非常规储层压裂暂堵剂应用进展

2021-12-08王纪伟康玉柱张殿伟冯动军田玲钰

特种油气藏 2021年5期

王纪伟，康玉柱，张殿伟，冯动军，陈刚，田玲钰

(中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206)

0 引言

随着非常规油气资源勘探开发节奏的加快，非常规油气资源已成为国内外石油行业关注的焦点[1-4]。压裂技术是页岩油气经济开发的有效手段，其中，压裂形成复杂缝网、提高裂缝复杂程度是页岩储层获得工业油气流的关键[5-9]。美国90%、中国95%以上的页岩气储层采用精细分段压裂改造工艺。但微地震监测技术、产液剖面测试技术、示踪剂测试技术等表明，约1/3的射孔簇因应力差异、套管变形等因素，没有得到充分改造，严重影响单井产量。四川盆地长宁-威远地区页岩气井压裂施工中，大约有1/3的井均发生了不同程度的套管变形现象。页岩气井压裂一般采用泵送桥塞分段压裂技术，若遇套管变形，桥塞将无法泵送至设计位置，导致套管变形段以下层段改造困难，造成页岩气井控制储量无法充分动用，同时也对压裂施工效果产生较大影响[10-12]。Barnett盆地某页岩气井产气剖面显示，20%的压裂改造段贡献了70%的产量，低效改造段占比大于50%[13]。暂堵是提高裂缝复杂程度、储层渗透率和油气井产量的有效方法之一，可以解决因水平应力差大或套管变形，而难以形成复杂裂缝的难题[14-15]。该文系统总结了国内外页岩等非常规储层压裂过程中各类型暂堵剂的应用状况以及相关室内实验研究成果，阐述了各类型暂堵剂的配方、适用条件、优缺点等，并分析了暂堵剂的未来发展方向，以期为相关领域的研究提供参考。

1 暂堵剂作用机理

暂堵剂是一种暂时降低储层渗透率或暂时封堵高渗透层的物质，可与水溶性物质混合后注入储层，在压差的作用下迅速形成薄而致密的暂堵带，一段时间后又可自行或人工解堵。暂堵剂作用机理[16]为：压裂施工时，在压裂液中加入根据桥堵原理而研发的暂堵材料，即暂堵剂，其颗粒直径一般是裂缝缝宽的1.3～1.6倍。当暂堵剂随压裂液进入裂缝后，可在裂缝中形成桥堵，并有效阻止后续暂堵剂的继续进入，进而在该位置逐渐堆积。随着后续暂堵剂的不断注入，越来越多的暂堵剂堆积、桥堵在该位置，在裂缝中形成具有一定强度的桥堵带，进而阻止裂缝继续向远处伸展，迫使压裂液转向，如图1所示。随着后续压裂液的不断注入，裂缝内部的净压力不断升高，当裂缝内部的净压力达到储层微裂缝开启压力或新裂缝破裂压力时，微裂缝或新裂缝开启。随着后续压裂液不断注入，微裂缝或新裂缝不断伸展成为新的分支缝，最终提高压裂裂缝的复杂程度。一般情况下，暂堵剂在可控的时间内会溶于水相或烃中，不会对储层产生伤害，满足压裂后的生产需求。

图1 暂堵球(剂)桥堵示意图

2 暂堵剂应用分析

非常规储层复杂缝网压裂改造常用的暂堵剂包括以暂堵炮眼为主的暂堵球、以暂堵裂缝通道为主的常规类暂堵剂和纤维类暂堵剂、其他新型合成暂堵剂等。各类型暂堵剂性能如表1所示。

表1 各类型暂堵剂性能Table 1 The performance of various temporary plugging agents

2.1 暂堵球

压裂施工过程中，暂堵球可暂堵射孔孔眼和高渗透层[17]。暂堵球在以上部位可以产生滤饼桥堵，滤饼桥堵能力高于裂缝破裂压力，迫使后续压裂液不能继续进入，从而转向新的裂缝，建立新的流动通道，扩大储层改造体积。其适用于直井多层、水平井多段压裂改造不均匀的情况。暂堵球的暂堵效果受其自身密度、射孔孔眼尺寸和数量影响较大，原则上射孔孔眼数量越少、暂堵球密度越低，暂堵效果越好[18]。

东方宝麟公司开发研制生产的可降解聚合物暂堵球GX-200，外观呈圆球粒状，粒径为5.00～50.00 mm，密度为1.23～1.90 g/cm3，圆度或球度不小于0.9；在90 ℃清水中可溶解，溶解时间为15 h，残渣含量不大于5.00%，耐压为40.0～70.0 MPa[19]。威远构造南翼某页岩气井，地层倾角为8 °，储层埋深为2 220～2 889 m，生产层位为龙马溪组，储层压力系数为1.4。在压裂施工过程中，投放了48个粒径为9.00 mm和29个粒径为11.00 mm的可降解聚合物暂堵球，暂堵直径为8.90 mm的射孔孔眼，总投球数量是射孔孔眼的1.6倍，当暂堵球泵送到位后，施工压力升高了3.3～3.7 MPa，暂堵效果明显[20]。针对威荣页岩气田套管变形严重，影响压裂改造效果的问题，使用可降解聚合物暂堵球实现压裂液转向，该可降解聚合物暂堵球耐压为50.0 MPa，粒径为5.00～18.00 mm，施工中，孔眼数量与投球数之比为1.0∶1.2～1.0∶1.6，施工压力上升2.0～18.0 MPa，微地震监测结果表明，暂堵效果显著，储层得到了充分改造[21]。Allison等[22]研制了一种可降解聚合物暂堵球，密度为1.25～1.36 g/cm3，需要用低黏度或者交联体系携砂液携带，该暂堵球在Barnett页岩储层压裂施工过程中暂堵效果明显，另外，该暂堵球还具有储层伤害小、环境友好无污染等优点。

针对新疆油田砾岩储层压裂，采用一种水溶性无机暂堵球，暂堵球粒径为3.50～7.50 mm，含水低于0.45%，耐压为45.0～52.0 MPa，残渣含量小于2.50%，密度为1.32 g/cm3，具有用量少、压裂后完全溶解、无污染的特点。矿场试验显示，使用该水溶性无机暂堵球改变了裂缝的起裂方位，开启了新裂缝，而不是对原裂缝再充填和延伸，进而改变了储层渗流规律，增加了泄油气面积，取得了较好的压裂增产效果，但该方法无法控制裂缝转向角度和方位[23]。廖仕孟等[24]将可溶性无机暂堵球应用于四川盆地长宁-威远区块龙马溪组页岩储层压裂中，该暂堵球密度为1.74～1.84 g/cm3，耐温为90 ℃，耐压为60.0 MPa，室温下在清水中的降解时间为3～5 d。压裂过程中井下微地震监测、邻井压力监测数据均表明，注入暂堵球后，改造井段附近有新事件点出现，暂堵球实现了提高压裂改造体积的目的；针对四川盆地某页岩气井，采用耐压为70.0 MPa，粒径分别为5.50、13.50 mm的可溶性无机暂堵球进行压裂施工，其中，粒径为13.5 mm的暂堵球与孔眼数之比为1.0∶1.0，粒径为5.50 mm暂堵球与孔眼数之比为0.5∶1.0。压裂施工工程中，压力升高了2.0～9.0 MPa，暂堵效果明显[25]。

暂堵球一般选用活性可溶耐压小球，易溶于地层水或压裂液，对储层污染小。具备施工操作方便、配套工艺简单、成本低等优点。适用于套管变形位置深度为300～500 m的非常规储层压裂改造。缺点是若套管变形长度较长，暂堵球用量多，难以确保均匀造缝。暂堵球一般密度较大，施工停泵后部分球会掉落，有沉降问题，易导致暂堵失效。

2.2 常规类暂堵剂

常规类暂堵剂主要暂堵裂缝通道，强制人工裂缝转向，迫使产生分支缝，压裂液进入新的裂缝，实现缝内转向。同时，也可以部分暂堵射孔孔眼，实现层间转向，从而提高压裂改造缝网的复杂程度。一般常规类暂堵剂具有耐高温、耐高压和封堵裂缝效果好的特点，并且在储层温度下可以自动彻底降解，对储层无损害[26]。

在涪陵页岩气田焦石坝西南区块焦页某井压裂施工中，采用常规类凝胶暂堵剂Z，暂堵剂Z是缝内暂堵剂，粒径为0.18～0.25 mm。该井加入凝胶暂堵剂Z后，施工压力升高1.0～3.0 MPa，迫使液流转向，开启了新的裂缝，最终，该井前1/2压裂改造段的试气产量，超过了焦石坝西南区块的平均日产气水平，取得了较好的压裂改造效果[27]。针对涪陵页岩气田焦页某井构造缝较发育的问题，采用常规类聚合物暂堵剂GC-ZX1、GC-ZX2进行裂缝暂堵，其中，暂堵剂GC-ZX1粒径为0.30～0.75 mm，暂堵剂GC-ZX2粒径为0.25～0.50 mm。在压裂施工过程中，排量不变，施工压力升高了5.0～19.0 MPa；压裂施工后G函数曲线的初期趋势快速上升，初期滤失量大，整体波动频率及幅度增加，说明裂缝复杂程度增加[28]。

为提高页岩储层裂缝复杂性，扩大储层改造体积，在四川长宁-威远某口页岩气井开展常规类暂堵剂压裂试验，现场注暂堵剂前后微地震事件显示：使用暂堵剂前，井筒左侧几乎没有微地震事件，但使用暂堵剂进行缝内暂堵后，该位置出现较多微地震事件，说明此处开始有裂缝产生，暂堵效果明显[29]。威远龙马溪组页岩最大孔喉半径为23.53 μm，刘敏等[30]选择粒径为10.00、30.00、50.00 μm的常规类凝胶暂堵剂，其耐压能力大于70.0 MPa，且溶解性好，按数量比3.0∶1.0∶1.0组合，对裂缝进行暂堵，暂堵率大于98%；秦旭等[31]研制了G-120型(粒径为0.15～0.25 mm、0.25～0.85 mm)常规类聚合物暂堵剂，G-120暂堵剂耐压为40.0 MPa，可完全溶解，暂堵性能好，在四川地区某页岩气井进行矿场试验，缝内暂堵效果明显，压裂改造体积提高27%。

在Haynesville某页岩气井采用耐压为70.0 MPa、粒径为1.40～3.35 mm的常规类高分子暂堵剂进行压裂施工改造，微地震监测事件显示，裂缝复杂程度有所提高，裂缝改造体积提高了42%，暂堵作用显著，保证了储层均匀改造效果，为提高单井产量奠定了基础[32]。吴国涛等[33]研制了一种常规类高分子暂堵剂，包括粗(0.85～1.70 mm)、中(0.60～1.18 mm)、细(0.43～0.85 mm)3种粒径，该类型暂堵剂耐温为40～150 ℃，耐压为40.0 MPa，降解时间为2～120 h。暂堵方案为：近井端以缝口暂堵为主，粗、中、细粒径暂堵剂的用量分别为40%、25%、35%，远井端以裂缝暂堵为主，中、细粒径暂堵剂的用量分别为35%、65%。施工过程中排量保持不变，施工压力上升7.0 MPa，暂堵效果显著。

常规类暂堵剂具有停泵不影响暂堵效果、施工配套工艺简单、可以实现多次投放等优点。但该类型暂堵剂投放要求高，到位响应不明显，尤其是在裂缝远端时，施工泵压一般上升不明显，因此，最好将常规类暂堵剂与暂堵球配合使用。另外，压裂液携带该类型暂堵剂的集中程度往往不够，影响暂堵剂的作用效果。

2.3 纤维类暂堵剂

纤维类暂堵剂是一种新型暂堵剂，其柔韧性好，易弯曲变形，易进入裂缝的微孔道，或填充在小孔隙中，增强暂堵层的致密程度，大幅降低压裂液的漏失。另外，纤维长径比大，密度小，进入缝隙后易被粗糙的裂缝壁面捕获而形成暂堵层，相对于暂堵球和常规类暂堵剂，纤维形成的滤饼孔隙更小，稳定性和防漏性能也更好。因此，纤维类暂堵剂可暂堵裂缝通道，强制裂缝转向，迫使产生分支缝，实现缝内转向。同时，也可以暂堵射孔孔眼，实现层间转向，从而提高压裂改造缝网的复杂程度[34]。

StimMORE压裂技术采用纤维暂堵剂进行压裂，纤维材料采用惰性聚酯材料，密度低，固相含量低，暂堵效果好，可完全降解，不会对储层造成损害。将纤维暂堵剂RDF注入页岩储层的复杂裂缝中，可提升缝内压力，使裂缝向新方向延伸。室内实验表明，纤维暂堵剂RDF注入后，施工压力最大增幅达30.0 MPa，转向性能良好[35-36]。Marcellus页岩气田采用StimMORE压裂技术重复压裂后，单井水平段压裂长度增加25%，日产气量从1.4×104m3/d提高至3.4×104m3/d[37]。Barnett页岩气田将一种可降解纤维暂堵剂FDS应用于水平井重复压裂改造中，该可降解纤维暂堵剂对已形成的裂缝形成了暂堵，施工压力提高2.0～10.0 MPa[38]。汪道兵等[39]研制了纤维暂堵剂DCF，直径为10.00～20.00 μm，纤维长度为5.00～6.00 mm，密度为1.00～1.02 g/cm3，5 h后降解率大于85%。将该纤维暂堵剂应用于重庆地区致密储层压裂施工中，结果显示，DCF注入后裂缝的进液阻力明显增大。

Ghommem等[40]将自动可降解纤维暂堵剂应用于碳酸盐岩油气藏的现场压裂施工中，增加了沟通缝洞体的机率，可有效暂堵裂缝，迫使裂缝转向，施工压力增加5.0 MPa以上。该纤维暂堵剂体系中，可降解纤维长度为3.00～5.00 mm，质量分数为3%时效果最佳。Dashti等[41]使用可降解纤维暂堵剂，提高了碳酸盐岩储层压裂改造效果，降低了压裂液滤失，减少了进入天然裂缝系统、高渗区域、蚓孔等区域的压裂液量，有利于压裂液深穿透，提高了储层纵向动用率。汪道兵[42]研制了一种纤维暂堵剂，配方为0.3%普通瓜胶+1.0%纤维+蒸馏水，在碳酸盐岩储层压裂中，该纤维暂堵剂可使滤失系数降低50%～75%，暂堵后自身可依靠储层温度自动降解。

纤维类暂堵剂具有适应高温地层、耐压能力强、易形成桥堵、暂堵效果好、储层条件下自动降解、对储层无污染等优点。在压裂施工后期的排液阶段，纤维还可以与支撑剂产生协同作用，形成较为稳定的复合网状结构，充分有效地阻止支撑剂回流，避免因支撑剂等堆积导致的射孔孔眼和油嘴堵塞。目前，纤维类暂堵剂已成功进行先导性矿场试验。但是，纤维类暂堵剂措施成本高、施工操作性差，纤维在随压裂液注入射孔孔眼时，易因纤维缠绕分散不均匀或因表面快速水化作用而聚结成团(图2)，导致施工泵压升高。纤维类暂堵剂作为一种新型裂缝暂堵剂，其在不同裂缝尺度下的暂堵规律与机理、强制裂缝转向的条件与因素、最佳的纤维用量、储层条件下纤维的降解过程与规律等，均需要作进一步的深入分析与研究，以便更充分发挥其暂堵效果。

图2 纤维缠绕聚团示意图Fig.2 The schematic diagram of fibre entanglement agglomerate

2.4 其他新型合成暂堵剂

近几年，国内外学者合成的新型暂堵剂种类较多，如脂族聚酯类、聚酸酐类、聚酰胺类等聚合物型暂堵剂，冻胶类、铬离子凝胶类等交联型暂堵剂，改性淀粉类暂堵剂以及利用PLA、PGA、PCL等制备的树脂纳米类暂堵剂等[43-44]。

董志刚[45]研制了温控型可降解暂堵剂，成分包括聚乙烯醇纤维、萘类衍生物、分散剂、密度调节剂等，粒径为1.00～4.00 mm，密度为1.00～1.05 g/cm3，软化温度为80.5 ℃，不溶物质量分数为0.02%；该暂堵剂分散性能较好，利于泵送，在页岩储层压裂施工中，加入质量分数为5.00%的温控型可降解暂堵剂，导流能力提高4.5%。另一种研究思路是基于物理暂堵、吸附作用原理，在压裂施工过程中形成絮状物，迫使裂缝转向，形成复杂缝网，压裂后再利用药剂将絮状物溶解。Camellia等[46]以聚丙烯酰胺、环氧树脂、酚醛树脂、糠醇树脂等为材料，研制了一种新型暂堵剂，该暂堵剂中絮状物的形成存在不确定性，且成本较高，现场应用较少。Martin等[47]使用新型无聚合物纤维暂堵剂，强化碳酸盐岩储层压裂暂堵效果，该新型无聚合物纤维暂堵剂随时间的推移易降解，对储层损害较小。Gamarra等[48]研究了微生物类暂堵剂，如葡萄糖13球菌型暂堵剂、硫酸盐还原菌型暂堵剂等，该方法需要在压裂施工前在井下种菌，使细菌在储层中繁殖生长，压裂过程中以微生物暂堵高渗裂缝，实现裂缝均匀延伸。薛亚斐等[49]将绒囊暂堵剂应用于致密储层的压裂改造中，用于临时暂堵原裂缝。其配方为：2.0%囊层剂+0.5%绒毛剂+0.1%囊核剂+0.4%囊膜剂。该绒囊暂堵剂耐压为25.0 MPa，暂堵能力强，对储层伤害小，暂堵后储层渗透率恢复85%以上，能够满足压裂改造暂堵的要求，但绒囊暂堵剂的绒囊暂堵机理尚不明确，裂缝的延伸形态也难以预测。

3 暂堵剂未来研究方向

优质的暂堵剂密度为1.00 g/cm3左右，与压裂液易混溶，不沉淀易分散易携带，携带暂堵剂的压裂液可以长时间保持稳定状态；暂堵剂要便于现场实时加入，要能够桥结形成致密充填带，暂堵射孔孔眼或者裂缝，并且具有一定的抗压能力；暂堵完成后，要求暂堵剂能够在水相或烃中完全溶解，保证降解彻底，解除暂堵不影响生产，并且与储层和压裂液配伍，对储层无伤害；最后，从经济角度出发，还要求暂堵剂的价格不能过高[50]。

近几年，众多学者在裂缝暂堵规律、裂缝转向力学机理研究的基础上，分析控制裂缝转向的影响因素，暂堵剂的研究逐渐开始从单一型向组合型、从笼统型向定向型、从低效型向高效型转变。

3.1 组合型暂堵剂

目前，常用的组合型暂堵剂，主要是暂堵球、常规类暂堵剂、纤维类暂堵剂三者互相组合(图3)。

图3 常用组合型暂堵剂组合Fig.3 The combination of common combined temporary plugging agents

针对涪陵页岩气田焦石坝区块西南区压裂改造困难等问题，焦页某井采用常规凝胶暂堵剂A+聚合物暂堵球B+常规凝胶暂堵剂A的施工模式：缝内暂堵剂A，粒径为0.08～0.15 mm，对储层裂缝进行桥堵；簇间暂堵剂B，粒径为0.08～2.36 mm，主体粒径为0.60～0.85 mm，暂堵射孔孔眼。施工结果显示：排量保持不变，施工压力升高20.0～30.0 MPa，成功暂堵射孔孔眼，暂堵成功率为100%。同时，微地震监测结果表明，裂缝的延伸有明显的转向现象[27]。针对威荣页岩气田套管变形严重的问题，采用“高分子暂堵球+暂堵剂”组合暂堵技术，提高压裂改造效果，施工过程中，保持排量不变，压力上升5.0～16.0 MPa[51]。针对Utica某页岩气井，采用耐压为60.0 MPa、粒径为11.00 mm暂堵球+暂堵剂组合进行压裂施工改造，其中，暂堵球与孔眼数之比为1.2∶1.0。压裂施工过程中，低应力区域被暂堵后，施工净压力升高6.0 MPa[52]。方裕燕等[53]采用可降解暂堵球+可降解纤维暂堵剂组合体系，开展了压裂改造暂堵室内实验，组合体系中可降解暂堵球粒径为1.00～10.00 mm，可降解纤维长度为6.00 mm，组合体系耐压大于30.0 MPa。实验结果表明：暂堵球主要暂堵射孔孔眼，直径需大于射孔孔眼直径，纤维有助于聚集、架桥，形成耐压暂堵，施工排量越大，暂堵现象形成越快，组合体系用量越少。

3.2 定向型暂堵剂

非常规储层的物性差异大，尤其是页岩储层，不同井、不同区域需要差异化设计。针对微裂缝较发育的储层进行压裂改造，压裂施工过程中，施工压力波动较大，较难改造形成复杂缝网。可以利用高分子聚合物的架桥作用、堆砌作用以及水膨体的吸水膨胀作用，以及高温降解性能，通过对暂堵材料进行分散，研制定向型暂堵剂。该类型暂堵剂暂堵效果好，在水基压裂液中易溶解、易分散，耐高温。熊颖等[54]以直链型多羟基聚合物ZJ为主剂，再加入改性聚丙烯酸类交联树脂FJ进行复配，研制了一种新型定向暂堵剂：ZJ粒径为0.60～1.20 mm，质量分数为30.00%～45.00%，70 ℃以上可完全溶解；FJ粒径为0.30～0.60 mm，质量分数为5.00%～12.00%；两者以亚甲基双丙烯酰胺为交联剂。该暂堵剂在标准盐水中吸水倍数大于15倍，且高温条件下可降解。将该暂堵剂应用于四川盆地某页岩气井，该井套管变形严重致桥塞无法坐封。压裂施工过程中，尽管排量略有降低，但施工压力仍上升了5.0～20.0 MPa，暂堵效果较好，压裂施工结束后排液正常。

定向型暂堵剂主要包括以下几种类型：抗高温、高盐定向型暂堵剂，主要用于高温、高盐储层压裂改造；抗油定向型暂堵剂，主要用于页岩油、致密油等储层压裂改造；易分散低密度、溶解时间可调的定向型暂堵剂，主要用于套管变形严重井或者压裂分段间距较大的井；还有能够适用于储层裂缝较为发育、地应力较大的储层压裂改造的定向型暂堵剂等。

3.3 高效型暂堵剂

重复压裂是页岩气储层进一步挖潜的重要手段。美国多口页岩气井重复压裂试验已经证实，重复压裂的裂缝方位与初次裂缝的方位有较大偏差，这也说明重复压裂在一定程度上可以形成新的裂缝[55-56]。但重复压裂井储层的非均质性往往更强，压裂改造体积偏小，裂缝扩展延伸偏单一，井下情况更复杂，套管更易变形[57-58]。因此，结合国外致密油气、页岩气的压裂经验，需要研制一种高效高强度水溶性暂堵剂，并形成一种自然选择“甜点”的高效暂堵压裂技术。在第1条裂缝压裂完成后，向缝内注入高效高强度水溶性暂堵剂，对主裂缝暂堵，迫使其他位置压开新的裂缝。该技术可适用于套管变形异常严重的页岩储层体积压裂改造，使其具有分段压裂改造的优点，缺点是难以确保储层均匀改造。