GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

温哲豪 薛亚斐 白建文 何 平 张家富（1.长庆油田分公司苏里格气田研究中心，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）

引用格式：温哲豪，薛亚斐，白建文，等. GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：85-88.

GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术

温哲豪 薛亚斐 白建文 何 平 张家富
（1.长庆油田分公司苏里格气田研究中心，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）

引用格式：温哲豪，薛亚斐，白建文，等. GX-3井绒囊流体暂堵重复酸化技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：85-88.

摘要：GX-3井2002年酸化投产，至2014年产量正常递减至5×104m3/d，拟再次酸化增产。为提高重复酸化效果，使用绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔，迫使酸液进入未酸化地层。室内测试绒囊流体暂堵后提高原酸化高传导蚓孔承压能力78.06 MPa，pH值2~7的暂堵流体塑性黏度、动切力等变化3%以下，原酸化高传导蚓孔渗透率恢复值88.64%。现场配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 mPa·s、动切力15~35 Pa的绒囊暂堵流体120 m3封堵原酸化高传导蚓孔，井口清水试压3 MPa后注入盐酸6.5 m3，静置7 h后排残液。恢复生产后，产气量由5×104m3/d提高到7×104m3/d，表明绒囊暂堵流体封堵原酸化高传导蚓孔后再酸化，不损伤原缝产气能力，并新增产量贡献层，为碳酸盐岩储层重复酸化转向提供了一种有效的新方法。

关键词：碳酸盐岩；重复酸化；绒囊流体；暂堵

GX-3井位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，2002年5月完井，完钻井深3 577 m，完钻层位奥陶系马家沟组马五层。2002年6月，射孔并常规酸化GX-3井马五四段，酸化作业后配产17×104m3/d。2014年5月，气井产量正常递减至5×104m3/d，地层压力系数低于0.3，但认为还有潜力可挖，拟再次酸化马五四段。

1　重复酸化难点及对策

1.1 老井重复酸化难点

重复酸化难点之一，是酸液容易进入高传导性通道蚓孔，不易进入基质低渗透层，酸化程度低。重复酸化时可暂堵高传导性原缝，迫使酸液进入低渗透率基质，提高酸化效果［1］（赵增迎等，2006）。为此，许多学者研究暂堵技术。

赵洪涛等［2］（2007）研究水基泡沫转向剂，在四川盆地应用4口井，滤失低，暂堵效率高，转向分流效果明显，储层伤害低。类似暂堵剂新民采油厂也曾应用3口油井，效果良好［3］（胡之力等，2008）。但转向剂施工工艺复杂，配套设备成本较高。

王建等［4］（2004）研发250 ℃地下聚合交联成胶的耐酸耐高温堵剂，室内岩心柱塞暂堵后突破压力85.3 MPa/m。但体系返排能力差，原缝产能恢复较难。李明远等［5］（2006）室内实验证明，交联聚合物类转向剂能够成功暂堵强渗透性地层流动通道。但体系耐酸能力较弱，注酸后稳定性较差，影响增产效果。王洪关等［6］（2014）开发插层聚合物凝胶类转向剂，室内实验表明抗温性和耐酸性良好。但聚合物类暂堵剂返排困难，对原缝产能伤害较大。

罗跃等［7］（2008）研究的树脂类暂堵剂在长庆26口油井中应用，暂堵效果良好，不会堵死原缝，但原缝产能恢复仍然不理想。

Scott M McCarthy等［8］（2002）为解决墨西哥湾酸化转向作业地层温度较高、常规暂堵剂稳定性较差的难题，开发出一种新型耐高温黏弹性表面活性剂暂堵剂，抗温能力140 ℃。Chuck Zeiler［9］（2001）进一步论述，这种抗高温黏弹性表面活性剂类暂堵剂在墨西哥湾成功实现酸化转向10井次以上。但罗明良等［10］（2010）研究指出，黏弹性表面活性剂配制工艺复杂，现场配制条件要求较高，目前常用阳离子型表面活性剂在地层中易吸附滞留，损害原缝气体产能恢复。

张歧安等［11］（2006）开发延迟膨胀颗粒类堵剂，在彩南油田应用2口井，封堵能力良好。但颗粒类堵剂暂堵后返排困难，天然气恢复原缝产气能力同样困难。

因此，现有常用泡沫、聚合物、表面活性剂以及颗粒类暂堵体系，应用于GX-3井酸化转向作业存在抗温能力差、返排困难等缺陷，尤其原缝产能恢复效果不理想，影响重复酸化增产效果。

1.2 老井重复酸化对策

GX-3井理想的酸化转向暂堵剂应满足以下要求：（1）抗酸能力强，能够二次酸化作业时不影响各种性能；（2）抗温性能良好，120 ℃性能稳定；（3）暂堵能力较强，有效提高地层承压能力；（4）伤害原缝产能小，易返排；（5）现场施工工艺简单。

绒囊封堵流体利用囊泡和绒毛，在孔隙和裂缝中以分压、耗压及撑压模式封堵，提高地层的承压能力［12］（郑力会等，2010）。绒囊封堵流体在煤层气水平井钻井［13］（孙法佩等，2012）、大位移井［14］（匡立新等，2012）、分支井［15］（孟尚志等，2012）、U型井［16］（滑志超等，2012）等成功提高地层承压能力，磨溪气田钻井防漏堵漏也应用成功（胡永东［17］，2000），原缝无损重复压裂现场试验已获成功（郑力会［18］，2015）。

绒囊暂堵流体相比常规暂堵流体，暂堵性能出色，抗温能力突出，抗酸能力稳定，流体易返排且对原缝产气能力影响小，现场配制工艺简单。为此，应用绒囊暂堵流体于GX-3井暂堵重复酸化作业。

2　绒囊暂堵流体性能室内评价

2.1 暂堵能力评价

室内用0.1%NaOH+0.3%绒毛剂+1.5%囊层剂+0.1%囊核剂+0.3%囊膜剂配制绒囊暂堵流体，密度0.90 g/cm3，塑性黏度22 mPa·s，动切力26.6 Pa，表观黏度47.5 mPa·s，pH值10，动塑比1.18 Pa/（mPa·s）。评价方法：（1）实验使用人造砂岩岩心，气测渗透率3 500 mD，岩心直径25 mm，长度70 mm，实验前抽真空处理；（2）将岩心放入岩心夹持器中，并施加围压至30 MPa；（3）8%KCl溶液模拟地层水以5.0 mL/min的稳定流速，正向通入岩心，每隔5 min测量注入压力；（4）将绒囊暂堵流体以5.0 mL/min的稳定流速，反向通入岩心，每隔5 min测量岩心入口端注入压力变化；（5）模拟地层水以5.0 mL/min的稳定流速，再次正向通入岩心，每隔5 min测量注入压力。实验记录绒囊暂堵流体压力和时间变化过程，结果如图1。

岩心柱塞未封堵前，注入地层水稳定驱压2.13 MPa，地层漏失；注入绒囊暂堵流体，柱塞出口端始终无流体流出；反向注入模拟地层水，注入压力在75 min时达到78.06 MPa（由于设备额定压力70 MPa，放弃继续升高压力尝试），岩心柱塞出口端始终无流体流出。实验结果表明，绒囊暂堵流体进入地层后，能够有效暂堵高渗透率流动通道，提高地层承压能力达78.06 MPa，满足GX-3井前期酸化形成高渗透流动通道暂堵要求。

图1　 绒囊暂堵流体注入前后地层水及绒囊自身注入压力变化

2.2 抗酸能力评价

同样配方，利用盐酸调配酸性不同配浆水B（pH=2）、C（pH=5），对比中性流体A（蒸馏水），分别配制绒囊暂堵流体，再利用六速旋转黏度计测定不同酸性绒囊暂堵流体塑性黏度、动切力、动塑比等性能参数（见表1）。

表1　不同酸性流体配制绒囊暂堵流体性能

从表1可以看出，地层水为强酸性时，绒囊暂堵体系黏度、动切力等参数变化幅度低于3%，表明绒囊暂堵流体抗酸性较强。

2.3 返排能力评价

同样的配方配制绒囊暂堵流体评价储层伤害能力。实验方法：（1）选择人造砂岩岩心，完成前期抽真空处理；（2）将岩心放入岩心夹持器中，并施加围压至30 MPa；（3）利用氮气以5.0 mL/min的稳定流速正向通入岩心，测量气相渗透率；（4）将绒囊暂堵流体以5.0 mL/min的稳定流速反向通入岩心，至注入压力达到25 MPa停止驱替，关闭夹持器两端出口2 h；（5）利用氮气正向驱替柱塞，持续2 h后，测定氮气渗透率。完成平行实验2套，封堵前后的渗透率恢复值见表2。

从表2可以看出，绒囊暂堵流体返排，渗透率恢复值分别达到89.25%、88.03%，平均值88.64%。绒囊暂堵流体返排能力较强，对暂堵原缝气体流动能力影响较小。

表2　绒囊暂堵流体返排能力评价实验

3　绒囊暂堵流体现场应用

现场配制120 m3绒囊暂堵流体，配方为0.1%NaOH+0.3%绒毛剂+1.5%囊层剂+0.1%囊核剂+0.3%囊膜剂，密度0.92 g/cm3，塑性黏度26.5~28.0 mPa·s，动切力29.0~30.5 Pa，pH值9~10。

2014年8月11日采用反循环注入绒囊暂堵流体110 m3，正循环注入清水，井口起压3 MPa，折算提高地层承压能力32.19 MPa，表明绒囊暂堵流体已成功封堵地层高渗透率流动通道，遂进行起下管柱、更换油管、洗井等作业，2014年8月26日注入6.5 m3常规盐酸酸液，静置7 h后，排液2 d，自喷，观察3 d，油压上升到8.7 MPa，地层产能恢复良好。恢复生产后，气井产气量由酸化作业前的5×104m3/d上升至7×104m3/d， 增幅40%。进一步对比GX-3井重复酸化作业前后100 d累计产气量，由465.28万m3上升至612.15万m3，增幅31.57%，表明绒囊暂堵流体能够有效封堵地层高渗透率原缝，返排后，原缝气体产能有效恢复。

4　结论

（1）绒囊暂堵流体相比较于常规暂堵流体，暂堵能力更强，返排后，对原缝损害较小，有效促进地层原缝气体产能恢复，提高重复酸化增产效果。

（2）绒囊暂堵流体能够满足GX-3井现场作业的要求，是解决以GX-3为代表的低压气井重复酸化暂堵的一种新方法。

参考文献：

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［7］ 罗跃，张煜，杨祖国，等.长庆低渗油藏暂堵酸化技术研究［J］.钻井液与完井液，2008，25（2）：48-50.

［8］ McCARTHY Scott M, QI Qu, VOLLMER Dan. The successful use of polymer-free diverting agents for acid t reatments in the Gulf of Mexico［R］. SPE 73704, 2002.

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［18］ 郑力会，翁定为.绒囊暂堵液原缝无损重复压裂技术［J］.钻井液与完井液，2015，32（3）：76-78.

（修改稿收到日期 2015-08-07）

〔编辑 朱 伟〕

Technology of re-acidizing Well GX-3 by temporary plugging with fuzzy-ball fluid

WEN Zhehao, XUE Yafei, BAI Jianwen, HE Ping, ZHANG Jiafu
（1. Research Center of Sulige Gasfield, Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China;
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gasfields, Xi’an 710018, China）

Abstract:In 2002, Well GX-3 was acidized and put into production, and its production decreased normally to 5×104m3/d in 2014, so it is proposed to re-acidize the well in order to increase production. For the purpose of improving the effectiveness of reacidization, the fuzzy-ball temporary plugging fluid was used to plug the originally acidized wormhole of high conductivity, hence forcing the acid solution to enter the non-acidized formations. Indoor tests show that, after plugged by fuzzy-ball fluid, the bearing capacity of previously acidized wormhole of high conductivity was improved by 78.06 MPa, the changes of plastic viscosity and yield point of temporary plugging fluid with pH 2 to 7 was below 3%, and the recovery of the permeability of originally acidized wormhole of high conductivity was 88.64%. 120 m3of fuzzy-ball temporary plugging fluid was prepared on site to plug the originally acidized wormhole of high conductivity. The density of such fluid was 0.90~0.95 g/cm3, its plastic viscosity was 15~30 mPa·s and its yield point was 15~35 Pa. Wellhead was tested with a pressure of 3 MPa, 6.5 m3of hydrochloric acid was injected, then the residual fluid was produced after standing for 7 h. When production was resumed, the gas yield was increased from 5×104m3/d to 7×104m3/d, indicating that acidization occurred after the fuzzy-ball fluid plugged the high-conductivity wormhole previously acidized, which did not damage the gas productivity of original fractures and instead added new gas producing layers, hence providing a new and effective method for re-acidification of carbonate reservoirs.

Key words:carbonate; re-acidification; fuzzy-ball fluids; temporarily plugging

作者简介：温哲豪，1963年生。1986年毕业于西南石油学院采油工程专业，现主要从事致密气藏研究。E-mail：wenzhcq@petrochina. com.cn。

基金项目：国家高技术研究发展计划（863计划）“致密砂岩气高效钻井与压裂改造关键技术”（编号：2013AA064801）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.021

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0085 – 04

文献标识码：B

中图分类号：TE357