水力擴(kuò)容技術(shù)在提升天然氣驅(qū)增注效果上的應(yīng)用

胡鵬程

中國石油遼河油田分公司 興隆臺(tái)采油廠（遼寧 盤錦124010）

興古潛山油藏屬于裂縫性油藏，注氣作為潛山油藏提高原油采收率的有效辦法，隨著油藏開發(fā)的深入，氣驅(qū)受效油井出現(xiàn)氣竄、油井產(chǎn)出氣中氮?dú)夂扛摺Ⅱ?qū)油效率低等問題。因此，逐步將非烴類氣驅(qū)轉(zhuǎn)變成烴類氣驅(qū)是興古潛山油藏補(bǔ)能驅(qū)油的必要選擇。在轉(zhuǎn)換注入介質(zhì)的過程中，受儲(chǔ)層物性影響，天然氣注入井呈現(xiàn)出注入壓力高、達(dá)不到配注量等諸多問題。針對(duì)這些問題，提出水力擴(kuò)容技術(shù)來改善天然氣驅(qū)增注效果。

1 興古潛山油藏天然氣驅(qū)增注現(xiàn)狀

1.1 油藏概況

興古7斷塊區(qū)構(gòu)造上位于西部凹陷中南段興隆臺(tái)潛山，西鄰盤山洼陷，北鄰陳家洼陷，東鄰冷家斷階帶，南面是馬圈子潛山，構(gòu)造面積8.6 km2。該區(qū)塊斷裂發(fā)育，有北東、北西、近東西3組7條正斷層，其中北東向斷層斷距大、延伸長，是主干斷層，控制著潛山形態(tài)，其他為次級(jí)斷層。其進(jìn)一步又分成興古7塊、興古7-6塊、興氣9北塊3個(gè)斷塊，次級(jí)斷層對(duì)潛山內(nèi)幕影響較小。構(gòu)造裂縫發(fā)育方向以NE～NNE向最發(fā)育，構(gòu)造裂縫以中高角度裂縫為主。興古潛山油藏共投產(chǎn)油井200口（其中水平井112口、直井88口），開井162口，井口日產(chǎn)油1 150 t，日產(chǎn)氣85.2×104m3，平均氣油比287 m3/t。采出程度3.8%，其中主體塊采出程度已達(dá)8.2%。地層壓力較原始地層壓力已下降12.9 MPa。

1.2 存在問題

在興古7-H173井和興古7-H175井開展了注天然氣驅(qū)油試驗(yàn)。2016年至2017年，2口注氣井在投產(chǎn)后均下入氣舉閥管柱開展替泥漿、氣舉排液、氮?dú)庠囎⒌茸⑻烊粴馇暗臏?zhǔn)備和參數(shù)錄取等工作。根據(jù)氮?dú)庠囎⑦^程中錄取的參數(shù)，設(shè)計(jì)了注天然氣管柱結(jié)構(gòu)及相應(yīng)井口配置，并對(duì)單井的注入?yún)?shù)和氣源調(diào)配進(jìn)行了整體規(guī)劃，但在實(shí)際試注天然氣過程中，在注入壓力為25 MPa時(shí)，氮?dú)庠囎⑵骄兆⒘窟_(dá)到25×104m3；而在更換管柱后試注天然氣，注入壓力達(dá)到29 MPa時(shí)，平均日注量僅能達(dá)到9.5×104m3。

針對(duì)改變注入介質(zhì)后的注入壓力上升和注入量下降的原因進(jìn)行了分析，結(jié)合更換注氣管柱井下作業(yè)過程和注氮?dú)夤苤鶐С鑫铮治鰧?dǎo)致天然氣注入困難的原因如下：

1）試注管柱局部被腐蝕后殘留物質(zhì)（極其少量）和作業(yè)入井流體對(duì)地層及水平段篩管造成次生傷害而可能出現(xiàn)的堵塞。氮?dú)庠囎⒑笞鳂I(yè)起管柱中發(fā)現(xiàn)部分管柱、氣舉閥、篩管均出現(xiàn)嚴(yán)重腐蝕，篩管底部堆積了少量的堵塞物。

2）氮?dú)獾拿芏缺忍烊粴獯螅鈺r(shí)產(chǎn)生的推力更強(qiáng)。在相同溫度和壓力下，N2的密度小于油藏的氣頂氣的密度，黏度則與氣頂氣接近（即使在地層壓力高達(dá)42 MPa以上仍能保持此特性），這種特性適合于塊狀油藏和水平井油藏采用頂部注氣按重力分異方式驅(qū)替原油，并有利于緩和重力驅(qū)過程中出現(xiàn)的黏性指進(jìn)現(xiàn)象[2]。

3）作業(yè)過程中井筒積液，導(dǎo)致注氣阻力大，壓力持續(xù)增高。積液中的水滴由于界面張力而保持成球形。當(dāng)通過細(xì)小的孔隙喉道時(shí)，必須拉長并改變自己的形狀，這種變形將消耗一部分能量，從而減緩了運(yùn)動(dòng)，增加了額外的阻力即賈敏效應(yīng)。正是因?yàn)檫@種效應(yīng)，大量的液體在注氣壓力下，在細(xì)小的孔道內(nèi)堆積，阻隔了氣體進(jìn)入空隙的通道，導(dǎo)致注氣壓力穩(wěn)增不降[3]。

目前注天然氣井井身結(jié)構(gòu)和井口條件，開展大規(guī)模儲(chǔ)層改造存在以下問題：

1）注入井井口壓力等級(jí)為35 MPa，單井已經(jīng)注入了超過2 500×104m3天然氣，更換壓力等級(jí)更高的注氣井口，井控風(fēng)險(xiǎn)和作業(yè)成本高。

2）井下安全閥設(shè)置關(guān)閉壓力為32 MPa，提高注入壓力需進(jìn)行井下作業(yè)調(diào)整安全閥壓力設(shè)定值。

3）以現(xiàn)有注氣生產(chǎn)管柱和井口的壓力等級(jí)，無法通過壓裂等高壓泵注措施充分改造儲(chǔ)層。

針對(duì)目前亟待解決的難題，對(duì)天然氣注入井進(jìn)行儲(chǔ)層改造，開展水力擴(kuò)容技術(shù)試驗(yàn)與應(yīng)用，進(jìn)而提高注天然氣井的注入量，實(shí)現(xiàn)油藏的能量補(bǔ)充。

2 水力擴(kuò)容技術(shù)研究

水力擴(kuò)容是指儲(chǔ)層巖石在剪切應(yīng)力作用下，砂粒從致密排列過渡到疏松排列，沿天然裂縫摩擦錯(cuò)動(dòng)，微觀孔隙受孔隙壓而破壞，其總體積增加的變形現(xiàn)象（圖1）[4]。擴(kuò)容改造技術(shù)通過精細(xì)調(diào)整注入壓力或流量，在油藏中形成一個(gè)高孔隙度、高滲透率的擴(kuò)容區(qū)，即微裂紋區(qū)。與壓裂中形成的單條線性張裂縫不同，擴(kuò)容區(qū)是一個(gè)真正的體積改造，圖1（b）顯示體積增加高達(dá)8%～10%，其造成的儲(chǔ)存空間和改造體積比線性壓裂可以大幾個(gè)數(shù)量級(jí)（表1）。

圖1 巖石受剪切擴(kuò)容作用后體積增加變化

目標(biāo)井興古7-H175井目的層為太古界水平井，電測(cè)結(jié)果顯示其基質(zhì)孔隙度2%～4%，為低孔低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層的滲流能力主要是依靠儲(chǔ)層發(fā)育的微裂縫，其連通特性決定地層流體的流動(dòng)能力。擴(kuò)容工藝技術(shù)的目標(biāo)是增加各級(jí)微裂縫的互聯(lián)互通，并對(duì)基質(zhì)孔隙施加有效改造，增加其孔隙度進(jìn)而擴(kuò)大了滲流能力。并通過對(duì)近井地帶擴(kuò)容恢復(fù)導(dǎo)流能力，改善遠(yuǎn)井油藏巖體的三維方向滲透性，可以實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層不同部位的有效溝通，提高注氣效率。

2.1 技術(shù)要點(diǎn)

依據(jù)目的儲(chǔ)層的巖性特征、敏感性特征，以及孔隙結(jié)構(gòu)與巖石力學(xué)特征，優(yōu)選施工液體，優(yōu)化施工參數(shù)，使目標(biāo)油藏在三維方向上得到有效的擴(kuò)容改造，增加油藏內(nèi)部孔隙和縫隙結(jié)構(gòu)的連通性與溝通能力，從根本降低注氣壓力，增加單井注入能力。

表1 水力擴(kuò)容技術(shù)與水力壓裂對(duì)比

1）目標(biāo)層段屬于潛山油藏儲(chǔ)層，基質(zhì)孔隙度2%～4%，滲透率極低，在儲(chǔ)層內(nèi)部發(fā)育一定數(shù)量的天然裂縫。應(yīng)用暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，使施工過程中儲(chǔ)層的流體優(yōu)勢(shì)裂縫通道受到抑制，確保更細(xì)小的微裂縫與基質(zhì)孔隙獲得有效改造，最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層不同部位獲得均勻改造。

2）優(yōu)選施工黏土穩(wěn)定劑，確保高效防膨，完善儲(chǔ)層保護(hù)。

3）強(qiáng)化助排。目標(biāo)層段壓力系數(shù)偏低，單純依靠地層壓力排液，會(huì)造成排液不徹底，不利于后續(xù)生產(chǎn)；優(yōu)選合適的化學(xué)添加劑，削弱儲(chǔ)層的水鎖特性，減小入井液體的界面張力，使用高效防水鎖劑、助排劑等化學(xué)助劑；提高作業(yè)后返排時(shí)效與最終返排率，使地層中滯留最少量的液體，且不會(huì)對(duì)后續(xù)的注氣生產(chǎn)造成影響。

4）優(yōu)化擴(kuò)容施工參數(shù)，使油藏得到有效擴(kuò)容改造。優(yōu)化入井液體規(guī)模，以鄰井最近井距為優(yōu)化設(shè)計(jì)參照目標(biāo)，確保擴(kuò)容施工既能有效改造儲(chǔ)層，又不會(huì)對(duì)鄰井生產(chǎn)產(chǎn)生負(fù)面影響，獲得符合要求的增注效果。

2.2 參數(shù)設(shè)計(jì)

2.2.1 施工液體性能

大量擴(kuò)容液體與儲(chǔ)層接觸，要求液體滿足基本儲(chǔ)層保護(hù)條件，即液體不會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層中黏土成分膨脹、運(yùn)移等導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率降低，注入儲(chǔ)層中的液體易于排出，不會(huì)長時(shí)間滯留儲(chǔ)層。要求液體與儲(chǔ)層具有良好的配伍性，施工液體設(shè)計(jì)配方見表2。

表2 施工液體設(shè)計(jì)配方

為了實(shí)現(xiàn)最佳的儲(chǔ)層保護(hù)及助排效果，液體添加劑濃度按照?qǐng)D2中曲線控制。

圖2 施工添加劑濃度控制曲線

2.2.2 擴(kuò)容改造泵注程序

活性水使用清水加防膨劑配制，最大限度降低儲(chǔ)層敏感性帶來的傷害，有利于儲(chǔ)層保護(hù)，有利于助排，不會(huì)由于黏土礦物的膨脹造成滲透能力降低。施工過程中具體的壓力和排量由實(shí)時(shí)分析軟件決定[5]，興古7-H175井水力擴(kuò)容泵注程序見表3。

表3 興古7-H175井水力擴(kuò)容泵注程序

2.2.3 施工排量與井口壓力計(jì)算

井口壓力計(jì)算依據(jù)本井目的層儲(chǔ)層物性特征以及巖石力學(xué)特征，取目的層裂縫延伸壓力為0.018 MPa/m（依據(jù)興古8井壓裂設(shè)計(jì)及測(cè)井曲線模擬計(jì)算獲得）；擴(kuò)容施工不同于常規(guī)壓裂，在儲(chǔ)層中不會(huì)形成宏觀的水力裂縫，因此實(shí)際施工壓力會(huì)較計(jì)算壓力低。

興古7-H175井目的段為潛山油藏太古界儲(chǔ)層，為基質(zhì)低孔低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層內(nèi)部有一定數(shù)量的天然裂縫。改造井段為3 772.69～4 460.00 m。

施工排量為1.2 m3/min時(shí)（最高施工排量），在儲(chǔ)層裂縫延伸壓力最高為0.018 MPa/m的條件下，井口油管壓力27.7 MPa，油管沿程摩阻為4.0 MPa。原注氣管柱滿足施工要求，施工時(shí)井口限壓32 MPa；設(shè)計(jì)施工最大注入壓力28.9 MPa，總注入量148～400 m3，注入排量0.05～1.2 m3/min，由壓力車組配合施工。

2.2.4 暫堵劑選型

目標(biāo)層段基質(zhì)孔隙度2%～4%，滲透率很低，在儲(chǔ)層內(nèi)部發(fā)育一定數(shù)量的天然裂縫，主要的儲(chǔ)集空間為這些天然裂縫[6]。應(yīng)用暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)，通過層間轉(zhuǎn)向逐級(jí)封堵儲(chǔ)層優(yōu)勢(shì)通道，盡可能使縱向測(cè)井剖面目的段整體獲得均勻的有效擴(kuò)容改造，使儲(chǔ)層內(nèi)部縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層不同部位都獲得均勻改造。

采用近井地帶+裂縫遠(yuǎn)端型暫堵轉(zhuǎn)向劑。它是一種具有自降解功能的暫堵轉(zhuǎn)向化學(xué)材料，暫堵劑封堵射孔眼如圖3所示。通過不同粒徑的合理組合，可以在已開啟的、較寬的裂縫縫口部位，以及微裂縫端部形成橋堵，從而起到暫堵轉(zhuǎn)向作用，儲(chǔ)層凈壓力升高，使工作液體轉(zhuǎn)向基質(zhì)孔隙部分以及開啟程度偏小或者尚未開啟的裂縫，使基質(zhì)部分實(shí)現(xiàn)微破裂與微裂隙擴(kuò)展和延伸[7-8]。當(dāng)施工結(jié)束后，轉(zhuǎn)向劑可以自行降解，被暫時(shí)封堵的裂縫井段進(jìn)而釋放成為滲流通道，降解的暫堵轉(zhuǎn)向劑材料將隨工作液返排至地面，對(duì)儲(chǔ)層沒有任何傷害。

暫堵劑是一種新型分子聚合物，其中包括生物高分子，性能如下：

1）抗壓強(qiáng)度高（實(shí)驗(yàn)室條件下濃度90 g/cm3，暫堵形成后，20 MPa壓差條件下，濾失流量為5 mL/min，6.5 min后降為0），安全可靠。

圖3 暫堵劑封堵射孔孔眼示意

2）與擴(kuò)容液體配伍，可以滿足85～140℃儲(chǔ)層溫度條件，最高工作溫度可達(dá)155℃。

3）快速形成濾餅，封堵效率高。

4）降解徹底、可控，對(duì)地層不造成損傷。

2.2.5 放噴制度

設(shè)計(jì)施工完畢關(guān)井2 h后開始進(jìn)行放噴。當(dāng)井口油壓大于15 MPa時(shí)，用2 mm油嘴放噴；當(dāng)油壓介于10～15 MPa時(shí)，用3 mm油嘴放噴；當(dāng)油壓5～10 MPa時(shí)，用5 mm油嘴放噴。放噴時(shí)注意觀察井口壓力變化，若出現(xiàn)井口壓力上升趨勢(shì)，井口壓力每增加2 MPa，則放噴油嘴換用較小級(jí)別，最小油嘴為2 mm。

3 應(yīng)用效果

3.1 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

圖4 興古7-H175井水力擴(kuò)容施工示意

興古7-H175井水力擴(kuò)容施工共計(jì)完成11段施工，施工過程如圖4所示，停泵壓力20 MPa，共計(jì)泵入390 m3水力擴(kuò)容液，施工壓力20 MPa、6 MPa、25 MPa、29 MPa、19 MPa，累計(jì)施工時(shí)間9 h50 min。擴(kuò)容后2 h立即開展放噴作業(yè)，放噴12 h后，壓力歸零，累計(jì)放出水力擴(kuò)容液16 m3。后上連續(xù)油管作業(yè)，分別在500 m、1 000 m、1 500 m、2 000 m位置氣舉，累計(jì)返出擴(kuò)容液28 m3，出油約3 t后停止氣舉，關(guān)井壓力13 MPa。本井水力擴(kuò)容后，累計(jì)排出水力擴(kuò)容液約44 m3。

3.2 效果分析

針對(duì)井筒積液所造成的賈敏效應(yīng)，制定間歇注氣措施使井筒內(nèi)的壓井液重新分布，重新建立氣流通道，逐漸把壓井液推入地層，直到地層遠(yuǎn)端，從而提高注氣量。

2018年7月26日對(duì)2口注氣井實(shí)施間歇注氣試驗(yàn)，試驗(yàn)參數(shù)見表4，實(shí)施了4次間歇注氣，提高了一定的吸氣量，2口井注氣量達(dá)到13.2×104m3/d。

表4 注天然氣井間歇注氣參數(shù)

經(jīng)過2個(gè)月的跟蹤發(fā)現(xiàn)，間歇注氣效果顯著。興古7-H173井日注氣由5×104m3增至6.5×104m3，興古7-H175井日注氣由5×104m3增至6.7×104m3。但仍遠(yuǎn)未達(dá)到15×104m3的設(shè)計(jì)日注量。

在現(xiàn)有生產(chǎn)管柱和井口壓力等級(jí)的條件下，引入了水力擴(kuò)容技術(shù)對(duì)注天然氣井進(jìn)行儲(chǔ)層改造。興古7-H175措施前正常注入階段平均壓力29 MPa，日注氣量10.6×104m3。實(shí)施水力擴(kuò)容后，日注氣量提升至15.4×104m3，較擴(kuò)容前日增注4.8×104m3，增注效果明顯。

4 結(jié)論

1）水力擴(kuò)容技術(shù)不同于大排量施工壓開主裂縫增大導(dǎo)流能力的方式，而是小排量、變排量，利用通過天然裂縫的錯(cuò)動(dòng)及其端部的擴(kuò)展，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層內(nèi)部空間的擴(kuò)充及微裂縫之間的連通，進(jìn)而增加地層滲流能力。

2）在不更換井內(nèi)注天然氣管柱的前提下，通過水力擴(kuò)容技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)儲(chǔ)層的充分改造，大大降低了改造成本和井控風(fēng)險(xiǎn)。

3）水力擴(kuò)容技術(shù)的成功應(yīng)用，為提高興古潛山油藏注天然氣開發(fā)水平提供了有力的技術(shù)借鑒，并為裂縫性油藏的儲(chǔ)層改造提供了新的思路。