付美龍，陳 暢，胡澤文

(長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100)

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轉(zhuǎn)向重復壓裂高效暫堵劑性能評價

付美龍，陳 暢，胡澤文

(長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100)

針對油井施工次數(shù)的增加，老井原有的人工裂縫生產(chǎn)潛能逐年降低等問題，提出了轉(zhuǎn)向重復壓裂技術(shù)，并介紹了水溶性SC-JXSG高效暫堵劑。通過室內(nèi)靜、動態(tài)實驗評價了暫堵及解堵效果，分析了暫堵劑的濃度、注入量和注入壓力對暫堵效率的影響。結(jié)果表明:①靜態(tài)評價實驗中，質(zhì)量分數(shù)為3%的暫堵劑在30 ℃時溶解緩慢，80 ℃時也需數(shù)小時才能充分溶解；②裂縫性巖心暫堵動態(tài)實驗中，在60 ℃條件下，注入1 PV質(zhì)量分數(shù)為3%的暫堵劑，暫堵率可高達99%，突破壓力梯度高達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73%。該暫堵劑現(xiàn)場試驗效果良好，可以滿足壓裂暫堵現(xiàn)場施工要求。

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

付美龍，陳暢，胡澤文.轉(zhuǎn)向重復壓裂高效暫堵劑性能評價[J].西安石油大學學報(自然科學版)，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)潛能越來越小，如果還是采用常規(guī)的重復壓裂方法延伸老裂縫，便難以達到高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的目的[1]。

轉(zhuǎn)向重復壓裂暫堵技術(shù)的研究與應用，不僅可以提高油井的單井產(chǎn)量，還可以提高整個區(qū)塊的開采力度，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)濟效益和社會效益[2]。本文從轉(zhuǎn)向重復壓裂的機理出發(fā)，介紹了SC-JXSG暫堵劑的靜態(tài)、動態(tài)評價及其參數(shù)優(yōu)化，闡述轉(zhuǎn)向重復壓裂暫堵的可行性和有效性。

1　轉(zhuǎn)向重復壓裂機理

SC-JXSG是一種顆粒狀、污染小的水溶性暫堵劑，可應用于轉(zhuǎn)向重復壓裂技術(shù)。該技術(shù)的核心是暫堵舊裂縫或天然裂縫，壓開新裂縫。在水力壓裂過程中加入暫堵劑，使主裂縫通道內(nèi)形成橋堵，從而暫時封堵舊裂縫，壓力升高后，壓開新的支裂縫或更多微裂縫[3]。根據(jù)巖石力學、水力壓裂力學理論，裂縫的啟裂和延伸與地應力密切相關(guān)，無論裂縫在何處啟裂，它總是沿著最大主應力方向延伸。初次壓裂施工和壓裂后的生產(chǎn)會導致井筒附近地應力的重新分布，產(chǎn)生誘導應力區(qū)。一般情況下，最大誘導應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]；最小誘導應力平行于裂縫，當誘導力達到一定程度，將在井筒附近產(chǎn)生應力反轉(zhuǎn)區(qū)，重復壓裂時裂縫啟裂的方向就會垂直于初次壓裂裂縫的方向，當遠離井筒以后，應力場恢復到初始應力場，重復壓裂新裂縫逐漸轉(zhuǎn)向到平行于初次裂縫方向并繼續(xù)延伸。轉(zhuǎn)向重復壓裂過程中加入暫堵劑能有效暫堵原有裂縫，增加誘導力?；诹黧w沿阻力最小方向流動原則，暫堵劑顆粒會隨壓裂液進入舊裂縫，形成暫堵。當粒徑大于地層孔喉直徑1/3時，在表面形成濾餅，實現(xiàn)濾餅封堵；當粒徑為地層孔喉直徑1/7～1/3時，形成內(nèi)濾餅，實現(xiàn)橋堵；當粒徑小于地層孔喉直徑1/7時，顆?？勺杂赏ㄟ^[6-8]。

2　SC-JXSG暫堵劑靜態(tài)實驗評價

2.1實驗材料與器材

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

實驗器材：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。實驗表明：SC-JXSG在30 ℃時部分緩慢溶解，在60～80 ℃時，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

分別用自來水和質(zhì)量分數(shù)0.5%胍膠稀溶液配置質(zhì)量分數(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，說明此暫堵劑在自來水中的分散穩(wěn)定性不好，在0.5%的胍膠稀溶液中較好。建議暫堵劑在動態(tài)實驗和現(xiàn)場施工時用胍膠稀溶液懸浮攜帶。

2.4黏度測定

取分散穩(wěn)定性實驗中溶解后的暫堵劑溶液，分別在30 ℃、60 ℃、80 ℃下用布氏黏度計測定其黏度(表1)，并在80 ℃條件下測定SC-JXSG暫堵劑用稍微過量的過硫酸銨破膠后的黏度；對加入胍膠的暫堵劑溶液重復上述實驗過程。

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

實驗結(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　暫堵劑動態(tài)實驗評價

通過上述靜態(tài)實驗，發(fā)現(xiàn)SC-JXSG符合壓裂施工暫堵要求。在靜態(tài)評價的基礎(chǔ)上，對其進行動態(tài)實驗評價，以測試其突破壓力梯度、暫堵率和解堵率，評價其實際暫堵性能。

3.1實驗材料與器材

實驗材料：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。

實驗器材：電子天平(最小分度0.001g)、量筒、膠頭滴管、玻璃棒、巖心夾持器、二維平模模擬實驗評價裝置(海安石油科技儀器有限公司)。

3.2實驗步驟

①將巖心切成柱狀，并對其進行人工造縫；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)量分數(shù)為3%的暫堵劑溶液，記下穩(wěn)定驅(qū)替時的壓力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，當注入量大于10PV且壓力穩(wěn)定時停止注液，記下壓力p6；⑨計算暫堵率ηw=(p5-p1)/p5×100%，突破壓力梯度pf=p4/L，解堵率ηk=p2/p6×100%。

3.3實驗結(jié)果

暫堵劑能否對儲層形成有效封堵以及解堵后儲層導流能力能否得到恢復是評價暫堵劑優(yōu)良的一個重要指標，為此，對高、中、低導流能力的裂縫性巖心進行驅(qū)替實驗。用流速為0.1 mL/min、質(zhì)量分數(shù)為3%的暫堵劑體系，測試暫堵劑對裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，測試結(jié)果如表2所示。

表2　暫堵劑對造縫巖心的暫堵、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，在相同實驗條件下，不同導流能力的裂縫性巖心有不同的暫堵率和解堵率。對于高導流能力的巖心，暫堵率可達99%以上，解堵率可達73%以上，突破壓力梯度達37.90 MPa/m；對于低導流能力的巖心，用10 PV地層水反向驅(qū)替至壓力穩(wěn)定時，暫堵率可達97%以上，解堵率可達到80%以上。表明SC-JXSG暫堵劑對于不同導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)量分數(shù)分別為1%、3%和5%的暫堵劑體系做驅(qū)替實驗，測試暫堵劑對裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實驗方法參照3.2，測試結(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99.76%；解堵率隨著濃度的增加而逐漸降低，最低達到68.42%。綜合考慮各種因素，SC-JXSG暫堵劑的適宜濃度為3%(質(zhì)量分數(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注入量優(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。一般來說，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)量分數(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，測試暫堵劑對裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實驗方法參照3.2，測試結(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)量分數(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)實驗的適宜注入量為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行室內(nèi)驅(qū)替壓力對比實驗。當驅(qū)替壓力分別為0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa、5.0 MPa、10.0 MPa時，用質(zhì)量分數(shù)為3%、注入量為0.5～1 PV的暫堵劑體系驅(qū)替，測試暫堵劑體系對裂縫巖心的暫堵效果和解堵效果，實驗方法參照3.2，測試結(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，實驗條件下的壓力為1～2 MPa較為適宜，施工壓力梯度為14.3～28.6 MPa/m。

5　現(xiàn)場應用

5.1試驗概述

SC-JXSG暫堵劑在長慶蘇東氣田區(qū)塊進行了現(xiàn)場試驗(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)分別計算不同油井中SC-JXSG暫堵劑粒徑的大小及用量，進行現(xiàn)場施工作業(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井綜合含水達到95.2%，為高含水井。應用水溶性暫堵劑加胍膠懸浮液縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)對該井進行重復改造試驗。加入暫堵劑200 kg進行壓裂暫堵，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)小時才能溶解，符合施工時間的需要。

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

(3)用質(zhì)量分數(shù)為3%的暫堵劑溶液做動態(tài)實驗，結(jié)果表明，SC-JXSG暫堵劑溶液具有較好的暫堵效果，其封堵率可達到99%，突破壓力梯度為37.90～42.58 MPa/m，解堵率可達到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)量分數(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)量分數(shù)為3%，注入PV數(shù)為0.5～1.0 PV，注入壓力為1～2 MPa，對應壓力梯度為14.3～28.6 MPa/m。

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

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責任編輯：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

國家863計劃項目“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：2013AA064802)

付美龍(1967-)，男，教授，博士，從事油田化學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

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