台南气田产水气井堵水技术研究

欧宝明 程长坤 杜 竞 黄天鹏 倪 勇 康瑞鑫 章志轩 李方明

1. 中国石油青海油田钻采工艺研究院, 甘肃 敦煌 736202;2. 中国石油青海油田井下作业公司, 甘肃 敦煌 736202;3. 中国石油青海油田气田开发处, 甘肃 敦煌 736202

0 前言

水平井以少井高产优势在台南气田应用,最高以25%井数产量占比50%。区块共完钻水平井59口,均为尾管封隔悬挂割缝筛管完井方式。气井出水后产量快速递减,开展了泡排、气举等排水采气工艺,但排水采气使地层压力快速下降,更多边水进入气藏，增大储层供气阻力,同时存在产出水处理困难等问题。若用堵水技术不仅可以直接解决气井出水问题,还能遏制地层出砂、管线腐蚀等[1]。

受排水采气技术成熟、气水渗流机理复杂及开发初期气藏压力高等因素影响,国内气井堵水技术一直未得到重视[2]。近年来气井堵水技术主要以理论研究为主。筛管完井水平井边水侵入后,复杂的地下气水关系,以及筛管与井壁之间轴向窜流,导致出水位置的确定及封堵难度较大[3-4]。目前,筛管完井水平井堵控水研究主要以环空化学分割注入为主,即通过ACP对筛管外环空化学封隔,在此基础上,通过管内机械封隔找控水管柱实现分段找水控水。但该工艺比较复杂、风险及费用较高[5],且对井筒条件要求较高。台南气田水平井普遍出砂生产,长时间生产后,筛管强度降低,筛管变形、错段等情况普遍存在,机械工具入井困难。针对复杂井况,结合储层物性差异,制定了基于堵剂及物性差异的选择性堵水思路,开展了选择性堵水技术研究,并进行了现场试验。

1 台南气田特征

台南气田为涩北三大气田之一,气层埋深835～1 737 m、孔隙度16.8%～47.45%、渗透率1.3×10-3～1 819×10-3μm2,属“高孔中渗”储层,具有气藏埋藏浅、储集层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、易出砂等特点,为典型的构造控制多层疏松砂岩水驱气藏[6-10]。台南气田于2005年投入开发至今,经历了无水采气期、出水缓慢上升期和气水同产期,目前已进入开发中后期,单井日产气1.4×104m3、产水21 m3,出水问题越来越严重,成为制约气田高效开发的主要因素。

气藏水源类型有层内水、层间水、边水种[11-13]。气井初期产层内水,随着开采程度增大,气层压力降低,目前为8.18 MPa,较原始地层压力降低51.7%,储层内流体发生运移,水源转变为边水。气藏各气砂体平面上表现为中强非均质性,气驱水微观驱替实验显示水首先沿高渗通道流动,然后逐步向周围低渗区域扩散[14]。区块水平井均为筛管完井,以动用单砂体为主,水平段长(主要为400～800 m),沟通高渗通道的几率更大,高渗条带为边水推进提供了有利条件[15]。根据不同类型地层水产量变化特征[11],判断目前水平井的主要出水水源为边水,占比87.5%。

2 堵水技术研究

2.1 堵水难点分析

结合储层特征及水平井特殊完井方式,堵水存在以下挑战。

1)井筒条件复杂,长时间出砂生产导致筛管强度降低,易变形,近年作业中46%的水平井筛管存在变形、错断等情况,致使机械工具入井困难。

2)裸眼筛管完井方式导致流体进入井筒存在横向流,不利于准确判定出水层段。

3)地层水矿化度高,在15×104～26×104mg/L之间,均高于国内其它油气田,对堵剂的抗盐性能要求更高。

2.2 堵水技术确定

通过调研,现有找水工艺均需下入工具串[16-17],不适合区块应用;堵水方式有分隔注入与笼统注入两种,分隔注入工艺比较复杂、风险及费用较高[5],笼统注入选择性是核心。在难以卡封、出水位置不明确、平面非均质性强、利润空间小的情况下,常采用选择性堵剂或方法进行不找水堵水[18]。结合区块水平井堵水难点及边水沿高渗条带突进的出水规律认识,制定了基于堵剂及物性差异的选择性笼统堵水对策。主要通过三个方面,起到选择性堵水作用。

2.2.1 暂堵保护

在已有物性差异基础上,通过暂堵进一步提高(高渗水层/低渗气层)渗透率级差,使堵水剂少进入低渗气层,更多进入高渗出水部位,基于物性差异的选择性堵水机理更为可靠[4]。

2.2.2 低压或低注入速度

低注入速度产生选择性注入效果,优先进入高渗水层。不同渗透率的地层有不同的启动压力[19],高渗水层的启动压力低、中低渗水层的启动压力高,因此以较低的注入速度控制注入压力,堵剂将优先进入高渗水层。

2.2.3 相渗差异

不同饱和度对应不同渗透率,随着含气饱和度升高,水相渗透率明显下降,即在气井堵水时,水基堵剂在气层渗透率低,阻力大,而在水层渗透率高,阻力小,因此水基堵剂优先进入水层[20]。

3 堵剂体系研发

3.1 堵剂体系配方研究

堵剂类型的选择主要受地层温度和水矿化度的影响[21]。取样分析气藏地层水总矿化度为184 734.4 mg/L,工程淡水总矿化度963.5 mg/L。气藏地层水矿化度组成见表1。

表1 气藏地层水矿化度组成表

结合不同类型堵剂体系特点[22-24],综合考虑气藏温度低、堵剂需具备选择性等情况,确定堵水剂为冻胶类。

3.1.1 堵水剂

冻胶类堵水剂主要由主剂、交联剂及性能调整剂组成。初选主剂有ZJ-1、ZJ-2、ZJ-3、ZJ-4,助剂JL。在地层温度70 ℃下,首先评价主剂ZJ-1与地层水的成胶性,2%浓度以上可形成刚性冻胶;改用淡水配置,4%浓度以上可交联,但稳定性较差。实验表明,主剂在高矿化度水中成胶性能受限,具有冻胶类堵剂成胶过程耐盐性能差的共性;对此,采用淡水配置成胶,模拟施工中前置隔离液,提供淡水成胶环境,评价成胶后堵剂在高矿化度盐水中的稳定性能。

分别评价其它主剂的成胶性,只有ZJ-4成胶效果理想,浓度在1%～4%交联并且黏度稳定,主剂浓度3%时初始黏度6 759 mPa·s、成胶黏度40 000 mPa·s,因此,确定主剂为ZJ-4,见图1。为提高堵剂的注入性能,增加调整剂,初始黏度得到大幅度降低并且成胶效果不受影响,通过优化实验,确定调整剂浓度为1%～1.5%,见图2。

图1 主剂ZJ-4不同浓度的黏度变化图Fig.1 Viscosity change of main agent ZJ-4 at different concentrations

图2 调整剂浓度优化实验图Fig.2 Optimization experiment of adjusting agent concentration

3.1.2 保护剂

注入保护剂目的是减少堵水剂对低渗层的污染,其黏度应大于等于主体段塞初始黏度。根据堵水剂主体段塞初始黏度195～600 mPa·s设计保护剂黏度为1 010 mPa·s,确定浓度为0.3%。

3.2 堵剂体系性能评价

3.2.1 热稳定性评价

堵水剂成胶后置于模拟地层环境(温度70 ℃、水矿化度180 000 mg/L),黏度变化曲线见图3,体系保持了良好的热稳定性能,堵水剂在盐水中侵泡360 d仍未破胶,见图4。

图3 堵水剂黏度曲线图Fig.3 Water shutoff agent viscosity curve

图4 刚成胶堵水剂照片与浸泡360 d后堵水剂照片

3.2.2 解堵性能评价

解堵剂的主要作用是溶解暂堵剂以及井筒残留堵剂。分别配制不同浓度的保护剂及堵水剂溶液,测定成胶后初始黏度,然后按1∶1体积比分别加入0.05%解堵剂,放入70 ℃烘箱中,观测黏度变化,3 h后堵水剂及保护剂的黏度降幅均达99%,见表2。

表2 解堵剂的解堵效果表(质量浓度0.05%)

3.3 堵剂体系物模评价

3.3.1 实验方法

由于储层岩石不成形,采用处理后气藏岩屑与石英砂(80～160目)按照1∶4混合,充填入D25 mm×50 cm的填砂管,均匀设立4个压力监测点P、P1、P2、P3,见图5。计算孔隙度、测定气水相渗透率,将堵剂注入岩心后将填砂管置入70 ℃恒温箱成胶,水驱至压力平稳;反向测定水相、气相渗透率,根据压力变化及分布,评价堵剂注入性及封堵性。

图5 填砂管装置图Fig.5 Core tube device diagram

3.3.2 保护剂封堵性评价

采用气相、水相渗透率分别为1.09 μm2、0.62 μm2的人造填砂管，注入0.1 PV保护剂后，分别测试气、水相的封堵率，水相封堵率为21.6%，气相封堵率基本无变化。

3.3.3 堵水剂封堵性评价

采用气、水相渗透率分别为1.16 μm2、0.65 μm2的人造填砂管，注入0.3 PV堵水剂后，分别测试气、水相的封堵率，水相封堵率为95.1%，气相封堵率为14.2%，具备选择性。

3.3.4 注入性评价

对比注入保护剂与堵水剂压力曲线见图6,注入0.3 PV堵水剂时,注入压力上升缓慢,第一个监测点P1上升,表明运移性能良好;注入0.1 PV保护剂时,注入点压力直线上升,第一个监测点P1无明显变化,表明保护剂侵入深度较浅,暂堵性能良好,见图7。

图6 堵水剂注入压力测试图Fig.6 Water shutoff agent injection pressure test

图7 保护剂注入压力测试图Fig.7 Protective agent injection pressure test

4 现场试验

TH3-1井部署在构造腰部,水平段长600 m、产层中深1 345 m。该井2008年8月投产,初期日产气12×104m3,2013年1月产水量上升,2016年4月出水停产。参考停产前产出剖面测试结果见图8,主要出水段长34 m。

图8 TH3-1井水平段产出情况图Fig.8 Production in the horizontal section of Well TH3-1

4.1 参数设计

堵剂体用量采用式(1)计算:

(1)

式中:V1为堵剂用量,m3;R1为封堵半径,8 m;R2为顶替半径,2 m;L为目标堵水段长,34 m;φ为孔隙度,取28%;a1为纵向高渗透宽度占比,取50%;β为方向系数,50%。

设计保护液20 m3,堵水剂450 m3,顶替液50 m3。采用原井管柱(73 mm油管)施工,正常注堵剂压力上升2～4 MPa为宜,注入速度3 m3/h,根据压力变化适当调整。

4.2 实施效果

施工排量3 m3/h,最高压力6.7 MPa,总注入液量547 m3,施工曲线见图9。关井成胶后完成后投产,生产曲线见图10,初期日产气1 200 m3,随着生产时间的延长,产气量逐渐升高,目前日产气2 700 m3、日产水6 m3。与堵水前气举日产水70 m3、无自产气相比,产气量增加的同时产水量降低64 m3，降幅80%以上,控水效果显著,目前已稳定生产200 d。

图9 TH3-1井2020年堵水施工曲线图Fig.9 Water blocking construction curve

图10 TH3-1井2020年堵水前后生产曲线图Fig.10 Production curve before and after water plugging

5 结论

1)在对气藏非均质性及边水沿高渗条带突进认识的基础上,结合水平井完井筛管易变形等复杂井况,提出了基于储层物性差异,选择性化学堵剂笼统堵水的工艺对策。

2)形成了适合高矿化度地层水条件下,成胶强度高的堵剂配方。岩心驱替实验表明,水相封堵率95%、气相封堵率14%,堵剂具有较好的注入性及选择性。

3)经TH3-1井现场试验验证降水率达80%以上,达到预期效果,对此种类型气井堵水具有重要借鉴意义。