韓增軍（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

1 概述

大慶油田已步入開發(fā)中后期，面臨產能下降、含水增多、井況條件日趨復雜的開發(fā)困境，致密油、頁巖油等低滲透非常規(guī)油氣資源的有效開采，將成為提升大慶油田產能和市場競爭力的有效支撐。為進一步提高低滲透油田開發(fā)效果[1-2]，自2006年開始在敖油田開展水平井開發(fā)試驗，以實現低滲透油田的規(guī)模開發(fā)、有效動用，提高油井產能[3]。截至2018年8月，該油田共有水平油井31口，日產液量90.4 t，日產油量53.2 t，平均單井日產油1.7 t，開發(fā)效果良好。

但伴隨油井生產時間的不斷累積，部分水平井出現嚴重的水淹、水竄問題，產油量大幅降低，油井經濟效益下降，穩(wěn)產難度加大[4]。從見水類型上看，主要見注入水（24口，占總數77.4%）；從含水率的分布上看，含水大于80%的井有8口，占總數的25.8%，嚴重制約了水平井的高效開發(fā)，為此亟需進行水平井控水，以降低水平井的見水現狀[5-6]。目前控水主要采取注水調整和水平井機械堵水兩種方式，注水調整初期見效好，但多次調整后效果逐漸變差；機械堵水存在局限性，僅能從井筒內堵水，無法實現井筒外的有效封堵[7]。因此需進行水平井化學堵水研究，從根本上轉變水平井控水思路，由“井筒控制”轉向“地層控制”。敖油田水平井具體含水情況見表1。

表1 敖油田水平井含水情況

2 堵水工藝優(yōu)化

敖油田水平井均為壓裂后投產，主要見水類型為注入水，其主要原因為注入水的水驅前緣與壓裂裂縫相互聯通，進而導致水平井壓裂見水后含水上升快、產油下降快的現象。故選擇見水裂縫明確的水平井，對其高含水人工裂縫進行有效封堵，同時配合注水調整，擴大水驅波及體積，挖掘見水裂縫兩側、低含水裂縫段及井區(qū)內其他油井剩余油，化學堵水原理見圖1。

圖1 化學堵水原理

而國內外水平井化學堵水應用井數較少，相關技術還處于探索階段，主要存在堵劑封堵效果差、工藝參數設計不合理、管柱安全可靠性差三方面問題[8]。因此需從提高堵劑封堵效果、合理化注入工藝兩方面入手，進行封堵劑配方、注入工藝優(yōu)選，提高水平井化學堵水的應用效果和成功率。

2.1 封堵劑配方優(yōu)選

單一段塞堵劑對裂縫封堵效果差，為提高堵劑封堵效果，實現對高含水人工裂縫的有效封堵，設計“前置堵劑+主劑+封口劑”三段塞立體封堵工藝。

2.1.1 前置堵劑

暫堵支縫，減少主劑對基質傷害，保護油流通道是前置堵劑的主要功能。選擇初始黏度低，具有變形性、暫堵性和一定封堵能力的“弱凝膠+油溶樹脂”作為前置堵劑。黏度約200 mPa·s的弱凝膠攜帶顆粒狀油溶性樹脂注入地層，弱凝膠在注入后破膠，油溶性樹脂在敖油田地層溫度54.4～71.3℃條件下，軟化變形，封堵微裂縫和次生裂縫，且與油相互溶，油流可通過，與水不互溶，阻止水相通過。

為了優(yōu)選前置液，利用人造巖心模擬敖油田地層條件和壓裂裂縫進行室內實驗。將膠結好的方巖心，中間剖開，填砂，用環(huán)氧樹脂與有機玻璃膠結，制備不同滲透率的具有裂縫的人造方巖心[9]。人造裂縫巖心壓裂裂縫基本參數見表2。

表2 人造裂縫巖心壓裂裂縫基本參數

當油溶樹脂的油溶率為80%時，封堵性和暫堵性能滿足對前置堵劑的要求，進而確定前置堵劑的性能指標，油溶樹脂的封堵性和暫堵性，見表3。

表3 油溶樹脂的封堵性和暫堵性

室內通過巖心流動實驗測堵前滲透率，用環(huán)壓式高溫高壓巖心試驗儀對巖樣進行反向污染封堵后，用煤油驅替測定解堵后滲透率。封堵后的巖心滲透率恢復率較高，均能達到92%以上。由此可見，不管巖心的原始滲透率大小如何，解堵效果都很好，表明油溶性樹脂具有良好的自行解堵性能，油溶樹脂解堵性能參數見表4。

表4 油溶樹脂解堵性能參數

2.1.2 主劑

封堵高含水主縫，是封堵裂縫的關鍵，故選擇成膠時間可控、與巖石壁面親和力好的酚醛樹脂凝膠作為主劑。將初始黏度小于200 mPa·s的聚合物單體、交聯劑、添加劑混合物注入地層主裂縫，因巖石表面帶負電，將吸附正電性的聚合物單體，聚合物單體在主裂縫處聚合形成具有一定強度的大分子交聯網狀結構聚合物，起到封堵主裂縫的作用[10]。不同主劑性能參數見表5。

表5 不同類主劑性能參數對比

要求主劑易注入、成膠時間可控、封堵強度高，確定初始黏度小于200 mPa·s，成膠強度大于50 000 m Pa·s，給出主劑的性能指標見表6。

表6 主劑性能指標

2.1.3 封口劑

封口劑將主劑頂替進入主縫并封口，防止主劑返吐。現有封口劑主要分為TP910堵劑和高強度酚醛樹脂凝膠兩種，TP910堵劑是丙烯酰胺地下聚合型堵劑，成膠時間不易控制；高強度酚醛樹脂凝膠其成膠時間可控、成膠強度高，現場配制工藝簡單、成本較低，故選擇通過調整主劑配方即可獲得的高強度酚醛樹脂凝膠作為封口劑，不同類封口劑性能參數對比見表7。

表7 不同類封口劑性能參數對比

為使主劑進入裂縫，并防止其返吐，需保證封口劑頂替效率高、封堵強度高，要求封口劑具有初始黏度高、成膠速度快、成膠強度高的特點，主要從高強度凝膠初始黏度對主劑頂替效率和堵塞率的角度進行了優(yōu)選。確定封口劑的初始黏度大于250 m Pa·s，成膠強度大于140 000 mPa·s。三段塞堵劑配方體系見表8。

表8 三段塞堵劑配方體系

根據各段塞特點，通過室內實驗評價確定各段塞指標要求，再應用室內試驗初步篩選和正交試驗優(yōu)化，給出三段塞堵劑配方。得到的前置堵劑72 h油溶率接近100%，堵塞率達86.4%，滿足指標要求；主劑初始黏度197 mPa·s，45 h成膠，成膠強度81 200 mPa·s，堵塞率達91.2%，滿足指標要求；封口劑初始黏度350 m Pa·s，10 h成膠，成膠強度167 000 mPa·s，頂替效率95.8%，堵塞率達96.2%，滿足指標要求。此配方為基礎配方，可根據現場施工情況微調。

2.2 注入工藝優(yōu)化

以延長有效期，最大化增油量為目標，利用巖心物模和動態(tài)數模方法，優(yōu)化段塞比例、注入壓力和速度、注入半徑、堵劑用量4項工藝參數，實現注入工藝的優(yōu)化。

2.2.1 段塞比例

利用巖心物模評價封堵性能，分別注入不同比例的三段塞堵劑，60℃養(yǎng)護成膠，測定堵塞前后的滲透率，不同段塞比例對巖心堵塞率的影響見表9。

表9 不同段塞比例對巖心堵塞率的影響

從不同比例的堵劑巖心模擬實驗結果可以看出，當油溶性樹脂：凝膠型堵劑為2∶8∶0、3∶7∶0、4∶6∶0時，堵塞率大于95%且堵油率較低，結合經濟因素考慮，最佳的注入比例為油溶性樹脂：凝膠型堵劑為2∶8∶0。

當比例為8∶32∶4（即2∶8∶1）時封堵率達到峰值，突破壓力、阻力系數均達到預期的目標，滿足現場要求，再增加封口劑用量，封堵率沒有明顯增加。所以結合經濟因素考慮，沒有必要再增加封口劑的用量比例。因此初選最佳段塞比例為2∶8∶1。

按比例（2∶8∶1）分別注入三段塞堵劑，60℃養(yǎng)護成膠，測定堵塞前后的滲透率，阻力系數以及突破壓力，計算堵塞率達97.1%，具有較好的封堵性能，滿足指標要求。

2.2.2 注入速度和壓力

按照凝膠型堵劑的基本配方，配制堵劑?？刂撇煌淖⑷胨俣龋謩e為8~128 mL/min，注入凝膠型堵劑0.35 PV，地層溫度下養(yǎng)護24 h后，分別測定不同注入速度下的滲透率并計算封堵參數，注入壓力與注入速度關系見圖2。

圖2 注入壓力與注入速度關系

隨著注入速度的增大，注入壓力逐漸增大，而堵塞率先增大后減小，當注入速度64 mL/min時，堵塞率達到最大值，注入速度與堵塞率關系見圖3，此時壓力為1.6 MPa壓力大小適中，因此最佳注入速度為64 m L/min，最佳注入速度所對應的注入壓力為1.6 MPa。

圖3 注入速度與堵塞率關系

因為注入模擬巖心裂縫橫截面積，水平井儲層裂縫橫截面積，因此實驗室注入速度64 mL/min相當于地層裂縫注入速度15.36 m3/h。

分別取上述物模實驗中的5個注入速度點，建立注入速度與注入壓力之間的關系。然后建立施工排量和施工壓力計算公式。

式中：Q i為現場注入速度，m3/h；qc為注入巖心的液體流速，mL/min；rc為巖心半徑，m；rW為井筒半徑，m；h為射開厚度，m；ΔP實為巖心注入壓力，MPa；L為巖心長度，m；P注為現場注入壓力，MPa；P地為地層壓力，MPa；R為注入半徑，m；λ為地層變異系數（與地層的非均質性有關，非均質性越大，常數數值越大），取150。

假設選取的巖心長度L為20 cm，根據敖油田的平均地層壓力13.96 MPa，注入半徑為200 m，根據上面公式（1）、（2）可以計算出不同施工排量下的施工壓力。最終得到現場最佳施工排量15.4 m3/h，施工壓力24.6 MPa，以此為參考，現場施工期間進行微調。

2.2.3優(yōu)化注入半徑和堵劑用量

封堵半徑的大小決定了注入水流向的轉變，不同的堵水規(guī)模決定了水井周圍的流線場分布，從而影響注入水在平面上的波及形狀，在數值模型建立的基礎上結合該工區(qū)的水平井實際生產動態(tài)。

由油氣水三相三維連續(xù)性方程和運動方程推導出黑油模型（Q、S、P、K關系模型），以Eclipse空間網格圖形為載體，建立數模模型（K場、S場），設計半徑優(yōu)化方案，代入模型，預測半徑與產量關系，確定最佳注入半徑。根據注入半徑優(yōu)化結果，利用單一縫模型，計算出堵劑理論用量，結合現場施工時間，計算濾失量，最終確定堵劑用量。

式中：kro、krw為油、水相對滲透率；ρo、ρw地層原油、地層水密度；μo、μw為地層原油、水黏度；po、pw為油、水相壓力；γo、γw為原油、水重度；D為標高，垂直向下的深度；So、Sg、Sw為油、水、氣相飽和度。

通過Eclipse數模軟件，建立三維空間網格圖形，Eclipse空間網格見圖4。

圖4 Eclipse空間網格

根據注入半徑優(yōu)化結果，利用單一縫模型，計算出堵劑理論用量，結合現場施工時間，計算濾失量，最終確定堵劑用量，堵劑用量為理論用量與濾失量之和，其中理論用量：

式中：Q為理論用量，m3；L為注入半徑，m；E為裂縫寬度，m；h為裂縫縫高，m。

濾失量：

式中：V為濾失量，m3；H為儲層厚度，m；k為垂直裂縫壁面滲透率，μm2；φ為地層孔隙度，%。

根據上述方法，試驗井注入半徑和堵劑用量見表10。

表10 化學堵學試驗井注入半徑和堵劑用量

3 現場試驗效果

現場試驗3口井，有效率100%。措施后平均單井日產液下降36.0%，平均單井含水下降14.7%。其中，以南*-平*井區(qū)為例進行重點分析，南-平井分別與2口油井、2口水井連通，該井共11段，根據注水調整和裂縫距水井距離綜合判斷第5、7段見水。故對第5、7段實施化學堵水。堵水過程中采取籠統注入，注入端施工壓力18~25 MPa，與優(yōu)化的注入壓力相符，現場數據同計算結果相符合，判斷裂縫已完成封堵。

措施后初期日產液由2.0 t下降至1.3 t，油井日產液量有效降低，證明堵水工藝有效，裂縫被有效封堵?；謴退┮汉?，含水下降至2.4%，與堵水前相比含水下降了97.5個百分點，截至2019年10月，單井累積增油171.4 t。該井所在井組區(qū)域內累積增油290.5 t，若每噸原油凈利潤為1 000元，則該井組累計增收29.05萬元，經濟效益顯著。

4 結論及認識

1）通過室內試驗，得到滿足三段塞立體封堵工藝的堵劑類型，其中前置堵劑由“弱凝膠+油溶性樹脂”組成，主劑由酚醛樹脂凝膠構成，封口劑由高強度酚醛樹脂凝膠組成，共同作用實現“堵裂縫”不“堵基質”的工藝目的。

2）利用Eclipse數模和巖心物模，建立三段塞注入工藝優(yōu)化方法，實現化學堵水半徑及用量預測，并采取管柱優(yōu)選和聚合物頂替“雙保險”策略，實現管柱起下安全可靠，堵水效果和施工的全過程控制。

3）現場試驗效果表明，通過化學堵水實現水平井高含水裂縫的有效封堵，改變了流體的流動方向，擴大水驅波及范圍，實現水平井區(qū)內剩余油的有效動用，為水平井壓裂穩(wěn)油控水提供有力的技術支持。