基于出水分類的油田水平井堵水工藝研究

基于出水分類的油田水平井堵水工藝研究

塔河油藏水平井的開發(fā)經(jīng)歷了三個階段：逐步開發(fā)、普及和大規(guī)模應用，工程技術逐漸得到發(fā)展和完善。隨著開發(fā)的深入,多數(shù)砂巖油藏已進入中高含水期產(chǎn)量遞減階段。受自身因素(如井眼軌跡復雜、儲層打開程度大、井筒污染嚴重等)影響,加之塔河油田特殊油藏類型、開發(fā)方式、地層條件、儲層及流體性質等的限制,塔河砂巖油藏水平井普遍表現(xiàn)出無水采油期短、出水情況復雜、生產(chǎn)監(jiān)測及管理困難、高含水低效井增多、后期堵水難度大等特點。無水采油期的統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn),除了正常的物性因素出水外,還存在飽和度因素出水。鑒于前期單一物性出水類型已不再適用于堵水分析,有針對性地提出了水平井飽和度出水類型,并進一步配套堵水工藝,這對解決塔河水平井目前生產(chǎn)面臨的實際問題具有重要意義。1充水井+水平井飽和度出水模式底水砂巖油藏水平井出水可分為底水竄進和底水脊進,底水脊進進一步可細分為點狀、線狀和曲面狀出水。油層縱向滲透率或水平段軌跡高低差異大,易形成點狀出水。點狀出水又分為整體水淹模式和局部水淹模式,當油水黏度比低、生產(chǎn)壓差小時,表現(xiàn)為整體水淹模式,反之為局部水淹模式。隨著主體區(qū)塊底水油藏及河道砂油藏的逐步開發(fā),對水平井出水的認識越來越深入。根據(jù)典型井例分析,水平井飽和度出水主要分為油水過渡帶抬升出水和局部物性飽和度因素出水。飽和度出水主要因油藏局部含水飽和度較高或者油井在油水過渡帶投產(chǎn)引起。若飽和度出水與物性出水同時發(fā)生,油井往往初期表現(xiàn)為飽和度出水,后期為物性出水。1.1動態(tài)特征顯示隨著油田開發(fā)的進行,油藏強烈的非均質性導致局部油水過渡帶抬升,后期所布的加密井直接打在油水過渡帶上,導致油井開井即見水。此類油井往往呈整體水淹趨勢,高滲段含水飽和度相對較高,剩余油潛力較小。動態(tài)特征顯示為:1)油井含水飽和度較鄰井明顯增加;2)油井開井即見水,初期含水率大于20%;3)油井一般為區(qū)塊加密井,附近有連續(xù)高產(chǎn)油井,區(qū)域累計產(chǎn)液量較大。如TK907H井,2003年無水采油期(含水率低于3%)360d,無水采油量21692t;構造位置更高的TK934,TK935井,2008年無水采油期110d以上,無水采油量8022t以上;而同一井組的TK942X井2009年無水采油期僅16d,無水采油量1019t,含水率由10%左右迅速上升到50%～60%。1.2井段含水率下降以河道砂為主體的物性較差的區(qū)塊,以及主體區(qū)塊部分物性較差的油井,由于儲層物性較差,油水驅替過程中會富集大量的殘余水,導致油井一開井就產(chǎn)水。此類油井見水后往往仍具有一定的剩余油潛力。其動態(tài)特征顯示為:1)儲層物性較差,原始含水飽和度較高;2)油井開井即產(chǎn)水,但一般會以低含水率(低于20%)穩(wěn)定生產(chǎn)一段時間;3)累計產(chǎn)液量不高。如TK938H井,4807～4817m井段的平均滲透率136×10-3μm2,平均含水飽和度43%,平均束縛水飽和度40%;4845～4858m井段的平均滲透率702×10-3μm2,平均含水飽和度31%,平均束縛水飽和度28%。該井在含水率2%左右波動生產(chǎn)64d后,含水逐步上升。TK103井1998年7月投產(chǎn),儲層平均滲透率225×10-3μm2,平均含水飽和度40.4%,4m的射孔井段,避水高度達12.5m,但無水采油期僅為15d,見水后以10%以下的含水率生產(chǎn)156d。2選擇合適的填充劑和優(yōu)化相關工藝2.1嚴重限制了堵劑的篩選和用量塔河油田砂巖油藏超深、高溫、高鹽的儲層特征,嚴重限制了堵劑的篩選和應用。經(jīng)理論研究和現(xiàn)場應用,篩選出針對飽和度出水的“相滲調節(jié)”類堵劑,主要包括乳狀液堵劑、相滲調節(jié)劑和有機凍膠堵劑。2.1.1有機復合乳化體系乳狀液堵劑主要通過遇水增黏、堵塞孔喉及賈敏效應實現(xiàn)封堵[6,7,8,9,10,11,12,13],適用于物性較差、不存在明顯高滲竄流通道的油水同出井堵水。針對塔河油田研制的有機復合乳化體系,包括活性混合油、油包水乳狀液以及水包油乳狀液,體系封堵率高、油水選擇性明顯,耐沖刷性強(見圖1)。從現(xiàn)場應用情況來看,活性混合油的應用前景較好。截至2012年4月底,該類乳狀液堵劑已現(xiàn)場應用42井次,25井次有效,有效率達59.5%,累計增油2.61×104t。有效井為砂巖水平井,儲層埋藏深、地溫高、地層水礦化度高、水平段非均質性強,堵前含水率普遍為90%以上,出水類型多樣,表明該類堵劑具有較強的適應性。2.1.2地層水處理流程相滲調整體系遇鹽水后由溶液轉變?yōu)槟z體,并進一步形成凝膠。相滲調節(jié)劑具有如下性能:1)油水選擇性強,對水的封堵率高(大于90%),對油相的封堵率很低(小于20%);2)穩(wěn)定性好,遇地層水產(chǎn)生凝膠,100℃恒溫放置3d后,強度基本沒變化。目前,在塔河油田應用較好的相滲調節(jié)劑主要是有機硅類堵劑,其具有聚并吸附的特點,高溫穩(wěn)定,封堵強度介于乳狀液和凍膠之間。TK932H井于2011年12月進行相滲調節(jié)劑堵水施工,采用多段塞組合方式,分成3個段塞注入,各段塞之間由清水和地層水隔離。第1段塞、第2段塞均為6%的相滲調節(jié)劑,第3段塞為8%。該井措施有效期長,累計增油160t(見圖2)。2.1.3驅替未動剩余油體系針對塔河砂巖油藏特點研發(fā)的新型耐溫有機凍膠,適應范圍較為廣泛,可用于深部油水同出段堵水,其通過迫使底水繞行,擴大波及面積,驅替未動用剩余油。該體系優(yōu)先進入高含水、物性好的水進通道,因而適用于多次堵水,主要具有如下特點:1)穩(wěn)定性好,130℃下考察30d,膠體穩(wěn)定;110～130℃下成膠時間為7～25h,封堵率96%以上;2)油水選擇性強(見圖3),水相阻力是油相阻力的12.73倍。該堵劑對儲層傷害小,井筒適應性好,現(xiàn)場實施7井次,有效5井次,有效率71%,累計增油0.54×104t。2.1.4井高孔高滲、相滲選擇性復合堵水井針對“油水同出”等復雜出水狀況,提出了以乳狀液為載體的顆粒、乳狀液復合堵劑。該堵劑綜合了封堵高孔高滲、相滲選擇性封堵出水與溝通油流2種堵水機理的優(yōu)點。2010年探索了2口井的高孔高滲和相滲選擇性復合堵水,在TK107H井采用乳狀液攜帶超細顆粒堵水,在DK18H井采用碳酸鈉深部造粒與乳狀液復合堵水。2口井均見效,累計增油704.43t。2.2相關技術的優(yōu)化2.2.1壓壓劑注意事項長期高壓注入會增加注入系統(tǒng)的負荷,易引起套管損壞。降壓增注工藝的主要原理是充分利用出水通道和潛力通道在滲透率和相滲上的差異,降低注入壓力。堵劑注入過程中,受堵劑黏度、水敏、地層吸附滯留以及儲層細喉多等因素作用影響,注入壓力迅速上升,迫使堵劑波及含水飽和度較低、物性相對較差的潛力通道。降壓增注劑的主要成分為表面活性劑,通過加大油水層的相對滲透率差異,使堵劑低壓即可注入高含水層(見圖4)。初步篩選出滿足塔河高溫高鹽條件的降壓增注劑,其質量分數(shù)為0.30%時,界面張力最低,僅為0.13mN/m,在活性混合油堵水中應用效果較好。2.2.2暫堵保護劑雙管物理模擬實驗暫堵保護工藝利用暫堵劑對油層實施保護,從而使后續(xù)注入的堵劑選擇性進入出水層[16,17,18,19,20,21]?；\統(tǒng)注入時,由于堵劑黏度低,且生產(chǎn)井高產(chǎn)水層相對高壓、高能,使堵劑或多或少地進入非目的層;加之非目的層滲透率低,進入較少的堵劑即可使其受到嚴重污染。滲透率及其級差的大小對堵劑的選擇性注入影響較大,在主體堵劑之前注入暫堵保護劑,對后續(xù)液流轉向效果影響較大,可有效降低堵劑進入低滲層的量。表1為暫堵保護劑雙管物理模擬實驗數(shù)據(jù),第1組無暫堵保護,其余組注入暫堵保護劑。第1組與第2,3組實驗對比表明,暫堵保護措施有效降低了堵劑對低滲層的傷害;第2組與第3組實驗對比表明,在暫堵保護作用下,隨滲透率級差的增大,堵劑對低滲層傷害減小。凍膠堵水時,塔河油田通常采用“預處理劑+暫堵劑+凍膠+后置液”段塞組合,大大提高了凍膠的堵水效果。3產(chǎn)水兩相性展現(xiàn)1)塔河