高强度长效暂堵剂在水平井重复压裂上的应用

王峻源，徐太平，周京伟，袁发明

（1.中国石油西南油气田分公司开发事业部，四川成都 610021，2.四川捷贝通能源科技有限公司，四川成都 610015)

目前国内外针对低渗透油气藏的改造主要采取体积压裂的方式，通过压裂将储层基质“打碎”，形成网络裂缝，极大地提高了储层整体渗流能力。但是部分储层受天然裂缝发育、区域应力差异、常规分层分段受限等因素的影响，导致第一次压裂时改造不充分。因此，需要采用重复压裂技术进行二次改造，修复老裂缝的导流能力，形成新的分支裂缝，沟通剩余油气储量，最大限度改造残余油气富集区。

水平井重复压裂要求暂堵剂必须能有效堵老孔压新孔，或堵老缝压新缝，这就需要暂堵剂具有降解时间长、承压强度高等关键性能，同时还需要暂堵剂具有合适的体积、密度、形状以满足现场作业及设备要求。目前常用暂堵剂主要有三种类型：酸溶性暂堵剂，油溶性暂堵剂，水溶性暂堵剂。其中酸溶性需要在酸性条件溶解，返排不充分会造成地层伤害；油溶性暂堵剂，只适用于油井，其抗压强度低，暂堵时间短；常规水溶性暂堵剂，暂堵时间短，抗压强度低[9-11]。

本文研究了一种高强度长效暂堵剂，该材料采用生物单体、功能性单体聚合而成，具有刚性及柔性双重特性，承压能力强、封堵效果好、溶解时间长。目前已在新疆油田、西南油气田等国内主要油田成功应用，增产效果明显。

1 高强度长效暂堵剂的室内性能评价

实验仪器：恒温水浴锅，恒温烘箱，高温高压岩心流动试验仪，电子天平。

实验材料：HHTP-120A、HHTP-120B、HHTP-120C型暂堵剂；人造岩心，标准盐水，柴油，原油，NaOH，HCl，滑溜水（0.1%有效浓度）。

1.1 暂堵剂的颗粒尺寸

将不同尺寸的暂堵剂（见图1）进行组合使用，可以提高暂堵剂的堆积密度，减少暂堵层的空隙率，提高封堵效果。本研究开发的暂堵剂可以根据储层暂堵炮眼、裂缝大小对颗粒尺寸进行定制调整。现场使用时，可以根据暂堵工艺要求，将不同尺寸颗粒进行组合使用。

图1 不同颗粒尺度暂堵剂

1.2 暂堵剂的溶解性能评价

要避免暂堵剂对支撑剂充填层和裂缝壁面的伤害，需要暂堵剂在施工结束后能完全溶解。分别测试了浓度为5%的HHTP-120A、HHTP-120B、HHTP-120C在80～120℃不同温度条件下的溶解情况，暂堵剂完全溶解为均匀溶液的时间即为溶解时间。表1数据表明，不同尺寸暂堵剂的溶解时间受温度影响大，温度越低溶解时间越长。不同尺寸的暂堵剂在不同温度都能彻底溶解，降解性能好，在暂堵作业完成后可以完全返出。

表1 暂堵剂在不同温度下的溶解情况

1.3 暂堵剂的暂堵性能评价

暂堵剂能否起到暂堵转向效果的关键在于暂堵剂的封堵效果和承压强度。测试了不同粒径暂堵剂在不同比例下的封堵率，表2数据表明，当暂堵剂HHTP-120A∶HHTP-120B= 1∶2时，封堵率达99% 以上，这也表明该比例下暂堵剂的堆积密度最大，暂堵层的空隙率最小，封堵效果最好。

表2 不同粒径组合暂堵剂的封堵率

通过岩心流动试验仪测定其突破压力，来确定该比例的暂堵剂形成的不同厚度滤饼的承压效果。表3数据表明，承压强度随着滤饼厚度增加显著提高，其中3mm滤饼的承压能力达到75.7MPa，滤饼压后无变形和破碎现象，如图2所示，承压能力最强。

表3 不同厚度滤饼的承压强度

图2 不同厚度滤饼承压后的状态图

将3cm滤饼在滑溜水中浸泡不同时间，测试其承压能力随浸泡时间的变化情况。表4数据可知，浸泡30d时，承压强度75.6MPa，仅下降1%，浸泡60d时承压强度仍有61.2MPa。实验表明，滤饼的承压强度随浸泡时间下降缓慢，浸泡时间在30d内时，滤饼的承压强度和外观状态基本无变化，如图3所示。通过以上对比表明，优化暂堵剂粒径比例，可以提高暂堵剂的封堵率，滤饼厚度3mm的承压强度最好，在滑溜水中的浸泡时间可达30d以上。

表4 浸泡时间对滤饼的承压强度的影响

图3 滤饼（3cm厚度）随不同浸泡时间变化

1.4 暂堵剂降解液对岩心渗透率的恢复性能

采用岩心流动实验测试了不同类型暂堵剂降解液对岩心渗透率的影响，从表5可知，三种暂堵剂降解液的岩心渗透率恢复率均在97%以上，对岩心伤害均较低。可见该暂堵剂降解液对岩心伤害小，不会对储层造成新的伤害。

表5 暂堵剂降解液对岩心渗透率的影响

1.5 暂堵剂在不同介质中的稳定性

考虑到地层流体的复杂性，分别测试了浸泡温度为90℃时，滤饼（滤饼厚度3cm）在不同介质浸泡后的承压强度。表6数据表明，滤饼在不同介质浸泡后的承压强度变化很小，可见各种介质对其承压性能均没有明显破坏作用，可有效防止地层复杂流体对暂堵剂性能的破坏。

表6 滤饼在不同介质浸泡后的承压强度

1.6 暂堵剂的耐温性能

将暂堵剂形成的滤饼在不同温度放置48h，然后采用岩心流动试验仪测定其承压强度。考察温度对暂堵剂承压强度的影响。表7数据表明，温度在120℃以内时，滤饼的承压强度随温度没有明显改变。可见在120℃及以下温度时，暂堵剂的承压性能受温度影响小，可适用于不同温度储层。

表7 滤饼在不同温度下的抗压强度（滤饼厚度3cm）

2 高强度长效暂堵剂在水平井重复压裂上的应用

2.1 新疆油田水平井重复压裂

新疆油田MaXX井是首次采用暂堵转向体积压裂的水平井，同时也是国内第一口裸眼水平井重复压裂。压裂采用“堵老缝、压新缝”的技术思路，前期采用裸眼封隔器分5段压裂，重复压裂采用暂堵技术，压裂11段。裸眼滑套水平井化学封隔重复压裂裂缝监测表明，前期对老缝进行了有效封堵，在其他部位明显地压开了地层，实现了疏通老缝并进行封堵，在新的剩余油区域压出新的裂缝。微地震监测显示压裂施工达到了设计要求，如图4所示，裂缝的改造体积显著提升，压后该井最高产量达到30t/d（压前停产）。

图4 新疆油田MaXX井重复压裂堵老缝、压新缝的微地震监测图

2.2 长宁页岩气水平井重复压裂

长宁H井A点井深3 012m，B点井深4 522m，水平段长1 510m，下半支共设计3口井水平段箱体对应于龙马溪组2 505.0～ 2 515.0m。长宁H井“I+II”小层钻遇比例为26.49%，累产气量4 375.3×104m3，累计返排液17 044m3，返排率46%。各压裂段产出贡献差异大，部分井段生产后期基本无产能贡献。

通过重复压裂前测井分析，采用三种不同粒径暂堵剂进行组合使用。总共完成22次重复压裂施工，总液量30 608.32m3，平均单段液量为1 391.29m3，总砂量1 210.31t，平均单段砂量55.01t。本次重复压裂通过暂堵实现了对水平段较为充分的改造，未对邻井生产造成影响。重复改造事件数量和大能级事件数量明显小于长宁地区初次改造页岩气水平井数量。从微地震事件的分布来看效果较好，微地震事件覆盖全井范围，暂堵转向成功，如图5所示。

图5 长宁H井首次压裂和重复压裂的微地震监测成果图

3 结束语

1）高强度长效暂堵剂具有产品粒径可调，暂堵性能好，承压强度高达70MPa以上，封堵率高达99%。可完全溶解，在不同温度环境中降解彻底，并且降解时间30～120d可控，降解后岩心渗透率恢复率达到97%以上，对地层伤害小。

2）该暂堵剂采用混砂车直接加入，使用方便，完全满足水平井重复压裂暂堵转向的施工要求，已在新疆油田、西南油气田等国内主要油气田成功应用，增产效果明显，在今后水平井重复压裂中具有广阔的应用前景。