摘要：裂缝性生物礁灰岩储层具有内部断层及裂缝发育，底水沿裂缝高速窜井，在油田开发过程中受到高含水的影响，基质中的剩余油较难采出。目前控水颗粒充填裂缝堵水工艺措施应用广泛，在控水颗粒充填过程中，充填压力的确定关系着充填施工的成败并影响油井开发效果。文章通过理论公式方法，并结合现场挤注测试，形成礁灰岩储层裂缝充填压力的预测方法。应用结果表明，预测结果与施工过程中的工程数据基本吻合，为裂缝性礁灰岩储层控水颗粒充填提供了技术支撑。

　　关键词：礁灰岩；裂缝；充填压力

　　0引言

　　南海L油田是我国最大的海上生物礁灰岩强底水稠油油田，生物礁灰岩作为一种特殊类型的储层，油藏地质情况十分复杂，岩石结构及成因特征多种多样，储层非均质性强，断层、裂缝发育，开发难度大[1-2]。由于受到高角度裂缝和强底水的共同作用，底水容易“水窜”，油田的单井生产动态表现为低含水期短、含水上升速度快、稳产时间短，如何控制底水的锥进和降低裂缝的传导率成为油田挖潜增效的重要任务[3]。早期在油田先后试验了化学堵水、ICD控水等控水工艺措施，未取得理想的控水稳油效果。近两年，经过多专业的技术攻关和现场试验，在生物礁灰岩裂缝储层采用“ICD+充填控水颗粒”控水措施取得了显著的控水增油效果，该工艺原理主要是充填颗粒进入地层“封堵”裂缝或高渗通道，降低传导率，并利用ICD防止底水沿着管外窜流[4-7]。充填颗粒控水区别于常规机械式分段控水，具有连续性和自适应性，但也存在充填效果差的风险。基于充填颗粒的控水原理，结合充填颗粒特征，对礁灰岩裂缝充填中存在的问题进行分析研究，优化裂缝充填施工参数，提前开展充填压力预测，保证裂缝充填效率，从而有效保障油井的控水效果。

　　1裂缝充填施工压力预测

　　生物礁灰岩油藏断层、裂缝发育，但裂缝尺度较小，天然状态下裂缝多以闭合状态存在于油藏中，根据统计数据，裂缝开度最大可达2 mm，最小仅有几微米。控水颗粒充填施工主要是充填具有一定开度的裂缝，这些裂缝在水力压力作用下，裂缝得以开启扩张，达到一定开度后，满足向裂缝中充填颗粒的条件。压力预测主要包括裂缝开启压力、沿程摩阻及附加压力等。

　　1.1充填施工压力构成

　　在裂缝充填实施过程中，作用在裂缝开口处的压力对裂缝充填起决定性作用。裂缝开口处的压力为控水颗粒充填施工压力，由井口压力、静液柱压力、流动阻力构成。

　　Pr=Pb+Ph-Pm(1)

　　式中：Pr为充填施工压力；Pb为井口压力，是由平台动力装置提供的液体泵送压力，是充填施工的动力源；Ph为静液柱压力，是油藏中部深度与井口之间的静液柱产生的压力，与油藏垂深相关；Pm为流动阻力即沿程摩阻，与流体性质、井深及管柱结构相关。

　　1.2沿程摩阻分析

　　裂缝充填过程中，施工排量不断变化，沿程摩阻也随之变化。目前的涉及流动计算的软件均可预测不同施工排量下的沿程摩阻，影响摩阻的关键因素包括管柱结构、管径大小及分布、井身轨迹、管柱长度、垂深、流体成分、密度、黏度、固相含量、固相密度等。一般软件可归纳出摩擦系数与排量的关系式或曲线[8-9]。

　　Pm=ΣVf(v)Ld(2)

　　式中：Pm为沿程摩阻的压力损失或摩擦阻力(MPa)；V为施工排量(m3/min)；f(v)为流体在流动过程中的摩擦系数；L为流动的有效管长(m)；d为管道或管束的内径(m)。

　　1.3裂缝开启压力预测

　　天然裂缝张开原理为在天然裂缝闭合情况下，天然裂缝的剪切破裂从实质上不会改变水力裂缝的延伸路径，水力裂缝延伸可能出现的结果是沟通天然裂缝或发生暂时性的延伸停止。当天然裂缝另一侧面的地层破裂压力低于天然裂缝张开压力时，将会发生水力裂缝穿过，在天然裂缝面的另一边重新起裂，天然裂缝与水力裂缝交点处的流体压力Pwf必须满足式(3)：

　　Pwf≥σn+To(3)

　　σn=σ1×cos2θ1+σ2×cos2θ2+σv×cos2θ3(4)

　　式(3)～式(4)中：σn为平行于天然裂缝面的正应力(MPa)；To为岩石的抗张强度(MPa)；σ1为最大水平主应力(MPa)；σ2为最小水平主应力(MPa)；σv为垂直主应力(MPa)；θ1为最大水平主应力与裂缝面夹角；θ2为最小水平主应力与裂缝面夹角；θ3为垂直主应力与裂缝面夹角。

　　1.4附加压力设置

　　充填过程中，要将颗粒充填进裂缝需要开度小的裂缝能够张开，即裂缝开启。裂缝开启要满足作用在裂缝开口处的压力大于Pwf，即：

　　Pr≥Pwf(5)

　　由式(1)、式(5)可得到：

　　Pb≥Pwf-Ph+Pm(6)

　　附加压力Pf：

　　Pf=Pb-Pwf-Ph+Pm(7)

　　附加压力的设置必须满足裂缝充填过程中注入排量达到携带颗粒的要求。

　　2现场施工压力决策

　　2.1现场施工挤注测试

　　2.1.1挤注测试基础数据

　　挤注测试一般是用清水/携砂液进行挤注，测试的目的是为了更真实地获得裂缝充填的压力范围及施工排量。挤注测试的方法有两种：一种是按压力台阶逐步提高注入压力，测试不同压力下的地层吸水能力；一种是按排量台阶，逐步提高注入排量，取得不同排量下的稳定注入压力，通过压力排量关系曲线分析地层吸水能力变化趋势。对数据进行处理，可得到地层整体吸水指数，通过吸水指数变化趋势分析，判断裂缝开启的压力点，进行充填施工参数决策。

　　2.1.2吸水能力变化判断裂缝开启压力

　　通过绘制压力-注入流量关系曲线，可以初步分析在逐步提高挤注排量的情况下注入压力上升趋势发生的变化，分析地层吸水能力变化趋势，压力上升趋势减缓则吸水能力变好，反之则吸水能力变差。若出现注入压力突降，则反映地层存在大裂缝开启或大通道沟通，如图1所示，为南海L生物礁灰岩油田M2H1井挤注测试压力-流量关系曲线，当注入压力超过8 MPa时，注入压力突降，反映地层存在大裂缝或大通道沟通。

　　2.1.3吸水指数法判断裂缝开启压力

　　当吸水能力分析难以准确判断裂缝开启压力时，进一步处理数据得到地层吸水指数，并绘制吸水指数曲线，通过吸水指数变化趋势分析，吸水指数计算公式为：

　　λ=V/Pb(8)

　　吸水指数分析的基础及意义在于对特定地层在某个区间范围内地层的吸水指数保持稳定的趋势，地层渗流特性发生变化时，其吸水指数发生改变。因此，吸水指数趋势的变化能够反映地层渗流特性的变化，吸水指数增大，反映地层存在裂缝开启或大通道沟通，反之则注入通道存在或发生部分堵塞。以M2H1井地层吸水能力测试曲线为例，如图2所示。AB段是地层压力场平稳建构的过程，其形态受地层压力系数、渗透率、边界及水体大小等因素影响，在做充填分析时可做参考。BCD段中，C点的转折是地层吸水改善的反映，即在CD之间存在一个压力点，地层裂缝或孔洞吸水能力增强，即微裂缝开启或孔洞贯通；CDE段中，D点的转折是地层吸水能力变差的反映，即在DE之间存在一个压力点，地层裂缝或孔洞存在压力敏感，导致吸水能力变弱。基于吸水能力测试曲线分析，该井裂缝开启压力在CD段之间，压力接近6 MPa。

　　2.2充填施工压力决策

　　通过分析地层吸水能力变化趋势，压力突降时的压力确定为裂缝开启压力(井口压力)，该排量下压力稳定后继续提升排量，使注入稳定压力不高于最初的裂缝开启压力，并在此压力-排量下进行充填。

　　通过吸水指数趋势的变化，找到趋势变化的拐点，并分析各拐点的物理意义，找出显示裂缝开启拐点及对应的压力值，以不低于该压力对应的排量参数进行充填。

　　3现场应用效果分析

　　2022年，在海上L礁灰岩油田M2H1井采用了颗粒充填控水工艺措施，在该井进行裂缝充填施工时，根据本文所述裂缝开启压力预测方法，预测该井裂缝开启压力在6.0 MPa左右，根据本文所述裂缝充填压力决策方法进行吸水能力及吸水指数分析，如图2所示。根据吸水指数分析，确定该井裂缝开启压力接近6.0 MPa，根据吸水能力变化趋势，考虑附加压力1.2 MPa，因此推荐裂缝充填施工压力为7.2 MPa，在充填过程中适当考虑压力余量，将裂缝充填的压力上限设定为7.7 MPa，施工过程井口压力上限设定为9.2 MPa。综合考虑裂缝充填压力预测及决策，优化了M2H1井作业施工的压力参数，并指导该井顺利完成充填作业。M2H1井理论计算环空容积为7.7 m3，在实际作业过程中，充填砂量为19.2 m3，累积充填进入地层裂缝或高渗通道11.5 m3，计算该井的充填率为249%。由于该井实现过饱和充填，颗粒进入地层裂缝或高渗通道，降低了裂缝或高渗通道的传导率，该井实际投产后效果远好于方案设计。该井设计初始日产油127 m3，设计初始含水率78.9%，投产后实际日产油167.8 m3，较设计日产油增加40.8 m3，实际含水27.8%，较设计含水率降低51.1%。

　　4结论

　　裂缝开启压力预测方法结合了地应力及地层岩石力学性能参数、裂缝发育及展布形态，预测结果与施工过程中的工程数据基本吻合，对施工设计和施工设备的选择均有较强的指导意义。

　　吸水指数分析方法结合了地层渗流特性和地层物理结构变化特征，分析裂缝及大通道的连通，有较高的准确率，对礁灰岩裂缝储层的裂缝充填施工参数选择具有一定的参考作用。

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