付美龍，陳 暢，胡澤文

(長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100)

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轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂高效暫堵劑性能評(píng)價(jià)

付美龍，陳 暢，胡澤文

(長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100)

針對(duì)油井施工次數(shù)的增加，老井原有的人工裂縫生產(chǎn)潛能逐年降低等問(wèn)題，提出了轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)，并介紹了水溶性SC-JXSG高效暫堵劑。通過(guò)室內(nèi)靜、動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了暫堵及解堵效果，分析了暫堵劑的濃度、注入量和注入壓力對(duì)暫堵效率的影響。結(jié)果表明:①靜態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)中，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑在30 ℃時(shí)溶解緩慢，80 ℃時(shí)也需數(shù)小時(shí)才能充分溶解；②裂縫性巖心暫堵動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)中，在60 ℃條件下，注入1 PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑，暫堵率可高達(dá)99%，突破壓力梯度高達(dá)37.90 MPa/m；在80 ℃條件下，反向注入10 PV地層水解堵，最終解堵率可達(dá)73%。該暫堵劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好，可以滿足壓裂暫堵現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂；水溶性；生產(chǎn)潛能；暫堵劑；暫堵效率；影響因素；長(zhǎng)慶油田

付美龍，陳暢，胡澤文.轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂高效暫堵劑性能評(píng)價(jià)[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)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縫生產(chǎn)潛能越來(lái)越小，如果還是采用常規(guī)的重復(fù)壓裂方法延伸老裂縫，便難以達(dá)到高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的目的[1]。

轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂暫堵技術(shù)的研究與應(yīng)用，不僅可以提高油井的單井產(chǎn)量，還可以提高整個(gè)區(qū)塊的開(kāi)采力度，從而為油田的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供保障，并能取得十分可觀的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益[2]。本文從轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂的機(jī)理出發(fā)，介紹了SC-JXSG暫堵劑的靜態(tài)、動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)及其參數(shù)優(yōu)化，闡述轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂暫堵的可行性和有效性。

1　轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂機(jī)理

SC-JXSG是一種顆粒狀、污染小的水溶性暫堵劑，可應(yīng)用于轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)。該技術(shù)的核心是暫堵舊裂縫或天然裂縫，壓開(kāi)新裂縫。在水力壓裂過(guò)程中加入暫堵劑，使主裂縫通道內(nèi)形成橋堵，從而暫時(shí)封堵舊裂縫，壓力升高后，壓開(kāi)新的支裂縫或更多微裂縫[3]。根據(jù)巖石力學(xué)、水力壓裂力學(xué)理論，裂縫的啟裂和延伸與地應(yīng)力密切相關(guān)，無(wú)論裂縫在何處啟裂，它總是沿著最大主應(yīng)力方向延伸。初次壓裂施工和壓裂后的生產(chǎn)會(huì)導(dǎo)致井筒附近地應(yīng)力的重新分布，產(chǎn)生誘導(dǎo)應(yīng)力區(qū)。一般情況下，最大誘導(dǎo)應(yīng)力等于裂縫閉合后作用在支撐劑上的凈壓力，它垂直于裂縫[4-5]；最小誘導(dǎo)應(yīng)力平行于裂縫，當(dāng)誘導(dǎo)力達(dá)到一定程度，將在井筒附近產(chǎn)生應(yīng)力反轉(zhuǎn)區(qū)，重復(fù)壓裂時(shí)裂縫啟裂的方向就會(huì)垂直于初次壓裂裂縫的方向，當(dāng)遠(yuǎn)離井筒以后，應(yīng)力場(chǎng)恢復(fù)到初始應(yīng)力場(chǎng)，重復(fù)壓裂新裂縫逐漸轉(zhuǎn)向到平行于初次裂縫方向并繼續(xù)延伸。轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂過(guò)程中加入暫堵劑能有效暫堵原有裂縫，增加誘導(dǎo)力?；诹黧w沿阻力最小方向流動(dòng)原則，暫堵劑顆粒會(huì)隨壓裂液進(jìn)入舊裂縫，形成暫堵。當(dāng)粒徑大于地層孔喉直徑1/3時(shí)，在表面形成濾餅，實(shí)現(xiàn)濾餅封堵；當(dāng)粒徑為地層孔喉直徑1/7～1/3時(shí)，形成內(nèi)濾餅，實(shí)現(xiàn)橋堵；當(dāng)粒徑小于地層孔喉直徑1/7時(shí)，顆粒可自由通過(guò)[6-8]。

2　SC-JXSG暫堵劑靜態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

2.1實(shí)驗(yàn)材料與器材

實(shí)驗(yàn)材料：SC-JXSG暫堵劑、蒸餾水、模擬地層水(礦化度為1.56×104mg/L)、胍膠粉。

實(shí)驗(yàn)器材：恒溫水浴鍋、電子攪拌器、電子天平(最小分度0.001 g)、量筒、膠頭滴管、玻璃棒。

2.2溶解、配伍性

稱取3 g暫堵劑，將其注入到蒸餾水中與之混合，分別在30 ℃、60 ℃、80 ℃下放置0.5 h、1 h、3 h、5 h和8 h，觀察其溶解情況。實(shí)驗(yàn)表明：SC-JXSG在30 ℃時(shí)部分緩慢溶解，在60～80 ℃時(shí)，5 h能夠基本溶解；其在模擬地層水中溶解現(xiàn)象與在蒸餾水中基本一致，故其與地層配伍性良好。

2.3分散穩(wěn)定性

分別用自來(lái)水和質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%胍膠稀溶液配置質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑溶液，靜置0.5 h、1 h、3 h、5 h和8 h，觀察其是否有分層、沉淀現(xiàn)象，對(duì)比暫堵劑在2種溶劑中的分散穩(wěn)定性。

結(jié)果表明，暫堵劑在自來(lái)水中有明顯的沉淀現(xiàn)象，而在0.5%的胍膠稀溶液中始終能穩(wěn)定懸浮，說(shuō)明此暫堵劑在自來(lái)水中的分散穩(wěn)定性不好，在0.5%的胍膠稀溶液中較好。建議暫堵劑在動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)用胍膠稀溶液懸浮攜帶。

2.4黏度測(cè)定

取分散穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)中溶解后的暫堵劑溶液，分別在30 ℃、60 ℃、80 ℃下用布氏黏度計(jì)測(cè)定其黏度(表1)，并在80 ℃條件下測(cè)定SC-JXSG暫堵劑用稍微過(guò)量的過(guò)硫酸銨破膠后的黏度；對(duì)加入胍膠的暫堵劑溶液重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)過(guò)程。

表1　不同溫度下暫堵劑SC-JXSG溶液的黏度值Tab.1　Viscosity of different SC-JXSG temporary plugginging agent solution at different temperature

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，暫堵劑SC-JXSG溶液的黏度隨溫度的升高而降低。由于胍膠的影響，用胍膠攜帶暫堵劑的溶液黏度約為不加胍膠攜帶黏度的4～5倍，80 ℃破膠后的黏度位于4.6～7.2 mPa·s，反排較為容易。

3　暫堵劑動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

通過(guò)上述靜態(tài)實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)SC-JXSG符合壓裂施工暫堵要求。在靜態(tài)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，對(duì)其進(jìn)行動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，以測(cè)試其突破壓力梯度、暫堵率和解堵率，評(píng)價(jià)其實(shí)際暫堵性能。

3.1實(shí)驗(yàn)材料與器材

實(shí)驗(yàn)材料：SC-JXSG暫堵劑、造縫巖心、蒸餾水、模擬地層水(礦化度為1.56×104mg/L)、胍膠粉。

實(shí)驗(yàn)器材：電子天平(最小分度0.001g)、量筒、膠頭滴管、玻璃棒、巖心夾持器、二維平模模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)裝置(海安石油科技儀器有限公司)。

3.2實(shí)驗(yàn)步驟

①將巖心切成柱狀，并對(duì)其進(jìn)行人工造縫；②將巖心烘干后，稱得干燥巖心的質(zhì)量M1；③將巖心放入裝有地層水的抽濾瓶中抽濾，待巖心充分飽和水，擦干其表面地層水，稱得巖心飽和水后的質(zhì)量M2；④(M2-M1)/ρ地層水得到巖心的有效孔隙體積V；⑤將巖心放入巖心夾持器，附加3MPa的圍壓，置于油藏溫度下的恒溫箱中，以0.1mL/min的流速用地層水正向驅(qū)替和反向驅(qū)替，壓力分別記為p1和p2；⑥正向以0.1mL/min的速率向巖心注入1PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑溶液，記下穩(wěn)定驅(qū)替時(shí)的壓力p3；⑦讓暫堵劑溶液在巖心中老化2h，正向以0.1mL/min的流速向巖心注入地層水，觀察壓力變化，并記下突破時(shí)的壓力值p4，繼續(xù)驅(qū)替至壓力穩(wěn)定，記下穩(wěn)定壓力p5；⑧反向以0.1mL/min的驅(qū)替速度向巖心注入地層水，當(dāng)注入量大于10PV且壓力穩(wěn)定時(shí)停止注液，記下壓力p6；⑨計(jì)算暫堵率ηw=(p5-p1)/p5×100%，突破壓力梯度pf=p4/L，解堵率ηk=p2/p6×100%。

3.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果

暫堵劑能否對(duì)儲(chǔ)層形成有效封堵以及解堵后儲(chǔ)層導(dǎo)流能力能否得到恢復(fù)是評(píng)價(jià)暫堵劑優(yōu)良的一個(gè)重要指標(biāo)，為此，對(duì)高、中、低導(dǎo)流能力的裂縫性巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。用流速為0.1 mL/min、質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑體系，測(cè)試暫堵劑對(duì)裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，測(cè)試結(jié)果如表2所示。

表2　暫堵劑對(duì)造縫巖心的暫堵、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，在相同實(shí)驗(yàn)條件下，不同導(dǎo)流能力的裂縫性巖心有不同的暫堵率和解堵率。對(duì)于高導(dǎo)流能力的巖心，暫堵率可達(dá)99%以上，解堵率可達(dá)73%以上，突破壓力梯度達(dá)37.90 MPa/m；對(duì)于低導(dǎo)流能力的巖心，用10 PV地層水反向驅(qū)替至壓力穩(wěn)定時(shí)，暫堵率可達(dá)97%以上，解堵率可達(dá)到80%以上。表明SC-JXSG暫堵劑對(duì)于不同導(dǎo)流能力的巖心均具有較好的暫堵效果。

4　暫堵劑參數(shù)優(yōu)化

4.1濃度優(yōu)化

暫堵劑需要一定的濃度才能有效地封堵地層，如果暫堵劑的濃度太低，封堵率太低，不能達(dá)到施工要求；如果暫堵劑的濃度太高，雖然能有效封堵地層，但是會(huì)出現(xiàn)注入困難和解堵效果不好的情況。用流速為0.1 mL/min、質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為1%、3%和5%的暫堵劑體系做驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測(cè)試暫堵劑對(duì)裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實(shí)驗(yàn)方法參照3.2，測(cè)試結(jié)果如表3所示。

由表3可知，突破壓力梯度隨暫堵劑濃度的上升而顯著上升；暫堵劑的暫堵率隨著濃度的增加而緩慢上升，最高可達(dá)99.76%；解堵率隨著濃度的增加而逐漸降低，最低達(dá)到68.42%。綜合考慮各種因素，SC-JXSG暫堵劑的適宜濃度為3%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))。

表3　不同濃度下暫堵劑溶液的暫堵、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?jī)?yōu)化

暫堵劑溶液不僅要有合適的的濃度，而且要有一定的段塞大小。一般來(lái)說(shuō)，突破壓力梯度是由暫堵劑的濃度決定的，而突破壓力是由突破壓力梯度和段塞大小共同決定。用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%、注入量分別為0.5 PV、1 PV、3 PV和5 PV的暫堵劑體系，測(cè)試暫堵劑對(duì)裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實(shí)驗(yàn)方法參照3.2，測(cè)試結(jié)果如表4所示。

由表4可知，暫堵劑的突破壓力梯度基本不隨暫堵劑注入量的變化而變化，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的SC-JXSG暫堵劑體系的突破壓力梯度為24.23～33.18 MPa/m；SC-JXSG體系的暫堵率隨著注入量的增加而緩慢上升，可達(dá)到98%以上；暫堵劑體系的解堵率隨注入量的增加而降低到73%左右。綜合考慮以上因素，SC-JXSG暫堵劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的適宜注入量為0.5～1 PV。

表4　不同注入量下暫堵劑的暫堵、解堵效果Tab.4　Effect of temporary plugging,blocking remove effect of temporary plugging agent with different injection quantity

4.3注入壓力優(yōu)化

為了考察暫堵劑在不同壓力條件下的暫堵、解堵性能，選擇相似的造縫巖心進(jìn)行室內(nèi)驅(qū)替壓力對(duì)比實(shí)驗(yàn)。當(dāng)驅(qū)替壓力分別為0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、5.0 MPa、10.0 MPa時(shí)，用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%、注入量為0.5～1 PV的暫堵劑體系驅(qū)替，測(cè)試暫堵劑體系對(duì)裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實(shí)驗(yàn)方法參照3.2，測(cè)試結(jié)果如表5所示。

表5　不同驅(qū)替壓力下暫堵劑的暫堵、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，隨著注入壓力的不斷升高，暫堵率有所下降較快，在2 MPa以后，暫堵率下降較快。隨著驅(qū)替壓力的升高，解堵率有明顯提升，特別是在1.0 MPa之前的解堵率非常低。因此，實(shí)驗(yàn)條件下的壓力為1～2 MPa較為適宜，施工壓力梯度為14.3～28.6 MPa/m。

5　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5.1試驗(yàn)概述

SC-JXSG暫堵劑在長(zhǎng)慶蘇東氣田區(qū)塊進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)(12口油井，均為含水率較高的油井)。根據(jù)該地區(qū)相關(guān)的地層特征(如滲透率等)分別計(jì)算不同油井中SC-JXSG暫堵劑粒徑的大小及用量，進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工作業(yè)。該區(qū)塊平均滲透率為0.52×10-3μm2，孔隙度8%，平均孔喉直徑為12～200 μm。按照1/3架橋規(guī)則[6]，暫堵顆粒平均粒徑為4～70 μm，注入量為150～220 kg。12口試驗(yàn)井均暫堵成功，平均單井增液量13.7 m3，單井日平均增油量2.7 t。

5.2典型井例

蘇東39-61井綜合含水達(dá)到95.2%，為高含水井。應(yīng)用水溶性暫堵劑加胍膠懸浮液縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)對(duì)該井進(jìn)行重復(fù)改造試驗(yàn)。加入暫堵劑200 kg進(jìn)行壓裂暫堵，加入前工作壓力為18 MPa，隨著暫堵劑的加入，施工壓力逐漸上升，最高壓力達(dá)到32 MPa并保持40 min左右，暫堵效果明顯，改造后該井日產(chǎn)液量3.78 m3，日產(chǎn)油量2.3 t，日增油量1.5 t。

6　結(jié)　論

(1)SC-JXSG暫堵劑具有良好的溶解性和地層配伍性，其在低溫下溶解慢，在高溫條件下需數(shù)小時(shí)才能溶解，符合施工時(shí)間的需要。

(2)暫堵劑SC-JXSG在地層水中懸浮穩(wěn)定性相對(duì)較弱，在加入0.5%胍膠后溶液的懸浮穩(wěn)定性較強(qiáng)。

(3)用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的暫堵劑溶液做動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，SC-JXSG暫堵劑溶液具有較好的暫堵效果，其封堵率可達(dá)到99%，突破壓力梯度為37.90～42.58 MPa/m，解堵率可達(dá)到80%。

(4)突破壓力梯度主要受暫堵劑濃度、注入量、注入壓力的影響，濃度(質(zhì)量分?jǐn)?shù))、注入量、注入壓力越大，突破壓力梯度越大； SC-JXSG暫堵劑的使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%，注入PV數(shù)為0.5～1.0 PV，注入壓力為1～2 MPa，對(duì)應(yīng)壓力梯度為14.3～28.6 MPa/m。

(5)現(xiàn)場(chǎng)施工試驗(yàn)表明，SC-JXSG暫堵劑具有較好的暫堵升壓作用，實(shí)現(xiàn)了縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂。

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責(zé)任編輯：賀元旦

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

國(guó)家863計(jì)劃項(xiàng)目“致密砂巖氣藏高效鉆井與壓裂改造關(guān)鍵技術(shù)之子課題二——致密氣藏壓裂改造技術(shù)研究”(編號(hào)：2013AA064802)

付美龍(1967-)，男，教授，博士，從事油田化學(xué)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