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红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术

王宏申 王天慧 黄永章

王宏申,王天慧,黄永章. 红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):395-399 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.019
引用本文: 王宏申,王天慧,黄永章. 红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):395-399 doi:  
WANG Hongshen, WANG Tianhui, HUANG Yongzhang. Profile control technology with high-strength plugging agent for straightly-connected fractures in Honghe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 395-399 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.019
Citation: WANG Hongshen, WANG Tianhui, HUANG Yongzhang. Profile control technology with high-strength plugging agent for straightly-connected fractures in Honghe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 395-399 doi:  

红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术

doi: 
基金项目: “十三五”国家科技重大专项示范工程“渤海油田高效开发示范工程”(编号:2016ZX05058);中国海洋石油总公司科研项目“海上聚合物驱增效工艺技术研究”(编号:CNOOC-KJ 135 KJXM NFGJ 2016-04)
详细信息
    作者简介:

    王宏申(1975-),2002年获中国石油大学(北京)油气田开发专业硕士学位,现主要从事油藏工程、提高采收率技术研究,高级工程师。通讯地址:(257029)山东省东营市东营区德州路136号钻井工程技术公司。E-mail:jglly @126.com

  • 中图分类号: TE357

Profile control technology with high-strength plugging agent for straightly-connected fractures in Honghe Oilfield

  • 摘要: 为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、“冻胶+颗粒”封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想。优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65 ℃条件下成胶时间为15 h,在长度为0.5 m、直径为3 mm的管线中突破压力梯度达7.0 MPa/m。红河油田进行先导试验4井5轮次,有效封堵率100%,能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂的封堵强度; 调剖后平均油压提升6.7 MPa,累计注水5 643 m3,累计增油2 723.1 t,有效解决了该地区天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水窜过快的问题。
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    图  1  常温下单体聚合堵剂黏度变化曲线

    Figure  1.  Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under atmospheric temperature

    图  2  地层65 ℃条件下单体聚合堵剂黏度变化曲线

    Figure  2.  Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under the formation temperature of 65 ℃

    图  3  100 000 mg/L 矿化度条件下堵剂浸泡前后强度对比

    Figure  3.  Strength comparison of the plugging agent before and after being soaked under the salinity of 100 000 mg/L

    图  4  单体聚合体系触变性能

    Figure  4.  Thixotropy of monomer-polymerization system

    图  5  不同实验条件下单体聚合后强度

    Figure  5.  Strength after monomer polymerization under different test conditions

    图  6  注水突破压力梯度与注水量的关系

    Figure  6.  Relationship between water breakthrough pressure gradient and water injection

    表  1  单体聚合堵剂体系配方及成胶时间

    Table  1.   Formula and gelation time of the plugging agent system of monomer polymer

    配方单体含量/%交联剂含量/%引发剂含量/%缓聚剂含量/%铬交联剂含量 %聚合物/ %黏土含量/%聚合时间/h
    70 ℃65 ℃
    配方150.10.050.0450.10.21.51520
    配方250.10.050.0450.10.221317
    配方350.10.050.0400.10.21.5915
    配方450.10.0450.0400.10.21.51217
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    表  2  红河油田长8油藏可膨胀封堵剂调剖施工统计

    Table  2.   Statistical profile control construction of swellable plugging agent in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield

    调剖
    井号
    施工情况调剖前调剖后效果
    入地/
    m3
    堵剂/
    m3
    排量/
    (m3 · h−1)
    压力/
    MPa
    油压/
    MPa
    日注/
    m3
    油压/
    MPa
    日注/
    m3
    累注天数/
    d
    累注水量/
    m3
    增压/
    MPa
    累计增油/
    t
    A 662 503 2.2~2.8 0~12 1.5 10 7.3 9.9 97 958 5.8 1 321.2
    A 229 189 1.8~2.4 6~12.9
    B 583 430 1.0~2.2 4.4~10.5 5.6 30 10.5 20.7 123 3 547 4.9 853.1
    C 580 380 10~1.5 0~12.5 0.5 15 8.4 15 59 741 6.9 0
    D 690 575 1.25~5 0~10.2 0.4 20.6 9.9 9.7 24 397 9.3 548.8
    总计 18.9 13.8 5 643 6.7 2 723.1
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  • 修回日期:  2021-03-14
  • 网络出版日期:  2021-09-27
  • 刊出日期:  2021-05-20

红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术

doi: 
    基金项目:  “十三五”国家科技重大专项示范工程“渤海油田高效开发示范工程”(编号:2016ZX05058);中国海洋石油总公司科研项目“海上聚合物驱增效工艺技术研究”(编号:CNOOC-KJ 135 KJXM NFGJ 2016-04)
    作者简介:

    王宏申(1975-),2002年获中国石油大学(北京)油气田开发专业硕士学位,现主要从事油藏工程、提高采收率技术研究,高级工程师。通讯地址:(257029)山东省东营市东营区德州路136号钻井工程技术公司。E-mail:jglly @126.com

  • 中图分类号: TE357

摘要: 为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、“冻胶+颗粒”封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想。优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65 ℃条件下成胶时间为15 h,在长度为0.5 m、直径为3 mm的管线中突破压力梯度达7.0 MPa/m。红河油田进行先导试验4井5轮次,有效封堵率100%,能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂的封堵强度; 调剖后平均油压提升6.7 MPa,累计注水5 643 m3,累计增油2 723.1 t,有效解决了该地区天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水窜过快的问题。

English Abstract

王宏申,王天慧,黄永章. 红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):395-399 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.019
引用本文: 王宏申,王天慧,黄永章. 红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):395-399 doi:  
WANG Hongshen, WANG Tianhui, HUANG Yongzhang. Profile control technology with high-strength plugging agent for straightly-connected fractures in Honghe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 395-399 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.019
Citation: WANG Hongshen, WANG Tianhui, HUANG Yongzhang. Profile control technology with high-strength plugging agent for straightly-connected fractures in Honghe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 395-399 doi:  
  • 红河油田区域构造位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部,主力产层长8主要为岩性油藏,具有低孔、超低渗特征,区内裂缝发育,呈面积分布,主要分布在断裂带及断层附近[1-2]。红河油田油气的富集高产主要受断裂和裂缝发育带的影响,断裂区和裂缝发育区油气产量明显高于基质区,裂缝发育是影响长8油藏局部高产的主要原因。为了及时补充地层能量,保持地层压力开采,红河油田开展了注水开发[3],但注水开发后对应的油井易水窜,水线推进速度快,呈裂缝直通型水窜特征。据统计,长8油藏注水水窜时平均注水时间为77.2 d,平均单井注入量为1 212 m3,平均水线推进速度为144 m/d,远大于基质区水线推进速度。前期采用“冻胶+颗粒” 复合调剖工艺进行现场试验均未见封堵效果[4-9]。为此,优选了一套单体聚合高强度封堵剂调剖体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,在红河油田进行先导试验4井5轮次,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂封堵强度,解决了红河油田直通型裂缝封堵剂调剖过程中存在的诸多问题。

    • 红河油田区域内发育不同程度的大、中、小断层。长8储层天然裂缝极为发育,裂缝的产状、规模、充填程度等精细认识难度大,给堵剂的选择增加了难度[10-11]。前期开展的“冻胶+颗粒”复合调剖工艺受冻胶自身材料力学性能影响,在大裂缝中易变形破裂。随裂缝宽度增加,封堵剂封堵强度快速降低。提高聚合物浓度在一定程度上能增加强度,但调剖封堵剂成本大幅上升,给低孔、特低渗储层的有效经济开发增加了难度。部分区块高角度裂缝发育,裂缝倾角主要分布在50°~90°,以大于60°的高角度缝为主。在高角度裂缝中,堵剂充满裂缝封堵段,实现完全封堵的难度较大。调剖过程中封堵剂体系或注入参数选择不当,易造成不同发育程度的裂缝进一步扩张,封堵调剖失败。

    • 红河油田单体聚合封堵剂调剖主要通过丙烯酰胺单体在引发剂、交联剂的作用下,在地层聚合生成聚合物,快速地从线性结构转变成立体网状结构,从而封堵油井储层高速产液通道,减少油井层间干扰,释放有效储层产能,达到控水增油目的。聚合反应速度较快,所以现场加入缓聚剂,以达到延缓交联目的,从而延缓聚合反应速度。另外还需要加入一定比例的外加剂,实现堵剂体系的强度、流变性和其他性能要求[12-14]。单体聚合高强度堵剂较普通的冻胶类堵剂浓度高,基液黏度大,成胶后强度高,是普通冻胶体系的20倍以上,但流变性能保持好,流动状态下黏度较低,在一定压差下能轻易进入裂缝深处,对高角度裂缝实现深度封堵。

    • 室内对交联剂、引发剂、缓聚剂、铬交联剂等添加剂进行了优选与优化,确定单体聚合堵剂体系配方如表1。在其他组分不变情况下,单体聚合堵剂体系成胶时间随黏土含量、引发剂含量的增加而减小;单体聚合堵剂体系成胶时间随缓聚剂含量的增加而增加。

      表 1  单体聚合堵剂体系配方及成胶时间

      Table 1.  Formula and gelation time of the plugging agent system of monomer polymer

      配方单体含量/%交联剂含量/%引发剂含量/%缓聚剂含量/%铬交联剂含量 %聚合物/ %黏土含量/%聚合时间/h
      70 ℃65 ℃
      配方150.10.050.0450.10.21.51520
      配方250.10.050.0450.10.221317
      配方350.10.050.0400.10.21.5915
      配方450.10.0450.0400.10.21.51217
    • 室内实验在常温和红河油田地层温度条件下(65 ℃)测定了单体聚合高强度封堵剂的黏度变化过程。实验结果表明,常温下放置1 d后堵剂黏度稍有增加,放置2 d后堵剂黏度趋于稳定,没有发生聚合反应(图1);地层温度条件下(65 ℃),2 h后黏度开始增加,15 h后成胶(图2)。

      图  1  常温下单体聚合堵剂黏度变化曲线

      Figure 1.  Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under atmospheric temperature

      图  2  地层65 ℃条件下单体聚合堵剂黏度变化曲线

      Figure 2.  Viscosity variation curve of monomer-polymerization plugging agent under the formation temperature of 65 ℃

    • 将高强度堵剂置于100 000 mg/L矿化度水中测定堵剂的耐盐性能,浸泡前后堵剂的强度对比结果如图3所示。堵剂具有遇水膨胀性能,稳定性较好,且其强度比浸泡前有所增加。堵剂强度在浸泡一定时间后达到峰值,然后随浸泡时间延长趋于稳定。

      图  3  100 000 mg/L 矿化度条件下堵剂浸泡前后强度对比

      Figure 3.  Strength comparison of the plugging agent before and after being soaked under the salinity of 100 000 mg/L

    • 采用MCR92流变仪在剪切力作用下测定体系黏度,研究单体聚合体系的触变性能(图4)。在剪切停止后,体系黏度达到1×107 mPa · s,流动性极差,随剪切速度增大,体系黏度迅速降低。这是因为在剪切力的作用下,体系中的黏土结构受到扰动,强度降低,具有一定的流动性,在撤除剪切力的作用后,黏土结构迅速恢复,随即体系黏度增加,流动性变差。

      图  4  单体聚合体系触变性能

      Figure 4.  Thixotropy of monomer-polymerization system

    • 实验室通过MCR92流变仪测定了不同老化时间后单体聚合堵剂体系的弹性模量(图5)。实验结果表明,聚合体系初始弹性模量始终大于100 Pa,是常规强冻胶强度的10倍以上;老化放置后,由于交联反应不断进行,聚合体系强度进一步升高,老化1 d后的聚合体系放置于模拟水中浸泡1 d后,体系体积膨胀且强度增加近20%,10 d后强度增加近2倍;说明该体系封堵性较强,有利于解决注水调剖过程中裂缝进一步扩张而造成封堵调剖失败的问题。

      图  5  不同实验条件下单体聚合后强度

      Figure 5.  Strength after monomer polymerization under different test conditions

    • 使用长度为0.5 m、直径为3 mm的管线模拟裂缝,在管线中注入成胶液后老化20 h,采用自制突破压力实验检测装置,测定了管线注入端压力变化。实验结果如图6,单体自聚产物具有较强的封堵能力,突破压力梯度可达7 MPa/m,是传统强冻胶的5倍。注水突破单体自聚产物前后,压力反复变化。这与单体自聚产物的性质有关:一是自聚产物的柔韧性,注水突破前表现为压缩性;二是自聚产物的吸水膨胀性可降低注水突破通道的渗透率。上述2个性质均表现为聚合产物的自修复性,使得聚合产物在被注入水长期冲刷时,可以保持较高的突破压力。另外,注水停止一段时间后再次注水,注水压力又会升高,进一步反映了聚合产物的自修复性。

      图  6  注水突破压力梯度与注水量的关系

      Figure 6.  Relationship between water breakthrough pressure gradient and water injection

    • 鉴于红河油田长8油藏低渗致密的储层特征,调剖目标为“封得住、注得进”,施工工艺采用“小段塞、多轮次”的思路,设计多个段塞。(1)冻胶堵剂段塞:堵剂体系选择铬冻胶+颗粒体系,配方为0.5%聚合物+0.3%铬交联剂+0.3%稳定剂+水膨体颗粒,通过颗粒架桥增加强度,同时防止堵剂段塞在裂缝中快速推进,确保堵剂段塞能在裂缝中平稳推进,起到封堵作用。(2)高强度封堵剂段塞:优选为单体聚合交联体,具有黏度大、成胶时间短、强度高的特点,在裂缝中形成高强度壁垒,达到提高裂缝内封堵剂封堵强度的目的。(3)冻胶堵剂段塞:堵剂体系优选铬冻胶体系,配方为0.5%聚合物+0.3%铬交联剂+0.3%稳定剂。在高强度堵剂之后继续起到封堵裂缝的作用,同时将高强度堵剂推入地层深部。(4)顶替段塞:分为聚合物及清水两部分将堵剂体系推入地层,以便后续注水。

      考虑到封堵剂的滤失,参考目标井生产动态, 以压力上升值及增油量为指标,根据经验设计封堵剂用量为生产井日产液量的100%,4个段塞按照体积比5∶1∶3∶1。截至目前在红河油田开展了4井5轮次的调剖试验(表2),平均油压提高6.7 MPa,累计注水5 643 m3,有效封堵率100%,累计增油2 327.1 t。

      表 2  红河油田长8油藏可膨胀封堵剂调剖施工统计

      Table 2.  Statistical profile control construction of swellable plugging agent in Chang 8 oil reservoir of Honghe Oilfield

      调剖
      井号
      施工情况调剖前调剖后效果
      入地/
      m3
      堵剂/
      m3
      排量/
      (m3 · h−1)
      压力/
      MPa
      油压/
      MPa
      日注/
      m3
      油压/
      MPa
      日注/
      m3
      累注天数/
      d
      累注水量/
      m3
      增压/
      MPa
      累计增油/
      t
      A 662 503 2.2~2.8 0~12 1.5 10 7.3 9.9 97 958 5.8 1 321.2
      A 229 189 1.8~2.4 6~12.9
      B 583 430 1.0~2.2 4.4~10.5 5.6 30 10.5 20.7 123 3 547 4.9 853.1
      C 580 380 10~1.5 0~12.5 0.5 15 8.4 15 59 741 6.9 0
      D 690 575 1.25~5 0~10.2 0.4 20.6 9.9 9.7 24 397 9.3 548.8
      总计 18.9 13.8 5 643 6.7 2 723.1
    • (1)单体聚合堵剂体系具有较好的耐温、耐盐、封堵及触变性能,能够较好地对高角度裂缝实现深度封堵。

      (2)单体聚合堵剂体系在一定的老化时间后,具有体积膨胀且强度增加的性能,有利于解决注水调剖中裂缝进一步扩张造成的封堵剂调剖失败问题。

      (3)现场试验表明,单体聚合交联体能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高直通型裂缝缝内堵剂封堵强度,对于红河油田直通型裂缝能够实现较好的封堵调剖。

参考文献 (14)

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