复杂裂缝潜山油藏水平井堵水封堵机理研究

Water plugging of horizontal wells using chemical agents has been a crucial technique for complex fractured buried hill reservoirs in order to secure a smooth and stable production. Numerous water plugging strategies have turned out to be inefficient in oil incremental and duration. There are a couple of reasons generally being responsible for that sort of inefficiency. First of all, engineers presently have difficulty in detecting the actual position on horizontal wells where water leakage happens and also the way it proceeds. In addition, the gelling strength of injected chemicals suffers from disproportionate loss of components when being injected into a dual porous media. Finally, the gelled agents can be greatly impaired by dehydration under pressure gradient and capillary imbibition. Accordingly it has been a theoretic basis and key point for the application of water blocking technique to these special reservoirs on the horizontal wells water leakage mechanism, the mass and concentration varying transfer mechanism of chemical agents in reservoir fractures, and the dehydration impairment mechanism. This application work aims to strive to disclose these uncertainties. In details, on the basis of physical modelling of fractured reservoirs, we will investigate the water leaking mechanism, the spot where it occurs on horizontal wells and the mode it uses. Additionally, the working mechanism behind the unbalanced loss of components during transfer under the impact of driving pressure gradient and properties imparity will be studied to reveal the influence of various loss mechanisms on gelling strength. Also, an experimental instrumentation will be employed to discover the gel dehydration mechanism in the fracture system under pressure difference and capillary imbibition, their occurrence conditions, contributable weight and mutual synergy. This application work will form the necessary theoretic basis on the design and optimization of water blocking technique toward complex fractured reservoirs.

水平井化学堵水技术对复杂裂缝潜山油藏产量平稳运行意义重大。潜山堵水存在增油效果不明显、有效期短的问题，究其原因，首先，水平井出水位置及模式不明确使得施工具有盲目性；第二，双重介质油藏堵剂在注入过程存在组分不均衡滤失影响了成胶强度；第三，成胶后由于内外压差不均衡及毛管自吸导致凝胶易于脱水失效。因此，改善此类油藏水平井堵水效果，需在明确水平井出水机理基础上，揭示堵剂不均衡滤失条件下成胶特性及成胶后的失效机理。本申请以裂缝性储层物理模拟实验为基础，分析该类油藏水平井出水机理，建立水平井出水位置及模式反演方法；揭示驱替压差、扩散能力差异等因素影响下堵剂传质运移过程中各组分不均衡滤失的作用机理，明确不同滤失机理对成胶强度的影响；利用凝胶脱水测量物理模拟装置，研究压差脱水和自吸脱水的发生条件、贡献程度及协同关系，揭示堵剂成胶后在裂缝中的脱水失效机理。本申请将为该类油藏水平井堵水的优化设计奠定理论基础。

水平井化学堵水技术对复杂裂缝潜山油藏产量平稳运行意义重大。潜山堵水存在增油效果不明显、有效期短的问题，究其原因，首先，水平井出水位置及模式不明确使得施工具有盲目性； 第二，双重介质油藏堵剂在注入过程存在组分不均衡滤失影响了成胶强度；第三，成胶后由于内外压差不均衡及毛管自吸导致凝胶易于脱水失效。因此，改善此类油藏水平井堵水效果，需在明确水平井出水机理基础上，揭示堵剂不均衡滤失条件下成胶特性及成胶后的失效机理。基金围绕此三个关键科学问题展开了深入研究。.针对于科学问题一，项目首先基于数值模拟明确了裂缝性油藏水平井的出水机理以及见水特征，分析了在不同出水模式下井口的生产动态特征及影响因素。基于复杂裂缝性油藏物理模拟实验以及复杂裂缝性油藏数值模拟，综合研究了复杂裂缝性油藏水平井的开发动态及开发规律。基于物理模拟结果以及数值模拟结果，总结了裂缝性油藏水平井在不同出水模式下的生产动态特征以及在不同影响因素影响下，水平井生产动态的响应特征，建立了水平井出水位置和出水模式的反推方法。该研究可以为裂缝性油藏水平井水出水模式及出水位置的识别提供依据。该部分发表SCI检索论文2篇，申请专利2项。.针对于科学问题二，基金首先研究了铬离子-聚丙烯酰胺凝胶配方的成胶特性以及成胶影响因素，选定了主要的实验配方。通过设计裂缝长岩芯实验，裂缝性岩心实验以及常规的岩心驱替实验明确了堵剂在传质运移过程中的不均衡滤失机理，同时研究了在不均衡滤失作用下的凝胶成胶强度以及堵水效果。该研究可以为裂缝性油藏堵剂配方的设计以及堵剂的注入参数优化筛选提供重要的指导，具有重要的科学意义以及工程意义。该部分发表SCI检索论文4篇，申请专利3项。.针对于科学问题三，为了便于观察以及定量化的研究凝胶的脱水过程，设计了可视化的凝胶自吸脱水与压差脱水实验装置。研究了不同基质条件、不同渗吸条件以及不同压差条件下凝胶的脱水速度以及在脱出水的作用下油相的采出情况，明确了压差脱水和自吸脱水的发生条件、贡献程度及协同关系，揭示堵剂成胶后在裂缝中的脱水失效机理。本研究能够为设计堵剂的工程注入方法，预测堵水后的有效期以及改进堵剂的配方提供重要指导。该部分发表SCI检索论文1篇，EI检索论文1篇，申请专利2项。.最后基金建立了一套堵水调剖方法的定量化决策方法。利用该决策手段优选堵水调剖手段，优化堵水调剖设计。该部分发表SCI检索论文1篇。

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