塔河油田碳酸盐岩油藏水平井暂堵分段酸压技术

张　雄， 耿宇迪， 焦克波， 侯　帆， 罗攀登

(中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011)



塔河油田碳酸盐岩油藏水平井暂堵分段酸压技术

张雄， 耿宇迪， 焦克波， 侯帆， 罗攀登

(中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011)

针对塔河油田裸眼水平井“封隔器+滑套”分段酸压费用高、作业周期长、分段工艺复杂、分段工具可靠性低、工具留井后处理难度大等问题，通过“纤维+颗粒”复合暂堵代替“封隔器+滑套”分段，完成单段酸压后注入“纤维+颗粒”复合段塞，在裂缝端口架桥形成具有一定封堵强度的暂堵层，迫使裂缝从下一段起裂，实现无工具分段酸压。通过室内试验优选出耐温120 ℃的暂堵纤维，120 ℃下其在清水及盐酸中2 h的溶解率小于40%，可保证持续暂堵效果，最终溶解率100%，不伤害储层；优化了纤维和颗粒的尺寸及质量分数，质量分数为1.0%～2.0%、长度为6～8 mm的纤维+质量分数为0.5%、直径为1.0 mm的颗粒其暂堵压力大于9 MPa。该技术在塔河油田应用8井次，施工暂堵压力6.6～9.0 MPa，单井改造后产能大幅度提高，施工费用降低，累计增油5.6×104t。研究结果表明，水平井暂堵分段酸压技术无需分段工具，解决了塔河油田碳酸盐岩水平井酸压工具下入和后期处理困难等问题。

碳酸盐岩油藏；水平井；暂堵；分段酸压；塔河油田

塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层埋藏深、温度高、非均质性强，自然投产率很低，酸压已成为储层改造的重要方式[1-7]。该油田碳酸盐岩油藏水平井储层改造主要应用“封隔器+滑套”分段酸压技术[8-9]，存在费用高、作业周期长、分段工艺复杂、对分段工具要求高、分段工具可靠性低、工具留井后处理难度大等缺点[10-11]。

为此，塔河油田提出了用“可降解聚丙烯腈纤维+聚合物颗粒”(以下简称“纤维+颗粒”)暂堵代替“封隔器+滑套”分段的技术思路，通过室内试验优选纤维种类及颗粒直径，并评价不同纤维及颗粒质量分数对不同缝宽的暂堵压力[12-15]，确定了暂堵缝宽、纤维及颗粒质量分数等参数值，再应用相关软件模拟得到所需缝宽下的排量作为暂堵段塞注入排量，并根据储集体与井筒距离确定每一段酸压压裂液及酸液的用量[16-17]，形成碳酸盐岩油藏水平井暂堵分段酸压技术。8井次的现场应用表明，该技术可实现水平井无工具分段酸压，并能大幅度节省酸压费用、提高碳酸盐岩储集体沟通率。

1　技术原理

在应用“封隔器+滑套”进行分段酸压时，封隔器及滑套下入过程中常因遇阻而下入困难，且施工过程中会存在封隔器无法坐封或滑套无法正常打开等问题，导致分段酸压不能顺利进行甚至失败，而用“纤维+颗粒”代替“封隔器+滑套”的暂堵分段酸压技术，可完全避免上述问题，且施工结束后可降解聚丙烯腈纤维和聚合物颗粒会自动溶解，不伤害储层。

该技术的基本原理为：在第一段酸压完成后，注入携带“纤维+颗粒”的压裂液段塞，段塞液进入第一段酸压形成的裂缝端口时，纤维及颗粒不断架桥堆积并压实，形成具有一定暂堵压力的阻挡层，迫使液体转向进入第二段储层；然后提高排量进行第二段储层的酸压施工，从而达到分段酸压的目的。

2　室内试验

为了保证施工过程中连续暂堵，并达到有效分段的目的，需要优选溶解速度缓慢并能最终完全溶解的纤维，且塔河油田产层起裂压力差主要集中在5～9 MPa，需要对“纤维+颗粒”的暂堵压力进行评价，以优选出暂堵压力大于9 MPa的暂堵组合。

2.1纤维优选

2.1.1优选原则

根据施工需求，制定了纤维优选原则：1)耐酸，避免与酸接触后快速溶解而失去暂堵能力；2)由于单段酸压施工时间约为2 h，为了确保施工时的持续暂堵效果，纤维2 h溶解率需小于40%；3)最终可完全降解，避免伤害储层。

2.1.2试验方法

取清水和20%HCl溶液各100 mL，分别加入2 g纤维，置于密闭聚四氟乙烯罐内；将滚子炉加热至120 ℃恒温，放入盛有样品的聚四氟乙烯罐，在一定时间(0.5，1.0，2.0，4.0，6.0和8.0 h)后取出，过滤、烘干并称重，然后计算纤维溶解率。

2.1.3试验结果

1—3号纤维的溶解试验结果如图1所示。

图1　不同纤维的溶解试验结果Fig.1　Results of dissolution experiments for different fibers

从图1可以看出，120 ℃温度下，在清水及20%盐酸中，1号纤维的2 h溶解率大于80%，2号纤维的2 h溶解率大于60%，3号纤维的2 h溶解率为31%且最终溶解率达到100%。因此，选择3号纤维用于暂堵分段酸压的暂堵材料。

2.2暂堵压力评价

在线性材料中加入合适直径的颗粒有利于架桥，并可提高暂堵强度。因此，暂堵段塞采用“线性纤维+颗粒”的复合物，根据缝宽大小确定颗粒直径[18]，当缝宽为2.0 mm时，可选用直径为1.0 mm的颗粒与纤维进行复合暂堵。

2.2.1试验方法

采用工作液动态滤失仪(见图2)进行试验，试验步骤为：1)配制好压裂液，将不同质量分数的长6～8 mm的纤维及直径1.0 mm的颗粒混入压裂液中，装入搅拌池；2)在岩心夹持器中放入具有不同宽度(宽度为2.0和3.0 mm)裂缝的岩心；3)开始驱替，监测注入压力，以评价其暂堵压力。驱替后的岩心如图3所示。

图2　工作液动态滤失仪Fig.2　Dynamic filter for fracturing fluid

图3　驱替后带裂缝岩心Fig.3　Core with cracks after displacement

2.2.2试验结果

缝宽分别为2.0和3.0 mm时，不同质量分数的纤维及颗粒复合的暂堵压力见表1。

表1不同质量分数纤维及颗粒复合的暂堵压力

Table 1Temporary plugging pressure produced by different fibers and particle mass fraction

缝宽/mm纤维质量分数,%颗粒质量分数,%暂堵压力/MPa2.01.02.00.15.90.36.80.59.10.16.30.37.00.510.03.02.00.5不能有效暂堵

由表1可知：质量分数为1.0%～2.0%的纤维+质量分数为0.5%的颗粒组合其暂堵压力大于9 MPa，可用于塔河油田产层的暂堵分段酸压，但现场施工时需降低注入排量，将裂缝缝宽控制在2.0 mm以内，以保证暂堵效果。

3　现场应用

塔河油田碳酸盐岩油藏水平井暂堵分段酸压技术在该油田应用8井次，施工暂堵压力6.6～9.0 MPa，累计增油5.6×104t，有效提高了长裸眼水平井的“甜点”动用率，对于裸眼井段周围存在多个“甜点”的水平井有很好的适应性，能大幅度提高单井改造后的产能，并降低施工费用。下面以塔河油田A井为例介绍该技术的现场应用情况。

3.1A井概况

A井位于断溶破碎带，裸眼井段长355.00 m，测井解释和井筒应力剖面显示该井段存在3个对应的“甜点”，有必要进行分段酸压提高井段动用率，且“甜点”之间的应力差为6～7 MPa，适合采用“纤维+颗粒”复合暂堵分段，因此设计2个暂堵段塞分3段进行酸压。

3.2压裂液及酸液用量优化

A井3个“甜点”处储集体与井筒的距离分别为93.00，98.00和87.00 m，采用压裂模拟软件FracproPT对施工压裂液及酸液用量进行了模拟优化，结果见表2。

表2不同压裂液及酸液用量下的裂缝长度模拟结果

Table 2Simulation results for crack lengths with different fracturing fluid and acid volumes

压裂液注入量/m3高温胶凝酸注入量/m3动态缝长/m有效缝长/m导流能力/(D·cm)200200118.1095.00322.0250200121.0097.00311.0250240122.90101.00362.0250280124.50103.00334.0300280126.00105.00371.0

由表2可知：当采用250 m3压裂液+240 m3胶凝酸时，有效缝长达101.00 m，可有效沟通3个“甜点”处的储集体，因此确定每一段的用液量为250 m3压裂液+240 m3胶凝酸。

3.3暂堵段塞设计

采用3层暂堵：1)采用转向酸进行预充填暂堵，转向酸与岩石反应形成凝胶，室内测得转向酸比常规稠化酸暂堵压力高2.0 MPa(见图4)；2)采用质量分数为1.0%、长度为6～8 mm的纤维与质量分数为0.5%、直径为1.0 mm的颗粒形成主暂堵层(暂堵压力试验结果见图5)；3)采用质量分数为1.0%的纤维在缝口压实形成致密低渗层，不仅有一定的暂堵效果，还可防止主暂堵层中的颗粒返排。

图4　转向酸暂堵压力试验结果Fig.4　Test results for temporary plugging pressures with diverting acid

图5　1.0%纤维+0.5%颗粒的暂堵压力试验结果Fig.5　Test results for temporary plugging pressures with 1.0% fiber and 0.5% particles

3.4暂堵排量优化

根据2.2.2的试验结果，施工中需要控制排量，保证裂缝宽度在2.0 mm以下。采用压裂软件FracproPT模拟了不同排量下的缝宽，结果如图6所示。

图6　不同排量下的缝宽Fig.6　The crack width under different flow rates

从图6可以看出：当排量为1.5 m3/min时，缝宽为2.0 mm。因此，确定施工时纤维及颗粒暂堵段塞排量小于1.5 m3/min，以利于暂堵。

3.5施工概况

A井奥陶系一间房组6 980.00～7 335.00 m井段分3段进行了酸压施工，施工规模1 735.0 m3，加入纤维1.4 t，加入颗粒0.3 t，停泵20 min，压力从4.0 MPa降至3.6 MPa(见图7)，压裂后日产油108.3 t。

图7　A井分段酸压施工曲线Fig.7　Operation curve of sectional acid fracturing in the Well A

第一暂堵段塞注入后，在排量不变的情况下，井口压力增加6.6 MPa；第二暂堵段塞注入后，在排量不变的情况下，井口压力增加7.0 MPa，显示出良好的暂堵效果。采用FracproPT进行了G函数拟合，显示存在3条不同的裂缝滤失及张开闭合。根据施工曲线计算，3段延伸压力梯度分别为0.015 6，0.013 3和0.014 4 MPa/m，显示沟通3套不同的储集体。以上结果表明，A井暂堵分段酸压施工成功。

3.6效果分析

邻井B井、C井的振幅变化率与A井相似(见图8)，且地震剖面显示均为“杂、乱、弱”的反射特征(见图9)。B井、C井采用笼统酸压后，初期用φ4.0 mm油嘴自喷生产，日产油量分别为61.0和65.0 t。A

井进行暂堵分段酸压后，初期用φ4.0 mm油嘴自喷生产，日产油量108.3 t，比B井和C井分别高77.5%和66.6%。

图8　A井、B井和C井的振幅变化率Fig.8　Amplitude variation rate of the Well A,B and C

图9　A井、B井和C井地震剖面反射特征Fig.9　Features of seismic reflection in the Well A,B and C

邻井D井采用“封隔器+滑套”分3段酸压，总费用1 134万元，而采用“纤维+颗粒”暂堵分段酸压的A井总费用仅592万元，费用降低47.8%。A井暂堵分段酸压效果表明，水平井暂堵分段酸压技术具有较大的增油及经济优势。

4　结　论

1) 塔河油田碳酸盐岩储层压裂起裂压力差主要集中在5～9 MPa，试验显示质量分数1.0%～2.0%、长度为6～8 mm的纤维+质量分数为0.5%、直径为1.0 mm的颗粒复合时暂堵压力大于9 MPa，可满足该油田暂堵分段酸压的需求。

2) 现场应用表明，塔河油田碳酸盐岩油藏水平井暂堵分段酸压技术具有显著的增油效果及较好的经济效益。

3) 水平井暂堵分段酸压技术可实现无井下分段工具分段酸压，解决了塔河油田碳酸盐岩水平井工具下入困难和后期处理难度大等问题，并具有施工风险低、周期短等优势。

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[编辑令文学]

The Technology of Multi-Stage Acid Fracturing in Horizontal Well for Carbonate Reservoir by Temporary Plugging Ways in the Tahe Oilfield

ZHANG Xiong, GENG Yudi, JIAO Kebo, HOU Fan, LUO Pandeng

(EngineeringTechnologyResearchInstitute,SinopecNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang, 830011，China)

During the course of multi-stage acid fracturing in open hole of horizontal wells in the Tahe Oilfield, “packer+slide sleeve” methods are featured with high operation costs, long working cycle, complicated stage fracturing, low reliability of relevant tools, difficult to handle the tools left in the hole etc. To eliminate these problems, “fiber+particles” composite temporary plugging operations have be used to replace the conventional “packer+slide sleeve” techniques. Upon completion of acid fracturing in a single interval, “fiber+particles” can be injected to generate barriers at opening of fracture, the crack initiation will be in the next section, hereby the sectional fracturing can be performed without staged tools. Through laboratory tests, the temporary plugging fibers with temperature resistance up to 120 ℃ have been deployed, its dissolution rate is below 40% in fresh water and hydrochloride acid under temperature of 120 ℃ for two hours, which keeps satisfactory temporary plugging effect and has ultimate dissolution rate of 100%, no damage to reservoir formations. Mass fractions of fibers and particle size were optimized, i.e. fiber length of 6-8 mm with mass fraction of 1.0%-2.0%, particle size of 1.0 mm with mass fraction of 0.5%, temporary plugging pressures>9 MPa. The techniques have been applied for 8 times in the Tahe Oilfield, with initial plugging pressures of 6.6-9.0 MPa, the single well production capacity has been raised significantly, and operation cost lowered, cumulative increase of oil 5.6×104t. Research results showed that temporary plugging and staged acid fracturing for horizontal wells did not require the staged tools, so it can eliminate the problem of running and pulling relevant tools that ever used in conventional operation in horizontal wells of carbonate formations in the Tahe Oilfield.

carbonate reservoir；horizontal well；temporary plugging；multi-stage acid fracturing；Tahe Oilfield

2015-10-21；改回日期：2016-04-29。

张雄(1986—)，男，四川绵阳人，2009年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，2012年获中国石油大学(北京)油气田开发工程专业硕士学位，助理研究员，主要从事储层改造技术及理论研究。E-mail:zhangnoland@163.com。

国家科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏高效酸压改造技术”(编号：2011ZX05014-006)资助。

doi:10.11911/syztjs.201604015

TE357.2

A

1001-0890(2016)04-0082-06

◀油气开发▶