2 填充型聚合物凍膠選堵劑性能

填充型聚合物凍膠選堵劑通過選擇性進入高滲透層，實現(xiàn)選擇性堵水。在凍膠體系中添加改性納米顆粒，以提高凍膠體系強度。根據(jù)前期研究結(jié)果，實驗評價的凍膠體系為： 0.3% HPAM +0.05%有機鉻(乙酸鉻)+ 0.1%苯酚+ 0.125% 六亞甲基四胺 + 0.1%氯化銨+ 0.5%改性納米顆粒。

采用填砂管模型，對填充型聚合物凍膠選堵劑體系的封堵性進行評價(見表3)。試驗表明，凍膠體系封堵強度高，突破壓力梯度高于20 MPa/m，封堵率達到99%。

表3 填充型聚合物凍膠選堵劑體系的封堵性

采用雙管并聯(lián)填砂管，對不同滲透率條件下的封堵分流性能評價。非均質(zhì)條件下，封堵前水竄嚴重，堵前高滲管分流率為98%，封堵后高滲管分流率變?yōu)?%，低滲管分流率為97%。凍膠體系在非均質(zhì)地層中優(yōu)先進入高滲透層實現(xiàn)選擇性封堵。

3 選堵調(diào)控堵劑體系效果對比分析

評價優(yōu)選的溶脹型復合顆粒和填充型聚合物凍膠體系在一定程度上都具有選堵調(diào)控特性，而且具有不同的封堵效果與適應性。從封堵選擇性、封堵性、成本、有效期、溫度適應性及耐介質(zhì)性等方面對優(yōu)選的選堵調(diào)控堵劑體系進行對比見表4。

表4 選堵調(diào)控堵劑體系對比

采用溶脹型復合顆粒與填充型聚合物凍膠雙段塞組合封堵，在同層非均質(zhì)性填砂管中驗證效果。溶脹型復合顆粒為主段塞，填充型聚合物凍膠為封口段塞，實驗結(jié)果見表5。

表5 非均質(zhì)同層封堵前后變化

如表5所示，封堵后綜合提高采收率17.01%，初始綜合含水率降低26%。封堵后綜合封堵率為92.5%，經(jīng)過10PV沖刷后，綜合封堵率為84.7%，封堵效果好。

4 選擇性堵水工藝要點

4.1 對全井段選擇性的堵水管柱要求

由于使用的選擇性堵劑中含有顆粒型堵劑，為保證現(xiàn)場順利施工，選擇用光油管對全井段選擇性堵水。

4.2 光油管籠統(tǒng)注入施工工藝

起出油井管桿后，光油管筆尖下至油層以上10 m，用清水以兩種不同的排量對油層分別試擠10 m3，求取油層吸水指數(shù)，注完堵劑后候凝72 h，以上述同樣方式對油層試擠，求取油層吸水指數(shù)后開抽生產(chǎn)。

4.3 堵水劑現(xiàn)場配置要求

將溶脹型復合顆粒與填充型聚合物凍膠分別按照濃度設計要求用清水配置成堵水劑，現(xiàn)場攪拌均勻，每池堵劑攪拌2 h，再由泥漿泵由油管注入。

5 現(xiàn)場應用及效果

孤東油田現(xiàn)場試驗選擇性堵水油井2口，措施前平均單井日產(chǎn)液36.5 t，日產(chǎn)油1.2 t，含水96.7%，措施后平均單井日產(chǎn)液39.6 t，日產(chǎn)油2.9 t，含水92.7%，累計增油748.0 t，有效期220 d。

5.1 施工情況

GO7- 25- 286高滲層滲透率1.35 μm2，層厚6.1 m，地層溫度53℃。生產(chǎn)層為41、42層。剛轉(zhuǎn)層生產(chǎn)時含水率在80%左右，生產(chǎn)3個月后，含水率突升到96.5%左右，后含水率逐步上升至97.9%。分析生產(chǎn)歷史認為，剛開始生產(chǎn)3個月后發(fā)生水竄導致含水率大幅上升，后續(xù)逐步將水竄通道周圍原油采出，水竄周圍層剩余油比較豐富。通過堵水，封堵水流大孔道，提高周圍原油的采出程度。分析水竄原因，可能由于41層較高滲的小層產(chǎn)生水竄通道，也有可能是42層下層水水竄至42層。本次堵水采用籠統(tǒng)堵水方式。堵劑選用溶脹型復合顆粒與填充型聚合物凍膠。顆粒類堵劑選用200目，采用三段塞設計，封口段塞為填充型聚合物凍膠體系、中深部主段塞為復合樹脂顆粒。其中樹脂顆粒段塞182 m3，聚合物凍膠段塞5 m3，聚合物溶液+油田采出水8 m3，總堵劑用量設計195.0 m3。

施工前以6 m3/h和4 m3/h兩種不同的排量對油層分別正擠清水10 m3，注入壓力為12.2 MPa和10.6 MPa，吸水指數(shù)為30.0 m3/(d·MPa)。擠注堵水劑時排量5 m3/h，注入壓力由10.8 MPa緩慢上升至 12.9 MPa，共注堵劑195.0 m3。候凝72 h后，以6 m3/h和4 m3/h兩種不同的排量對油層分別正擠清水10 m3，注入壓力為14.1 MPa和11.9 MPa，吸水指數(shù)為21.8 m3/(d·MPa)，吸水指數(shù)較堵水前下降8.2 m3/(d·MPa)。

5.2 典型井應用效果

GO7- 25- 286井堵水前日產(chǎn)液40.8 m3,日產(chǎn)油1.4 t,含水96.5%，動液面380 m，堵水后平均日產(chǎn)液23.0 m3,日產(chǎn)油3.8 t，含水81.3%，動液面423 m，含水下降15.2個百分點，截止2021年5月累計增油352 t，累計降液3 916 m3,有效期220 d,平均日增油1.6 t,目前繼續(xù)有效。

6 結(jié)論與認識

(1)根據(jù)孤東油田儲層地質(zhì)條件與開發(fā)經(jīng)驗，對溶脹型復合顆粒、填充型聚合物凍膠兩種選擇性堵水劑體系進行性能評價，并確定體系的適應性。

(2) 溶脹型復合顆粒是一種內(nèi)剛外柔型堵劑，可進入地層深部實現(xiàn)深部封堵；填充型聚合物凍膠體系強度高，可封堵大孔道或做為封口段塞使用，兩種堵劑的段塞組合對大孔道發(fā)育且出水嚴重的油井有較好的控水穩(wěn)油作用。

(3)兩種類型堵劑在堵水施工過程中，應嚴格控制施工壓力和施工排量，避免壓力過高，堵劑注不進出水層，影響堵水效果。

(4)兩種類型堵劑在孤東油田試驗效果良好，實現(xiàn)了對出水層的封堵，對竄流或大孔道發(fā)育的油井堵水有較好的借鑒意義。