新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

姜伟， 管保山， 李阳， 才博

0 引言

随着中国多数油田进入开发的中后期，如何稳定并提高单井产量，同时提高储层的采收率是困扰油田开发的关键问题，储层改造技术对实现油田稳产与提高采收率发挥着越来越重要的作用。重复压裂是老井挖潜的重要方式之一[1-4]，在特定的情况下，这种方法可以恢复甚至增加油井的生产率，提高油气的采收率，保证油田的稳产增产。

对于储层实施重复压裂前的地质评价、裂缝评价对重复压裂能否取得好的效果至关重要。重复压裂改造有3种方式[5-8]，第1种是继续延伸老裂缝，在明确初次改造失败原因的基础上，如果是裂缝自身的原因，采用大规模重复压裂改造应该取得较好的重复压裂改造效果。第2种方式是暂堵转向重复压裂造新缝，通过初次压裂后一段时间的生产，孔隙压力降低导致的最大最小主应力差值变小（甚至最大最小主应力有可能发生反转）[9]，结合暂堵提高缝内净压力，迫使重复压裂的裂缝沿垂直于初始裂缝方向延伸，使裂缝延伸进入新的储层区域或压力降低较小的区域。第3种模式是两者的结合，重复压裂前段采用大规模改造延伸老缝，提高老缝缝长和导流，重复压裂后段采用添加暂堵剂，提升净压力的方式迫使裂缝转向。

目前最有效的转向压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。通过在注入流体中加入各种不同尺寸的小颗粒暂堵转向材料，在射孔孔眼内部或裂缝内部形成致密的封堵层，提升缝内净压力。为了形成强度较高的封堵段塞，需要不同尺寸的颗粒材料混合封堵（大尺寸颗粒形成充填层，小尺寸颗粒充填大尺寸颗粒形成的孔隙空间）。国内外关于暂堵转向材料有较多的研究[10-13]，Halliburton使用生物降解颗粒作为重复压裂井的暂转向剂[14-15]；Weatherford使用可降解的转向材料[16]，在较宽泛的井底温度下，保证整个完井过程中井筒保持完整性；赖南君等[17]以淀粉、丙烯酸和丙烯酰胺为原料，合成了一种水溶性压裂暂堵剂，对岩心的封堵率大于90%，冲刷后渗透率恢复率高达97.6%；严锦根等[18]使用无机盐类和有机酸类、表面活性剂、悬浮稳定剂合成水溶性暂堵剂，岩心的暂堵率大于90%，水溶率大于95%，突破压力梯度大于10 MPa/m，渗透率恢复率大于85%；李克华等[19]合成水溶性暂堵剂岩心封堵率达到90%以上，水冲刷100 PV后，渗透率恢复值在85%以上。

采用可降解材料合成一种水溶性暂堵剂，安全环保。对合成的水溶性暂堵剂进行了室内评价，合成的水溶性暂堵剂颗粒尺寸可以根据暂堵需求任意加工，满足不同宽度裂缝、炮眼暂堵尺寸需求，水溶性良好，与常规压裂液体系配伍性良好，暂堵效果好，承压能力高，暂堵解除后对岩心伤害小等特点。现场应用一口井，暂堵效果明显，取得良好重复压裂改造效果。

1 水溶性暂堵剂合成与室内性能评价

1.1 水溶性暂堵剂合成

目前水溶性暂堵剂主要分为如下几类：①由植物胶、改性淀粉复配的产物，主要起暂堵作用的是植物淀粉，其溶解快，抗温能力不足，不能在温度较高的井使用，不能有效封堵较小孔隙裂缝，同时溶解过快造成承压能力下降，也影响了暂堵剂的暂堵转向效果；②骨胶粉改性的暂堵剂，该类暂堵剂生产工艺较为复杂，需要一定的温度和压力，生产过程中存在一定风险，合成出的产品非均质，产物波动性大；③无机盐类，通过覆膜降低无机盐溶解速率，起到暂堵作用，该类暂堵剂粒径较小，不能起到很好的封堵裂缝和炮眼的作用。研究的水溶性暂堵剂采用丙烯酸类单体和丙烯酰胺类单体在碱性条件下，常压下通过氧化还原多级聚合而成。主要特点是耐高温、水溶时间可控，粒径可以根据裂缝尺寸定制，可有效封堵不同尺度裂缝和炮眼，且常压生产，生产风险较小、生产工艺简单、安全可靠。

1.2 水溶性暂堵剂颗粒尺寸

合成的水溶性暂堵剂的颗粒尺寸可以根据暂堵炮眼、裂缝的尺寸进行定制加工，根据调研结果和以往暂堵剂现场应用情况，总结出暂堵剂3组分以上颗粒组合桥堵效果好，同时尺寸相差越大越好。考虑施工风险，采取2组分组合（7∶3），暂堵颗粒粒径不大于5 mm。

表1 暂堵剂粒径与裂缝宽度匹配关系

1.3 水溶性暂堵剂溶解实验评价

暂堵剂在施工结束后能否降解，对裂缝壁面和支撑剂充填层的伤害程度是暂堵剂评价的一项重要指标。在80 ℃、0.1 MPa下，分别在清水、0.1%瓜胶压裂液和2%KCl活性水压裂液中分别加入30%水溶性暂堵剂，80 ℃恒温水浴，观察不同时间后的水溶性暂堵剂变化情况。

30%水溶性暂堵剂在3种液体体系中，水浴60 min后，水溶性可控型暂堵剂溶化，有极少量的颗粒，液体比较稠，搅拌有阻力，玻璃棒有挂液；水浴240 min后，水溶性可控型暂堵剂完全溶化，无颗粒，但有一定黏度。

水溶性暂堵剂水溶性良好，在压裂施工结束后，水溶降解随压裂返排液返排到地面，不会对裂缝壁面和支撑剂充填层产生伤害，满足清洁压裂要求。同时水溶性暂堵剂的水溶降解时间也对压后关井时间提出明确要求，一般要求压后关井时间不小于4 h，保证暂堵剂充分水溶。

1.4 水溶性暂堵剂暂堵实验评价

暂堵剂的封堵效果和承压强度是暂堵剂能否起到暂堵转向效果的关键参数。通过测量人造岩心在水溶性暂堵剂封堵前和封堵后的渗透率变化，确定水溶性暂堵剂的封堵效果；通过在岩心端面充填一定厚度的水溶性可控型暂堵剂，测定储层温度下，水溶性可控型暂堵剂形成滤饼的承压能力，通过测试其突破压力来评价水溶性暂堵剂的承压强度。

实验选取人造岩心在储层温度下，用标准盐水开展了液测渗透率测试，得到渗透率为4.14 mD，实验结果见图1。

图1 人造岩心液测渗透率实验数据

室温条件下将1 cm厚度的水溶性可控型暂堵剂装在一钢模内，升温至80 ℃用标准盐水恒流速10 mL/min测定压力变化情况。对比使用水溶性可控型暂堵剂封堵前后渗透率的变化，渗透率由4.14 mD降为0.004 8 mD，渗透率下降99.88%，封堵效果较好，见图2。

图2 水溶性暂堵剂封堵后渗透率测试（80 ℃）

以40 MPa恒压注入以后，液体滤失速度明显减缓，滤失量增加幅度变缓，实验后期40 min内滤失速度几乎恒定。说明80 ℃下，1 cm厚度的水溶性可控型暂堵剂达到40 MPa的承压能力，见图3。

图3 水溶性暂堵剂封堵后压力、滤失速度随时间变化

实验结束后将岩心剖开，未见明显水溶性可控型暂堵剂液体侵入岩心，说明水溶性暂堵剂水溶降解彻底，对地层伤害小。

2 水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果评价

2.1 暂堵转向重复压裂施工优化

长庆油田一口低渗透井，射孔深度为1 924.0～1 929.0 m、 1 938.0～1 942.0 m， 层位为长 621。该井于2004年6月压裂投产，试油日产纯油量为32.64 t，投产初期产能为10.78 t， 截止2016年6月累计产油量为20 029 t；该井为周期性地层堵塞井，2011年～2013年2次酸化解堵， 措施效果均较好，近期该井液量再次下降， 日产液量由4.43 m3/d下降至2.78 m3/d。分析认为， 该井地层深部堵塞， 常规酸化解堵方式效果较差；对应注水井累积注水146 249 m3，2015年4月测试吸水剖面显示尖峰状吸水严重，相邻油井测压为12.9 MPa，地层能量充足。

该井地层能量充足，前期酸化解堵均起到了较好的效果，说明沿初次裂缝方位仍有剩余油分布，同时为降低油井含水，扩大侧向剩余油动用程度，决定采用扩展初次裂缝+暂堵转向压新缝相结合的重复压裂改造方式。

施工设计分5个阶段，前2个阶段用于扩展支撑老缝，改造规模通常要比初次改造规模要大，起到延伸老缝、提升导流的作用。第3阶段用于顶替前阶段支撑剂，如地层同时加入水溶性暂堵剂暂堵缝口和部分炮眼，迫使后续压开的裂缝沿偏离（甚至垂直）初始裂缝方位进行延伸。施工泵序见表2。

表2 扩展初次裂缝+暂堵转向压新缝相结合的重复压裂改造泵序

2.2 水溶性暂堵剂暂堵转向效果

该井现场施工排量为2.1 m3/min，施工压力为10.57～25.75 MPa，入井总液量为197.5 m3，总砂量为50 t；加入水溶性暂堵剂后施工压力上升3 MPa，暂堵效果明显，不考虑由于液体转换导致的施工摩阻变化的前提下，缝内净压力提升3 MPa，能够起到较好的迫使裂缝转向作用，达到了预期的效果。水溶性暂堵剂重复压裂现场施工曲线见图4。

图4 水溶性暂堵剂重复压裂现场施工曲线

2.3 暂堵转向重复压裂改造效果

该井压后4 h放喷排液， 液体黏度为3 mPa·s，压裂液破胶和水溶性暂堵剂水溶良好，返排液黏度低，易于返排，降低残胶伤害。水溶性暂堵剂重复压裂前、后生产曲线见图5。

图5 水溶性暂堵剂重复压裂前、后生产曲线

可以看出，压前日产液量为4.0 m3/d、日产油量为1.6 t/d、含水率为58.8%；压后日产液量为6.6 m3/d、日产油量为2.7 t/d、日增油量为1.1 t/d，且后期上升趋势明显，含水率下降至53.7%，起到了恢复油井产能，降低含水的改造初衷。

3 结论

1.采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成一种水溶性暂堵剂，安全环保、无毒无害。

2.水溶性暂堵剂颗粒尺寸可以根据裂缝宽度定制，水溶性良好，对岩心的封堵率达到99%以上，承压强度40 MPa以上，水溶降解后对岩心伤害小。

3.水溶性暂堵剂现场应用1口井，加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa，起到了良好的暂堵转向效果，压后日增油量为1.1 t/d，含水率下降5%，说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水率的目的。

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