Water Control through Particle Huff and Puff for Horizontal Wells with Severe Fluid Loss in Fractured-Vuggy Carbonate Reservoirs
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摘要:
南海东部某缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井见水早、上水快，在缝洞网络沟通底水的影响下，传统的机械化学控水方法均无法解决该油藏的油井出水问题。为此，提出了一种颗粒吞吐控水技术，利用碳酸盐岩地层缝洞网络的漏失作用，先“吞入”大量以树脂为主体的物理化学性质稳定的低密度颗粒（密度为1.05 g/cm3），以改善地层的非均质性。投产后，缝洞网络中的部分颗粒再逐渐“回吐”至井筒环空及近井地带，以改善环空及近井地带的水窜问题。室内颗粒吞吐过程模拟试验结果表明：当流速大于0.003 3 m/s时，颗粒可进入试验裂缝模型；当流速大于0.009 0 m/s时，颗粒可从试验裂缝模型中“回吐”，颗粒吞吐条件在矿场易实现。该技术在某缝洞型碳酸盐岩油藏3口新井及1口老井中进行了现场试验，投产后应用井相较于邻井或措施前含水率降低了5～10百分点，单井累计增产油量（3～8）×104 m3，具有明显的控水增油效果。该颗粒吞吐技术为缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井的出水问题提供了一种新的解决方案。
Abstract:A horizontal well with severe fluid loss in a fractured-vuggy carbonate reservoir in the eastern part of the South China Sea faced challenges such as early water production and rapid water breakthrough. Owing to the bottom water communicated by the fractured-vuggy network, the traditional mechanical and chemical water control methods were unable to solve the water discharge problem in the wells in this reservoir. Therefore, a water control technology, i.e., particle huff and puff, was proposed. Taking advantage of the leakage of the fractured-vuggy network of the carbonate formation, a large number of low-density (1.05 g/cm3) particles with stable physicochemical properties, mainly resins, were“swallowed”, so as to improve the heterogeneity of the formation. After put into production, some of the particles in the network would be gradually “spit back” to the annulus of the wellbore and its adjacent wells, so as to mitigate the water channeling. The results of particle huff and puff simulation experiment demonstrated that particles can enter the experimental fracture when the flow rate is greater than 0.003 3 m/s and can “spit back” from the experimental fracture when the flow rate is greater than 0.009 0 m/s. The particle huff and puff condition is easily met in the field. The technology was applied to three new wells and one old well in a fractured-vuggy reservoir, and the water cut was reduced by 5−10 percentage points compared with the adjacent wells or the wells themselves before the measures. The cumulative oil increase for a single well was 3×104 m3 to 8×104 m3, indicating obvious water control and oil increase effects. The proposed particle huff and puff technology provides a new water control solution to the water discharge problem of horizontal wells with severe fluid loss in fractured-vuggy carbonate reservoirs.
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截至2022年，全球油气储量为4 088.2×108 t油气当量，其中碳酸盐岩油气储量占全球油气储量的一半；我国碳酸盐岩油气储量占油气总储量的1/5，因此碳酸盐岩油气藏是非常重要的油气储备来源[1]。碳酸盐岩油气藏储集条件复杂且储集空间不规则，通常包含孔–洞、孔–缝及缝–洞等多种储集类型，储层非均质性十分严重[2–3]。缝洞型碳酸盐岩油藏采用水平井开发过程中，复杂缝洞网络将水平井筒与水体连通，裂缝、断层及溶洞等储集空间中的油在天然水驱能量的作用下快速采出，随后裂缝、断层及溶洞等储集空间中充满水，此时基质孔隙及部分未连通的缝洞网络空间中往往还存在大量剩余油无法被采出。尤其是对于水驱碳酸盐岩稠油油藏来说，地层水和原油的流度差异较大，油井无水采油期短，更容易出现暴性水淹[4–6]。此类油藏水平井控水主要采用封隔器分段封堵出水点，或用化学堵剂针对缝洞网络发育井段进行选择性封堵。但以上做法在我国南海东部某缝洞型油藏中收效甚微，还有部分井出现明显堵塞问题。
笔者通过分析目标油藏现有控水技术应用情况，结合传统机械化学控水方法的优势，在常规颗粒充填控水技术的基础上，利用颗粒吞吐对地层中的复杂缝洞网络进行充填封堵，同时对井筒环空颗粒进行自适应补偿充填，改善地层的非均质性，提高井筒环空轴向防窜效果，从而提高缝洞型碳酸盐岩油藏的水平井开发效果。
1. 大漏失水平井控水方式
1.1 机械控水
缝洞型油藏大漏失水平井采用传统的机械控水方式，效果受缝洞网络的影响极大。机械控水的实现方式是先确定出水点位置，然后利用封隔器与盲管配合卡封出水点（见图1（a））。该方式实现控水有2个必要条件：1）准确找到出水点的位置；2）分段封隔器发挥预期作用，实现长期有效分段封堵。首先，在水平井准确定位出水点是一个尚未解决的世界难题；其次，不同生产段内均存在裂缝发育的可能，定位并封堵主要出水点后，随着油水界面的抬升，相邻生产段的裂缝与底水沟通，同样会导致对应生产段快速见水（见图1（b））。此外，未直接连通的孤立缝洞在压差作用下连通组成缝洞网络群，从而出现一个缝洞网络见水导致整个缝洞网络均见水的情况（见图1（c））。
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图 1 传统机械控水在缝洞型油藏中控水过程示意Figure 1. Traditional mechanical water control process in fracture-vuggy reservoir目前，基于ICD、AICD和ICV等控水阀的一系列新型智能完井控水技术在常规砂岩油藏中进行了规模化推广应用[7–19]，但受限于封隔器在缝洞型油藏裸眼段的适应性较差，缝洞型油藏无法取得预期控水效果。综上所述，现阶段机械控水在大漏失井应用过程中主要存在以下问题：1）准确定位出水段困难；2）受缝洞网络发育及井径变化影响，封隔器无法发挥预期的分段作用，导致出水段封堵效果变弱；3）缝洞网络发育沟通了产油段和产水段，导致控水有效期短。
1.2 化学控水
碳酸盐岩大漏失水平井广泛应用化学控水技术[20–23]。化学堵剂进入漏失地层后其化学性质发生变化，或经过化学反应形成具有封堵作用的物质封堵裂缝水流通道，从而达到控水的目的[24–26]。化学控水主要包括选择性堵水和非选择性堵水2大类。
选择性堵水是利用有机或无机化学堵剂本身对油水的选择性来实现堵水不堵油。有机化学堵剂的亲水基团遇水吸附且膨胀，遇油排斥且收缩，从而实现选择性封堵。无机化学堵剂是利用遇水发生沉淀或凝固反应而遇油稳定的特性实现选择性封堵。该方法的优势是不需要找出水点；缺点是容易对油水同出生产段造成储层伤害。非选择性堵水与前文提到的机械控水有相同的找水环节，先采用适当的分段工艺隔离出水段，再向出水段挤入堵水剂，对出水段进行封堵。在找水精准的前提下，这种控堵水方法可以精准封堵现有出水段，但无法控制油井未来的出水点，且易出现储层伤害问题。
综上所述，化学控水在缝洞型大漏失水平井中应用存在以下问题：1）化学堵剂难以有效滞留，造成堵漏阶段成本无法控制；2）化学堵剂对储层有伤害；3）后期出水点变化，需要反复进行作业，作业有效期短。
2. 颗粒吞吐控水技术原理
颗粒吞吐控水技术原理，是从地层和井筒2个方面同时均衡油井产液剖面，从而解决大漏失水平井的局部出水问题[27–29]：一方面，通过颗粒在地层的缝洞网络中留置，实现延缓局部水锥；另一方面，部分颗粒返回环空及近井地带，封堵水平段轴向水窜。颗粒吞吐技术包含“吞入”和“回吐”2个过程：先利用地面泵注设备或天然能量以携粒液的方式将颗粒“吞入”且暂时滞留在地层缝洞网络空间中，待油井投产后再利用电泵大排量抽汲，使颗粒部分“回吐”至井筒环空，在油井环空形成紧实包覆筛管的“包裹体”。
固液两相流中，流速越高，固液两相的密度差越小，固相颗粒越容易被携带。对于海上油井来说，用密度为1.05 g/cm3的海水携带以树脂为主体、物理化学性质稳定的低密度颗粒（密度为1.03～1.05 g/cm3），更容易实现颗粒吞吐过程。
低密度颗粒“吞入”过程中，颗粒随着携粒液以漏失形式优先进入缝洞网络中，沿缝洞网络的延伸通道进入地层深部（见图2（a））。在漏速一定条件下，颗粒的速度在远离井筒过程中逐渐降低；速度降至临界沉降速度（固相在液相中不发生沉降的临界流速）时，颗粒在缝洞网络中沉降堆积，在裂缝孔洞中形成具有一定渗透性的多孔介质。由此，缝洞空间从无限导流通道转变为具有一定渗透性的通道，颗粒进入后的裂缝渗透率主要取决于颗粒的粒径。缝洞网络形成的水窜快速通道得到有效控制，油水界面局部抬升现象得到明显改善。
低密度颗粒“回吐”过程中，滞留在近井地带缝洞网络中的低密度颗粒在电潜泵抽汲作用下逐渐向井筒中运移，填补井筒环空的剩余空腔（见图2（b））。受井筒环空体积有限的影响，回吐结束后仍有部分颗粒滞留在缝洞网络中；随着生产的进行，滞留的颗粒随着油水前缘的推进继续向井筒运移，并在缝洞网络通道的出口端面上逐渐压实，对水淹裂缝形成封堵和控制。同时，“回吐”后的颗粒在环空堆叠紧实，由此形成的多孔介质在环空狭小的截面积内产生了极大的沿井筒轴向的渗流阻力，起到了类似遇液膨胀封隔器在水平井的分段效果。每根筛管近似于一个独立的生产单元，集成了控水装置的筛管单独控制生产单元的产出量。当局部某个或某几个生产单元出现水淹情况时，不会造成油井整体含水率升高。
与机械控水相比，颗粒吞吐控水技术有以下优势：1）在环空颗粒的分段作用下，形成多个全井段的独立生产单元，且每个生产单元均受控水筛管的控制，无需单独找水即可实现控水；2）对于井壁不规则的油井，低密度颗粒可以适应井径变化，实现井段长期有效分段；3）通过将地层中水窜的缝流通道变成渗流通道，改善了储层的非均质性，减弱了出水段对出油段的影响。
与化学控水相比，颗粒吞吐控水技术有以下优势：1）“吞入”过程完全取决于水平井各段缝洞网络的发育及连通程度，在缝洞网络发育程度高时，只需颗粒相较于井筒环空体积有一定过盈量，即可保证裂缝的控水效果，有效控制成本；2）低密度颗粒物理化学性质稳定且惰性强，无法在地层中与其他物质发生物理化学反应，仅在缝洞中形成多孔介质屏障从而实现控水，不会对基质造成伤害；3）得益于颗粒低密度特性，颗粒本身更倾向于滞留在不同尺度的缝洞网络的油水界面上，无论水平井各段的油水界面何时到达井筒，颗粒均能起到封堵控制水淹裂缝的作用，无需反复进行控水作业。
3. 颗粒吞吐过程物理模拟试验
颗粒吞吐控水技术的关键在于能否顺利实现颗粒的吞吐过程，如果颗粒无法“吞入”裂缝或者“吞入”裂缝的颗粒无法顺利“回吐”至井筒，则该技术均无法发挥预期的控水效果。为此，设计了室内物理模拟试验，模拟了颗粒“吞入”与“回吐”过程，探究了颗粒吞吐规律。
3.1 试验方法
选取2个直径600 mm、厚15 mm的透明有机玻璃圆盘，2个圆盘叠合在一起形成均匀的5 mm宽缝隙，模拟缝宽为5 mm的地层裂缝。所用颗粒是经过矿场检验的低密度颗粒，密度为1.05 g/cm3，粒径为40/70目。试验分为2个阶段：1）颗粒“吞入”裂缝阶段，用于模拟实际作业过程中的颗粒进入裂缝的过程；2）颗粒“回吐”阶段，用于模拟油井投产后颗粒回吐到井筒的过程。
“吞入”试验过程中，配制质量分数为3%的携粒液，以1.44 L/min的排量注入圆盘裂缝，颗粒在进入圆盘裂缝中从圆心处均匀向四周扩散开，颗粒运动前缘始终为规则的圆形。一段时间后，颗粒前缘形成的圆形直径扩展至460 mm后形态稳定，不再进一步向外扩展。“回吐”试验过程中，排量从0开始逐渐提高至2.6 L/min进行抽汲，颗粒在圆盘裂缝中出现明显的随水流回采的现象，从模型远端逐渐向圆心靠拢，部分颗粒回采成功，部分颗粒在排量2.6 L/min时仍滞留在圆盘裂缝中，此时滞留在圆盘中的颗粒形成外径460 mm、内径310 mm的圆环；当排量进一步提升至3.0 L/min时，再次观察到颗粒开始回吐，680 s后回吐全部结束。颗粒吞吐过程中，颗粒在圆盘裂缝模型中均匀铺置成圆环状，环的内外边界都表现为以充填口为圆心的规则圆形。圆盘内不同半径下各处的流动速度可表示为：
vr=QinjScir (1) Scir=πwd (2) 式中：vr为颗粒堆积半径r处液体的流动速度，m/s；Qinj为注入排量，m3/s；Scir为颗粒堆积半径r处的环形过流面积，m2；w为圆盘裂缝模型的缝宽，m；d为颗粒堆积形成的圆环直径，m。
3.2 试验结果
“吞入”过程中，计算可知直径460 mm处流体的流速为0.003 3 m/s，此时颗粒不再继续向外运动，慢慢沉降下来。由此可以说明，在颗粒“吞入”过程中，只要保持流体流速大于0.003 3 m/s，就可以保证颗粒顺利“吞入”裂缝中。
计算可知，“回吐”过程中，直径310 mm处的流体流速为0.009 0 m/s。此时颗粒不再继续向圆心运动，会慢慢沉降下来，且颗粒在此流速下无法从静止态转变为运动态。由此说明，流速大于0.009 0 m/s时，裂缝中的颗粒才会发生“回吐”。
试验结果表明，当水的流速达到10−3 m/s级别时，即可使得颗粒随着水流运动。同时，颗粒“回吐”比颗粒“吞入”所需要的流体流速更高，颗粒“吞入”过程是颗粒由运动态向静止态转变，此时颗粒沉降过程主要取决于液体的流速；颗粒“回吐”过程是颗粒从静止态向运动态转变，此时颗粒启动过程除了受流体流速影响外，还受颗粒堆积态下其余颗粒对单个颗粒阻力的影响。尽管在裂缝高流量和狭小端面截面积的影响下可以轻易达到该临界流速，但为了保证颗粒充分回采，建议在油井投产时尽可能使用大排量抽汲。
4. 矿场试验
L油田位于我国南海东部，属于海相碳酸盐岩油藏。该油藏是储层类型多样的典型强油湿、强底水块状生物礁灰岩孔隙–裂缝双重介质油藏，平面上被2条大断层挟持且内部发育系列平行小断裂，纵向上划分为A、B1、B2、B3、C、D、E和F（水层）等8个岩性段。储层内部发育错综复杂的裂缝和孔洞，导致平面上非均质性极强[30]。受高角度裂缝之间相互勾连窜通底水的影响，水平井开发过程中见水速度快且含水率上升快，严重影响油田整体开发效果。为此，L油田引进了多种针对缝洞型油藏的控水方式，包括ICD+遇液膨胀封隔器分段控水、化学堵水等，应用井均未起到控水增油效果，且采用化学控水的油井出现了堵塞现象。
为了改善L油田的开发效果，引进了颗粒吞吐控水技术，并在L油田4口井（A1井、A2井、A3井和A4井）进行了现场试验。4口井均采用ICD筛管+连续封隔体颗粒的方式进行完井或者二次完井作业。其中，A1井、A2井和A3井属于大漏失井，需借助地面泵注设备辅助颗粒吞入地层裂缝；A4井属于超大漏失井，仅依靠天然能量即可将颗粒吞入地层裂缝。
现场试验时，4口井单井环空容积为10～20 m3，“吞入”颗粒量在20～60 m3之间，颗粒“吞入”地层过程顺利（相关工艺参数见表1）。油井投产后，颗粒从缝洞网络“回吐”至井筒，判断该过程是否发生的主要依据是目标井的控水效果的评价。颗粒未顺利“回吐”时，井筒环空中存在空腔和窜槽。当油井出现局部出水问题时，地层水将沿着出水点的环空空腔或窜槽向未出水点窜流，导致油井含水率快速上升，低含水期短；颗粒顺利“回吐”时，井筒环空将被颗粒充填紧实。若油井同样出现局部出水问题，地层水无法在环空中沿井筒轴向窜流，局部出水对油井整体含水率贡献小，从生产动态来看油井相较于邻井会有较长的低含水期。
表 1 4口井的颗粒吞吐工艺参数Table 1. Processing parameters of particle huff and puff in four wells井号 最大充填压力/
MPa最大净充填压力/
MPa最大充填排量/
（L·min−1）井筒理论体积/
m3颗粒实际用量/
m3充填率，% 滞留在缝洞网络
中的颗粒量/m3A1 8.90 5.90 1 200 9.67 22.6 223 12.93 A2 9.00 5.60 1 500 12.00 35.0 292 23.00 A3 3.30 2.60 1 110 20.00 47.7 237 27.70 A4 11.09 6.79 1 570 13.50 58.0 430 44.50 A1井、A2井和A3井为同一油藏不同平面位置的加密井，均采用颗粒吞吐控水技术进行一次完井。分析同一区域不同井含水率与累计产油量的关系曲线，可对比油井的控水效果。分析A1井、A2井、A3井和邻井的含水率与累计产油量关系曲线发现，在累计产油量相同条件下，该3口井含水率上升较慢，表现为有较长的低含水期，且最终单井累计产油量均高于邻井，控水增油效果明显（见图3）。
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图 3 A1、A2、A3井和邻井的含水率与累计产油量关系曲线Figure 3. Curves of water cut and cumulative oil production of Well A1, A2, and A3 and adjacent wellsA4井为高含水率老井，使用颗粒吞吐控水技术进行二次完井，通过对比该井措施前后的生产动态曲线，可以分析出颗粒吞吐技术的应用效果。该井关井前日产液量1 398.2 m3/d，产油量12.6 m3/d，含水99.1%，累计产油量9.94×104 m3；措施后日产液量959 m3/d，日产油量104.9 m3/d，含水率89.8%；对比措施前，产水量降低439.2 m3/d，产油量增加92.3 m3/d，含水率降低9.2百分点（见图4）。4口井从生产动态来看，较同区域高部位邻井或措施前生产动态而言，均表现出明显的控水增油效果。由此说明，颗粒“回吐”至井筒过程顺利。
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图 4 A4井措施前后的生产动态曲线Figure 4. Production performance curves of Well A4 before and after operation5. 结论与建议
1） 通过分析传统控水技术在缝洞型碳酸盐岩油藏的适用性，提出采用颗粒吞吐技术解决缝洞网络水窜造成的油井出水问题。利用室内物理模拟试验观测颗粒吞吐过程并计算颗粒吞吐的边界条件，结合矿场试验验证了技术可行性及效果，形成了适用于缝洞型碳酸盐岩油藏水平井的控水技术，实现了缝洞型碳酸盐岩油藏水平井降水增油的目标。
2） 在缝洞网络发育的碳酸盐岩油藏水平井中可以实现颗粒吞吐过程，但在缝洞网络不发育的碳酸盐岩油藏水平井中，仍然存在难以实现颗粒吞吐过程的问题。建议继续优化颗粒吞吐的工艺参数，提升在缝洞网络不发育井中颗粒吞吐的稳定性。
3） 南海东部某碳酸盐岩油藏平面非均质性强，部分井缝洞网络发育程度差，理论上难以实现颗粒吞吐。颗粒吞吐过程中施工排量和泵压提升后，明显提高了缝洞网络欠发育水平井的颗粒吞吐效率和降水增油效果，对后续工艺参数优化方向具有一定的指导作用。
4）在缝洞型碳酸盐岩油藏大漏失水平井控水中，颗粒吞吐技术主要解决了油井见水快的问题。建议深入分析缝洞型碳酸盐岩油藏的开发特征，从延长无水采油期的角度发展新型控水技术，从而提高此类油田的开发效果。
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图 1 传统机械控水在缝洞型油藏中控水过程示意
Figure 1. Traditional mechanical water control process in fracture-vuggy reservoir
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图 3 A1、A2、A3井和邻井的含水率与累计产油量关系曲线
Figure 3. Curves of water cut and cumulative oil production of Well A1, A2, and A3 and adjacent wells
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图 4 A4井措施前后的生产动态曲线
Figure 4. Production performance curves of Well A4 before and after operation
表 1 4口井的颗粒吞吐工艺参数
Table 1 Processing parameters of particle huff and puff in four wells
井号 最大充填压力/
MPa最大净充填压力/
MPa最大充填排量/
（L·min−1）井筒理论体积/
m3颗粒实际用量/
m3充填率，% 滞留在缝洞网络
中的颗粒量/m3A1 8.90 5.90 1 200 9.67 22.6 223 12.93 A2 9.00 5.60 1 500 12.00 35.0 292 23.00 A3 3.30 2.60 1 110 20.00 47.7 237 27.70 A4 11.09 6.79 1 570 13.50 58.0 430 44.50 
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