新型儲(chǔ)層改造用暫堵轉(zhuǎn)向劑研究及應(yīng)用

熊 穎 鄭雪琴 龍順敏.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.頁巖氣評(píng)價(jià)與開采四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

新型儲(chǔ)層改造用暫堵轉(zhuǎn)向劑研究及應(yīng)用

熊 穎1,2鄭雪琴1龍順敏1,2
1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.頁巖氣評(píng)價(jià)與開采四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

針對(duì)現(xiàn)有暫堵轉(zhuǎn)向劑突破壓力低、耐溫性差，部分暫堵轉(zhuǎn)向劑存在纖維纏繞分散不均或因表面快速水化而聚結(jié)“成團(tuán)”等問題，采用直鏈型聚合物細(xì)顆粒與粒徑更小的水膨體復(fù)配，引入礦物油對(duì)其進(jìn)行分散，使其表面具有一定疏水性，從而制備出了一種新型儲(chǔ)層改造用暫堵轉(zhuǎn)向劑。該暫堵轉(zhuǎn)向劑利用不同粒徑材料的堆砌、架橋作用，在基質(zhì)和裂縫的端面以及裂縫內(nèi)部形成堵劑層，并利用水膨體的吸水膨脹作用進(jìn)一步填充顆粒間的空隙，提高了封堵率。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，該暫堵轉(zhuǎn)向劑耐140 ℃高溫，可直接加入水基儲(chǔ)層改造液體中注入地層，在儲(chǔ)層溫度下逐漸溶解/降解，對(duì)基質(zhì)和裂縫均具有良好的封堵效果，封堵率>99%，封堵后的正向突破壓力≥60 MPa。該暫堵轉(zhuǎn)向劑在四川頁巖氣儲(chǔ)層體積壓裂中開展了8段次的現(xiàn)場試驗(yàn)，均取得了良好的轉(zhuǎn)向效果。

暫堵 轉(zhuǎn)向劑 儲(chǔ)層改造 突破壓力 封堵率

在非均質(zhì)儲(chǔ)層以及大斜度井段和長水平井段的儲(chǔ)層改造過程中，改造液體優(yōu)先進(jìn)入最小阻力的高滲透層或裂縫中，難以進(jìn)入阻力較大的中低滲透層。因此，中低滲透層改造程度差(甚至未被改造)或者大斜度井段和長水平井段只有部分井段被改造。對(duì)于這類儲(chǔ)層，暫堵轉(zhuǎn)向是提高其儲(chǔ)層改造效果的重要手段[1-3]。利用暫堵轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行物理-化學(xué)轉(zhuǎn)向具有工藝簡單、成本低、不受井深結(jié)構(gòu)影響等特點(diǎn)，近年來被廣泛應(yīng)用。目前，國內(nèi)外應(yīng)用較多的物理-化學(xué)暫堵轉(zhuǎn)向劑是可降解纖維，在一定的壓差范圍內(nèi)實(shí)現(xiàn)了暫堵轉(zhuǎn)向。然而，在實(shí)際應(yīng)用過程中也暴露出一些問題：一是正向突破壓力小(一般小于5 MPa)，封堵強(qiáng)度較小，雖然通過加入酸溶性顆粒(如碳酸鈣、碳酸鎂)或者引入無機(jī)氧化物作為增強(qiáng)劑進(jìn)行固化能夠?qū)⑼黄茐毫μ岣叩?0～50 MPa，但會(huì)導(dǎo)致暫堵轉(zhuǎn)向劑不易降解/溶解，需要用酸液進(jìn)行解堵；二是絲狀纖維、粉末狀纖維以及其他易水溶暫堵轉(zhuǎn)向劑在隨儲(chǔ)層改造液體注入井筒時(shí)易因纖維纏繞分散不均或因表面快速水化而聚結(jié)“成團(tuán)”，造成施工泵壓增高；三是適用溫度范圍較窄，耐高溫性能較差(≤120 ℃)或不溶解/降解[4-7]。本研究利用特殊高分子聚合物的架橋、堆砌作用和水膨體的吸水膨脹作用以及高溫溶解/降解性能，通過油相對(duì)暫堵材料進(jìn)行分散，開發(fā)出了一種暫堵轉(zhuǎn)向劑，具有封堵效果好、可在水基儲(chǔ)層改造液體中溶解、耐高溫、易分散等特點(diǎn)，在現(xiàn)場取得了較好的應(yīng)用效果。

1 暫堵轉(zhuǎn)向劑研制

1.1 研制思路

以在水中可溶解的高分子聚合物顆粒作為暫堵轉(zhuǎn)向劑的主劑，通過顆粒的堆砌及架橋作用實(shí)現(xiàn)封堵，控制聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量和分子鏈上的水溶性基團(tuán)來控制其溶解速率，保證暫堵轉(zhuǎn)向劑在注入過程中緩慢溶解，施工完成后可完全降解/溶解；同時(shí)，由于暫堵轉(zhuǎn)向劑顆粒堆砌后，顆粒間存在空隙，因此采用小顆粒的水膨體進(jìn)行復(fù)配，通過水膨體吸水膨脹來填充顆粒間的空隙；此外，為了防止暫堵轉(zhuǎn)向劑因表面水化和吸水膨脹造成泵注過程中“成團(tuán)”、泵壓升高等問題，引入油相對(duì)暫堵轉(zhuǎn)向材料進(jìn)行分散，使其表面黏附油類，利用其表面疏水性來避免在泵注時(shí)表面水化和吸水膨脹。

1.2 暫堵轉(zhuǎn)向劑制備

將一定量的油加入反應(yīng)容器中，在攪拌條件下加入可在水基儲(chǔ)層改造液體中緩慢溶解的人工聚合物ZJ(30%～45%，w)作為暫堵轉(zhuǎn)向劑主劑，攪拌均勻，再加入粒徑更小的水膨體FJ(5%～12%，w)進(jìn)行復(fù)配，繼續(xù)攪拌，混合均勻后得到糊狀混合物即為暫堵轉(zhuǎn)向劑。ZJ為直鏈型多羥基聚合物細(xì)顆粒，粒徑為0.6～1.2 mm，50 ℃下溶解性差，隨著溫度的上升，溶解速率加快，70 ℃以上可以完全溶解，且在高溫下可逐漸降解；FJ為以N′N-亞甲基雙丙烯酰胺為交聯(lián)劑的改性聚丙烯酸類交聯(lián)樹脂顆粒，粒徑為0.3～0.6 mm，在標(biāo)準(zhǔn)鹽水中的吸水倍數(shù)大于15倍，可在高溫下逐漸降解；油為黏度為15～30 mPa·s的礦物油，對(duì)ZJ、FJ具有一定的黏附性。

2 暫堵轉(zhuǎn)向劑性能評(píng)價(jià)

2.1 暫堵轉(zhuǎn)向劑性能評(píng)價(jià)方法

儲(chǔ)層改造用暫堵轉(zhuǎn)向劑性能無統(tǒng)一的評(píng)價(jià)方法。本研究根據(jù)儲(chǔ)層改造工藝的特點(diǎn)和暫堵轉(zhuǎn)向劑的作用，采用封堵率、正向突破壓力、溶解/降解性以及模擬轉(zhuǎn)向等指標(biāo)對(duì)暫堵轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2.1.1 封堵率、正向突破壓力評(píng)價(jià)方法

人工采用暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)巖心或裂縫端面進(jìn)行封堵，通過測(cè)試封堵前后的滲透率計(jì)算封堵率；以泵注壓力突然降低(通常降低30%以上)為巖心突破的判定依據(jù)，該壓力即為正向突破壓力(見圖1)。

(1)

式中：η為封堵率，%；k0為封堵前巖心的滲透率，10-3μm2；k1為封堵后巖心的滲透率，10-3μm2。

2.1.2 溶解性/降解性評(píng)價(jià)方法

將暫堵轉(zhuǎn)向劑加入儲(chǔ)層改造液體中，人工攪拌分散后倒入鉆井液老化罐中，置于儲(chǔ)層溫度下滾動(dòng)老化，每間隔30 min取出，觀察是否溶解/降解，記錄完全溶解/降解的時(shí)間。

2.1.3 模擬轉(zhuǎn)向評(píng)價(jià)方法

在巖板夾持器中進(jìn)行鋪砂(砂粒徑0.21～0.42 mm)模擬地層裂縫，然后在一定的閉合壓力和注入排量下，測(cè)試暫堵轉(zhuǎn)向劑加注前后儲(chǔ)層改造液體注入巖板夾持器的壓力，通過注入暫堵轉(zhuǎn)向劑后的壓力是否升高來判定其轉(zhuǎn)向性(見圖2)。

2.2 結(jié)果與討論

2.2.1 突破壓力與封堵率

采用暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)具有一定滲透率的巖心進(jìn)行封堵，測(cè)試暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)基質(zhì)的封堵效果。

從表1可看出，該暫堵轉(zhuǎn)向劑在80 ℃、140 ℃下對(duì)基質(zhì)均具有良好的封堵效果，封堵率>99%，封堵后的正向突破壓力≥60 MPa。由于暫堵轉(zhuǎn)向劑在基質(zhì)端面不斷壓實(shí)，且水膨體吸水膨脹后填充了顆粒間的空隙，使得在基質(zhì)端面形成了一層致密封堵層，提高了封堵率，迫使后續(xù)注入壓力上升。

采用暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)一定寬度的微細(xì)裂縫進(jìn)行封堵，測(cè)試暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)裂縫的封堵效果。

從表2可看出，該暫堵轉(zhuǎn)向劑在80 ℃下對(duì)微裂縫具有良好的封堵效果；提高堵劑層厚度(現(xiàn)場可提高暫堵轉(zhuǎn)向劑濃度)可以提高封堵率；堵劑層厚度達(dá)1.0 cm時(shí)，暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)微裂縫的封堵率>99%，封堵后的正向突破壓力≥60 MPa。暫堵轉(zhuǎn)向劑中的大顆粒在縫口堆砌，小顆粒擠入裂縫和大顆?？障吨?，不僅在縫口形成了致密的封堵層，而且在裂縫中形成了封堵帶，使得滲透率急劇降低，迫使后續(xù)注入液體轉(zhuǎn)向。

表1 暫堵轉(zhuǎn)向劑在不同溫度下對(duì)基質(zhì)的封堵效果Table1 Pluggingeffectsoftemporarypluggingdivertingagenttosubstrateatdifferenttemperature測(cè)試溫度/℃堵劑層厚度/cm初始滲透率/10-3μm2封堵后滲透率/10-3μm2封堵率/%突破壓力/MPa備注801.01.650.0199.4≥601401.01.420.0199.3≥60泵注壓力達(dá)到60MPa未突破

表2 暫堵轉(zhuǎn)向劑在不同堵劑層厚度下對(duì)裂縫的封堵效果Table2 Pluggingeffectsoftemporarypluggingdivertingagenttocracksatdifferentthicknessofpluggingagentlayer測(cè)試溫度/℃微裂縫寬度/mm堵劑層厚度/cm初始滲透率/10-3μm2封堵后滲透率/10-3μm2封堵率/%突破壓力/MPa800.08～0.090.525.473.1187.8≥60800.08～0.091.025.470.1899.3≥60

2.2.2 溶解性/降解性

從表3可看出，該暫堵轉(zhuǎn)向劑常溫下在儲(chǔ)層改造液體中分散，不溶解，在不同儲(chǔ)層溫度下(80 ℃、140 ℃)均具有較好的溶解性/降解性，封堵轉(zhuǎn)向后不會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成傷害，起到暫堵作用。此外，對(duì)于低溫井和施工時(shí)間短的井，采用氧化性破膠劑與暫堵轉(zhuǎn)向劑混注，可以縮短暫堵轉(zhuǎn)向劑降解時(shí)間，防止傷害。

表3 暫堵轉(zhuǎn)向劑在不同溫度下溶解性/降解性Table3 Solubility/degradabilityoftemporarypluggingdivertingagentatdifferenttemperature老化溫度溶解性/降解性描述備注常溫分散,不溶解,少量油浮在表面80℃溶解/降解,少量油浮在表面,肉眼觀察無殘?jiān)?40℃溶解/降解,少量油浮在表面,肉眼觀察無殘?jiān)鼉?chǔ)層改造液體為黏度1.5mPa·s的滑溜水;滾動(dòng)老化時(shí)間為2h

2.2.3 模擬轉(zhuǎn)向

從圖3(儲(chǔ)層改造液體為黏度1.5 mPa·s的滑溜水)可看出，在相同的注入排量下，注入滑溜水時(shí)，其泵注壓力為0.01 MPa，注入含暫堵轉(zhuǎn)向劑的滑溜水時(shí)，泵注壓力上升至0.2 MPa，較暫堵轉(zhuǎn)向劑加注前有明顯提高，表明該暫堵轉(zhuǎn)向劑具有轉(zhuǎn)向性能。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 基本工藝

暫堵轉(zhuǎn)向劑應(yīng)用時(shí)需考慮以下幾個(gè)方面：一是暫堵轉(zhuǎn)向劑進(jìn)入地層的方式。由于該暫堵轉(zhuǎn)向劑在儲(chǔ)層改造液體中易分散，因此考慮直接從混砂車加入，由儲(chǔ)層改造液體攜帶進(jìn)入地層；二是暫堵轉(zhuǎn)向劑用量。暫堵轉(zhuǎn)向劑用量與堵劑層厚度相關(guān)，根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)中暫堵轉(zhuǎn)向劑占儲(chǔ)層改造液體的比例和現(xiàn)場施工排量確定；三是施工排量。在較大的施工排量(如≥10 m3/min)下，暫堵轉(zhuǎn)向劑顆粒不易沉積，且暫堵轉(zhuǎn)向劑堆砌、架橋、壓實(shí)需要一定時(shí)間，因此需要降低施工排量，待暫堵轉(zhuǎn)向劑全部進(jìn)入地層后再提升排量至正常水平。

3.2 現(xiàn)場應(yīng)用

該暫堵轉(zhuǎn)向劑在四川頁巖氣儲(chǔ)層體積壓裂中開展了8段次的現(xiàn)場試驗(yàn)，從施工曲線以及微地震分析來看，均取得了不同程度的轉(zhuǎn)向效果，且施工結(jié)束后排液正常。

A-1井為頁巖氣水平井，井底溫度95 ℃，巖石脆性指數(shù)高(58.1～84.5)，設(shè)計(jì)在內(nèi)徑為102.72 mm的套管內(nèi)采用大通徑橋塞和滑溜水進(jìn)行分段體積壓裂。由于部分施工層段套管變形，橋塞無法座封。因此，合并套管變形層段，采用暫堵轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行分段壓裂。泵注時(shí)，直接將暫堵轉(zhuǎn)向劑加入混砂車與壓裂液混合，施工排量由10 m3/min降低至6～7 m3/min，使暫堵劑顆粒在封堵部位易于沉積，且裂縫適當(dāng)閉合，從而實(shí)現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向劑在裂縫中或端部快速形成堵劑層。

從圖4可看出，該井段共加注暫堵轉(zhuǎn)向劑三次。加注暫堵轉(zhuǎn)向劑后，在排量降低的條件下，施工壓力均有10 MPa以上的上升，表明該暫堵轉(zhuǎn)向劑具有明顯的轉(zhuǎn)向效果。

A-5井為與A-1井類似的頁巖氣水平井，但施工井段井底溫度更高(109 ℃)，仍存在施工層段套管變形，橋塞無法座封的問題，采用暫堵轉(zhuǎn)向劑對(duì)合并的套管變形層段進(jìn)行分段壓裂。泵注時(shí)，直接將暫堵轉(zhuǎn)向劑加入混砂車與壓裂液混合，施工排量由10 m3/min降低至6 m3/min。

從圖5可看出，該井段共加注暫堵轉(zhuǎn)向劑兩次。第一次加注暫堵轉(zhuǎn)向劑后，施工壓力上升近20 MPa；第二次加注暫堵轉(zhuǎn)向劑后，施工壓力仍有5 MPa左右的上升，表明該暫堵轉(zhuǎn)向劑兩次均取得了轉(zhuǎn)向效果。

4 結(jié)論與建議

(1) 采用直鏈型聚合物細(xì)顆粒與粒徑更小的水膨體復(fù)配，并引入礦物油對(duì)暫堵材料進(jìn)行分散，使其表面具有一定疏水性，制備出了一種儲(chǔ)層改造用暫堵轉(zhuǎn)向劑。

(2) 該暫堵轉(zhuǎn)向劑耐140 ℃高溫，可直接加入水基儲(chǔ)層改造液體中注入地層，在儲(chǔ)層溫度下逐漸溶解/降解，對(duì)基質(zhì)和裂縫均具有良好的封堵效果，封堵率>99%，封堵后的正向突破壓力≥60 MPa。

(3) 該暫堵轉(zhuǎn)向劑利用不同粒徑材料堆砌、架橋作用在基質(zhì)和裂縫端面以及裂縫內(nèi)部形成堵劑層，并利用水膨體的吸水膨脹作用進(jìn)一步填充顆粒間的空隙，提高了封堵率。

(4) 該暫堵轉(zhuǎn)向劑現(xiàn)場直接加入混砂車與壓裂液混合后注入地層，適當(dāng)降低施工排量以利于暫堵轉(zhuǎn)向劑沉積，在四川頁巖氣套損井段的合并壓裂中取得了良好的轉(zhuǎn)向效果。

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Research and application of a new type of temporary plugging diverting agent for reservoir reconstruction

Xiong Ying1,2, Zheng Xueqin1, Long Shunmin1,2
1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan,China; 2.SichuanProvinceKeyLaboratoryofShaleGasEvaluationandExploitation

Aiming at the problems of low breakthrough pressure, low temperature resistance of temporary plugging diverting agent, and scattering unevenly due to fiber winding or togethered “cloud”due to surface rapid hydration, the linear polymer fine particles with particle size smaller water-swelling polymer were matched, and it was dispersed with mineral oil to make it have certain hydrophobic surface, then a new type of temporary plugging diverting agent for reservoir reconstruction was prepared. The temporary plugging diverting agent take the stack and bridging action of different particle size material to form plugging agent layer in the matrix and cracks face and in the cracks internal, use the water absorption expansion effect of water-swelling polymer to filled the pore between particles furtherly, and improve the plugging rate. Laboratory experiments results show that the temporary plugging diverting agent can be resistant to 140 ℃, and can be directly injected to form with water-based reservoir reconstruction liquid together. The temporary plugging diverting agent will gradually dissolve/degrade under the reservoir temperature, and has good plugging effect for matrix and cracks, plugging rate>99%, positive breakthrough pressure after plugging ≥60 MPa. The temporary plugging diverting agent has carried out 8 period of time of field tests, and has achieved good diverting effect in Sichuan shale gas reservoir volume fracturing.

temporary plugging, diverting agent, reservoir reconstruction, breakthrough pressure, plugging rate

中國石油天然氣集團(tuán)公司重大現(xiàn)場試驗(yàn)項(xiàng)目“西南油氣田頁巖氣鉆采工程技術(shù)現(xiàn)場試驗(yàn)”(2014F-4701)。

熊穎(1981-)，高級(jí)工程師，博士，2009年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)就職于中國石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事油氣田開發(fā)方面的工作液(劑)研究工作。E-mail:xiong_y@petrochina.com.cn

TE357.1+2

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.012

2016-09-02；編輯：馮學(xué)軍