转向重复压裂高效暂堵剂性能评价

付美龙，陈 畅，胡泽文

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)



转向重复压裂高效暂堵剂性能评价

付美龙，陈 畅，胡泽文

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

针对油井施工次数的增加，老井原有的人工裂缝生产潜能逐年降低等问题，提出了转向重复压裂技术，并介绍了水溶性SC-JXSG高效暂堵剂。通过室内静、动态实验评价了暂堵及解堵效果，分析了暂堵剂的浓度、注入量和注入压力对暂堵效率的影响。结果表明:①静态评价实验中，质量分数为3%的暂堵剂在30 ℃时溶解缓慢，80 ℃时也需数小时才能充分溶解；②裂缝性岩心暂堵动态实验中，在60 ℃条件下，注入1 PV质量分数为3%的暂堵剂，暂堵率可高达99%，突破压力梯度高达37.90 MPa/m；在80 ℃条件下，反向注入10 PV地层水解堵，最终解堵率可达73%。该暂堵剂现场试验效果良好，可以满足压裂暂堵现场施工要求。

转向重复压裂；水溶性；生产潜能；暂堵剂；暂堵效率；影响因素；长庆油田

付美龙，陈畅，胡泽文.转向重复压裂高效暂堵剂性能评价[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(5):43-47.

FU Meilong,CHEN Chang,HU Zewen.Performance evaluation of high efficiency temporary plugging agent for steering refracturing[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(5):43-47.

引　言

目前老井原有的人工裂缝生产潜能越来越小，如果还是采用常规的重复压裂方法延伸老裂缝，便难以达到高产、稳产、提高采收率的目的[1]。

转向重复压裂暂堵技术的研究与应用，不仅可以提高油井的单井产量，还可以提高整个区块的开采力度，从而为油田的增产稳产提供保障，并能取得十分可观的经济效益和社会效益[2]。本文从转向重复压裂的机理出发，介绍了SC-JXSG暂堵剂的静态、动态评价及其参数优化，阐述转向重复压裂暂堵的可行性和有效性。

1　转向重复压裂机理

SC-JXSG是一种颗粒状、污染小的水溶性暂堵剂，可应用于转向重复压裂技术。该技术的核心是暂堵旧裂缝或天然裂缝，压开新裂缝。在水力压裂过程中加入暂堵剂，使主裂缝通道内形成桥堵，从而暂时封堵旧裂缝，压力升高后，压开新的支裂缝或更多微裂缝[3]。根据岩石力学、水力压裂力学理论，裂缝的启裂和延伸与地应力密切相关，无论裂缝在何处启裂，它总是沿着最大主应力方向延伸。初次压裂施工和压裂后的生产会导致井筒附近地应力的重新分布，产生诱导应力区。一般情况下，最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力，它垂直于裂缝[4-5]；最小诱导应力平行于裂缝，当诱导力达到一定程度，将在井筒附近产生应力反转区，重复压裂时裂缝启裂的方向就会垂直于初次压裂裂缝的方向，当远离井筒以后，应力场恢复到初始应力场，重复压裂新裂缝逐渐转向到平行于初次裂缝方向并继续延伸。转向重复压裂过程中加入暂堵剂能有效暂堵原有裂缝，增加诱导力。基于流体沿阻力最小方向流动原则，暂堵剂颗粒会随压裂液进入旧裂缝，形成暂堵。当粒径大于地层孔喉直径1/3时，在表面形成滤饼，实现滤饼封堵；当粒径为地层孔喉直径1/7～1/3时，形成内滤饼，实现桥堵；当粒径小于地层孔喉直径1/7时，颗粒可自由通过[6-8]。

2　SC-JXSG暂堵剂静态实验评价

2.1实验材料与器材

实验材料：SC-JXSG暂堵剂、蒸馏水、模拟地层水(矿化度为1.56×104mg/L)、胍胶粉。

实验器材：恒温水浴锅、电子搅拌器、电子天平(最小分度0.001 g)、量筒、胶头滴管、玻璃棒。

2.2溶解、配伍性

称取3 g暂堵剂，将其注入到蒸馏水中与之混合，分别在30 ℃、60 ℃、80 ℃下放置0.5 h、1 h、3 h、5 h和8 h，观察其溶解情况。实验表明：SC-JXSG在30 ℃时部分缓慢溶解，在60～80 ℃时，5 h能够基本溶解；其在模拟地层水中溶解现象与在蒸馏水中基本一致，故其与地层配伍性良好。

2.3分散稳定性

分别用自来水和质量分数0.5%胍胶稀溶液配置质量分数为3%的暂堵剂溶液，静置0.5 h、1 h、3 h、5 h和8 h，观察其是否有分层、沉淀现象，对比暂堵剂在2种溶剂中的分散稳定性。

结果表明，暂堵剂在自来水中有明显的沉淀现象，而在0.5%的胍胶稀溶液中始终能稳定悬浮，说明此暂堵剂在自来水中的分散稳定性不好，在0.5%的胍胶稀溶液中较好。建议暂堵剂在动态实验和现场施工时用胍胶稀溶液悬浮携带。

2.4黏度测定

取分散稳定性实验中溶解后的暂堵剂溶液，分别在30 ℃、60 ℃、80 ℃下用布氏黏度计测定其黏度(表1)，并在80 ℃条件下测定SC-JXSG暂堵剂用稍微过量的过硫酸铵破胶后的黏度；对加入胍胶的暂堵剂溶液重复上述实验过程。

表1　不同温度下暂堵剂SC-JXSG溶液的黏度值Tab.1　Viscosity of different SC-JXSG temporary plugginging agent solution at different temperature

实验结果表明，暂堵剂SC-JXSG溶液的黏度随温度的升高而降低。由于胍胶的影响，用胍胶携带暂堵剂的溶液黏度约为不加胍胶携带黏度的4～5倍，80 ℃破胶后的黏度位于4.6～7.2 mPa·s，反排较为容易。

3　暂堵剂动态实验评价

通过上述静态实验，发现SC-JXSG符合压裂施工暂堵要求。在静态评价的基础上，对其进行动态实验评价，以测试其突破压力梯度、暂堵率和解堵率，评价其实际暂堵性能。

3.1实验材料与器材

实验材料：SC-JXSG暂堵剂、造缝岩心、蒸馏水、模拟地层水(矿化度为1.56×104mg/L)、胍胶粉。

实验器材：电子天平(最小分度0.001g)、量筒、胶头滴管、玻璃棒、岩心夹持器、二维平模模拟实验评价装置(海安石油科技仪器有限公司)。

3.2实验步骤

①将岩心切成柱状，并对其进行人工造缝；②将岩心烘干后，称得干燥岩心的质量M1；③将岩心放入装有地层水的抽滤瓶中抽滤，待岩心充分饱和水，擦干其表面地层水，称得岩心饱和水后的质量M2；④(M2-M1)/ρ地层水得到岩心的有效孔隙体积V；⑤将岩心放入岩心夹持器，附加3MPa的围压，置于油藏温度下的恒温箱中，以0.1mL/min的流速用地层水正向驱替和反向驱替，压力分别记为p1和p2；⑥正向以0.1mL/min的速率向岩心注入1PV质量分数为3%的暂堵剂溶液，记下稳定驱替时的压力p3；⑦让暂堵剂溶液在岩心中老化2h，正向以0.1mL/min的流速向岩心注入地层水，观察压力变化，并记下突破时的压力值p4，继续驱替至压力稳定，记下稳定压力p5；⑧反向以0.1mL/min的驱替速度向岩心注入地层水，当注入量大于10PV且压力稳定时停止注液，记下压力p6；⑨计算暂堵率ηw=(p5-p1)/p5×100%，突破压力梯度pf=p4/L，解堵率ηk=p2/p6×100%。

3.3实验结果

暂堵剂能否对储层形成有效封堵以及解堵后储层导流能力能否得到恢复是评价暂堵剂优良的一个重要指标，为此，对高、中、低导流能力的裂缝性岩心进行驱替实验。用流速为0.1 mL/min、质量分数为3%的暂堵剂体系，测试暂堵剂对裂缝岩心的暂堵效果和解堵效果，测试结果如表2所示。

表2　暂堵剂对造缝岩心的暂堵、解堵效果Tab.2　Plugging and plugging removal effects of temporary plugginging agent SC-JXSG to the cores with artificial crack

由表2可知，在相同实验条件下，不同导流能力的裂缝性岩心有不同的暂堵率和解堵率。对于高导流能力的岩心，暂堵率可达99%以上，解堵率可达73%以上，突破压力梯度达37.90 MPa/m；对于低导流能力的岩心，用10 PV地层水反向驱替至压力稳定时，暂堵率可达97%以上，解堵率可达到80%以上。表明SC-JXSG暂堵剂对于不同导流能力的岩心均具有较好的暂堵效果。

4　暂堵剂参数优化

4.1浓度优化

暂堵剂需要一定的浓度才能有效地封堵地层，如果暂堵剂的浓度太低，封堵率太低，不能达到施工要求；如果暂堵剂的浓度太高，虽然能有效封堵地层，但是会出现注入困难和解堵效果不好的情况。用流速为0.1 mL/min、质量分数分别为1%、3%和5%的暂堵剂体系做驱替实验，测试暂堵剂对裂缝岩心的暂堵效果和解堵效果，实验方法参照3.2，测试结果如表3所示。

由表3可知，突破压力梯度随暂堵剂浓度的上升而显著上升；暂堵剂的暂堵率随着浓度的增加而缓慢上升，最高可达99.76%；解堵率随着浓度的增加而逐渐降低，最低达到68.42%。综合考虑各种因素，SC-JXSG暂堵剂的适宜浓度为3%(质量分数)。

表3　不同浓度下暂堵剂溶液的暂堵、解堵效果Tab.3　Plugging and plugging removal effects of SC-JXSG temporary plugginging agent solution of different mass fraction

4.2注入量优化

暂堵剂溶液不仅要有合适的的浓度，而且要有一定的段塞大小。一般来说，突破压力梯度是由暂堵剂的浓度决定的，而突破压力是由突破压力梯度和段塞大小共同决定。用质量分数为3%、注入量分别为0.5 PV、1 PV、3 PV和5 PV的暂堵剂体系，测试暂堵剂对裂缝岩心的暂堵效果和解堵效果，实验方法参照3.2，测试结果如表4所示。

由表4可知，暂堵剂的突破压力梯度基本不随暂堵剂注入量的变化而变化，质量分数为3%的SC-JXSG暂堵剂体系的突破压力梯度为24.23～33.18 MPa/m；SC-JXSG体系的暂堵率随着注入量的增加而缓慢上升，可达到98%以上；暂堵剂体系的解堵率随注入量的增加而降低到73%左右。综合考虑以上因素，SC-JXSG暂堵剂室内实验的适宜注入量为0.5～1 PV。

表4　不同注入量下暂堵剂的暂堵、解堵效果Tab.4　Effect of temporary plugging,blocking remove effect of temporary plugging agent with different injection quantity

4.3注入压力优化

为了考察暂堵剂在不同压力条件下的暂堵、解堵性能，选择相似的造缝岩心进行室内驱替压力对比实验。当驱替压力分别为0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、5.0 MPa、10.0 MPa时，用质量分数为3%、注入量为0.5～1 PV的暂堵剂体系驱替，测试暂堵剂体系对裂缝岩心的暂堵效果和解堵效果，实验方法参照3.2，测试结果如表5所示。

表5　不同驱替压力下暂堵剂的暂堵、解堵效果Tab.5　Plugging and plugging removal effects of SC-JXSG temporary plugginging agent solution at different injection pressure

由表5可知，随着注入压力的不断升高，暂堵率有所下降较快，在2 MPa以后，暂堵率下降较快。随着驱替压力的升高，解堵率有明显提升，特别是在1.0 MPa之前的解堵率非常低。因此，实验条件下的压力为1～2 MPa较为适宜，施工压力梯度为14.3～28.6 MPa/m。

5　现场应用

5.1试验概述

SC-JXSG暂堵剂在长庆苏东气田区块进行了现场试验(12口油井，均为含水率较高的油井)。根据该地区相关的地层特征(如渗透率等)分别计算不同油井中SC-JXSG暂堵剂粒径的大小及用量，进行现场施工作业。该区块平均渗透率为0.52×10-3μm2，孔隙度8%，平均孔喉直径为12～200 μm。按照1/3架桥规则[6]，暂堵颗粒平均粒径为4～70 μm，注入量为150～220 kg。12口试验井均暂堵成功，平均单井增液量13.7 m3，单井日平均增油量2.7 t。

5.2典型井例

苏东39-61井综合含水达到95.2%，为高含水井。应用水溶性暂堵剂加胍胶悬浮液缝内转向压裂技术对该井进行重复改造试验。加入暂堵剂200 kg进行压裂暂堵，加入前工作压力为18 MPa，随着暂堵剂的加入，施工压力逐渐上升，最高压力达到32 MPa并保持40 min左右，暂堵效果明显，改造后该井日产液量3.78 m3，日产油量2.3 t，日增油量1.5 t。

6　结　论

(1)SC-JXSG暂堵剂具有良好的溶解性和地层配伍性，其在低温下溶解慢，在高温条件下需数小时才能溶解，符合施工时间的需要。

(2)暂堵剂SC-JXSG在地层水中悬浮稳定性相对较弱，在加入0.5%胍胶后溶液的悬浮稳定性较强。

(3)用质量分数为3%的暂堵剂溶液做动态实验，结果表明，SC-JXSG暂堵剂溶液具有较好的暂堵效果，其封堵率可达到99%，突破压力梯度为37.90～42.58 MPa/m，解堵率可达到80%。

(4)突破压力梯度主要受暂堵剂浓度、注入量、注入压力的影响，浓度(质量分数)、注入量、注入压力越大，突破压力梯度越大； SC-JXSG暂堵剂的使用质量分数为3%，注入PV数为0.5～1.0 PV，注入压力为1～2 MPa，对应压力梯度为14.3～28.6 MPa/m。

(5)现场施工试验表明，SC-JXSG暂堵剂具有较好的暂堵升压作用，实现了缝内转向压裂。

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责任编辑：贺元旦

Performance Evaluation of High Efficiency Temporary Plugging Agent for Steering Refracturing

FU Meilong,CHEN Chang,HU Zewen

(College of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan 430100,Hubei,China)

With the construction times of oil wells,the production potential of the artificial fracture of the old oil wells is decreasing year by year.For this reason,a steering refracturing technology is proposed,and a water soluble temporary plugging agent SC-JXSG is introduced.Its temporary plugging and plugging removal effect and the influences of the concentration,the injection volume and the injection pressure of the temporary plugging solution on temporary plugging ratio are evaluated.The results show that:(1) In static evaluation experiments,the temporary plugging agent with a mass fraction of 3% dissolves slowly in water at 30℃,and it could take several hours to fully dissolve in water at 80℃.(2) In the dynamic temporary plugging experiments of fractured cores,the temporary plugging ratio can reach to 99% and the breakthrough pressure gradient can reach to 37.90 MPa/m when the 3% temporary plugging agent solution of 1PV was injected at 60℃;the plugging removal ratio can reach to 73% when the formation water of 10 PV was injected in the opposite direction at 80℃.According to the good field test results of the temporary plugging agent,it is held that it can meet the requirements of the field construction of steering refracturing technology.

steering refracturing technology；production potential；water soluble temporary plugging agent；temporary plugging efficiency influence factor;Changqing Oilfield

2016-05-30

国家863计划项目“致密砂岩气藏高效钻井与压裂改造关键技术之子课题二——致密气藏压裂改造技术研究”(编号：2013AA064802)

付美龙(1967-)，男，教授，博士，从事油田化学和提高采收率方面的研究。E-mail：278739015@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.05.006

TE39；TQ37

1673-064X(2016)05-0043-05

A