水平井hwso選擇性堵水技術(shù)研究與實(shí)踐

水平井hwso選擇性堵水技術(shù)研究與實(shí)踐

中國石油的水平井應(yīng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大，相應(yīng)的廢水問題越來越突出，嚴(yán)重影響了水平井的整體發(fā)展效果。水平井產(chǎn)剖資料少,出水層段不清,且多為篩管完井,這導(dǎo)致水平井堵水面臨極大困難。針對出水層段不清的問題,選擇性堵水成為可行的技術(shù)方向;針對篩管完井方式下的管外竄流問題,管外環(huán)空化學(xué)封隔(ACP)技術(shù)成為解決思路。介紹了選擇性堵水以及ACP控水技術(shù)的研究與礦場應(yīng)用情況,指出了面臨的問題,提出了化學(xué)控水技術(shù)的進(jìn)一步發(fā)展方向。1選擇性堵塞技術(shù)和現(xiàn)場應(yīng)用1.1同一種性能,同對油、水滲流的選擇性影響選擇性堵水主要是依據(jù)堵劑在油、水環(huán)境中具有不同的性能,從而產(chǎn)生對油、水滲流的選擇性影響(圖1)。選擇性堵水技術(shù)研究始于20世紀(jì)80年代,具有巨大的技術(shù)優(yōu)勢,目前重點(diǎn)在于其性能的完善。1.1.1顆粒型表面活性劑的紅外光譜利用溴化烷基甲基丙烯酸乙酯、MA等單體,在密封通氮條件下反應(yīng),然后提純產(chǎn)物即得HSWO選擇性堵水材料。材料可制備成溶液型以及顆粒型(圖2),滿足不同油層物性的需要。其紅外光譜如圖3所示。從譜圖上看,400cm-1、1660cm-1、1450cm-1附近出現(xiàn)了強(qiáng)的吸收峰,可以判定酰胺基的存在,由于在主鏈上引入了帶有支鏈的季銨鹽,酰胺的吸收峰有所變寬;此外,2920cm-1和2850cm-1附近吸收峰的強(qiáng)度很大,體現(xiàn)出亞甲基的特征。通過在聚合物支鏈上引入疏水性的十六烷基,聚合物結(jié)構(gòu)得到了改性。1.1.2油相滲透率測定用石英砂制作4個(gè)巖心,進(jìn)行室內(nèi)選擇性評價(jià),步驟為:(1)抽真空,飽和鹽水,求孔隙體積后,1、2號注鹽水測水相滲透率Kwb,3、4號用煤油驅(qū)替水,測油相滲透率Kob。(2)4個(gè)巖心管各注入0.2PVHWSO樣品,然后70℃養(yǎng)護(hù)。(3)60天后取出1、2號巖心管,注鹽水,分別測1PV……100PV時(shí)的水滲透率Kwa1…Kwa100。3、4號巖心反向注煤油,分別測1PV…100PV時(shí)的油相滲透率Koa1…Koa100。巖心選擇性封堵實(shí)驗(yàn)表明,HWSO材料的無量綱堵水堵油比達(dá)5.3(表1)。1.2儲(chǔ)藏效果及長效性分析(1)選擇性堵水增油效果呈現(xiàn)漸進(jìn)式的動(dòng)態(tài)響應(yīng),體現(xiàn)了選擇性堵水的作用機(jī)理,表明了技術(shù)路線的合理。選擇性堵水材料主要依靠聚合物的分子鏈在水相中伸展、在油相中收縮,從而形成對水相的“拖曳”作用,降低水相滲透率。在油相中,這種鏈的收縮是一個(gè)漸進(jìn)的過程,體現(xiàn)在采油動(dòng)態(tài)上是產(chǎn)量的逐漸上升。G104-5P35即體現(xiàn)出這一點(diǎn)。該井位于高淺北區(qū),生產(chǎn)Ng6小層,措施前日產(chǎn)液222.1m3,日產(chǎn)油2.2t,含水99%?；\統(tǒng)注入HWSO堵劑3070m3(HWSO-12470m3,HWSO-2600m3)。措施后,日產(chǎn)液由220m3降低為110m3條件下,產(chǎn)量持續(xù)增加,60天后逐步穩(wěn)定在3.5t,含水96%左右(圖4)。印尼umatra油田、Ecuador的LagoAgrio油田的類似礦場實(shí)例也呈現(xiàn)類似特點(diǎn)。(2)HWSO堵劑具有對疏松砂巖油藏條件的良好適應(yīng)性。G104-5P35措施后,截至目前,穩(wěn)定生產(chǎn)累計(jì)9個(gè)月,綜合含水下降2.9%,累降水1.68萬t,增油328.5t,且持續(xù)有效,表明了材料的耐沖刷以及熱穩(wěn)定性等可適應(yīng)疏松砂巖、中等溫度的油藏條件。(3)根據(jù)油藏物性條件的差異,適當(dāng)加大選擇性堵劑用量,提高強(qiáng)度,有利于保證措施效果。G160-P6位于高淺南區(qū),篩管完井。投產(chǎn)NmⅡ21小層,措施前日產(chǎn)液113.2m3,日產(chǎn)油3.3t,含水97.1%?；\統(tǒng)注入HWSO溶液型堵水劑1200m3,措施初期,日產(chǎn)液由100m3降低為45m3條件下,產(chǎn)油量是逐漸回升的,由0.6m3增至8.9m3,但此后產(chǎn)量持續(xù)下降(圖5)。與G104-5P35相比,有效期偏短的原因在于堵水劑的量設(shè)計(jì)偏小,強(qiáng)度也偏弱。對于疏松砂巖油藏,提高強(qiáng)度以及堵劑用量對于保證措施有效期是必要的。2acp在線控制技術(shù)和現(xiàn)場應(yīng)用2.1反滲透膜環(huán)空t環(huán)空化學(xué)封隔器(ACP)技術(shù)是借助油管和跨式封隔器,在篩管與井壁間的環(huán)空放置具備特殊性能的可固化液,形成不滲透的高強(qiáng)度段塞,達(dá)到封隔環(huán)空的目的,實(shí)現(xiàn)管外分段或者直接封隔出水部位(圖6)。該技術(shù)20世紀(jì)90年代始于國外,國內(nèi)中石油勘探院于2006年開始了相關(guān)的研究與應(yīng)用。2.1.1抗剪切性能分析ACP材料開發(fā)的關(guān)鍵是其高觸變特性,即高剪切下可以流動(dòng),剪切降低后又能立即形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu),從而避免常規(guī)材料的重力“坍塌”。以鋁鎂混層氫氧化物/鈉土(MMH/MT)為主,配合納米增強(qiáng)組分,形成了抗剪切的小分子ACP材料。圖7~圖8為ACP材料的黏度~剪切速率(γ·~η)、彈性模量~恢復(fù)時(shí)間(G’~t)關(guān)系。實(shí)驗(yàn)同時(shí)對比了鋁鎂混層氫氧化物(MMH)以及三乙醇胺鈦/羧甲基纖維素(Ti/HEC)材料的相應(yīng)特性。從3種材料的冪律指數(shù)、表征材料結(jié)構(gòu)恢復(fù)速度的值以及恢復(fù)后的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度看,ACP材料具有更為突出的剪切變稀特性、高的結(jié)構(gòu)恢復(fù)速度以及觸變結(jié)構(gòu)強(qiáng)度。2.1.2高強(qiáng)膠凝體系A(chǔ)CP材料良好的觸變特性使其能夠完全填充水平環(huán)空,但僅依靠其觸變結(jié)構(gòu)強(qiáng)度并不能滿足工藝需要,油藏條件下還需具備膠凝特性,能夠形成高強(qiáng)不滲透段塞。通過引發(fā)體系的調(diào)整,ACP材料70℃下2~6h膠凝可控(圖9),可由觸變流體成為高強(qiáng)粘彈固體(圖10)。借助材料的微尺度效應(yīng),膠凝材料具有良好熱穩(wěn)定,70℃油藏條件下預(yù)計(jì)1.5a內(nèi)可保證有效強(qiáng)度。2.2acp試驗(yàn)效果2007年起,以篩管完井水平井為主,國內(nèi)率先開展了ACP控水礦場試驗(yàn),先后實(shí)施了ACP直接堵水、ACP管外分段、ACP管外環(huán)空封隔-分段測試-地層注膠堵水等,工藝成功率100%,取得了一定的增油降水效果。2.2.1井壁整體壓封ACP強(qiáng)度是其用作封隔段塞的重要特性,通過驗(yàn)封工藝,其強(qiáng)度得到了礦場驗(yàn)證。M125-P2試驗(yàn)中,篩管與井壁間形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,油管分別打壓至10MPa、15MPa,套管均不返液;G104-5P79試驗(yàn)中,篩管外形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,套管打壓6MPa~7MPa,停泵后,穩(wěn)定在6.5MPa,10min無壓降。2.2.2井底流壓主要下降,acp用量持續(xù)堵水G160-P4位于高淺南區(qū),生產(chǎn)NgⅠ213層,含水99%,測井找水解釋為A端出水嚴(yán)重。實(shí)施ACP直接封堵方法后,日產(chǎn)液由270m3降低到210m3情況下,動(dòng)液面降低150m,產(chǎn)油量2.7t增加至3.8t(最高5.36t),表明井底流壓的增大起到了作用;措施后含水由99%降低到97.1%。降低幅度不大的原因可能是ACP用量偏于保守(1.2m3),其次雖然封堵了2171.7~2220.0m的出水段,但仍然有其它出水點(diǎn),使井底有較強(qiáng)的能量供給。ACP直接堵水的長期作用依賴于油藏條件,如果ACP放置在頁巖層附近,其堵水效果將更加明顯。Schlumberger公司在Nigeria油田割縫襯管完井方式水平井堵水施工所作的統(tǒng)計(jì)分析也表明了這一點(diǎn)。2.2.3建立acp段塞M28-P7含水99%,找水測試結(jié)果顯示主產(chǎn)液段在2160m以上(85%),其中2110~2160m占50.6%。為此,設(shè)計(jì)在2128~2162m建立ACP段塞,配合管內(nèi)卡封管柱,開采下部(圖11)。建立ACP段塞后,卡2151m,油管打壓5MPa,套管不返液;下分采管柱后,油管打壓8MPa,正測2151m以下目的井段吸收量,吸收量正常,套管不返液,表明設(shè)置的ACP段塞達(dá)到了工程目的。2.2.4實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析該工藝思路下,管外AC段塞為分段找水測試創(chuàng)造條件,并進(jìn)而通過大劑量地層堵劑的注入實(shí)現(xiàn)對地層水流通道的封堵,可有效擺脫對找水的依賴,實(shí)現(xiàn)控水增油的目的。礦場試驗(yàn)證實(shí)了該工藝方法的有效性、合理性與可行性。G104-5P79是該工藝方法的嘗試(圖12)。下部設(shè)置ACP段塞后,ACP段塞以下地層順利注入1800m3WSO堵劑,在注入800m3地層堵劑前,泵壓6MPa,套壓為0。這表明一定的油藏條件及工藝方法下,地層堵劑的垂向運(yùn)移是可能的,這為ACP管外環(huán)空封隔-分段測試-地層注膠堵水工藝的可行性與合理性提供了實(shí)證,同時(shí)也證實(shí)了環(huán)空中ACP段塞的封隔作用及其軸向的承壓能力。措施后該井含水降低25個(gè)點(diǎn)左右(98%降低至73%),油量由2.5t增至4.7t。3化學(xué)控水技術(shù)水平井化學(xué)控水技術(shù)在礦場試驗(yàn)見到了增油降水效果,檢驗(yàn)了材料性能以及相依的工藝方法,為水平井化學(xué)控水技術(shù)的進(jìn)一步深入奠定了基礎(chǔ)。對于出水層位不清,或出水層段不能封隔的水平井可以應(yīng)用選擇性堵水技術(shù),該技術(shù)適應(yīng)性強(qiáng),技術(shù)優(yōu)勢突出;對于篩管完井水平井,ACP技術(shù)提供了可行的環(huán)空封隔手段。一定條件下,可直接堵水或輔助實(shí)現(xiàn)分采、地層注膠堵水等工藝。其中,ACP管外環(huán)空封隔-分段測試-地層注膠堵水工藝可有效擺脫出水層位不清的瓶頸,礦場試驗(yàn)效果初步證實(shí)了其適應(yīng)性與合