体膨颗粒非均质裂缝封堵效果与改善

孙 琳 ，张永昌，2，吴轶君，辛 军，蒲万芬

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500；2.中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏 银川 750006；3.中国石油川庆钻探公司苏里格项目经理部，内蒙古 鄂尔多斯 017300；4.中国石油川庆钻探公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610501

引言

在老油田开发过程中，油井高含水一直是最突出的问题[1-2]。在地面合成的体膨颗粒由于耐温抗盐[3-7]、成胶性能可控，且尺寸从微米级至厘米级可调，非常适合处理高温高盐裂缝油藏出水问题[8-14]。体膨颗粒以悬浮液注入地层，在油藏条件下吸水膨胀、充填裂缝[15]，可有效减小裂缝中水相流动空间。然而，由于体膨颗粒与裂缝壁面作用力较弱，当其尺寸、分流率等与裂缝性质不匹配时，极易从出水裂缝中突破，影响封堵效果[16-17]。

为了改善体膨颗粒在出水裂缝中的驻留能力，本文提出将可固化覆膜颗粒与体膨颗粒联用封堵裂缝。可固化覆膜颗粒由高软化点热塑性树脂在高强度无机硬粒上覆膜形成[18-19]。低于地层温度时，树脂膜稳定，覆膜颗粒可分散于水中注入；进入地层后，树脂膜在地层温度下固化，覆膜颗粒在裂缝内形成与之固结的可渗透筛网段塞。堵水作业时，先注入较小尺寸体膨颗粒以处理油藏深部，后注入较大尺寸覆膜颗粒以选择性进入出水宽裂缝。油井生产后，体膨颗粒在地层水反向冲刷下进入覆膜颗粒段塞并卡堵其中，裂缝驻留能力显著提高[20]。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

实验用水为模拟地层水，其中Na+、Ca2+、Cl-含量分别为6.8×104、0.9×104、12.1×104mg/L，矿化度为19.8×104mg/L。体膨颗粒，实验室自制，130°C、模拟地层水条件下的最大膨胀度为4.5 倍；可固化覆膜颗粒，实验室自制；氯化钠、无水氯化钙，分析纯，成都科龙化工试剂厂生产。实验用岩芯为碳酸盐岩露头岩芯（φ3.8 cm×8.0 cm），将岩芯沿轴线剖开，在其中一半上刻蚀一条宽2.0 mm、深0.5～4.0 mm 的凹槽（图1a），而后用AB 胶将凹槽边缘的岩石粘合，即形成具有一定缝宽的裂缝。两根缝宽不同的岩芯即为一非均质裂缝岩芯组（图1b）。

图1 人工造缝的碳酸盐岩露头岩芯Fig.1 Carbonate outcrop cores with artificial fractures

1.2 实验步骤

为避免覆膜颗粒固化过程中污染岩芯夹持器，本实验将直径大于窄裂缝缝宽的覆膜颗粒预先固化在宽裂缝中。实验在130°C、模拟地层水条件下进行，具体流程如下：

（1）将缝宽不同的非均质裂缝岩芯组装入岩芯夹持器中，并按图2 连接好实验流程。

图2 实验流程示意图Fig.2 Schematic diagram of experimental process

（2）以2 mL/min 的速度从岩芯入口端向其中注水，待岩芯出口端产液稳定后测量两岩芯堵前相对产液量。

（3）从夹持器中取出宽裂缝岩芯垂直放置，并将体积为其裂缝体积20%的覆膜颗粒固化在岩芯出口端。不需覆膜颗粒时，直接进行步骤（4）。

（4）将宽裂缝岩芯再次同方向放入岩芯夹持器，并根据堵水前的相对产液量从岩芯入口端分别向两岩芯中共注入占总裂缝体积16%的体膨颗粒溶液。

（5）关闭夹持器后从流程中取出垂向放置（出口端向下），待体膨颗粒吸水膨胀40 h 后，将夹持器重新接入流程。

（6）以2 mL/min 的速度从岩芯入口端向其中注水，记录注水过程中的压力变化，并待岩芯出口端产液稳定后测量两岩芯堵后相对产液量。

2 结果与讨论

2.1 对体膨颗粒尺寸不当的改善

2.1.1 纯体膨颗粒封堵

向裂缝宽度分别为1 mm 和4 mm 的非均质裂缝岩芯组中注入不同粒径的体膨颗粒，考察体膨颗粒尺寸对裂缝非均质的影响。结果如表1 和图3 所示。

表1 封堵前后相对产液量对比Tab.1 Comparison of relative liquid production before and after plugging

图3 体膨颗粒尺寸对注水压力梯度的影响Fig.3 Effect of size of PPGs on water injection pressure gradient

实验结果表明，以纯体膨颗粒进行裂缝封堵时，随颗粒粒径增大，其突破压力梯度升高，但大尺寸填充颗粒反而不能有效改善裂缝非均质性。窄裂缝因颗粒分流率低而充填程度弱，当体膨颗粒粒径为0.31 mm 时，压力梯度随时间变化的斜率最低，说明其在裂缝中的运移能力较强，使注水压力变化较慢；当注水压力梯度达到2.58 MPa/m，窄裂缝中体膨颗粒突破，新的水流通道形成，相对产液量高达100%。

体膨颗粒粒径增大为0.50 mm 时，其在裂缝尤其是窄裂缝中的运移能力减弱。因窄裂缝中的颗粒充填程度较低，注入水可在颗粒间形成流动通道，因此，注水压力梯度达到3.29 MPa/m 时，窄裂缝见水但未见颗粒。由于注入的颗粒均保留在裂缝中，注水压力梯度持续上升，直至达到6.13 MPa/m时，水与体膨颗粒从宽裂缝中突破，两岩芯产液重新分布，宽裂缝再次成为窜流通道。体膨颗粒粒径增大为0.70 mm 时，颗粒在裂缝中的运移能力进一步减弱，注水压力梯度迅速上升，当其值达到7.63 MPa/m 时，体膨颗粒从宽裂缝大量突破（图4），注水压力梯度急剧下降，所有液量均从宽裂缝产出，裂缝产液的非均质性反而增强。

图4 粒径0.70 mm 体膨颗粒作用后的非均质裂缝岩芯组Fig.4 The heterogeneous fracture core formation after the action of 0.70 mm PPGs

2.1.2 复合颗粒封堵

（1）对大尺寸体膨颗粒封堵效果的改善

利用过大尺寸的体膨颗粒进行裂缝封堵，可能恶化裂缝的非均质产液。针对这一现象，考虑将可固化覆膜颗粒与体膨颗粒联用堵水。以粒径为0.70 mm 的纯体膨颗粒组为对照实验，选用粒径为1.00 mm 的覆膜颗粒改善其封堵效果。因为覆膜颗粒为硬质颗粒，无法形变，且尺寸与窄裂缝尺寸相等，所以不能进入宽裂缝。实验结果如表2 和图5所示。

图5 复合颗粒对大尺寸体膨颗粒突破压力梯度的改善Fig.5 Improvement of breakthrough pressure gradient of large size PPGs by composite particles

表2 复合颗粒与体膨颗粒封堵效果的对比Tab.2 Comparison of plugging effect between composite particles and PPGs

实验结果显示，在复合颗粒的作用下，注水开始后，压力梯度即快速上升，当其值达到18.75 MPa/m 时，体膨颗粒从窄裂缝中突破，此后注水压力梯度陡然降低，窄裂缝100%产液。实验后取出岩芯发现（图6），窄裂缝岩芯出口端外部聚集大量体膨颗粒，且裂缝边部形成一空槽；而宽裂缝岩芯端面仅见多孔的覆膜颗粒段塞，无任何体膨颗粒。

图6 复合颗粒作用后的非均质岩芯组Fig.6 Heterogeneous core formation after composite particle action

可见，覆膜颗粒在宽裂缝中形成了固化筛网段塞，这显著提高了体膨颗粒在宽裂缝中的运移难度，令体膨颗粒从宽裂缝中突破的压力梯度高于其从窄裂缝中突破的压力梯度，进而使窄裂缝成为优势水流通道，产液剖面发生反转。

（2）对小尺寸体膨颗粒封堵效果的改善

前期研究表明，利用小尺寸体膨颗粒进行非均质裂缝封堵，虽然产液剖面发生反转，但系统经受的注水压力较小，使得宽裂缝中潜在可动的体膨颗粒未发生突破。然而，若储层出水强度较大，宽裂缝中的填充颗粒则有可能被冲刷产出，导致裂缝封堵失效。鉴于此，以粒径为0.31 mm 的纯体膨颗粒组为对照实验，考察宽裂缝中是否存在覆膜颗粒（0.50 mm）对其中体膨颗粒突破压力梯度的影响，实验结果如图7 所示。

图7 表明，未固化覆膜颗粒的宽裂缝中，体膨颗粒的突破压力梯度仅5.31 MPa/m，若储层出水强度高，则宽裂缝与窄裂缝中的体膨颗粒都将被冲刷产出，裂缝的非均质性无法得到改善。而固化有覆膜颗粒的宽裂缝中，体膨颗粒的突破压力梯度高达79.25 MPa/m。可见，在固化颗粒的协助下，小尺寸体膨颗粒在裂缝中的驻留能力显著提高，即使在高出水强度下也可令产液剖面发生反转。

图7 复合颗粒对小尺寸体膨颗粒突破压力梯度的改善Fig.7 Improvement of the breakthrough pressure gradient of small size PPGs by composite particles

2.2 对体膨颗粒分流率不当的改善

2.2.1 不同分流率比下纯体膨颗粒封堵

按不同分流率向裂缝宽度分别为1 mm 和4 mm的非均质裂缝岩芯组中注入0.5 mm 体膨颗粒，考察体膨颗粒分流率对裂缝非均质性改善的影响。实验结果如表3 和图8 所示。

图8 体膨颗粒分流率对注水压力梯度的影响Fig.8 Effect of PPGs diversion on water injection pressure gradient

表3 不同体膨颗粒分流率比下的裂缝非均质性改善效果Tab.3 Effect of fracture heterogeneity improvement at different PPGs diversion ratio

实验结果表明，两种分流率条件下，均是水相携带体膨颗粒从宽裂缝中突破，但宽裂缝中分流的体膨颗粒更多时，突破压力梯度更大。体膨颗粒从宽裂缝中突破后，宽裂缝中渗流阻力明显降低，继续发挥主要渗流通道作用。当宽裂缝中体膨颗粒分流率为82.8%时，即使体膨颗粒突破，该宽裂缝中仍滞留较多的体膨颗粒，因此，系统的注水压力梯度较高，窄裂缝能够被启动。当宽裂缝中体膨颗粒分流率为60.0%时，颗粒突破后宽裂缝中渗流阻力较低，而窄裂缝中因存在大量体膨颗粒渗流阻力进一步增大，导致裂缝非均质性增强，窄裂缝无法被启动。

2.2.2 不当分流率比下复合颗粒封堵

针对体膨颗粒分流率不恰当加剧裂缝非均质产液的现象，考虑引入覆膜颗粒联用堵水。以体膨颗粒分流率比60.0：40.0 的纯体膨颗粒组为对照实验，选用粒径为1.0 mm 的固化颗粒改善其封堵效果。因固化颗粒尺寸与窄裂缝尺寸相等，其只能进入宽裂缝。实验结果如表4 和图9 所示。

图9 对不当分流体膨颗粒突破压力梯度的改善Fig.9 Improvement on breakthrough pressure gradient of improper PPGs diversion

表4 不当体膨颗粒分流率比下的裂缝非均质性改善Tab.4 Fracture heterogeneity improvement under improper PPGs diversion

与前期复合颗粒的封堵现象相似，注水开始后，压力梯度即明显上升，当压力梯度值增大到6.81 MPa/m 时，体膨颗粒即从窄裂缝中突破。由于突破压力梯度较小，且窄裂缝中分流的体膨颗粒较多，因此，突破后窄裂缝中仍存在部分体膨颗粒，注水压力梯度保持在2.10 MPa/m 左右。该压力梯度显然不足以令宽裂缝中的体膨颗粒穿过覆膜颗粒段塞突破（图10），因此，窄裂缝成为堵后唯一产液通道。

图10 纯体膨颗粒与复合颗粒作用后的非均质岩芯组对比（体膨颗粒分流率比为60.0：40.0）Fig.10 Comparison of heterogeneous core groups after the action of pure PPGs and composite particles（PPGs diversion ratio is 60.0：40.0）

3 结论

（1）体膨颗粒的裂缝非均质性改善效果受其粒径、分流率影响明显，粒径过大、窄裂缝分流率过高会加剧裂缝产液的非均质性，而粒径过小不能有效控制高强度产水。

（2）可固化覆膜颗粒能够在裂缝中形成不可动筛网段塞，大幅度提高体膨颗粒从宽裂缝中突破的压力梯度，进而令宽、窄裂缝产液剖面发生反转。

（3）可固化颗粒与体膨颗粒联用能够避免体膨颗粒尺寸、分流率不当对裂缝非均质性改善造成的不利影响，并令利用小尺寸体膨颗粒进行深部堵水成为可能。