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关于高含水井堵压结合技术的探讨

2020-09-15 190 上传者：管理员

摘要：葡萄花油田外围区块天然裂缝发育，随着开发时间增长，裂缝性见水井逐渐增多，油井含水快速上升，产油快速下降，对于这类井，采用常规压裂措施进行改造，难以控制裂缝性见水通道，含水下降幅度较小，增产效果有限。为了控制天然裂缝方向的无效产液，提高储层非天然裂缝方向剩余油的有效挖潜，开展了高含水井堵压结合技术试验，应用示踪剂监测，判断裂缝性见水井的优势来水通道和产水部位；优化封堵工艺设计，通过低压力、小排量、缓速度注入堵剂，提高对裂缝见水通道和基质填充带的封堵效果，增加堵剂设计用量，提高封堵半径和强度，延长封堵有效期，控制无效水循环；应用暂堵转向压裂工艺，优化施工排量、裂缝长度和裂缝条数，在储层低含水部位压开多条新裂缝，提高非天然裂缝方向储层的控制程度，取得了较好的试验效果，实现了外围区块高含水井有效措施挖潜。

关键词：
堵压结合
堵水技术
石油天然气工业
裂缝性见水通道
非天然裂缝
高含水井
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1、问题的提出

葡萄花油田外围区块天然裂缝发育，随着生产时间增长，裂缝性见水井逐渐增多，油井含水快速上升，目前外围区块含水大于95%的井有391口(其中高间井179口，高关井79口)，占总井数的38%，且呈逐年增多趋势，平均采出程度仅为14.9%，仍有大量的剩余油未被采出，具有较大的增产潜力。而对于这类井层，若只开展油井堵水，效果总体表现为“降液不增油”，降液效果明显，但增产效果不明显；而采用单一的压裂改造，会造成原有裂缝继续延伸，难以达到理想的控水增油效果。针对这类高含水井层，提出采用堵压结合的方式，首先利用堵剂封堵裂缝性水淹通道，然后采用转向压裂工艺，在原水淹裂缝通道的两侧开启新裂缝，提高储层非天然裂缝方向泄流面积，实现裂缝性水淹通道有效封堵，改善水驱波及方向，达到低含水部位有效挖潜的目的[1,2,3,4,5,6]。

2、工艺设计及现场试验

要实现高含水潜力井层有效措施挖潜，首先需要控制高含水井层的产水，减少低效、无效水循环，目前常用的封堵工艺主要有机械堵水和化学堵水，机械堵水是利用堵水封隔器和井下工具，将高含水层卡住，实现封堵层位完全不产液的目的，然而主力产水层往往也是主力厚油层，在控制产水的同时，也控制了产油，无法对潜力层位进行措施挖潜。化学堵水在实现封堵优势产水部位的同时，不影响后续措施挖潜，可以对层内剩余油富集的低含水部位进行进一步压裂挖潜，从而提高井层的开发效果和采出程度[7,8,9,10,11]。

2.1判断产水部位

根据外围区块敖304-11井组示踪剂测试资料，判断外围区块水驱优势方向。敖304-11井组为反九点法注水，在注水井注入示踪剂后，东西向连通油井见剂时间分别为1d和7d，并达到了峰值浓度，而非东西向未见到示踪剂显示，说明东西向注采关系为水驱优势方向，易形成注水突进或水淹，而非东西向往往注水受效差或不受效，在后期生产过程中该井组东西向含水快速上升，而南北向则保持稳定。

统计该区块39口含水大于60%的生产井，其中见水早、产液量高、含水高的均为东西方向，井数有33口，约占见水井数的85%以上，东西向裂缝性注水突进较明显，导致油井裂缝性水淹，产液高含水高，但在非裂缝方向水驱困难，难以建立有效驱替，仍存在水驱未波及的剩余油富集区，具有很大的增油潜力。

2.2封堵工艺优化

外围裂缝性见水井，封堵部位主要是裂缝性见水通道，在封堵施工过程中封堵药剂既会进入裂缝，也会进入裂缝附近的基质，形成基质填充带，基质填充带能够在正常储层和裂缝间形成封堵屏障，增大基质填充带厚度能够提高封堵效果。

为简化计算模型(见图1)，假设：(1)封堵裂缝和基质为规则的长方体模型；(2)封堵裂缝的半长不低于150m，宽度不低于5mm;(3)封堵剂进入基质后，完全填充基质内的孔隙。

图1裂缝及基质填充带模型图

按照上述假设，则封堵药剂用量V总计算方式如下：

其中：

式中：V1为裂缝内堵剂用量；V2为裂缝两侧基质内堵剂用量；Lf为裂缝长度；ф为孔隙度；Lh为储层高度；LW为裂缝宽度；LW′为基质填充厚度；S为用量系数，一般取1.2～1.3。

为提高对裂缝性优势通道的封堵效果，同时使堵剂尽可能少地进入非优势部位，设计采用全井选择性封堵工艺，使堵剂优先选择进入优势通道，提高对高含水部位的封堵强度，为下步挖潜非优势部位的剩余油提供保证。

为提高封堵强度和效果，增大封堵规模，设计基质填充厚度0.5m以上，较常规化堵井基质填充度提高40%～60%。根据计算，试验井的封堵药剂用量见表1。

施工过程中，按照各层启动压力，采用低压力、小排量、缓速度的注入工艺，使堵剂优先选择进入天然裂缝及裂缝附近的基质带，提升封堵的准确性。封堵候凝结束后，采取替挤排量0.5m3/min进行清水试注，高于替挤时2MPa以上，确保了各层的封堵效果。

表1化堵工艺设计表

2口井封堵前平均日产液18.5t，堵后平均日产液3.9t，降液幅度79.2%，取得了较好的封堵效果，为下步压裂增油提供了保障。

2.3压裂工艺优化

针对储层物性条件和裂缝形态规律，为提高裂缝控制体积，保证压裂效果，从压裂方式、排量、裂缝条数及长度等方面进行优化，确保措施改造效果。

2.3.1压裂工艺优选

为挖潜高含水井层内死油区的剩余油，需改变裂缝延伸方向，形成偏离原优势方向的裂缝通道，提高人工裂缝对剩余油富集区的控制程度。

外围区块由于存在水平应力差，常规压裂产生的裂缝延平行于最大主应力方向延伸，为压开其他方向裂缝，提高非主应力方向裂缝控制程度，设计缝内暂堵转向压裂，现场施工过程中在高砂比阶段加入暂堵剂，实现封堵缝端开启新缝的目的，现场施工过程中根据压力的变化情况增加或调整暂堵剂用量。

2.3.2施工排量优化

根据葡萄花储层的压裂的现场验证，确保裂缝开启的单孔净压力为3～5MPa，常规压裂射孔孔径为8～9mm，由现场实测单孔排量摩阻曲线(见图2)，为保证目的层内裂缝均开启，层内单孔进液量为0.3～0.45m3/min。而试验井由于封堵了优势通道，厚油层的大部分孔眼和薄差储层(厚度小于1.0m)的部分孔眼被堵死，不同厚度的压裂层段可近似认为炮眼数量相等。由以上现场测试数据，要提高对低含水部位的改造效果，保证目的层非优势通道内剩余炮眼均开启裂缝，施工排量大于4.0m3/min，结合成本及经济效益，确定施工排量在4.0～4.5m3/min之间。

图2现场实测单孔排量摩阻曲线

2.3.3裂缝条数及长度优化

根据裂缝网络与累产关系曲线(见图3)来看，随着裂缝条数和施工规模的增加累产量呈增加的趋势，且随裂缝条数的增加更显著，结合施工压力和施工规模，设计分支裂缝条数2～3条，主缝长度90～120m，分支裂缝长30～50m。

图3分支缝条数与产量模拟结果

2.4裂缝形态监测

随着压裂施工的进行，在地层中形成人工裂缝并不断延伸，破裂事件在地层中不断发生，为监测裂缝形态和走向，对压裂过程中进行了井下微地震裂缝监测。

敖305-12全井设计压裂共3层，全井加砂量为78m3，采用缝内暂堵转向压裂工艺，具体施工参数见表2。

表2敖305-12压裂施工参数设计

敖305-12全井压裂层段都进行微地震监测，PI6～9层压裂设计暂堵转向形成分支缝2条(见图4)，根据暂堵前后井下微地震监测结果，暂堵前产生的裂缝走向为NE73°，与外围区块发育的近东西向裂缝相比，偏移了13°～17°；经过暂堵后，分别在NE116°和NE134°产生了分支裂缝，东西向没有产生新的裂缝，证明在化学堵水后，优势裂缝通道被彻底堵死，整个压裂过程中都没有被再次压开，压裂后增大了裂缝对非东西向储层的控制程度。

敖305-12井PI6～9层设计主裂缝半长120m，分支缝半长70～80m，分支缝与主缝角度30～45°，设计缝高13m(见表3)，根据井下微地震监测结果，实际压裂产生的裂缝长度、宽度和高度与设计较接近，整个压裂施工达到设计要求。根据另外2个压裂层段的监测结果，也都产生了偏离东西向的主裂缝，且在主缝两侧产生了分支裂缝，改造效果较好。

图4敖305-12井PI6～9层暂堵前井下微地震裂缝监测结果俯视

表3敖305-12井PI6～9层井下微地震压裂监测裂缝成果表

2.5试验效果

为验证化堵后封堵效果，选择与上次同井同层重复压裂的敖305-12井PI1层，对前后2次压裂施工的压力曲线进行对比，本次破裂压力比上次上升了5MPa，且施工过程中压力变化平稳，化堵施工彻底封堵优势通道。试验井施工加入暂堵剂后，现场施工压力上升5～7MPa，大于外围区块的平均水平应力差，达到分支缝开启条件，施工压力28～34MPa，过程中压力平稳，均按设计完成加砂(见图5、图6)。

图5敖305-12井PI1层上次压裂施工曲线

图6敖305-12井PI1层本次压裂施工曲线

敖305-12井试验前日产液26t，含水100%，化堵后初期日产液量为19.1t，日产油量为2.9t，含水下降到84.7%，在封堵裂缝性水淹通道后，释放了低含水部位的产量，起到了封堵水淹通道、调整水驱剖面的良好效果。

生产过程中产液量逐渐下降，3个月后日产液逐渐稳定在7t左右，生产稳定后实施压裂。压裂后初期日产液21.9t，日产油5.5t，含水下降到75.1%，目前日产液18.3t，日产油3.3t，含水82%，累计增油729.3t，试验前后产量变化见图7。

图7敖305-12试验前后产量变化曲线

3、取得的认识

(1)井下微地震监测资料表明，应用封堵技术，能够封堵高含水裂缝通道，应用纤维转向压裂，能够在储层中能够形成转向分支裂缝。在下步压裂工艺设计上，根据试验井储层条件、连通情况和剩余油分布，增加转向裂缝条数和长度，提高对低含水部位的裂缝控制程度和压裂改造效果。

(2)应用高含水井堵压结合技术，能够解决葡萄花油田外围区块裂缝性见水储层常规挖潜措施“低效、无效循环”严重的问题，充分挖掘潜力层产能，达到控水增油的目的，为特高含水井剩余油有效挖潜提供了技术支持。

参考文献:

[1]万继斗.高含水油井应用堵压结合技术挖潜增产[J].中外能源,2009,14(7):46-48.

[2]石庆传.裂缝性低渗透油田高含水油井堵压技术的研究与应用[J].化工管理,2014(17):93,95.

[3]赵健,邓建华,张景浩,等.JS油田中高含水油井深部堵水压裂技术研究与应用[J].石油地质与工程,2013(6):118-121.