压裂用水溶性暂堵剂的研究与现场应用

汪小宇

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室－CO2压裂增产研究室，陕西西安710018）

压裂用水溶性暂堵剂的研究与现场应用

汪小宇1，2，3

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室－CO2压裂增产研究室，陕西西安710018）

缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂，在水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵，产生升压效应，从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，增大油/水层泄流面积，实现油/水井的增产增注。暂堵剂是缝内转向压裂的关键技术之一，目前在用的大部分为油溶性暂堵剂，不太适用于高含水油井及注水井。本文研制出一种水溶性压裂暂堵剂WSA，对其性能进行了研究，并开展了六口井的现场应用，结果表明，水溶性暂堵剂WSA满足缝内转向压裂工艺要求，取得了良好的增产增注效果。

水溶性；暂堵剂；缝内转向压裂技术；现场应用

缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂，在水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵，产生升压效应，从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，增大油/水层泄流面积，实现油/水井的增产增注［1-4］。暂堵剂是完成缝内桥堵，实现缝内转向的关键所在，其性能应满足以下三方面要求［5-6］：（1）转向剂在地层环境下必须具有一定变形但变形后有一定强度，应具有塑性特征，与刚性支撑剂混合后能发挥更好的裂缝封堵效果。（2）水力压裂结束后，在排液过程中暂堵剂可溶于原油，快速排出。（3）常温下暂堵剂应具有一定强度，不粘泵、易泵送。目前在用的大部分为油溶性暂堵剂，对于高含水油井及注水井，裂缝封堵效果下降，解除堵塞时间较长，返排速度受到限制。本文研制出一种适用于高含水油井及注水井缝内转向压裂用的水溶性暂堵剂，对其性能进行了研究，并开展了六口井的现场应用。

1　实验部分

1.1实验仪器与药品

主要实验仪器：感量为0.001 g天平（美国梅特勒公司），RS6000模块化旋转流变仪（德国赛默飞世尔公司），K100表/界面张力仪（德国Kruss公司）。

主要实验药品：水溶性暂堵剂WSA、VES清洁压裂液（实验室自制）。

1.2实验方法

1.2.1体积密度、视密度的测定方法按SY/T5108-2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》中12.1体积密度测试和12.2视密度测试执行，视密度测试时将标准中所用的水换为无水煤油。

1.2.2最低软化温度测定方法取10 g水溶性暂堵剂WSA样品放入清洁干燥的烧杯中，置于电子可控恒温水浴中，恒温水浴锅从30℃开始升温，每升高1℃保持恒温5 min，保温阶段用玻璃棒感触样品，样品开始软化变形时，电子恒温水浴锅所对应的温度即为暂堵剂的最低软化温度值。

1.2.3溶解度的测定方法将盛有100 mL水的具塞广口瓶置于一定温度的恒温水浴锅中，每次加入约0.5 g水溶性暂堵剂WSA样品，观察溶解情况。如果溶解，则再次加入，直至不能溶解为止。记录加入水溶性暂堵剂WSA的质量。酸溶性测定时将水换成酸。

1.2.4对压裂液耐温耐剪切、破胶、表界面张力性能以及残渣含量影响评价方法按2%质量比将水溶性暂堵剂WSA加入自来水中，放置45℃下，等WSA完全溶解并凉至室温后，分别用溶解后的水、自来水正常配制压裂液。按石油天然气行业标准SY/T5107-2005《水基压裂液性能评价方法》分别测试压裂液耐温耐剪切性能、破胶性能、破胶液表界面张力、残渣含量，其中破胶液表界面张力测试按石油天然气行业标准SY/ T5370-1999《表面及界面张力测定方法》执行，取破胶液下层清液，在30℃±1℃下，用K100表/界面张力仪测定，采用挂片法。

2　结果与讨论

2.1药剂配方

本文中水溶性压裂暂堵剂WSA的研制基于以下原则：（1）水溶性好，适应温度范围宽；（2）暂堵强度高，有一定的有效期；（3）施工简单，作业费用低；（4）材料来源广，售价低。水溶性暂堵剂WSA由A剂、B剂、C剂、D剂制成，其中A：B：C：D的质量比为3.5：0.5：1：1。

2.2水溶性压裂暂堵剂WSA作用机理

在高压下，暂堵剂随着压裂液一同注入井中，进入较高渗透层段，压裂液通过暂堵剂并滤出滤液，使暂堵剂表层的A剂溶解，在压差的作用下紧密地联结在一起，形成致密的滤饼，阻挡压裂液继续进入地层，达到封堵目的。当压裂结束后，在水和破胶水化的压裂液的作用下，暂堵剂中的B剂先溶解于水，增加了水溶面积，继而使C、A剂先后溶解于水排出地层。

2.3水溶性暂堵剂WSA性能评价

2.3.1基本性能参数水溶性暂堵剂WSA为固体颗粒，具有一定的硬度，受力情况下呈现脆性破坏，不粘泵；当温度达到一定值时，暂堵剂颗粒软化；随水力压裂排液过程，水溶性暂堵剂WSA可完全溶解、排出。

表1　水溶性暂堵剂WSA基本性能参数

2.3.2在水和酸中的溶解度测定室内评价了水溶性压裂暂堵剂WSA在水和土酸中的溶解度，结果（见表2）。

表2　不同温度下WSA的溶解度

由表2可知，WSA在水和酸中均具有良好的溶解性，从室内研究结果来看，WSA也能够用于油井的酸化改造，用作酸化暂堵剂。

2.3.3对压裂液耐温耐剪切性能影响评价由于水溶性暂堵剂WSA溶于水，而目前压裂液均采用水基压裂液，水溶性暂堵剂在短时间内会溶解一部分，从而对压裂液性能产生一定影响。室内评价了加入2%水溶性暂堵剂WSA对VES清洁压裂液的耐温耐剪切性能影响，实验结果（见图1和图2）。

图2　加入WSA后压裂液耐温耐剪切性能

由图1、图2可知，未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液体系在60℃下连续剪切90 min后，粘度均能保持50 mPa·s左右，说明水溶性暂堵剂WSA不影响VES清洁压裂液体系的耐温耐剪切性能。

2.3.4对压裂液破胶性能影响评价室内评价了未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液体系在60℃条件下的破胶性能，实验结果（见表3）。

表3　对压裂液破胶性能影响

由表3可知，未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液体系破胶性能相当，在60℃、150 min内均能彻底破胶，满足SY/T6376-2008《压裂液通用技术条件》要求。

2.3.5对压裂液破胶液表界面张力影响评价室内评价了未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液体系的表界面张力，结果（见表4）。

表4　对压裂液破胶液表界面张力影响

由表4可知，未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液破胶液表界面张力相比较，后者表界面张力略有增加，但增加幅度不大，不影响压裂液返排性能。2.3.6对压裂液破胶液残渣含量影响评价室内评价了未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液体系的残渣含量，结果（见表5）。

表5　对压裂液破胶液残渣含量影响

由表5可知，未加和加入水溶性暂堵剂的VES清洁压裂液破胶液残渣含量相比较，后者残渣含量略有增加，但增加幅度不大，满足SY/T6376-2008《压裂液通用技术条件》要求，不影响压裂液性能。

3　现场应用

水溶性暂堵剂WSA应用于缝内转向压裂技术，截止目前已开展了6口井的现场应用，施工成功率100%，措施有效率83.3%，取得了良好的增产增注效果。以X133井为例，X133井属于长庆油田A区块一口注水井，属于增注难度大井，前期增注措施效果不理想。应用水溶性暂堵剂加VES清洁压裂液缝内转向压裂技术对该井开展重复改造试验，压裂施工曲线（见图3）。如图所示在前置液阶段（即图示时间轴6 min左右）加入200 kg水溶性暂堵剂WSA，随后泵压开始有明显上升，表示暂堵剂已经到达地层裂缝中并开始发生作用，压力上升约10 MPa，在图示的10 min左右处达到最大值，后有裂缝转向、新裂缝开启的特征显示，随后按设计加砂16 m3。

图3　X133井施工曲线

表6　X133井措施前后生产状况对比

措施后首次注水，油压10 MPa，套压9.5 MPa，配注20 m3，实注21 m3，措施降压5.2 MPa，日增注14 m3；措施后5个月，平均日增注7.8 m3，累计增注1 163 m3，说明水溶性暂堵剂WSA发挥了很好的暂堵升压作用，实现了缝内转向压裂工艺目标，取得了较好的增注效果。

4　结论

（1）本文研制出的水溶性暂堵剂WSA具有一定的硬度，最低软化温度达90℃；WSA在水和酸中均具有良好的溶解性，仅从室内研究结果来看，WSA也能够用作酸化暂堵剂，用于油井的酸化改造。

（2）室内评价结果显示，水溶性暂堵剂WSA对VES清洁压裂液的耐温耐剪切、破胶、表界面张力性能以及残渣含量影响很小。

（3）六口井现场试验表明，水溶性暂堵剂WSA不影响压裂液各项性能，发挥了很好的暂堵升压作用，实现了缝内转向压裂工艺目标，取得了较好的增产增注效果。

［1］宋振云，任雁鹏，吴增智.一种产生多缝水力压裂工艺［P］.中国发明专利.ZL 03134303.1，2009.

［2］宋振云，等.The application of in-fissure divert fracturing technology in ultra-low permeability oilfield［C］.2009年国际石油技术大会，2009，12.

［3］蒲晓林，等.用屏蔽桥堵技术提高长庆油田洛河组漏层的承压能力［J］.西南石油学院学报，1995，17（2）：97-100.

［4］黄克军.绥靖油田缝内转向重复压裂研究与应用［J］.内蒙古石油化工，2011，37（16）：15-21.

［5］戴军华，等.暂堵压裂技术在坪北油田的研究应用［J］.钻采工艺，2006，29（6）：22-25.

［6］陈瑜芳，等.低渗透油藏重复压裂机理研究及运用［J］.西部探矿工程，2010，79（3）：31-35.

The development and application of water-soluble fracturing temporary plugging agent

WANG Xiaoyu1，2，3
（1.Drilling&Production Engineering Technology Institute，Chuangqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Xi＇an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil&Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China；3.Department of CO2Fracturing Stimulation，Key Laboratory of Reservoir Stimulation，CNPC，Xi'an Shanxi 710018，China）

In-fissure divert fracturing technology，in which temporary plugging agent is added，the temporary plugging is made and the pressure increases in the main fracture，can create new branch fractures and micro fractures，increase the area of fluid-release，finaly achieve the goal of production and injection increase.Temporary plugging agent is one of the key technology for in-fissure divert fracturing，most of the plugging agent is oil-soluble，and is not suitable for the high water cut oil wells and injection wells.A kind of water-soluble fracturing temporary plugging agent was prepared in the lab，and its performance was studied，application of six wells was successfully carried out，the result shows that the water-soluble plugging agent meet the demand of in-fissure divert fracturing technology and achievethe goal of production and injection increase.

water-soluble；plugging agent；in-fissure divert fracturing technology；application

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.025

TE357.12

A

1673-5285（2015）06-0091-04

2015－04-22

川庆钻探工程有限公司科研项目“深井压裂液体系开发研究”，项目编号：2010-43。

汪小宇（1982-），工程师，2007年毕业于长江大学化学与环境工程学院，获硕士学位，现从事油气田开发相关的研究工作，邮箱：wxy_gcy@cnpc.com.cn。