液流空化技術(shù)在注采井間儲層微改造中的應用
——以渤海S油田B1-B2H井組為例

柴世超, 徐玉霞

(中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300450)

理論情況下,注水井吸水能力隨著油田含水上升而增加[1],但在實際注水情況下大部分注水井吸水能力不斷下降,其原因主要體現(xiàn)在兩個方面,一方面是由于注水井井筒附近存在儲層污染[2],對于這種原因造成的注水井吸水能力下降,可以采取酸化解堵[3]、微壓裂[4]、和提壓注水[5]等措施。另一方面,是由于注水井和生產(chǎn)井井間某個部位儲層物性差,連通性差,這種情況下,油水井井筒附近儲層物性沒有問題,初期無論是生產(chǎn)井產(chǎn)液能力,還是注水井吸水能力都正常,但是隨著生產(chǎn)的進行,油水井兩端的生產(chǎn)現(xiàn)象表現(xiàn)為:生產(chǎn)井由于能量補充不足,地層壓力、流壓和產(chǎn)液量都不斷下降,注水井注入壓力逐漸升高,吸水能力逐漸減弱。針對這種問題,常規(guī)的酸化解堵以及微壓裂和提壓注水都不能解決。雖然壓裂是儲層改造的有效手段,在低滲儲層改造[6-9]和疏松砂巖生產(chǎn)井聚堵解堵[10-13]都曾有研究和應用,但在海上油田疏松砂巖注水井儲層改造上卻沒有應用先例,主要原因是擔心注入水沿裂縫快速突進,造成油井很快水淹。在此情況下,因此需要尋找新的工藝措施,既能滿足處理半徑足夠大,同時對低滲帶進行微改造,根據(jù)液流空化儲層改造技術(shù)的原理可知,該技術(shù)可以滿足這個要求。

1 B1-B2H井組存在問題分析

1.1 渤海S油田地質(zhì)概況

渤海S油田位于渤海灣盆地黃河口凹陷中央脊背北端,主力含油層系分布于新近系明化鎮(zhèn)組下段。該油田為發(fā)育于極淺水三角洲沉積,儲層以分流河道及水下分流河道為主,受河道控制,砂體相帶窄,多期疊置,非均質(zhì)性強,平面連通性差[14]。分流河道砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)極為復雜,縱向上由不同期次的分流河道砂體相互疊置,平面上由多條河道側(cè)向遷移,形成大面積分布的復合砂體,儲層非均質(zhì)性嚴重。尤其是不同砂體相帶之間,如天然堤和水下分流河道之間,無論是從地震屬性特征還是砂體接觸關(guān)系上都能看到,砂體之間是連通的,但連通性較差[15]。這種情況下,就存在注采受效不明顯,油水井均呈現(xiàn)低產(chǎn)低效情況,B1-B2H井組就是該油田這種情況的典型代表。

1.2 注采井組生產(chǎn)特征

B1井是渤海S油田一口定向注水井,最大井斜78.07°,目的層為1 064砂體,注水受益井為B2H井,注采井距為500 m。注水井B1井于2015年9月開始注水,注水一周后日注水44 m3/d,井口壓力為2.0 MPa,視吸水指數(shù)為22.6 m3/(d·MPa)。B1井注水特征主要表現(xiàn)在以下幾個方面:一是注水壓力上升快,從初期3.2 MPa到6.5 MPa(ODP設(shè)計井口最大注水壓力)只用了2個月時間;二是吸水能力下降很快,視吸水指數(shù)從注水初期30 m3/(d·MPa)降到10 m3/(d·MPa)歷時不足3個月,停注半年后恢復注水,吸水能力無法達到注水初期水平,到2017年9月,視吸水指數(shù)降到7.5 m3/(d·MPa)(圖1);三是考慮到注水安全,對該井進行間歇注水,原因是2016年3月關(guān)井測地層靜壓,結(jié)果為12.6 MPa,高于原始地層壓力月2 MPa;四是停注期間井口注水壓力下降緩慢,2017年1月停注時井口壓力從9.2 MPa降到0 MPa歷時135 d,地層泄壓能力有限。

圖1 B1井視吸水指數(shù)曲線

對應生產(chǎn)井B2H井注水受效特征不明顯,從投產(chǎn)后,該井井底流壓持續(xù)降低,從2015年初到2016年5月井底流壓從7.7 MPa降到5.6 MPa;含水達到80%以后,產(chǎn)液量最大只有180 m2左右(圖2),與該油田其他油井相比,產(chǎn)液水平明顯偏低[16-17]。

圖2 B2H井生產(chǎn)曲線

1.3 B1井吸水能力下降原因分析

通過B1井注水特征,可以得到以下幾點認識:

首先B1井注水初期視吸水指數(shù)高達22.6 m3/(d·MPa),說明注水井本身物性較好,這一點從B1井測井解釋滲透率為621 mD也可以得到證明;其次,B1井停注一段時間恢復注水后,視吸水指數(shù)從停注前的7.5 m3/(d·MPa)上升到16.6 m3/(d·MPa)(圖1),說明注水井筒附近沒有儲層污染或者污染很小,即使有污染也不是造成注水井吸水能力下降的主要原因;另外,通過停住后注水井吸水能力可以得到部分恢復,也說明了注水井和對應生產(chǎn)井是連通的,注水井周邊的壓力是可以向生產(chǎn)井方向傳遞的,只是泄壓速度比較緩慢,致使注入水在井筒附近滯留,形成局部高壓。隨著地層壓力的升高,注水井吸水能力逐漸降低。造成這種現(xiàn)象的原因歸根結(jié)底還是地層儲層物性較差,從B1-B2H井連井剖面地震屬性圖(圖3)可知,沿注水井B1井向生產(chǎn)井B2H井方向,距注水井B1井100 m左右地震屬性存在明顯變化帶,儲層物性變差,這是河流相儲層受河道控制,砂體相帶窄,多期疊置,平面非均質(zhì)性強,連通性差的特點。

圖3 B1-B2H井儲層屬性對比

1.4 工藝措施篩選原則

要解決因注采井之間儲層連通性較差造成注水井吸水能力下降的問題,必須應用適合的工藝措施,該工藝需要滿足兩個基本條件,一是處理半徑足夠大,二是對儲層的改造必須是微改造,不能形成大的裂縫,否則會造成注入水快速突破,嚴重影響注水效果。渤海油田常用的如酸化解堵、微壓裂和提壓注水等增注措施,因作用半徑有限,只能解決注水井井筒附近儲層污染造成的注水井吸水能力下降問題,要改造注采井之間差儲層問題必須應用新的工藝措施。根據(jù)液流空化儲層改造技術(shù)的原理,該技術(shù)可以滿足上述兩個要求。

2 液流空化深部儲層改造技術(shù)

2.1 液流空化儲層改造技術(shù)簡介

液流空化[18]是指氣泡在液體中產(chǎn)生、膨脹、壓縮和最終崩潰的過程,在劇烈崩潰的瞬間,氣泡內(nèi)部會產(chǎn)生高溫高壓,并向外輻射沖擊波。在這個過程中,氣泡會產(chǎn)生劇烈的機械作用、發(fā)射光脈沖并能使水分解產(chǎn)生自由基,這些作用被統(tǒng)稱為空化效應[19-20]。

液流空化儲層改造是利用高速液流通過空化器時,因節(jié)流形成負壓區(qū),在流體經(jīng)過負壓區(qū)后形成大量空化核,空化核爆裂產(chǎn)生激波,激波通過射孔進入儲層(圖4)。

圖4 液流空化儲層改造示意圖

2.2 液流空化儲層改造機理

如圖5所示,高速水流經(jīng)過空化器產(chǎn)生一級空化,一級空化產(chǎn)生的激波疊加空化器產(chǎn)生的振動波和聲波等在儲層多孔介質(zhì)中傳導產(chǎn)生多級空化,通過疏通儲層和再造微裂縫,達到儲層微改造的目的。疏通儲層主要體現(xiàn)在兩方面,一是通過多級空化,空化泡爆裂產(chǎn)生的高速微射流,空蝕閉合天然裂縫面,改善其滲透性;二是通過高頻振動作用,打散并清除孔喉中游離的微粒,疏導孔喉通道,提高儲層的滲流能力。

圖5 實驗室不同水流速度下的空化過程

再造儲層微裂縫。通過空化泡潰滅產(chǎn)生的高壓微射流,一方面使得巖石骨架顆粒間的膠結(jié)物疏松,從而產(chǎn)生新的微裂縫;另一方面,其作用于巖石抗裂強度較小處,也可以產(chǎn)生新的微裂縫。隨著微裂縫的變多,增加了滲流通道,提高了儲層的滲流能力。

2.3 液流空化儲層改造技術(shù)特點

液流空化儲層改造技術(shù)具有以下特點:①定點改造:空化器隨注水管柱下入井筒中所需改造的油層深度處,施工時只需調(diào)整管柱位置即可;②深部改造:空化作用產(chǎn)生的激波在儲層中不斷傳導,產(chǎn)生次生空化效應,傳播距離可達200～300 m;③儲層微改造:次生空化作用貫穿孔喉、改善孔隙結(jié)構(gòu),形成微裂縫網(wǎng),不破壞巖石的骨架。

3 礦場實施效果

3.1 工藝設(shè)計及施工參數(shù)

液流空化工藝設(shè)計可根據(jù)儲層厚度、均質(zhì)程度、潛力大小、油氣水分布等情況,在射孔段進行米級選點作業(yè),達到改善縱向?qū)娱g、層內(nèi)非均質(zhì)性的目的,挖掘縱向上剩余油氣富集層的潛力。

根據(jù)B1井液流空化儲層改造的目的要求,結(jié)合儲層發(fā)育特點,對目的層射孔段斜深進行均勻布點,共設(shè)計17個施工點,設(shè)計施工排量為2.4～2.6 m3/min,單點作業(yè)時間為45～90 min,施工順序自下而上。

實際施工過程基本按照設(shè)計進行,只是由于第一次現(xiàn)場應用該技術(shù),為了保證措施效果,單點作用時間比設(shè)計時間要長,達到2～3 h(表1)。

表1 B1井液流空化施工參數(shù)

3.2 實施效果分析

B1井實施液流空化儲層改造技術(shù)后,無論是從注入井還是從生產(chǎn)井都看到了明顯的效果,主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

(1)注水井B1井吸水能力增加,儲層物性得到明顯改善:B1井視吸水指數(shù)從措施實施前的7.5 m3/(d·MPa)上升到措施后的15.3 m3/(d·MPa),地層吸水能力提高明顯,說明該井儲層物性得到明顯改善。

(2)井間連通性得到改善,生產(chǎn)井B2H井見到明顯注水效果:措施一個月后生產(chǎn)井B2h井就見到了B1井的注水效果,主要體現(xiàn)在生產(chǎn)井流壓逐漸升高,在相同日產(chǎn)液量條件下,流壓由4.3 MPa上升到7.1 MPa。

(3)注水井B1井泄壓能力得到明顯改善:B1施工初期采用密度1.3 g/cm3壓井液,井口仍有自溢,施工結(jié)束后壓井液密度為1.01 g/cm3,井口無自溢。

(4)低滲帶的儲層滲流能力得到大幅度改善:B1井措施前分別于2016年和2017年兩次停注,5 d后井口壓力保持在1.9 MPa、2.5 MPa,下降到0 MPa分別用了22 d和135 d;措施后39 d停止注水,5 d內(nèi)井口壓力由8.2 MPa下降至0 MPa。

4 結(jié)語

B1井吸水能力下降不是因井筒附近儲層污染造成的,而是因為B1-B2H井之間儲層有物性變化帶,儲層物性變差,注采井間連通性較差,這是造成注水井吸水能力逐漸下降,難以滿足配注需求,生產(chǎn)井注水見效差的根本原因。

液流空化儲層改造技術(shù)既能滿足處理半徑足夠大,同時可以對低滲帶儲層進行微改造,這是常規(guī)酸化、微壓裂和提壓注水等增注措施不具備的優(yōu)勢。

B1井實施液流空化后,無論是注水井吸水能力還是對應生產(chǎn)井生產(chǎn)形勢都得到了明顯改善。該技術(shù)的成功實施,解決了一直困擾渤海油田注采井間因儲層連通性差,注水效果差的難題,為其他油水井類似問題指明了措施方向,可以有效改善其注水開發(fā)效果。