礁灰岩底水裂缝油藏双水平井纵式堵采效果评价

杨勇，李小东，江任开，孙常伟，李晓伟，王飞*

礁灰岩底水裂缝油藏双水平井纵式堵采效果评价

杨勇1，李小东1，江任开1，孙常伟1，李晓伟2，王飞2*

（1. 中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518054；2. 中海油田服务股份有限公司天津分公司，天津 300459）

海上L油田为礁灰岩底水裂缝型油藏，开发过程中面临底水沿高角度裂缝上窜、油井含水上升快、采出程度低、调整井位部署难等问题。为降低油井含水和改善油藏开发效果，提出了“双水平井、下堵上采”模式。在此基础上，利用建立的可视化双水平井物理模型结合堵水数值模拟，研究了该堵水模式的提高采收率效果。结果表明：“双水平井、下堵上采”模式可有效控制底水上窜，较大幅度提高礁灰岩底水裂缝油藏采收率。

生物礁灰岩；裂缝型油藏；纵式堵采模式；可视化平板；双水平井中

海上L油田为大型块状生物礁灰岩底水裂缝型油藏，具有与常规砂岩油藏[1]完全不同的储层特征，油藏内部断层及裂缝发育，且非均质性强[2]。油藏主力区块为孔隙/裂缝性储层，大底水上窜导致调整井投产后含水上升极快，前期稳油控水措施效果均不理想[3]。针对严重水窜导致的含水率上升快[4]、开发效果差等问题[5]，本文提出了“双水平井、下堵上采”的纵式堵采模式，即在现有水平井下部再钻一口水平井，利用新钻水平井注入堵剂，实现纵向上深部堵水，抑制底水上窜，进而最大程度恢复上部水平井采油能力。进一步利用可视化双水平 井[3]物理模型，进行凝胶堵剂纵式堵采实验，并结合数值模拟，评价了控水稳油效果[6]。

1 实验部分

1.1 仪器与材料

实验仪器：自制可视化双水平井平板模型（长40 cm×宽40 cm×高10 cm），平流泵，压力表，中间容器等。

实验材料：聚丙烯酰胺（相对分子质量1 500万）、一次交联剂醋酸铬（自制）、二次交联剂FQ（自制）、染色剂等。

1.2 实验条件

模拟地层水，矿化度37 333 mg·L-1，组成见表1；模拟油黏度为45.6 mPa·s；实验温度为60 ℃。

表1 模拟地层水组成

1.3 模型准备

1.3.1 地质模型

根据海上L油田数值模型参数，建立基质-裂缝双重介质数值模型[6]，如图1所示。基质渗透率为188.62 mD，裂缝渗透率为=4 115 mD、=6 219 mD，=5 410 mD。地质模型网格数：=35、=25、=56。步长：方向每格100 m，方向每格50 m。

图1 基质-裂缝双重介质模型

1.3.2 可视化双水平井物理模型

建立的可视化双水平井物理模型如图2所示。其中，水平井分别位于模型上部和中下部，水平井井筒用直径1 cm的割缝筒管来模拟。模型中不同尺寸的裂缝用夹砂铁片模拟，同时模型底部定压匀速注水模拟底水驱动。

图2 可视化双水平井物理模型

该系统的核心部分是平板模型，模型腔体内部放置64个等距抗腐蚀电极，组成了8×8电极阵列，用于探测水驱油实验中不同位置的电阻率的变化，可通过反演求取剩余油饱和度。此外，物理模型还包括输入和输出设备。输入设备包括用于控制注入水的驱替速度的流量蠕动泵和多个用于实现均衡饱和流体的阀门。输出设备包括经LCR电桥分析仪和计算机。电桥分析仪检测电极并输出测量电阻率参数；计算机用于处理电阻率参数。

1.4 堵剂的准备

由于常规堵剂很容易在裂缝中严重漏失[6]，导致成胶性能下降，且常规堵剂在封堵大裂缝的同 时[7]，中小裂缝也会被部分或完全堵塞[8]，从而堵住微裂缝的油流通道，降低油井的产液水平，所以本文选用二次交联凝胶堵剂[9]，经过地面预交联作用，黏度增大，优先进入高渗透率的裂缝通道进行封堵，达到稳油控水的目的[10]。

因此，经实验优选出0.3%的HPAM溶液、0.17% 第一交联剂和1.0%第二交联剂。该体系注入黏度205.4 mPa·s，地层温度下成胶时间58 h，成胶后黏度90 000 mPa·s。

2 纵式堵采物模实验步骤与方法

纵式堵采物模实验流程如图3所示。实验步骤为“电阻率测试→充填石英砂及放置裂缝→垂直放置模型→饱和地层水→饱和原油→模拟水平井段开采→注堵水剂0.4 PV→候凝60 h→模拟水平井段开采”。

实验方法：按实验流程连接好可视化双水平井模型后，开展2组实验。第一组实验研究单水平井开采，具体方法是只打开模型顶部水平井，模拟只有顶部水平井生产时，L油田能达到的极限采收率；第二组实验模拟双水平井纵式堵采，具体方法为先打开顶部水平井生产至含水80%～85%左右时关闭上部水平井，之后打开下部水平井，从下部水平井注入堵剂，待堵剂成胶后关闭下部水平井，完成堵水措施，最后再打开上部水平井恢复生产，直至含水达经济极限。

图3 实验流程图

实验中各参数见表2。

表2 实验参数

3 结果与分析

3.1 可视化双水平井堵采物模实验结果与分析

利用可视化双水平井物理模型，研究“双水平井、下堵上采”模式增油效果，实验结果见如图4至图7所示。

（a）瞬时含水率0 （b）瞬时含水率61% （c）瞬时含水率98%

（a）瞬时含水率0 （b）堵剂侯凝成胶 （c）瞬时含水率98%

图6 “单水平井、原井眼堵采”模式含水率及采收率曲线

图7 “双水平井、下堵上采”模式含水率及采收率曲线

图8 “双水平井、下堵上采”模式实验

由实验结果可以看到，开采初期下部电阻均匀下降，证明油水界面均匀上升，但由于裂缝的存在，油井见水后，含水上升很快，注入堵剂后，近井地带的裂缝和基质内电阻下降，说明堵剂有效进入，待侯凝成胶后，有效封堵裂缝，扩大水驱波及面积。

一次采收率达到37.52%，上部水平井注入凝胶堵剂后，堵剂能有效封堵裂缝，控制了水窜，控制了上部水平井含水上升并延长了生产时间，实现提高采收率11.46%，极限采收率达48.98%。

3.2 可视化双水平井堵采物模实验结果与分析

数模研究了“双水平井、下堵上采”模式控水稳油效果，结果见图9。

图9 注堵剂390天后基质含油饱和度对比

措施后水平井附近含油饱和度明显减小，说明下部水平井注堵剂后，在封堵高角度水窜裂缝的同时在油层深部形成化学隔板，使底水绕流，抑制了上部水平井生产时水脊的形成，提高了油层动用程度，使油藏开发效果明显改善。

4 结 论

1）“双水平井、下堵上采”的纵式堵采模式是改善L油田礁灰岩底水裂缝型油藏开发效果的有效方法。

2）“双水平井、下堵上采”模式充分利用下部水平井靠近油水界面的优势，实现了堵剂在油层深部合理位置的精准布置，即可高效封堵深部水窜裂缝，又可形成隔板，扩大底水驱对油层的动用程度。

3）L油田礁灰岩底水裂缝型油藏开展“双水平井、下堵上采”的纵式堵采措施后，采收率提高10%以上，可实现较大幅度提高原油采收率。

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［3］ZHANG X, LIU W, YANG L, et al. Experimental study on water shutoff technology using in-situ ion precipitation for gas reservoirs[J]., 2019, 12(20): 3881.

［4］ 郭越.强底水礁灰岩L油藏水平井开发影响因素及效果评价研究[D]. 成都：西南石油大学，2017.

［5］谢思宇，周长江. 可视化水平井模型中的堵水实验研究[J]. 内蒙古石油化工，2009，35（17）：124-126.

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［9］张顶学，黄译萱，孙意. 二次交联凝胶颗粒堵水体系的研制[J]. 现代化工，2020，40（10）：137-140.

［10］刘义刚，高尚，张璐，等. 适用于高孔高渗油田的堵剂性能评价及优选[J]. 辽宁化工，2019，48（9）：858-860.

Evaluation on Vertical Water Shutoff and Production Effect of Double Horizontal Well in Reef-limestone Bottom Water Fractured Reservoirs

1,1,1,1,2,2

（1. CNOOC (China) Co., Ltd. Shenzhen Branch, Shenzhen Guangdong 518054, China;2. China Oilfield Services Co., Ltd. Tianjin Branch, Tianjin 843300, China）

L oil field is a reef-limestone bottom water fractured reservoir. In the development process, it is faced with such problems as bottom water channeling up along high angle fractures, oil well water cut rising fast, low production degree, and difficulty in adjusting well position and deployment. In order to reduce water cut in oil well and improve reservoir development effect, the model of "double horizontal well, stop-down and up-production" was put forward. On this basis, the visual dual horizontal well physical model and numerical simulation of water plugging were used to study the EOR effect of the water plugging model. The results showed that the model of "double horizontal well, stop-down and up-production" effectively controlled the bottom water channeling and greatly improved the recovery efficiency of reef-limestone bottom water fractured reservoir.

Organic reef limestone; Fractured reservoir; Vertical stop-production model; Visual plate; Double horizontal well

中海石油（中国）有限公司综合科研课题，南海东部生物礁灰岩油田提高采收率研究（项目编号：YXKY-2015-SZ-01）。

2021-03-08

杨勇（1983-），男，湖北省襄阳市人，工程师，硕士，研究方向：油气田开发。

王飞（1984-），男，工程师，硕士，研究方向：油气田开发。

TE53

A

1004-0935（2021）12-1865-04