水平井hwso选择性堵水技术研究与实践

水平井hwso选择性堵水技术研究与实践

中国石油的水平井应用规模不断扩大，相应的废水问题越来越突出，严重影响了水平井的整体发展效果。水平井产剖资料少,出水层段不清,且多为筛管完井,这导致水平井堵水面临极大困难。针对出水层段不清的问题,选择性堵水成为可行的技术方向;针对筛管完井方式下的管外窜流问题,管外环空化学封隔(ACP)技术成为解决思路。介绍了选择性堵水以及ACP控水技术的研究与矿场应用情况,指出了面临的问题,提出了化学控水技术的进一步发展方向。1选择性堵塞技术和现场应用1.1同一种性能,同对油、水渗流的选择性影响选择性堵水主要是依据堵剂在油、水环境中具有不同的性能,从而产生对油、水渗流的选择性影响(图1)。选择性堵水技术研究始于20世纪80年代,具有巨大的技术优势,目前重点在于其性能的完善。1.1.1颗粒型表面活性剂的红外光谱利用溴化烷基甲基丙烯酸乙酯、MA等单体,在密封通氮条件下反应,然后提纯产物即得HSWO选择性堵水材料。材料可制备成溶液型以及颗粒型(图2),满足不同油层物性的需要。其红外光谱如图3所示。从谱图上看,400cm-1、1660cm-1、1450cm-1附近出现了强的吸收峰,可以判定酰胺基的存在,由于在主链上引入了带有支链的季铵盐,酰胺的吸收峰有所变宽;此外,2920cm-1和2850cm-1附近吸收峰的强度很大,体现出亚甲基的特征。通过在聚合物支链上引入疏水性的十六烷基,聚合物结构得到了改性。1.1.2油相渗透率测定用石英砂制作4个岩心,进行室内选择性评价,步骤为:(1)抽真空,饱和盐水,求孔隙体积后,1、2号注盐水测水相渗透率Kwb,3、4号用煤油驱替水,测油相渗透率Kob。(2)4个岩心管各注入0.2PVHWSO样品,然后70℃养护。(3)60天后取出1、2号岩心管,注盐水,分别测1PV……100PV时的水渗透率Kwa1…Kwa100。3、4号岩心反向注煤油,分别测1PV…100PV时的油相渗透率Koa1…Koa100。岩心选择性封堵实验表明,HWSO材料的无量纲堵水堵油比达5.3(表1)。1.2储藏效果及长效性分析(1)选择性堵水增油效果呈现渐进式的动态响应,体现了选择性堵水的作用机理,表明了技术路线的合理。选择性堵水材料主要依靠聚合物的分子链在水相中伸展、在油相中收缩,从而形成对水相的“拖曳”作用,降低水相渗透率。在油相中,这种链的收缩是一个渐进的过程,体现在采油动态上是产量的逐渐上升。G104-5P35即体现出这一点。该井位于高浅北区,生产Ng6小层,措施前日产液222.1m3,日产油2.2t,含水99%。笼统注入HWSO堵剂3070m3(HWSO-12470m3,HWSO-2600m3)。措施后,日产液由220m3降低为110m3条件下,产量持续增加,60天后逐步稳定在3.5t,含水96%左右(图4)。印尼umatra油田、Ecuador的LagoAgrio油田的类似矿场实例也呈现类似特点。(2)HWSO堵剂具有对疏松砂岩油藏条件的良好适应性。G104-5P35措施后,截至目前,稳定生产累计9个月,综合含水下降2.9%,累降水1.68万t,增油328.5t,且持续有效,表明了材料的耐冲刷以及热稳定性等可适应疏松砂岩、中等温度的油藏条件。(3)根据油藏物性条件的差异,适当加大选择性堵剂用量,提高强度,有利于保证措施效果。G160-P6位于高浅南区,筛管完井。投产NmⅡ21小层,措施前日产液113.2m3,日产油3.3t,含水97.1%。笼统注入HWSO溶液型堵水剂1200m3,措施初期,日产液由100m3降低为45m3条件下,产油量是逐渐回升的,由0.6m3增至8.9m3,但此后产量持续下降(图5)。与G104-5P35相比,有效期偏短的原因在于堵水剂的量设计偏小,强度也偏弱。对于疏松砂岩油藏,提高强度以及堵剂用量对于保证措施有效期是必要的。2acp在线控制技术和现场应用2.1反渗透膜环空t环空化学封隔器(ACP)技术是借助油管和跨式封隔器,在筛管与井壁间的环空放置具备特殊性能的可固化液,形成不渗透的高强度段塞,达到封隔环空的目的,实现管外分段或者直接封隔出水部位(图6)。该技术20世纪90年代始于国外,国内中石油勘探院于2006年开始了相关的研究与应用。2.1.1抗剪切性能分析ACP材料开发的关键是其高触变特性,即高剪切下可以流动,剪切降低后又能立即形成网状结构,从而避免常规材料的重力“坍塌”。以铝镁混层氢氧化物/钠土(MMH/MT)为主,配合纳米增强组分,形成了抗剪切的小分子ACP材料。图7~图8为ACP材料的黏度~剪切速率(γ·~η)、弹性模量~恢复时间(G’~t)关系。实验同时对比了铝镁混层氢氧化物(MMH)以及三乙醇胺钛/羧甲基纤维素(Ti/HEC)材料的相应特性。从3种材料的幂律指数、表征材料结构恢复速度的值以及恢复后的结构强度看,ACP材料具有更为突出的剪切变稀特性、高的结构恢复速度以及触变结构强度。2.1.2高强胶凝体系ACP材料良好的触变特性使其能够完全填充水平环空,但仅依靠其触变结构强度并不能满足工艺需要,油藏条件下还需具备胶凝特性,能够形成高强不渗透段塞。通过引发体系的调整,ACP材料70℃下2~6h胶凝可控(图9),可由触变流体成为高强粘弹固体(图10)。借助材料的微尺度效应,胶凝材料具有良好热稳定,70℃油藏条件下预计1.5a内可保证有效强度。2.2acp试验效果2007年起,以筛管完井水平井为主,国内率先开展了ACP控水矿场试验,先后实施了ACP直接堵水、ACP管外分段、ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水等,工艺成功率100%,取得了一定的增油降水效果。2.2.1井壁整体压封ACP强度是其用作封隔段塞的重要特性,通过验封工艺,其强度得到了矿场验证。M125-P2试验中,筛管与井壁间形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,油管分别打压至10MPa、15MPa,套管均不返液;G104-5P79试验中,筛管外形成ACP段塞后,封隔器卡封ACP段塞中部,套管打压6MPa~7MPa,停泵后,稳定在6.5MPa,10min无压降。2.2.2井底流压主要下降,acp用量持续堵水G160-P4位于高浅南区,生产NgⅠ213层,含水99%,测井找水解释为A端出水严重。实施ACP直接封堵方法后,日产液由270m3降低到210m3情况下,动液面降低150m,产油量2.7t增加至3.8t(最高5.36t),表明井底流压的增大起到了作用;措施后含水由99%降低到97.1%。降低幅度不大的原因可能是ACP用量偏于保守(1.2m3),其次虽然封堵了2171.7~2220.0m的出水段,但仍然有其它出水点,使井底有较强的能量供给。ACP直接堵水的长期作用依赖于油藏条件,如果ACP放置在页岩层附近,其堵水效果将更加明显。Schlumberger公司在Nigeria油田割缝衬管完井方式水平井堵水施工所作的统计分析也表明了这一点。2.2.3建立acp段塞M28-P7含水99%,找水测试结果显示主产液段在2160m以上(85%),其中2110~2160m占50.6%。为此,设计在2128~2162m建立ACP段塞,配合管内卡封管柱,开采下部(图11)。建立ACP段塞后,卡2151m,油管打压5MPa,套管不返液;下分采管柱后,油管打压8MPa,正测2151m以下目的井段吸收量,吸收量正常,套管不返液,表明设置的ACP段塞达到了工程目的。2.2.4实验结果及分析该工艺思路下,管外AC段塞为分段找水测试创造条件,并进而通过大剂量地层堵剂的注入实现对地层水流通道的封堵,可有效摆脱对找水的依赖,实现控水增油的目的。矿场试验证实了该工艺方法的有效性、合理性与可行性。G104-5P79是该工艺方法的尝试(图12)。下部设置ACP段塞后,ACP段塞以下地层顺利注入1800m3WSO堵剂,在注入800m3地层堵剂前,泵压6MPa,套压为0。这表明一定的油藏条件及工艺方法下,地层堵剂的垂向运移是可能的,这为ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺的可行性与合理性提供了实证,同时也证实了环空中ACP段塞的封隔作用及其轴向的承压能力。措施后该井含水降低25个点左右(98%降低至73%),油量由2.5t增至4.7t。3化学控水技术水平井化学控水技术在矿场试验见到了增油降水效果,检验了材料性能以及相依的工艺方法,为水平井化学控水技术的进一步深入奠定了基础。对于出水层位不清,或出水层段不能封隔的水平井可以应用选择性堵水技术,该技术适应性强,技术优势突出;对于筛管完井水平井,ACP技术提供了可行的环空封隔手段。一定条件下,可直接堵水或辅助实现分采、地层注胶堵水等工艺。其中,ACP管外环空封隔-分段测试-地层注胶堵水工艺可有效摆脱出水层位不清的瓶颈,矿场试验效果初步证实了其适应性与合