熊 佩

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田長9 油藏平均孔隙度13.2 %，平均滲透率為1.98×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲(chǔ)層。紅河油田長9 油層原始地層壓力為18.27 MPa，壓力系數(shù)為1.05，地層原油密度0.82 g/cm3，地層原油黏度3.73 mPa·s，地層油體積系數(shù)1.056，地層溫度為63 ℃，地溫梯度為2.86 ℃/100m，屬于正常溫度系統(tǒng)。長9 油藏裂縫發(fā)育，以NE 向或NNE 向張性破裂為主，通過對紅河42 井巖心觀察，主要為高角度裂縫，裂縫密度達(dá)到0.88 條/米。

紅河油田長9 油藏HH42-55 井區(qū)開始依靠天然能量開采，隨著天然能量降低，壓力下降，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量下降，為補(bǔ)充地層能量，開展了以平注平采為主的注水先導(dǎo)試驗(yàn)，紅河長9 前期注水開發(fā)試驗(yàn)區(qū)注水井16 口，對應(yīng)油井23 口，位于裂縫發(fā)育區(qū)油井水竄明顯，見效井逐漸失效，表現(xiàn)特征為含水增加、產(chǎn)油降低，部分井出現(xiàn)氯根下降趨勢。2017 年復(fù)產(chǎn)以來，部分見效井有水竄趨勢。因此，本文將通過建立井間連通性模型[1，2]、研制強(qiáng)凍膠調(diào)剖體系、優(yōu)化多段塞大劑量設(shè)計(jì)等，解決紅河長9 油藏注水開發(fā)中水竄嚴(yán)重、基質(zhì)原油動(dòng)用困難的問題，達(dá)到改善水驅(qū)開發(fā)效果。

1 前期調(diào)剖效果

1.1 試驗(yàn)井組概況

紅河油田長9 油藏前期共開展5 井組調(diào)剖試驗(yàn)，均為平注平采井組，儲(chǔ)層厚度11 m～17.1 m，滲透率0.28×10-3μm2～2.1×10-3μm2，調(diào)剖累計(jì)注水2 153 t～24 976 t，井組累計(jì)虧空體積25 476 m3～58 731 m3。區(qū)塊內(nèi)水竄通道以非貫通性裂縫為主，調(diào)剖井組均為一注兩采，水竄時(shí)累注量546 m3～21 126 m3，水竄速度1.6 m/d～73.3 m/d存在較大差異，井組內(nèi)存在優(yōu)勢水竄通道。

該井組調(diào)剖設(shè)計(jì)均采用籠統(tǒng)調(diào)剖，設(shè)計(jì)方法采用裂縫堵水的工程算法為主，堵劑選擇凍膠體系與顆粒堵劑，顆粒堵劑包括預(yù)交聯(lián)顆粒和無機(jī)顆粒，在施工過程中顆粒堵劑不單獨(dú)使用，而是在配制凍膠的過程中添加顆粒成分，顆粒段塞設(shè)置在前端封堵裂縫，或設(shè)置在末端作為封口段塞使用，從施工壓力來看，顆粒段塞爬坡壓力2.3 MPa～13.5 MPa，顆粒段塞最高壓力與施工最高壓力持平，在凍膠中添加顆粒能有效提高施工壓力。現(xiàn)場實(shí)施堵劑用量355 m3～568 m3，與水竄時(shí)水井虧空體積、井組虧空體積存在較大差距。

1.2 調(diào)剖效果分析

1.2.1 注水壓力 調(diào)剖候凝結(jié)束后，4 口井注水壓力均得到一定上升，調(diào)剖起到了一定的效果，1 口井調(diào)剖后注水壓力未上升。

1.2.2 封堵率 5 個(gè)調(diào)剖井組共有水竄通道8 條，封堵有效4 條，封堵無效4 條，現(xiàn)場封堵率50 %；對主要竄流方向封堵率為60 %，對非主要竄流方向封堵率為33 %；對貫通性裂縫封堵率為100 %，對非貫通性裂縫封堵率為42.8 %。調(diào)剖后封堵有效期72 d～185 d，有效期較短。

1.2.3 封堵和增油效果 5 個(gè)調(diào)剖井組中3 個(gè)井組有一定的封堵效果與增油效果，2 個(gè)井組未見到封堵效果與增油效果。

1.3 結(jié)論

根據(jù)前期調(diào)剖效果分析，得到以下認(rèn)識(shí)：

（1）堵劑用量355 m3～568 m3與水竄時(shí)井組虧空體積25 476 m3～58 731 m3相比，存在較大差距，調(diào)剖后對主要竄流方向封堵率為60 %，對非主要竄流方向封堵率為33 %，不能保證兩個(gè)方向上都取得較好的效果，采用凍膠+顆粒調(diào)剖后，盡管提高了注水壓力，井組封堵有效期短，增油效果不明顯。

（2）由于對裂縫分布規(guī)律不明確，特別是對水竄通道的體積、方位以及各方位竄流能力等未進(jìn)行系統(tǒng)研究，調(diào)剖封竄現(xiàn)場試驗(yàn)只能借鑒孔隙型油藏調(diào)剖堵劑評(píng)價(jià)方法和工藝設(shè)計(jì)思路，堵劑用量和段塞組合設(shè)計(jì)憑經(jīng)驗(yàn)摸索，設(shè)計(jì)方法有待進(jìn)一步優(yōu)化。

因此，為了改善水驅(qū)開發(fā)效果，下一步將從建立井間連通性模型開始，預(yù)測油水井間連通性及可能存在的水竄通道，對水竄通道方向、大小及體積進(jìn)行判別表征，同時(shí)研制相適應(yīng)的調(diào)剖體系，以此為基礎(chǔ)對封堵井選取及堵劑用量設(shè)計(jì)等進(jìn)行優(yōu)化和調(diào)堵效果動(dòng)態(tài)預(yù)測，形成改善裂縫性油藏水驅(qū)的調(diào)堵決策方法。

2 優(yōu)化調(diào)剖工藝

2.1 建立井間連通性模型

HH42-55 井區(qū)注入水水竄嚴(yán)重，對高滲通道認(rèn)識(shí)不清，調(diào)堵措施有效性差；現(xiàn)場試驗(yàn)識(shí)別水竄通道方法周期長，影響正常生產(chǎn)。通過將油藏注采系統(tǒng)簡化表征一系列由傳導(dǎo)率和連通體積的連通性動(dòng)態(tài)預(yù)測模型，以各連通單元為模擬對象建立物質(zhì)平衡方程，最終得到井點(diǎn)平均壓力及連通單元內(nèi)流量分布進(jìn)而求得其他動(dòng)態(tài)指標(biāo)，根據(jù)室內(nèi)堵劑評(píng)價(jià)試驗(yàn)和注入劈分量，得出注入堵劑后連通參數(shù)變化進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測，通過計(jì)算注入井各連通方向劈分系數(shù)[1]，明確各方向堵劑地層進(jìn)入量和位置，實(shí)現(xiàn)連通單元傳導(dǎo)率動(dòng)態(tài)修正，進(jìn)而進(jìn)行調(diào)堵后的油水動(dòng)態(tài)指標(biāo)預(yù)測計(jì)算[2]。

以單井或區(qū)塊含水率、產(chǎn)油等指標(biāo)作為擬合動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，以各連通單元的模型參數(shù)作為優(yōu)化變量，計(jì)算分層井間流量分配系數(shù)、單井產(chǎn)液和產(chǎn)油劈分系數(shù)等指標(biāo)，實(shí)時(shí)刻畫油藏井間油水流動(dòng)關(guān)系，并進(jìn)行水驅(qū)波及效率和注水利用率效果評(píng)價(jià)[3]。

2.2 研制強(qiáng)凍膠調(diào)剖體系

通過井間連通性模型可知竄流通道中裂縫與微裂縫并存，封堵裂縫，需要用高強(qiáng)度強(qiáng)凍膠堵劑或配合顆粒堵劑；抑制微裂縫注水竄進(jìn)，需要深部調(diào)剖采用弱凍膠堵劑；高角度裂縫中，堵劑不易充滿裂縫段，實(shí)現(xiàn)完全封堵難度大，需要提高基液黏度，改善堵難效果[3]。

為解決上述難點(diǎn)，采用高透光性強(qiáng)化玻璃或強(qiáng)化聚酯等材料加工制作的平板縫狀裂縫模型和耐壓裂縫模型評(píng)價(jià)體系性能，可視化物模方法評(píng)價(jià)堵劑在裂縫性致密油藏中的封堵規(guī)律，從而研制了可以實(shí)現(xiàn)深部封堵的緩交聯(lián)凍膠體系[4-7]，該凍膠體系主要由聚合物、水溶性酚醛樹脂交聯(lián)劑、催化劑以及穩(wěn)定劑組成，酚醛樹脂凍膠主要性能：65 ℃～75 ℃成膠時(shí)間36 h～72 h，裂縫中封堵強(qiáng)度達(dá)到3.54 MPa/m，基液黏度100 mPa·s～900 mPa·s 可調(diào)，能夠滿足不同級(jí)別裂縫注入性要求。尤其是該體系成膠前黏度高，注入后充滿裂縫，更適用于高角度裂縫調(diào)剖（見圖1）。

圖1 0.3 %聚合物的酚醛樹脂凍膠成膠曲線

2.3 優(yōu)化多段塞大劑量設(shè)計(jì)

從前期調(diào)剖試驗(yàn)結(jié)果來看：區(qū)塊內(nèi)水竄通道以非貫通性裂縫為主，堵劑量相對較小，不能保證兩個(gè)方向上都取得較好的封堵效果，注入水易發(fā)生繞流，封堵有效期短，因此提出多段塞大劑量的調(diào)剖設(shè)計(jì)思路。設(shè)計(jì)不同強(qiáng)度堵劑多段塞組合，大劑量深部封堵微裂縫。為了使調(diào)剖劑在地層中形成強(qiáng)度達(dá)標(biāo)，穩(wěn)定性好的段塞，采用組合式段塞注入調(diào)剖方式，即前置段塞+主體段塞+封口段塞的組合模式，這種段塞可以做到強(qiáng)化兩端段塞，保護(hù)主體段塞，一方面減少了凍膠成膠成分在底層中的濾失，另一方面減少了后續(xù)注入水對段塞的破壞，確保段塞整體推進(jìn)。主體段塞通過選擇不同注入性及封堵強(qiáng)度的堵劑體系對油水井間竄流通道及微裂縫交替注入進(jìn)行封堵，使注入水轉(zhuǎn)向或其他壓裂井段吸水，改善注水井吸水剖面，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積（見圖2）。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)效果

3.1 HH55P57 井組概況

HH55P57 井組為一注兩采井組，注采井距390 m～410 m，平均孔隙度15.7 %，平均滲透率1.13×10-3μm2，含油飽和度39.6 %，油層厚度9.9 m。HH55P57 井破裂壓力低，最低破裂壓力僅為14 MPa，上調(diào)配注至90 m3時(shí)注入壓力上升明顯，由8.5 MPa 升至14.5 MPa，注水壓力的上升導(dǎo)致地層裂縫開啟，形成高滲條帶，對應(yīng)油井均出現(xiàn)含水上升的動(dòng)態(tài)響應(yīng)。復(fù)產(chǎn)后HH55P57 注采井組出現(xiàn)油井含水上升、水井注水壓力下降等現(xiàn)象，通過動(dòng)態(tài)分析認(rèn)為與鄰井間水竄通道為非貫穿性裂縫+張開縫。

3.2 HH55P57 試驗(yàn)方案

圖2 段塞組合示意圖

根據(jù)注采曲線，井組張開裂縫體積為1 730.9 m3，微裂縫體積為4 839.4 m3。以動(dòng)態(tài)響應(yīng)分析確定的裂縫體積為主，結(jié)合模型計(jì)算的結(jié)果，堵劑用量設(shè)計(jì)為1 500 m3，注入量能夠達(dá)到裂縫體積1/3～1/2，達(dá)到深部調(diào)剖的目的。

前置段塞使用強(qiáng)凍膠，用量占比15 %，主體段塞采用強(qiáng)凍膠、弱凍膠交替注入，用量占比65 %，封口段塞使用強(qiáng)凍膠，用量占比20 %，最高施工壓力20 MPa，達(dá)到設(shè)計(jì)壓力并穩(wěn)定注入14 h 后，轉(zhuǎn)為注入頂替段塞。

3.3 HH55P57 現(xiàn)場實(shí)施效果

調(diào)剖后HH55P57 井注水量不變，油壓上升10 MPa，PI90 由60.7 下降至4.2，水井周圍水竄通道得到有效封堵。兩個(gè)井組對應(yīng)油井含水下降2 %～7 %，日產(chǎn)油增加1.6 t，階段累計(jì)增油149 t，目前仍然有效。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）前期調(diào)剖中存在問題：堵劑不能保證兩個(gè)方向上都取得較好的效果，采用凍膠+顆粒調(diào)剖后，盡管提高了注水壓力，井組封堵有效期短，增油效果不明顯；對裂縫分布規(guī)律不明確，調(diào)剖封竄現(xiàn)場試驗(yàn)只能借鑒經(jīng)驗(yàn)。

（2）通過建立井間連通性模型，預(yù)測油水井間連通性及可能存在的水竄通道，研制強(qiáng)凍膠調(diào)剖體系，確定堵劑類型及用量，以及段塞數(shù)優(yōu)化的研究，能夠有效改善水驅(qū)效果。

（3）現(xiàn)場應(yīng)用表明：該工藝紅河油田長9 油藏實(shí)施多段塞大劑量調(diào)剖2 井次，工藝成功100 %，兩個(gè)井組對應(yīng)油井含水下降2 %～7 %，日產(chǎn)油增加1.6 t，階段累計(jì)增油149 t，取得了較好的調(diào)剖效果。