裂缝型油藏水窜特征与封堵体系研制

时间：2024-11-05

魏开鹏邓学峰方群斯容

中国石油化工股份有限公司华北油气分公司石油工程技术研究院, 河南郑州 450006

0 前言

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南缘,主要含油层系为三叠系延长组长8油层,平均孔隙度0.8%,平均渗透率0.4 mD。受盆地边缘多期构造运动影响,发育北西向、北东向两组大断裂,并伴生大量裂缝[1-2]。

2011年以来采用水平井开发,大幅提高了单井初产(直井初产油1.5～2 t/d,水平井初产油8～10 t/d),但因地层能量不足,自然递减快(30%～45%),开发采收率低(1%～2%)[2]。注水增能先导试验注采井组中54.5%的油井发生裂缝性水窜,水驱效果不理想,封堵水窜裂缝是保障注水增能的关键。

目前国内外用于裂缝型油藏的封窜堵剂主要是冻胶类、凝胶类以及颗粒类的堵剂,具体包括:无机颗粒、体膨型颗粒、聚合物微球、无机凝胶堵剂、聚合物冻胶堵剂以及树脂堵剂等[3-15]。根据红河长8油藏裂缝发育的特征,结合各类封窜堵剂性能特点,以提高深部裂缝封堵强度为目标,研发了裂缝型油藏高强度封堵体系。室内实验表明,封窜体系在裂缝中封堵强度显著增强,可以满足贯通性裂缝封窜要求。

1 红河长8储层裂缝与水窜特征

1.1 产层裂缝发育特征

根据红河37井区27口井长8岩心裂缝观察分析,共有12口井岩心存在裂缝。裂缝倾角分布范围45°～90°,其中倾角>80°裂缝占比49%,倾角>60°占比77%,以高角度缝为主。裂缝长度集中分布在10～20 cm、20～30 cm,分别占比38.9%和15.9%;裂缝宽度主要集中在1 mm,占比46.4%,其次是0.5～1 mm、>1 mm、<0.5 mm,分别占22.7%、20.9%、10%,其中泥质岩类裂缝张开度低,砂岩类中裂缝张开度高,半充填和充填裂缝为主(占70%以上)[16]。

1.2 注水开发后水平井的水窜动态特征

红河油田长8油藏注水先导试验表明:水窜时平均单井注水时间为88.5 d,平均单井注入量为1 520 m3,表现出水窜速度快,沿裂缝窜流的特征,具体数据见表1。

表1 红河油田长8油藏水窜情况表

水窜时的注水量与裂缝宽度分布特征基本一致,18.2%的油井水窜时注水量小于100 m3,分析认为沿占比20.9%的>1 mm裂缝水窜;45.5%的油井水窜时注水量为100～1 000 m3,分析认为沿占比46.4%的1 mm裂缝水窜;36.3%的油井水窜时注水量>1 000 m3,分析认为沿占比32.7%的<1 mm裂缝水窜。

注水井示踪剂监测结果表明水窜时水线推进速度54～473 m/d,平均164 m/d,远大于基质驱水线推进速度,表现为裂缝性水窜特征,具体数据见表2。

表2 红河油田长8油藏注水水线推进速度表

2 前期水平井调剖封窜效果分析

2015年红河长8油藏开展3口注水井调剖封窜试验,堵剂类型选用预交联颗粒和酚醛树脂冻胶,采用“冻胶+颗粒”堵剂组合的方式,平均单井堵剂用量547 m3。2口井采用“颗粒段塞+冻胶段塞+冻胶与颗粒复合段塞”三段式组合,1口井采用“冻胶段塞+冻胶与颗粒复合段塞”二段式组合,具体封堵段塞组合见表3。

表3 红河油田长8油藏调剖剂应用情况表

3口注水井均为双向水窜,封窜后注水压力上升3.5～8.5 MPa,对应油井表现为水窜严重的方向封堵效果差,水窜较为缓慢的方向得到了有效封堵,有效期125～497 d。

分析认为颗粒类堵剂是以悬浮体的形式进入地层并优先进入裂缝地带,但很难把握好颗粒粒径与孔喉/裂缝的匹配关系,现场试验因为粒径太大封堵在近井地带,导致深部裂缝未能得到有效封堵,而且单纯的颗粒类堵剂没有粘附性,对大型的孔、洞、缝封堵强度较弱,极易出现“注不进、堵不住”的问题,因此对贯通性大裂缝封窜效果不理想[17];而冻胶型堵剂虽然封堵强度较大,适合封堵较大的孔洞缝,但受冻胶体系本身材料力学性能影响,随裂缝宽度增加,堵剂封堵强度快速降低。为提高裂缝的封堵效果,需要进一步提高堵剂封堵强度,研发高强度堵剂体系。

3 高强度封堵体系的研制及性能评价

3.1 高强度封堵体系的研制

以提高堵剂在贯通性大尺度裂缝中封堵强度为目标,研发了单体自聚高强度封堵体系。单体自聚是指丙烯酰胺单体在引发剂的作用下,在地层中聚合生成聚合物,在单体中加入交联剂,使高分子聚合物快速从线性结构转变成立体网状结构,大幅度提高堵剂强度。单体自聚冻胶具有良好的耐温耐盐以及耐水性,长期泡水条件下具有一定的吸水膨胀性,且能保留较高的强度,提高贯通性裂缝的封堵效果[18-19]。

通过优化体系中单体、引发剂、交联剂、缓聚剂和增强剂等组分,得到适用红河长8储层地质条件的封堵体系,堵剂配方及成胶时间见表4。通过对比实验,单体聚合体系成胶时间在5～20 h之间可调。

表4 配方及成胶时间表

3.2 耐温性能评价

将成胶后的堵剂置于恒温70 ℃水浴中观察不同时期的堵剂形态变化,同时测量不同时期堵剂的弹性模量,见图1。结果显示,堵剂老化10 d后弹性模量大于220 Pa,其强度未减弱,表明堵剂在地层温度条件下长期稳定性良好。

图1 堵剂不同时期弹性模量图Fig.1 Elastic modulus of plugging agent in different periods

3.3 耐盐性能评价

将成胶后的堵剂放置在100 000 mg/L矿化度水中，测试浸泡不同时间堵剂的弹性模量,评价堵剂的耐盐性能,实验结果见图2。实验表明堵剂稳定性能好,其强度比为未浸泡时有提高,弹性模量达到200 Pa以上。

图2 堵剂浸泡后强度变化图Fig.2 Strength change of plugging agent after immersion

3.4 流变性能评价

流变性能评价实验结果见图3,在剪切速率几乎为0时,体系黏度很大(1×107mPa·s),流动性极差;剪切速率增大,体系黏度变小,在注入条件下体系黏度仅有100 mPa·s。表明在贯通缝性裂缝中剪切速率较低时堵剂黏度升高,流动性变差,有助于堵剂在裂缝中滞留,增强对贯通性裂缝的封堵。

3.5 封堵强度评价

3.5.1 弹性模量评价

使用MCR92流变仪测定不同老化时间后封窜堵剂体系的弹性模量,见图4。由图4可以看出,刚聚合形成的堵剂,弹性模量大于100 Pa,该强度是一般强冻胶强度的10倍。将该产物放置老化后,由于交联反应不断完善,体系强度进一步升高,10 d后弹性模量增加近2倍。将老化 1 d 的聚合产物放置于模拟水中浸泡1 d后,体积膨胀,强度也增加近20%。聚合产物遇水膨胀且强度增加的性能,有利于解决注水过程中裂缝随压力上升扩张的问题。

图4 封窜堵剂强度测试图Fig.4 Strength test of channeling blocking agent

3.5.2 突破压力梯度评价

弹性模量只是从材料角度对封堵体系进行表征,而突破压力梯度则直观反应了堵剂对裂缝的封堵能力。实验采用长度0.5 m、管径为1.0 mm的管线模拟裂缝[20]。管线注入堵剂后老化20 h,使用0.25 mL/min速度驱替管线中的堵剂,测定管线注入端压力变化,记录驱替压力,待出口端出现第一滴液滴时的压力为突破压力。高强度封堵体系与常规冻胶的弹性模量及突破压力梯度的对比见表5。

表5 与常规冻胶性能对比表

高强度封堵体系在突破压力测定实验中的压力变化见图5,实验表明突破压力梯度可达15 MPa/m,远远大于常规冻胶堵剂的突破压力梯度[21],红河油田长8油藏基质储层启动压力梯度为0.082～0.125 MPa/m,堵剂封堵强度大于基质储层驱替压力梯度,能够满足裂缝型油藏水窜裂缝封堵要求。

图5 封窜堵剂突破压力梯度实验结果图Fig.5 Experimental results of breakthrough pressuregradient of channeling blocking agent

4 现场应用效果

2021年7月,在红河油田长8油藏HH37P52井开展了高强度封堵体系的调剖封窜现场试验,封堵有效率100%,取得了较好的封堵效果。

HH37P52井压裂时即压窜了对应油井HH37P16井和HH37P39井,导致两口井含水升至100%,后来HH37P52井注水9 d,注水量达到120 m3时,HH37P16井含水率由78.8%升至99%,产油量由0.9 t/d降至0;HH37P39井含水率由75%升至97%,产油量由0.6 t/d降至0.04 t/d,均呈贯通性裂缝水窜特征。

根据封堵体系强度高、成胶时间短的特点,设计高强度封窜体系100 m3为主体段塞,前面设置200 m3酚醛树脂冻胶堵剂,保护主体段塞不被稀释,后续设计 150 m3酚醛树脂冻胶堵剂和50 m3顶替段塞,将高强度封窜体系顶替至裂缝深部。

现场试验后HH37P52井注水压力由10.2 MPa上升为20.4 MPa,对应油井HH37P16井含水率由99%下降为60.1%,产油量由0上升至1.56 t/d,最高达到2.3 t/d;HH37P39井含水率由97%下降为59.8%,产油量由0.04 t/d上升至0.69 t/d,最高达到1.7 t/d。两口井阶段累计增油260.9 t,目前有效期仍持续有效,远期效果仍在观察中。