多级分段堵水工艺在南海海相砂岩稠油油藏的应用实践.pdf

2023年8 月第39 卷第8 期工程技术石油工业技术监督Technology Supervision in Petroleum IndustryAug.2023Vol.39No.8多级分段堵水工艺在南海海相砂岩稠油油藏的应用实践闫猛，李文金，李彬，田波中海石油（中国）有限公司深圳分公司（广东深圳5 18 0 6 7）摘要针对南海海相砂岩稠油油藏含水上升快、面临投产即高-特高含水、产量低及易出砂的生产困境，以及采出程度低、预测采收率低、开发难度大、稳油控水形势严峻等问题。开展了多级分段堵水技术应用研究，分析评价南海东部地区X油田开发中波及系数和驱油效率的变化规律，提出了找堵水一体化的多级分段堵水技术。通过保护液测试全井段和分隔后隔断的注入指示曲线，根据不同位置注入指示曲线的变化判断出水点，并针对性的开展不动管柱堵水作业，从而保证堵水作业的成功率及效果。多级分段堵水工艺对南海海相砂岩稠油油藏有较好的适应性，现场应用有效期达半年以上，可推广应用。关键词海相砂岩；稠油；多级分段；化学堵水D01:10.20029/j.issn.1004-1346.2023.08.013Application and Practice of Multi-stage Segment Water Shutoff Technology inMarine Sandstone Heavy Oil Reservoir of South China SeaYAN Meng,LI Wenjin,LI Bin,TIAN BoShenzhen Branch Company,CNO0C(China)Limited Company(Shenzhen,Guang zhou 518067,China)Abstract In view of the production dilemmas of marine sandstone heavy oil reservoir in South China Sea like water content risingquickly,high or very high water content while facing production,low yield,and being easy to produce sand,as well as problems such aslow production degree,low predicted recovery rate,great development difficulty,and severe oil stability and water control situation,this ar-ticle carried out a study on application and practice of multi-stage segmentation of water shutoff technology,analyzed and evaluated thechange law of impact coefficient and flooding efficiency in the development of X oil field in the eastern part of the South China Sea,andproposed an integration multi-stage and segmented water plugging technology.This technology used the protection fluid to test the injec-tion indication curve in the whole well section and partition after segregation.Then,according to the change of injection indication curvein different positions,the water points were determined,and the water shutoff operation of fixed string was conducted with the target,so asto ensure the success rate and effect of water shutoff operation.Therefore,multi-stage segmented water shutoff technology has a betteradaptability for the marine sandstone heavy oil reservoir of South China Sea,and field application life can reach more than half a year,and can be promoted and applied.Key words marine sandstone;heavy oil;multi-stage segmentation;chemical water plugging闫猛,李文金,李彬,等.多级分段堵水工艺在南海海相砂岩稠油油藏的应用实践 J.石油工业技术监督,2 0 2 3,39(8):6 5-6 9.YAN Meng,LI Wenjin,LI Bin,et al.Application and practice of multi-stage segment water shutoff technology in marine sandstone heavyoil reservoir of South China SeaJJ.Technology Supervision in Petroleum Industry,2023,39(8):65-69.特高含水期，个别油田综合含水率接近9 8%,已经接0引言近油田开发的上限。海相砂岩稠油油藏普遍具有经过多年的高速开发，以南海东部砂岩油田为有效厚度薄、边底水能量强、含水上升快、采出程度代表的海上油田开发已进入中高含水期。最新的低的特点。且单井高含水、低产油,控水难度和开生产数据表明，南海东部主力油田均进人高含水、发难度大。稠油油田面临投产后即高-特高含水、收稿日期：2 0 2 2-10-2 5；修回日期：2 0 2 3-0 2-0 2作者简介：闫猛（19 8 5 一)男，硕士，工程师，现主要从事南海东部油田采油工艺及增产措施研究和应用工作。E-mail:yan-:66产量低及易出砂的生产困境，而且采出程度低、预测采收率低，稳油控水形势十分严峻，水平井大（多)段合采，高含水井无法进行机械堵水，或需要动管柱堵水,控水难度大，如何进一步提高海相砂岩稠油油田的采收率，面临巨大挑战-4。尽管海相砂岩稠油油田开发面临很多困难,但海相砂岩稠油油田探明储量仍在南海东部原油探明总储量中占据主要份额，是南海东部油区开发生产的主体。因此，提高海相砂岩稠油油田在高-特高含水期的采收率，是增储上产的关键。1海上油田堵水技术现状和存在的问题海上油田水平井堵水技术包括测井确认油藏出水点、堵水剂及堵水工艺等方面。但水平井管柱一般具有工艺复杂、测井资料少等特点，使堵水技术难度增加。堵水技术的核心包括两个方面：堵水药剂体系及堵水工艺，经过多年的发展,形成了一系列技术体系。堵水剂是堵水技术中发展最主要的技术之一。根据堵水剂在地层中的状态，主要分为以下5种类型：冻胶型、树脂型、凝胶型、沉淀型和分散体型。虽然堵水剂技术研究取得一系列成果,但目前仍存在以下问题：封堵油水选择性不强，使封堵层的油水产量均下降，降低经济效益；封堵强度弱且有效期短，常出现失效回吐和封堵能力不足的现象；堵水剂价格较为昂贵，投资回报低；对油藏条件具有专一性，适用的化学环境较窄。所以应进一步开展堵水剂的研究，尤其开发出油、水选择性强，化学稳定性强，适用广泛，成本低，施工工艺简单的选择性堵水剂 4-7。根据水平井的井身结构、出水层位、出水类型及堵水剂特性等,水平井堵水的工艺技术一般为分隔、定位和笼统注入工艺。但以上工艺仍存在技术问题：机械封隔器和水泥塞仅适用于射孔完井和部分类低渗通道渗流通道中渗通道高渗通道窜流小通道窜流通道窜流大通道窜流特大通道似管流通道石油工业技术监督分裸眼完井的水平井，预置工作筒技术仅针对出水层位与开发地质分析结果一致的水平井；ACP(An-nularChemicalPacker环空化学封隔器）技术作业工序复杂，形成的阻流环套强度小，或因重力作用不能形成完整的环套；笼统注入的成功更要依赖堵水剂的选择性 8-I2多级分段堵水工艺和选井原则针对水平井井身结构复杂，动管柱作业成本很高且存在施工风险的难题,提出了找堵水一体化的多级分段堵水技术。该技术利用液体封隔器对水平井段进行逐段分隔，通过保护液测试全井段和分隔后隔断的注入指示曲线，根据不同位置注人指示曲线的变化判断出水点，并针对性地开展堵水作业，从而保证堵水作业的成功率及效果。该技术无需动管柱作业，作业成本较低。2.1堵水剂参数1)液体封隔器，属于活性交联烯丙基聚合物体系，成胶时间可控，具有较高的强度，同时容易解堵,其主要性能指标见表1。表1液体封隔器性能指标成胶时间/断裂应力/本体强度/配方h0.3%主剂+0.448助剂0.5%主剂+0.5助剂2)高强度堵剂属于超分子自组装体系,超支化水溶性聚合物的不同基团之间形成疏水微区,发生自组装，油水选择性好。深部运移堵剂属于二次交联聚合物凝胶体系，通过改变有机铬交联剂的配体来实现。根据窜流强度的要求,在实际油藏中能够提到流度控制作用的流体黏度，强度可控。通过交联剂的逐级释放，能够达到控制聚合物凝胶的强度与成胶时间。不同强度的堵剂可满足驱动压力梯度提高的需求。不同地层推荐堵剂配方见表2。表2 不同地层推荐堵剂配方渗透率/m配方0.050.0511226610102020Pa87322410 256封堵率%成胶黏度/(mPas)0.2%RI-P1+0.15%RI-CL289.730.3%RI-P1+0.2%RI-CL298.250.4%RI-P2+0.3%RI-CL395.80.5%RI-P2+0.25%RI-CL495.80.6%RI-P3+0.3%RI-CL595.480.8%RI-P3+0.4%RI-CL694.8N15382.397510012 600108000300 000338 000389 000闫猛等：多级分段堵水工艺在南海海相砂岩稠油油藏的应用实践3)堵水剂用量计算。堵水剂用量公式如下：V=(Lo+10)W Hp:式中：V为堵水剂用量,m;L.为水平段长,m；W为底水隔板宽,m;H为底水隔板高,m;为储层孔隙度，%；为底水隔板完整系数。2.2工艺原理多级分段堵水工艺(图1)通过水平井分段试井和保护液相结合，下液体封隔器将出水部位卡出，注人选择性堵剂,用顶替液将堵水剂顶替至渗滤面位置，候凝使堵水剂强度增至最大值，以边找水边堵的方式实现多级分段化学堵水 2-14。该堵水工艺主要步骤为：1)找水：利用保护液找水。2)卡层：下液体封隔器将出水部位卡出。3)注堵水剂：注人选择性堵剂。4)注顶替液：用顶替液将堵水剂顶替至渗滤面位置。5)关井候凝：使堵水剂强度增至最大值。6)恢复生产：为保持产液量，应适当改变电潜泵的参数。244.475mm(9%)套管01710.48m生产油管顶部封隔器1 696.351697.80m电潜泵砾石充填延伸管/1346.2m1 697.801 709.55m完井筛管完井筛管1.974.32m/1976.42 204.68 m/2206.802 332.24m图1多级分段堵水工艺根据油水相对渗透率，保护液优先进人水层，对油水渗透率具有明显的选择性。通过注入保护液与原油发生自乳化行为,降低其在油相的渗透率，提高保护液的极性,提高其在水相中的渗透率，从而达到堵水剂选择性进入水相的目的。高强度堵剂封堵水平井近部出水位置，深部运移堵剂处理水平井远井出水部位，通过交联剂的逐级释放，能够达到控制聚合物凝胶的强度与成胶时间，不同强度的堵剂可满足驱动压力梯度提高的需求 15-16 。2.3选井原则选择砂体储量大、采出程度较低、剩余可采储量较大的目标井。具体堵水目标井筛选原则为：:67:1)累产油量少,同一砂体内井控储量采出程度(1)较低，但当前可采储量采出程度较高。2)生产层段距离油水界面相对较远（大于8m)。3)产液量较高（大于10 0 0 m/d,保证堵水后仍有一定液量)。4)非均质性相对较强,最好存在高渗透带。5)井况较好，无出砂现象。此外，由于多级分段堵水工艺需基于水平井分段水淹及出水特征选择性分段注入堵剂,因此堵水选井除了要基于筛选原则外，还需综合考虑水平井水淹及出水规律，结合砂体夹层发育情况分析水平井水淹及出水特征。2.4目标井筛选在统计分析X油田5 1口水平井资料的基础上，包括水平段长度、油层厚度、平均渗透率、距离油水边界的距离、边底水类型、日产液油水、累积产油、见水时间、井控储量、采出程度等，综合筛选出X井作为目标井进行现场堵水矿场实验。X井水平段渗透率呈多段式分布（图2），剩余井控储量较大（表3），避水高度分别为15.9 m和12 m，预测可采储量的采出程度较相对较高，选为目标堵水井。深度/油柱高度/m。渗透率/10%0 0 地层孔除度/%4。含油饱和度油水界面重深m0m1610-2160完井筛管-2.200-2.24022802330-2360-2.400-2.440-2.48025202.550-2.600-2.6402.680180640图2 X井水平段电测解释图12:00000.40:68作业前日产油/(m/d)26X井水平段渗透率以多段式分布，水淹规律为典型底水锥进特征（图3），全井段水淹但井段出水不均,出水段以跟端-趾端出水为主，生产提液后含水下降,产油上升,堵水增油潜力较大，且该井井控剩余储量大，可采储量采出程度低，但井下下部完井管柱有中心管,堵水作业工艺相对复杂。10090807060504030201000图3X井所在层位生产井含水上升规律3多级分段堵水工艺的现场应用效果3.1目标井概况X井是一口水平井,完钻井深2 6 9 8 mMD/1683m TVD(MD表示MeastureDepth,测深或斜深;TVD表示TrueVerticalDepth，垂深），目的层为RE16.20,地下原油黏度为6 4.8 mPas,原油地面密度为0.9 4glcm,完井方式采用2 15.9 mm(8%）井眼+17 7.8 mm(7)筛管完井，油管规格为139.7 mm(5V）17 PPFL80-3CRF0X。2 0 14年1月14日投产，堵水作业前该井平均日产液量16 5 1m/d，产油量2 6 m/d，含水段塞药剂类型1保护液2弱凝胶3强凝胶4顶替液5过顶替液6侯凝合计3.3作业效果和认识X井现场试验实施多级分段堵水作业堵水后，含水率由9 8.6%降至5 8%，作业后生产3个月缓慢上石油工业技术监督表3X井单井可采储量采出程度作业前作业前含水率/%累产油/(10 m)98.413.6510累产油/（10 m）用量/m1404507504004502190预测可采量/(10m)17.298.4%。经过多年生产，底水锥进严重，进人高含水期。为抑制底水的锥进速度，有效封堵底水水流通道，控制油井产液量，降低油井含水率，减少采出污水处理费用，提高原油产量和采收率，2 0 2 0 年11月份对该井实施多级分段堵水作业，以达到增油控水的目的。3.2堵水作业流程因该井具有多段出水层的特殊性，为减少堵水次数,降低作业成本,提高堵水效果,实施一次堵水施工，同时达到封堵多套出水层的目的。由于该井下部完井组合含有中心管，下入小钻杆难以抵达油层部位，使用连续油管存在卡钻风险，且作业费用较高。综合考虑，采用不动管柱笼统注入方式，不拆装井口，不起出上部完井生产管柱，在井口采油树直接连接注入管线，充分利用多级分段堵水技术1520可采储量采出程度/%79.125找水堵水一体化的特点，实施利用保护液找堵水措施，利用保护液测试注水指示曲线，判断出水点位置，针对性进行堵水作业。堵剂采用多次配制（表4），一次连续注人。具体作业流程如下：1)注人保护液测全井段注入指示曲线。2)注人弱凝胶堵剂，关井候凝后测试注入压力，并与全井段注人指示曲线对比，判断是否达到启动新段的压力。3)若未达到启动新段的压力，继续注人高强度堵剂,关井候凝后测试注入压力，并与全井段注入指示曲线对比，判断是否达到启动新段的压力。4)注人封口段塞，关井候凝。5)恢复管柱正常生产。表4X井堵水药剂注入量注人速度/(m/h)2020202020候凝2 d升到9 7%（原日产油分配约2 5 m,堵水后约36 m），措施效果超预期。该工艺堵水作业模式简单，对于南海海相非均质砂岩适应性较好，但仍需进一步现渗透率分布模式多段式配方比例0.2%保护液0.5%聚合物+0.8%交联剂A+0.05%交联剂B0.5%聚合物+0.8%交联剂A+0.1%交联剂B0.4%保护液生产水是否带中心管是闫猛等：多级分段堵水工艺在南海海相砂岩稠油油藏的应用实践场应用评价。通过X井多级分段堵水作业，对南海海相砂岩稠油油田水平井堵水有以下认识：堵水段塞小，有效期短；单井日产液量大，要求堵剂“站得住、站得稳”，需提高堵剂强度；天然能量开采，储层存在亏空，油井存在一定情况的“倒吸”现象。4结束语加强目标井选井研究，重点分析措施工艺的适应性,以堵水有效性和增油量作为考核评估目标,提前完成作业方案，分批实施，开展堵水有效系列技术规模应用,对同类问题规模治理，可简化作业流程，减少生产水的产生，降低平台现场生产流程的设备负荷，减少地面流程水处理化学药剂的使用。1)由动管柱定点注人作业方式优化为笼统注人作业，简化了作业流程，降低了作业难度，对类似不动管柱堵水作业有一定的指导和借鉴意义。2）调节堵剂成胶时间，优化年度等流变参数，可以使用平台现场泥浆池和泥浆泵等设备配制和注人堵剂，能够节省作业设备租赁费用。3）南海海相砂岩稠油油藏水平井多数边底水锥进严重，含水上升快，稳油控水难度大，油田整体进入特高含水期，剩余油高度分散，进一步提高采收率难度大，需进一步加大现场试验评价，优选适应不同类型的堵水工艺。参考文献：1陈辉,曲典,吴胜.油田化学堵水工艺技术探析 .石化技术,2 0 19,2 6(6):49-5 0.2 熊友明,刘理明,张林,等.我国水平井完井技术现状与发:69:展建议 .石油钻探技术,2 0 12,40(1):1-6.3宋志军,孙光明,李复.水平井找堵水技术在辽河油田开发中的应用 .石化技术,2 0 17,2 4(12):30-32.4张永刚,葛际江,郑玉飞,等.水平井新型笼统挤注化学堵水剂研究与应用 J.油气藏评价与开发,2 0 13,3(1):44-49.5李加庆.水平井化学分段堵水技术 .中国石油和化工标准与质量,2 0 12,32(6):119.6齐行涛.水平井分段定位找堵水技术及配套工艺研究与应用 J.石油化工应用,2 0 2 0,39(5):8-12,5 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