JS油田中高含水油井深部堵水压裂技术研究与应用

赵 健，邓建华，张景浩，彦士清

（1.中国石化东北油气分公司生产管理处，吉林长春 130062；2.中国石化东北油气分公司工程院；3.中国石化东北油气分公司勘探处）

JS油田属于低渗复杂小断块油田，其储层非均质性强，天然裂缝较为发育，在开发中面临很大困难：一方面主力油田已进入中高含水期，油田产量递减加大，另一方面新增储量品位差、动用低。因此加强JS油田中高含水油藏的治理，实现油田稳产上产，已成为一项非常紧迫的工作。

国内针对中高含水油井增产的措施主要有两方面，一是通过调剖、堵水措施，实现中高含水油田稳油控水，二是通过压裂技术措施，提高低渗层开发效果。对于高含水油藏，常规压裂技术易压开高含水层带，使增产效果受到影响，为此开展了低渗油田高含水油井深部堵水压裂技术研究。其基本原理是用高强度耐高温堵剂封堵老裂缝，再用水力压裂工艺技术在其它方位压开新裂缝，达到全面改造储层、减少油井产水量、提高油层采收率的效果。其技术分两种类型：先压后堵和先堵后压。

1 JS油田中高含水压裂情况

JS油田综合含水70.74%，水井开井132口，占采油井开井数的90.0%。含水大于60%的采油井85口，占井数的64.4% 。这些油田的老井递减率平均达到了25.67%，油田稳产形势严峻。低渗透油层进入高含水期后，原有裂缝控制的原油几乎完全采出，裂缝成了水的主要流通通道，但这些井仍然控制着一定的剩余可采储量，常规压裂技术容易压开高含水层带，使压裂增产技术的应用受到了限制，增产效果受到了影响。

从高含水老井压裂情况来看，压后累计产油较少，平均在100 t以下，含水均有一定程度上升，有效期较短（表1）。

表1 部分含水大于60%的压裂井情况

2 深部堵水压裂技术研究［1－3］

针对不同的堵压类型，进行了大量的室内研究，筛选出三种满足要求的堵剂配方：S1、S2和S1－1堵剂，其中，S1为有机铬＋5%预交联颗粒类堵剂，S2为单体聚合凝胶类堵剂，S1－1为有机铬类堵剂。通过HAAKE RE600流变仪，开展了转变压力法、岩心封堵实验等，并对三种交联堵剂进行了综合评价。评价指标包括：流变性、韧性、热稳定性、封堵性和与岩石结合强度。

2.1 流变性实验

采用HAAKE RS600流变仪，测量堵剂的流变性能，针对4种不同堵剂重点考察了剪切应力－剪切速率关系。图1中S3为触变性水泥浆类堵剂。

图1 不同堵剂剪切应力与应变的关系

这4类堵剂的剪切应力－剪切应变关系曲线与延性固体（弹塑性体）相似，整条曲线包括弹性变形、屈服及屈服后流动（对应于固体的塑性变形）几个阶段。4种受试凝胶的应力－应变关系曲线形态相似而有细小差别，最明显的区别是处于不同的应力水平，这决定于凝胶组成和网络结构，包括聚合物链的化学结构、刚柔性和浓度、网络密度和完善度，大分子链的水化能力以及网络束缚水的性质等等。

2.2 韧性实验

为了简捷地比较堵剂的韧性，依据材料韧性的定义，设计了一套韧性评价装置，也就是在相同的应变的条件下，比较所施加应力的大小，以此来反映材料韧性的大小。针对筛选出的堵剂进行了韧性测试（表2）。

表2 堵剂的韧性测试结果

实验的3种堵剂均有较好的韧性，在多孔介质或者裂缝中能显出良好的抗剪切能力，说明其不易于在多孔介质或者裂缝中运移时断裂，具有良好的变形能力，而S2系列堵剂的韧性尤为优良。

2.3 堵剂的热稳定性实验

热重分析（TG））是研究高聚物热降解过程的重要工具，其特点是简单、方便、快速、准确。采用美国Perkin－Elmer公司DSC－2C差示扫描量热仪对堵剂进行热稳定性分析。

在空气环境中，样品用量为15 mg左右；测试温从30℃开始以10℃／min的升温速率，升温到500℃，做堵剂的TG图（图2）。

测试的三条曲线开始失重的温度不同，曲线S1于50℃开始失重，曲线S1－1于85℃开始失重，而曲线S2于120℃开始失重，也就是说S2的脱水开始温度要比S1与S1－1高，说明S2的热稳定性更优越。从脱水来看，三种凝胶堵剂保持水份的能力不一样，但是差别不是很大。

图2 凝胶堵剂在空气条件下的热失重曲线

2.4 封堵性实验

在堵剂的各项性能指标中，最重要的是堵剂对多孔介质的封堵行为。通过岩心调剖流动实验，研究堵剂在孔隙介质中滞留及堵塞的流动特性。

2.4.1 堵剂的突破压力梯度

针对筛选的3种堵剂开展了突破压力实验，具体情况见表3。从中可看出，S2的突破压力梯度为106 MPa／m，而S1与S1－1的突破压力梯度分别为78 MPa／m与52 MPa／m，明显低于S2。从整体上讲，三种堵剂均有较好的封堵性能，能够有效地封堵大孔隙或者裂缝。

表3 突破压力梯度实验结果

2.4.2 堵油效率与堵水效率实验

在测得突破压力梯度之后，向岩心中注入1 PV地层水，测定其封堵率。向岩心注入1 PV原油，测定堵油率。

对于S2堵剂，其堵水率在95%左右，对于S1堵剂，其堵水率在88%左右，而S1－1堵剂，其堵水率在84%左右。对于堵油率，S2为20%左右，S1在13%左右，S1－1在16%左右。由于S2具有强吸水膨胀性能，而S1系列堵剂具有延迟膨胀性能，所以S2系列堵水率最高，而S1系列堵油率最低。整体而言，三类堵剂对油水具有明显的选择性封堵。

2.5 堵剂与岩石结合强度实验评价

JS油田的地应力和裂缝场分布研究表明，地应力差对压裂裂缝方向的影响非常明显。裂缝总是沿垂直于最小主应力平面的产生，由于产水层渗透率高应力小，堵剂发生作用后，要使产水层应力大，就必须使堵剂与岩石结合强度增加。

利用三轴应力机对堵剂与岩石结合强度开展了评价。将岩心压裂后注入堵剂再次压裂，能够明显在新的部位形成裂缝，证明三种堵剂与岩石有较强的结合力，其中S2性能更优越。

随着堵剂的注入量提高，低渗透率岩心的出液压力不断上升，这说明了在不同渗透率地层中注入堵剂后，能够提高高渗透层的出液压力，从而在进行堵压作业时，压开低渗透层，以达到堵塞高渗透层、压开低渗透层的目的。

3 堵水压裂施工工艺技术研究［4－6］

根据上述实验结果，选择先堵后压工艺，增加堵剂强度和用量会大幅度提高高渗透率油藏的出液压力，而达到后期压开低渗透率油层的目的。先堵后压现场工艺技术研究内容包括堵剂用量和性能对现场施工的影响、堵剂用量计算、堵剂强度和施工排量对施工的影响。

3.1 堵剂强度及用量的选择

出液压力梯度是指堵剂注入到单位长度多孔介质中后，高低渗透率岩心出液时的最大压力。针对三种堵剂进行了注入量与出液压力实验。

通过实验发现，不同堵剂在突破压力梯度上有很大差异，随着注入量的增加，任何一种堵剂都将促使地层突破压力梯度上升，随着注入量的增加，突破压力梯度增幅明显上升，其中S2较为明显，这也说明水泥与岩石能够更加好的结合。同时在相同的注入量的情况下，随着堵剂强度的增加，堵剂改变岩石的出液压力梯度增加更为明显，也就是说，堵剂的强度可以明显地改变油藏突破压力，强度越高，油藏的突破压力越高。因此，在理论上可以根据需要增加突破压力多少来确认堵剂封堵半径的大小。注入堵剂的量越大，强度越大，堵剂的封堵半径越大，那么油藏的突破压力梯度越大。应用中可以结合油井地层条件，尽量提高堵剂的用量和强度。

3.2 深部堵水压裂施工工艺的选择

由于地层和油井的特殊性，深部堵水压裂技术通常要与其它堵水工艺技术或压裂工艺技术联合使用才能产生好的效果，这些工艺技术主要包括：

（1）分层堵水和分层压裂工艺技术。在多层的情况下，应用该技术是为了保证堵剂和压裂液按设计要求进入目的层，进而达到理想的施工效果。常用的分选压裂技术有封隔器分层压裂、限流法分层压裂和堵塞球选择性压裂。

（2）注大段塞工艺技术。对特殊的地层（如天然裂缝十分发育的地层），通常的堵水技术和堵剂用量难以达到理想效果，采用注段塞的技术（如有机凝胶＋粘土＋缓凝水泥段塞），为有效封堵裂缝提供了可能。

（3）定向射孔工艺技术。应用该技术进行重新射孔，可进一步保证在不同于老裂缝的方位形成新裂缝。

3.3 堵水压裂施工参数的选择

施工参数中占首要地位的是压力，堵老裂缝时，在不压开地层的条件下将堵剂泵入地层，施工压力应低于地层破裂压力；由于堵压技术改变了近井地带储层的地应力分布，压新缝时新裂缝的方位并不垂直于原来的地层最小主应力方向，因此施工压力通常比预计的压力要高。

施工参数中其次应考虑排量因素，排量与压裂液性能共同控制着裂缝压力的变化，影响裂缝几何形状与支撑剂输送。堵老缝时，在不压开地层的条件下将堵剂泵入地层，排量应小于地层吸液速度；压新缝时，施工排量必须大于地层吸液速度，但也不宜太高。

其它参数包括摩阻压力、裂缝高度、输送支撑剂等。

4 典型井试验分析

S55－1井为JS油田注水主方向上的一口油井，生产井段1160.4～1184.5 m，平均孔隙度为12.1%，平均渗透率15.38×10－3μm2，产层厚度16.5 m，累积产油量0.1074×104t，累积产水量1.8455×104m3。措施前日产油量0.8 t，日产水量12.4 m3，含水93.9%。

2011年7月对该井进行先堵水后压裂工艺措施，采用低排量注入工艺将各段塞缓慢注入地层，共注入S2堵剂102.5 m3，随着堵剂对微裂缝的填充，施工压力由16.5 MPa逐渐上升至18.6 MPa，候凝72 h固化后，试压10 MPa，稳压30 min，压降小于0.5 MPa，说明该井注入堵剂后固化良好。试压后对该井进行定向射孔压裂，注入低密度陶粒20 m3，施工排量为2 m3／min，施工压力为22.3 MPa，堵水施工压力高出3.7 MPa，说明堵剂进入高渗层老裂缝，堵塞吸水层的水流通道和裂缝，降低高渗层渗透率，使后续压裂加砂液能进入低渗层，压开新的裂缝，堵压效果见表4。

表4 堵水压裂效果分析

从施工后采油情况来看，堵水压裂后产油增加了2.35 t／d，含水下降11.2%，到2012年6月日产油恢复到措施前水平，产液10.6 t／d，产油0.75 t／d，含水92.9%，措施有效期11个月，共增油339 t，取得很好的增油降水效果，并节约了可观的倒油运费和污水处理费用。

5 结论

（1）根据JS低渗油田特点研制的堵水剂，堵水率在85%以上，是堵油率的4～5倍，具有较高的选择堵水能力，能深部堵塞高渗层老裂缝，从而在进行堵压作业时，压开低渗透层，以达到堵塞高渗透层、压开低渗透层的目的。

（2）针对S55－1井，采用S2堵剂堵水＋定向射孔压裂的先堵后压工艺，措施后产油增加了2.35 t／d，含水下降11.2%，有效期11个月，共增油339 t，取得很好的增油降水效果。

（3）试验表明，堵压综合采油技术在JS油田具有良好的应用前景。

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