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雙河油田高含水開發(fā)后期薄互層控水壓裂技術(shù)研究

2019-10-18 01:16:44馮興武
石油地質(zhì)與工程 2019年5期
關(guān)鍵詞:支撐劑水劑排量

馮興武

(中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南南陽 473132)

雙河油田經(jīng)過40多年的開發(fā),已進(jìn)入高含水開發(fā)后期,其挖潛對象也已向薄互層以及細(xì)分的流動單元轉(zhuǎn)移。該類儲層具有“兩薄”的特點,即油層厚度?。?~6 m)、相鄰?qiáng)A層薄,分布范圍廣、所占比例較大。雙河油田Eh3Ⅷ-Eh3Ⅸ油組小于3 m的薄層大于90%,Eh3Ⅶ油組薄夾層厚度最小只有2~3 m,油水界面高低不一,強(qiáng)淹高含水層與弱淹低含水層交錯,儲層特征較為復(fù)雜。這類儲量超過1000×104t,壓裂措施是實現(xiàn)挖潛增產(chǎn)的最有效手段。目前,壓裂技術(shù)主要存在以下難點:一是薄互層、薄層壓裂人工裂縫高度無法控制,易引起層間矛盾;二是高含水開發(fā)后期,壓裂改造后含水大幅度上升,無法有效控制產(chǎn)水量,影響現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模與措施效果[1]。

對于稀油老區(qū)薄互層儲層壓裂改造增油措施與含水上升的矛盾,解決問題的關(guān)鍵在于如何控制壓裂人工裂縫高度與產(chǎn)水量。壓裂工藝上不僅要考慮人工裂縫應(yīng)控制在產(chǎn)層內(nèi),避免壓竄高含水層而加劇層間矛盾,還應(yīng)考慮控制產(chǎn)水量的問題。本文通過對壓裂堵水劑與透油阻水支撐劑技術(shù)的研究,改變地層油水相滲特征,同時配套薄夾層控制人工裂縫高度工藝技術(shù),達(dá)到控水增油的目的。

1 人工裂縫縱向延伸多因素影響研究

1.1 單因素對人工裂縫高度的影響

影響水力壓裂人工裂縫高度的因素較復(fù)雜,具體包括三類因素:一是巖石力學(xué)及地應(yīng)力參數(shù);二是施工參數(shù),包括施工排量、施工規(guī)模等;三是壓裂液的性能參數(shù),如壓裂液的黏度、濾失系數(shù)等[2]。

針對雙河油田Ⅶ油組儲層壓裂的特點,模擬不同地應(yīng)力差、不同排量、不同壓裂液黏度下縫高的變化情況,并對縫高的影響程度進(jìn)行分析。模擬條件為:排量3 m3/min,溫度90 ℃,壓裂液黏度170 mPa·s,50 m3液體,9 m3陶粒。

(1)地應(yīng)力差。地應(yīng)力差對人工裂縫高度的影響顯著,如圖1所示,當(dāng)?shù)貞?yīng)力差從4 MPa增加到12 MPa時,縫高與油層厚度比從4.00下降到1.42;地應(yīng)力差大于8 MPa時,縫高增長很小,縫高與油層厚度比為1.40~1.90,縫高得到很好的控制.這是采用“漂浮暫堵劑” 或“沉降暫堵劑”形成人工隔層而控制縫高的依據(jù)[3]。稀油老區(qū)地應(yīng)力差一般在6~8 MPa,縫高與油層厚度比為 1.9~2.5,不利于縫高的有效控制。

圖1 不同地應(yīng)力差對縫高的影響

(2)施工排量。不同排量對縫高的影響如圖2所示,當(dāng)排量從2.0 m3/min增加到4.5 m3/min時,縫高與油層厚度比從1.96增加到3.88。因此,對于薄互層壓裂,施工排量小于3.0 m3/min,有利于對縫高的有效控制。

圖2 不同施工排量對縫高的影響

(3)加砂量。不同加砂量對縫高有比較明顯的影響,如圖3 所示,當(dāng)加砂量從5.0 m3增加到20.0 m3,縫高與油層厚度比從1.80增加到5.90。因此,進(jìn)行合理的泵注程序及施工規(guī)模的優(yōu)化,有利于稀油薄層壓裂縫高的控制,對于5.0 m的儲層,加砂強(qiáng)度應(yīng)控制在1.5~2.0 m3/m。

圖3 不同加砂量對縫高的影響

(4)壓裂液黏度。壓裂液黏度對人工裂縫的高度影響比較顯著,如圖4所示,當(dāng)壓裂液黏度小于300 mPa·s時,縫高與油層厚度比2.40~2.90,裂縫高度相對控制較好;當(dāng)壓裂液黏度從300 mPa·s增加到800 mPa·s后,裂縫高度與油層厚度比從3.00增加到 5.50。理論上,降低壓裂液黏度,有利于增加壓裂液在裂縫中的流動性、降低流動的壓力梯度,從而有利于增加縫長,控制縫高[4]。因此,對于稀油老區(qū)薄層壓裂在平均砂比不高、排量不高的條件下,要將縫高有效地控制在儲層內(nèi),壓裂液必須采用低黏壓裂液體系。

圖4 不同壓裂液黏度對縫高的影響

1.2 多因素對人工裂縫高度的影響

單因素分析認(rèn)為,影響裂縫延伸的因素很多,如地應(yīng)力差、巖石彈性模量、斷裂韌性、壓裂液黏度、施工規(guī)模及施工排量等。利用具有均衡搭配特性的正交表安排多因素實驗是進(jìn)行多因素分析行之有效的方法,其特點有:①完成實驗要求所需要的實驗次數(shù)少;②數(shù)據(jù)點的分布均勻;③可用相應(yīng)的級差分析、方差分析方法等對實驗結(jié)果進(jìn)行分析,引出有價值的結(jié)論。本次采用Ll8(2×35)正交分析,得到縫高的級差分析結(jié)果見表 1。根據(jù)級差分析得知,影響縫高的主次因素順序為:地應(yīng)力差、施工排量、壓裂液黏度、楊氏模量、斷裂韌性。

表1 縫高的級差分析結(jié)果

1.3 薄互層壓裂選井選層界限

通過對縫高的影響因素分析結(jié)果表明,儲隔層應(yīng)力差是影響縫高的主要因素。對厚度分別為5.0 m、3.0 m的儲層,儲隔層應(yīng)力差在10,8,6,4,2 MPa條件下,模擬計算不同應(yīng)力差與隔層厚度的關(guān)系,制定相應(yīng)應(yīng)力差與儲隔層厚度界限圖版,如圖5所示。結(jié)果表明,最低儲隔層厚度主要取決于儲隔層應(yīng)力差大小,儲隔層應(yīng)力差越大,所需最低儲隔層厚度越小。對于 5.0 m的儲層,儲隔層應(yīng)力差為 8 MPa,需要最低隔層厚度為2.6 m;儲隔層應(yīng)力差為6 MPa,需要最低隔層厚度為3.8 m。對于3.0 m的儲層,儲隔層應(yīng)力差為 8 MPa,需要最低隔層厚度為3.0 m;儲隔層應(yīng)力差為6 MPa,需要最低隔層厚度為4.5 m。

圖5 應(yīng)力差與儲隔層厚度界限圖版

2 控水壓裂工藝技術(shù)

對于稀油老區(qū)薄互層儲層壓裂改造措施增油與含水上升的矛盾,解決問題的關(guān)鍵在于如何控制縫高與產(chǎn)水量。壓裂工藝上不僅考慮將人工裂縫控制在產(chǎn)層內(nèi),防止壓竄高含水層,而加劇層間矛盾,還應(yīng)考慮控制產(chǎn)水量的問題。本文通過對壓裂堵水劑與透油阻水支撐劑技術(shù)研究,來改變地層油水相滲規(guī)律,從而實現(xiàn)控水增油的目的。

2.1 透油阻水支撐劑

透油阻水支撐劑是以石英砂為主要原料,采用一定的工藝技術(shù)在石英砂外表面包覆一層高分子膜而制成的。包覆的高分子膜降低支撐劑密度的同時,由于其具有表面活性劑成分,也能降低油的界面張力、增大水的界面張力,實現(xiàn)對油、水不同介質(zhì)進(jìn)行選擇性進(jìn)入,從而達(dá)到增油控水的效果。

2.1.1 基本物理性能評價

透油阻水支撐劑不僅圓球度好,粒徑均勻,而且體積密度、破碎率遠(yuǎn)低于常規(guī)陶粒,其中體積密度僅為1.52 g/cm3,52,69 MPa下的破碎率分別為0.64%、1.70%(表2),壓裂施工中便于提高攜砂能力與加砂強(qiáng)度,確保工藝成功率高。

表2 透油阻水支撐劑與常規(guī)陶粒物理性能測試

2.1.2 透油阻水性能評價

采用填砂管人工充填巖心流動實驗裝置,測試油、水兩種介質(zhì)分別通過由透油阻水支撐劑、常規(guī)陶粒人工充填的填砂管時液體流速與驅(qū)替壓力的變化情況(表3)。實驗結(jié)果表明,常規(guī)陶粒基本上不具備透油阻水功能,而透油阻水支撐劑透油阻水特征明顯,對水的流動阻力約為油的3.1倍。

通過上述評價結(jié)果表明,透油阻水支撐劑不僅具有密度低、破碎率低、酸溶解度低等優(yōu)良性能,還具有明顯的透油阻水特征,便于壓裂施工提高攜砂能力與加砂強(qiáng)度,保持較高的人工裂縫導(dǎo)流能力,起到較好的控水增油效果。

表3 油水對選擇性支撐劑、常規(guī)陶粒的透油阻水實驗結(jié)果

2.2 壓裂堵水劑

壓裂堵水劑主鏈?zhǔn)且痪€性的水溶性高分子聚合物,輔鏈?zhǔn)怯删垡蚁┭苌锝M成,能與主鏈的聚合體發(fā)生反應(yīng)形成有高度分叉的水溶性共聚物,具有選擇性改變流體滲透率的特性,其實質(zhì)是控制水油比或產(chǎn)水量,即改變水在地層中的滲流特性[5-6]。壓裂堵水劑進(jìn)入地層后,吸附在巖石表面,聚合形成刷狀結(jié)構(gòu),遇水膨脹,增加流體黏度,降低水相滲透率;遇油黏度不改變,對油相滲透率改變很小,從而有效地控制水的產(chǎn)出[7-10]。

(1)壓裂堵水劑在油水介質(zhì)中的膨脹性能。將一定濃度的壓裂堵水劑分別放入等體積的水和柴油中,室溫下放置一段時間后,觀察壓裂堵水劑在不同介質(zhì)中的體積變化(表4),可以看出,壓裂堵水劑在油中的體積沒有變化,而在水中的體積增加了1倍,說明壓裂堵水劑體系具有較好的水膨脹性能,對降低水相滲透率具有良好的作用。

表4 壓裂堵水劑在油水介質(zhì)中的膨脹性能實驗結(jié)果

(2)壓裂堵水劑對油水相滲透率變化實驗。測試巖心在壓裂堵水劑處理前后對油、水相滲透率變化情況,即隨著含水飽和度的增加,水相滲透率降低更多。當(dāng)含水飽和度為100% 時,水相滲透率降低9l%;而含油飽和度為100% 時,油相滲透率只降低12%;當(dāng)含油飽和度為51%時,處理前油相滲透率是水相滲透率的2倍,處理后油相滲透率是水相滲透率的7倍,大大降低了水相滲透率,而相對增加了油相滲透率。因此,壓裂堵水劑體系能有效地降低水相滲透率,改變油水的流度比。

透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑具有相同的改變油水相滲透率的特點,都能選擇性地起到增加水的流動阻力,降低水相滲透率的特點。作為對壓裂液與支撐劑體系的技術(shù)創(chuàng)新,兩者的復(fù)合應(yīng)用將發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。

3 控水壓裂配套施工工藝

根據(jù)稀油老區(qū)薄互層儲層特點與壓裂控縫高、控水的工藝要求,配套支撐劑段塞打磨技術(shù)、低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝、透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝等技術(shù)研究,以提高壓裂施工工藝成功率與壓裂增產(chǎn)效果。

(1)低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝。通過加入上浮式或下沉式導(dǎo)向劑,在裂縫的頂部或底部形成人工遮擋層,阻止裂縫中的流體壓力向上或向下傳播,增加上下隔層與產(chǎn)油層之間的地應(yīng)力差,控制縫高的增長;其次,人工隔層還起到轉(zhuǎn)向作用,使后來注入的攜砂液轉(zhuǎn)為水平流向,從而使裂縫水平延伸繼而控制裂縫在高度上進(jìn)一步延伸。施工工藝依次為:起泵以設(shè)計小排量泵入低黏壓裂液前置液造縫→縫高控制劑攜帶液+縫高控制劑→中途停泵待縫高控制劑到位→低黏壓裂液加砂,緩慢提高排量到設(shè)計的最大排量(根據(jù)油層情況,可一次或多次進(jìn)行排量躍變)→大排量頂替。

(2)透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝。根據(jù)具體儲層狀況,將透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑兩者進(jìn)行組合應(yīng)用,發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。施工工藝依次為:前置液段1→壓裂堵水劑→前置液段 2→加砂→透油阻水支撐劑加入→頂替。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

該技術(shù)在雙河油田J7-158井進(jìn)行了應(yīng)用,壓裂前,該井生產(chǎn)層位為 Eh3Ⅶ4、Eh3Ⅶ8、Eh3Ⅶ11、Eh3Ⅷ1 小層,日產(chǎn)油 0.5 t,日產(chǎn)水 4.4 m3,含水 88%。該井壓裂改造的主要難點是目的層薄、上下隔層薄且緊鄰高含水層、縫高控制難度大。利用低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝,同時利用透油阻水支撐劑,解決了平面上控水問題。

施工中液體控縫劑 3.0 m3,黏度控制在 40.0 mPa·s左右,排量先小后大(2.0-2.5-3.0 m3/min),透油阻水支撐劑13.0 m3。壓裂后,日產(chǎn)液達(dá)20.7 m3,日產(chǎn)油3.4 t,含水83%,取得了一定的增產(chǎn)效果,且壓裂后含水也得到了有效控制。同時該井采用的多項控縫高控水壓裂工藝組合技術(shù),實現(xiàn)了最小隔層厚度為3.0 m的儲層壓裂,拓寬了選井選層界限,增加了壓裂改造技術(shù)的應(yīng)用范圍。

5 結(jié)論

(1)通過薄互層地質(zhì)和工程因素對人工裂縫縱向延伸的影響分析表明,影響縫高的主次因素順序為:地應(yīng)力差、施工排量、壓裂液黏度、楊氏模量、斷裂韌性,在此基礎(chǔ)上制定了相應(yīng)應(yīng)力差與隔層厚度界限圖版,確定了不同儲層厚度與儲隔層應(yīng)力差下所需的最低隔層界限,為后續(xù)采取有效的控縫高控水壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計提供了理論依據(jù)。

(2)室內(nèi)實驗評價結(jié)果表明,透油阻水支撐劑與壓裂堵水劑具有相同的改變油水相滲透率的特點,兩者的復(fù)合應(yīng)用將發(fā)揮更明顯的協(xié)同效應(yīng)及控水增油效果。

(3)研究配套的低黏壓裂液+變排量+人工隔層組合控縫高工藝、透油阻水支撐劑+壓裂堵水劑組合控水工藝,可以較好地達(dá)到控縫高和控水增產(chǎn)效果。

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