裂缝性低渗透油田高含水油井堵压技术的研究与应用

某油田属低渗透油田, 以压裂完井方式投产, 裂缝形态为垂直缝, 致使见水类型多为裂缝性见水, 采出程度低。截止2005年底, 共有高含水650口, 占油井总数的21.4%;统计79口高含水井, 共206个见水层段, 其中主力油层见水层段数为127个, 占见水层段数的61.7%, 平均采出程度只有19.2%。为了进一步动用高含水层的剩余储量, 提高单井采出程度, 在以垂直裂缝转向压裂工艺的基础上, 开展了高含水油井堵压结合控水增产技术研究。

一、技术研究

基于低渗油田垂直人工裂缝见水后含水上升速度快、单井采出程度低的特点, 应用高强度化学封堵剂对高含水层人工裂缝进行“永久性”封堵, 废弃原人工裂缝;通过后续压裂在同层产生新的人工裂缝, 建立新的泄油通道, 沟通剩余油富集区, 达到控水挖潜目的。

1. 高强度化学封堵剂优选

在TP-910系列堵剂配方的基础上, 经过多种配方的室内实验, 确定堵剂选用改性高分子丙烯酰胺 (15%) 为主剂, 在交联剂、促凝剂等作用下, 形成微膨体型结构, 有效封堵高含水产液层。

堵剂性能指标检测结果显示, 堵剂初始粘度46.9m Pa·s, 成胶时间11.5h, 成胶强度大于480×104m Pa·s, 其承受压差大于0.54MPa/cm, 封堵率可达到99.5%;同时具有很好的耐冲刷、配伍性好的特点, 可满足现场施工的要求。

堵剂性能指标表

2. 堵剂用量参数量化

通过数值模拟结合现场施工, 确定了最佳化学封堵剂的封堵强度为12.5-15m3/m, 基质封堵厚度为4cm, 并建立了暂堵剂用量的计算方法。

式中:l裂—裂缝长度;h裂—裂缝高度;w裂—裂缝宽度;Φ裂—裂缝孔隙度;h储—储层高度;Φ基—基质孔隙度;h基—基质填充厚度, m—修正系数。

修正系数经验值

.92%。

绘制措施增液、增油递减曲线, 初期产量递减较快, 前3个月月递减幅度18.8%, 后期产量稳定, 后9个月月递减幅度6.7%, 含水下降较稳定, 初期产量递减快, 稳产期长是堵压控水效果递减特征。

同时, 从不同因素对措施效果影响看, 裂缝转向角度越大、连通方向越单一、高产水期时间越短、采出程度越低及水淹半径越小、油井排措施井效果相对较好。

3. 探索了高含水关停井治理手段

103口施工井中关停井18口, 占施工井数的17.5%, 平均关井时间3.3年, 措施初期平均单井日产液7.8t, 日产油3.1t, 含水60.3%, 单井累积增油524t。重新动用可采储量25.6×104t, 累计增油9432t。

三、认识及存在的问题

通过理论研究和现场试验, 建立了堵压结合工艺选井选层标准、完善了化学封堵工艺, 创新了高含水井挖潜手段, 提高了单井采出程度;研发了单液法封堵方式, 并针对单井特点研发了单堵单压、合堵分压和小直径封堵压裂三种堵压工艺;明确了堵压控水增油技术、经济界限, 形成了一整套适合于外围油田高含水井剩余油挖潜的堵压结合配套工艺技术, 为低渗透油田中高含水期剩余油挖潜提供了技术支持。

随着措施井数的逐年增多及注水开发时间的延长, 一、二类区块中高含水井逐渐呈现出多层见水、基质见水的特征, 同时受套损井及封堵工艺的影响, 导致一、二类区块适合于堵压结合控水增产技术的井逐渐减少, 选井选层难度也越来越大。下步计划在三类区块优选试验井, 拓宽选井选层技术范围, 探索堵压结合控水增产技术在三类区块试验效果。

摘要：本文针对低渗油田垂直人工裂缝见水后含水上升速度快的实际问题, 优选高强度化学封堵剂, 并对堵剂用量、封堵管柱及施工工艺进行了优化, 形成了裂缝性低渗透油田高含水井剩余油挖潜的堵压结合配套工艺技术。

关键词：高含水井,封堵,施工工艺