GX-3井絨囊流體暫堵重復(fù)酸化技術(shù)

溫哲豪 薛亞斐 白建文 何 平 張家富（1.長(zhǎng)慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018）

引用格式：溫哲豪，薛亞斐，白建文，等. GX-3井絨囊流體暫堵重復(fù)酸化技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：85-88.

GX-3井絨囊流體暫堵重復(fù)酸化技術(shù)

溫哲豪 薛亞斐 白建文 何 平 張家富
（1.長(zhǎng)慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018）

引用格式：溫哲豪，薛亞斐，白建文，等. GX-3井絨囊流體暫堵重復(fù)酸化技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：85-88.

摘要：GX-3井2002年酸化投產(chǎn)，至2014年產(chǎn)量正常遞減至5×104m3/d，擬再次酸化增產(chǎn)。為提高重復(fù)酸化效果，使用絨囊暫堵流體封堵原酸化高傳導(dǎo)蚓孔，迫使酸液進(jìn)入未酸化地層。室內(nèi)測(cè)試絨囊流體暫堵后提高原酸化高傳導(dǎo)蚓孔承壓能力78.06 MPa，pH值2~7的暫堵流體塑性黏度、動(dòng)切力等變化3%以下，原酸化高傳導(dǎo)蚓孔滲透率恢復(fù)值88.64%?，F(xiàn)場(chǎng)配制密度0.90~0.95 g/cm3、塑性黏度15~30 mPa·s、動(dòng)切力15~35 Pa的絨囊暫堵流體120 m3封堵原酸化高傳導(dǎo)蚓孔，井口清水試壓3 MPa后注入鹽酸6.5 m3，靜置7 h后排殘液。恢復(fù)生產(chǎn)后，產(chǎn)氣量由5×104m3/d提高到7×104m3/d，表明絨囊暫堵流體封堵原酸化高傳導(dǎo)蚓孔后再酸化，不損傷原縫產(chǎn)氣能力，并新增產(chǎn)量貢獻(xiàn)層，為碳酸鹽巖儲(chǔ)層重復(fù)酸化轉(zhuǎn)向提供了一種有效的新方法。

關(guān)鍵詞：碳酸鹽巖；重復(fù)酸化；絨囊流體；暫堵

GX-3井位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，2002年5月完井，完鉆井深3 577 m，完鉆層位奧陶系馬家溝組馬五層。2002年6月，射孔并常規(guī)酸化GX-3井馬五四段，酸化作業(yè)后配產(chǎn)17×104m3/d。2014年5月，氣井產(chǎn)量正常遞減至5×104m3/d，地層壓力系數(shù)低于0.3，但認(rèn)為還有潛力可挖，擬再次酸化馬五四段。

1　重復(fù)酸化難點(diǎn)及對(duì)策

1.1 老井重復(fù)酸化難點(diǎn)

重復(fù)酸化難點(diǎn)之一，是酸液容易進(jìn)入高傳導(dǎo)性通道蚓孔，不易進(jìn)入基質(zhì)低滲透層，酸化程度低。重復(fù)酸化時(shí)可暫堵高傳導(dǎo)性原縫，迫使酸液進(jìn)入低滲透率基質(zhì)，提高酸化效果［1］（趙增迎等，2006）。為此，許多學(xué)者研究暫堵技術(shù)。

趙洪濤等［2］（2007）研究水基泡沫轉(zhuǎn)向劑，在四川盆地應(yīng)用4口井，濾失低，暫堵效率高，轉(zhuǎn)向分流效果明顯，儲(chǔ)層傷害低。類(lèi)似暫堵劑新民采油廠(chǎng)也曾應(yīng)用3口油井，效果良好［3］（胡之力等，2008）。但轉(zhuǎn)向劑施工工藝復(fù)雜，配套設(shè)備成本較高。

王建等［4］（2004）研發(fā)250 ℃地下聚合交聯(lián)成膠的耐酸耐高溫堵劑，室內(nèi)巖心柱塞暫堵后突破壓力85.3 MPa/m。但體系返排能力差，原縫產(chǎn)能恢復(fù)較難。李明遠(yuǎn)等［5］（2006）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)證明，交聯(lián)聚合物類(lèi)轉(zhuǎn)向劑能夠成功暫堵強(qiáng)滲透性地層流動(dòng)通道。但體系耐酸能力較弱，注酸后穩(wěn)定性較差，影響增產(chǎn)效果。王洪關(guān)等［6］（2014）開(kāi)發(fā)插層聚合物凝膠類(lèi)轉(zhuǎn)向劑，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明抗溫性和耐酸性良好。但聚合物類(lèi)暫堵劑返排困難，對(duì)原縫產(chǎn)能傷害較大。

羅躍等［7］（2008）研究的樹(shù)脂類(lèi)暫堵劑在長(zhǎng)慶26口油井中應(yīng)用，暫堵效果良好，不會(huì)堵死原縫，但原縫產(chǎn)能恢復(fù)仍然不理想。

Scott M McCarthy等［8］（2002）為解決墨西哥灣酸化轉(zhuǎn)向作業(yè)地層溫度較高、常規(guī)暫堵劑穩(wěn)定性較差的難題，開(kāi)發(fā)出一種新型耐高溫黏彈性表面活性劑暫堵劑，抗溫能力140 ℃。Chuck Zeiler［9］（2001）進(jìn)一步論述，這種抗高溫黏彈性表面活性劑類(lèi)暫堵劑在墨西哥灣成功實(shí)現(xiàn)酸化轉(zhuǎn)向10井次以上。但羅明良等［10］（2010）研究指出，黏彈性表面活性劑配制工藝復(fù)雜，現(xiàn)場(chǎng)配制條件要求較高，目前常用陽(yáng)離子型表面活性劑在地層中易吸附滯留，損害原縫氣體產(chǎn)能恢復(fù)。

張歧安等［11］（2006）開(kāi)發(fā)延遲膨脹顆粒類(lèi)堵劑，在彩南油田應(yīng)用2口井，封堵能力良好。但顆粒類(lèi)堵劑暫堵后返排困難，天然氣恢復(fù)原縫產(chǎn)氣能力同樣困難。

因此，現(xiàn)有常用泡沫、聚合物、表面活性劑以及顆粒類(lèi)暫堵體系，應(yīng)用于GX-3井酸化轉(zhuǎn)向作業(yè)存在抗溫能力差、返排困難等缺陷，尤其原縫產(chǎn)能恢復(fù)效果不理想，影響重復(fù)酸化增產(chǎn)效果。

1.2 老井重復(fù)酸化對(duì)策

GX-3井理想的酸化轉(zhuǎn)向暫堵劑應(yīng)滿(mǎn)足以下要求：（1）抗酸能力強(qiáng)，能夠二次酸化作業(yè)時(shí)不影響各種性能；（2）抗溫性能良好，120 ℃性能穩(wěn)定；（3）暫堵能力較強(qiáng)，有效提高地層承壓能力；（4）傷害原縫產(chǎn)能小，易返排；（5）現(xiàn)場(chǎng)施工工藝簡(jiǎn)單。

絨囊封堵流體利用囊泡和絨毛，在孔隙和裂縫中以分壓、耗壓及撐壓模式封堵，提高地層的承壓能力［12］（鄭力會(huì)等，2010）。絨囊封堵流體在煤層氣水平井鉆井［13］（孫法佩等，2012）、大位移井［14］（匡立新等，2012）、分支井［15］（孟尚志等，2012）、U型井［16］（滑志超等，2012）等成功提高地層承壓能力，磨溪?dú)馓镢@井防漏堵漏也應(yīng)用成功（胡永東［17］，2000），原縫無(wú)損重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)已獲成功（鄭力會(huì)［18］，2015）。

絨囊暫堵流體相比常規(guī)暫堵流體，暫堵性能出色，抗溫能力突出，抗酸能力穩(wěn)定，流體易返排且對(duì)原縫產(chǎn)氣能力影響小，現(xiàn)場(chǎng)配制工藝簡(jiǎn)單。為此，應(yīng)用絨囊暫堵流體于GX-3井暫堵重復(fù)酸化作業(yè)。

2　絨囊暫堵流體性能室內(nèi)評(píng)價(jià)

2.1 暫堵能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)用0.1%NaOH+0.3%絨毛劑+1.5%囊層劑+0.1%囊核劑+0.3%囊膜劑配制絨囊暫堵流體，密度0.90 g/cm3，塑性黏度22 mPa·s，動(dòng)切力26.6 Pa，表觀(guān)黏度47.5 mPa·s，pH值10，動(dòng)塑比1.18 Pa/（mPa·s）。評(píng)價(jià)方法：（1）實(shí)驗(yàn)使用人造砂巖巖心，氣測(cè)滲透率3 500 mD，巖心直徑25 mm，長(zhǎng)度70 mm，實(shí)驗(yàn)前抽真空處理；（2）將巖心放入巖心夾持器中，并施加圍壓至30 MPa；（3）8%KCl溶液模擬地層水以5.0 mL/min的穩(wěn)定流速，正向通入巖心，每隔5 min測(cè)量注入壓力；（4）將絨囊暫堵流體以5.0 mL/min的穩(wěn)定流速，反向通入巖心，每隔5 min測(cè)量巖心入口端注入壓力變化；（5）模擬地層水以5.0 mL/min的穩(wěn)定流速，再次正向通入巖心，每隔5 min測(cè)量注入壓力。實(shí)驗(yàn)記錄絨囊暫堵流體壓力和時(shí)間變化過(guò)程，結(jié)果如圖1。

巖心柱塞未封堵前，注入地層水穩(wěn)定驅(qū)壓2.13 MPa，地層漏失；注入絨囊暫堵流體，柱塞出口端始終無(wú)流體流出；反向注入模擬地層水，注入壓力在75 min時(shí)達(dá)到78.06 MPa（由于設(shè)備額定壓力70 MPa，放棄繼續(xù)升高壓力嘗試），巖心柱塞出口端始終無(wú)流體流出。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，絨囊暫堵流體進(jìn)入地層后，能夠有效暫堵高滲透率流動(dòng)通道，提高地層承壓能力達(dá)78.06 MPa，滿(mǎn)足GX-3井前期酸化形成高滲透流動(dòng)通道暫堵要求。

圖1　 絨囊暫堵流體注入前后地層水及絨囊自身注入壓力變化

2.2 抗酸能力評(píng)價(jià)

同樣配方，利用鹽酸調(diào)配酸性不同配漿水B（pH=2）、C（pH=5），對(duì)比中性流體A（蒸餾水），分別配制絨囊暫堵流體，再利用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定不同酸性絨囊暫堵流體塑性黏度、動(dòng)切力、動(dòng)塑比等性能參數(shù)（見(jiàn)表1）。

表1　不同酸性流體配制絨囊暫堵流體性能

從表1可以看出，地層水為強(qiáng)酸性時(shí)，絨囊暫堵體系黏度、動(dòng)切力等參數(shù)變化幅度低于3%，表明絨囊暫堵流體抗酸性較強(qiáng)。

2.3 返排能力評(píng)價(jià)

同樣的配方配制絨囊暫堵流體評(píng)價(jià)儲(chǔ)層傷害能力。實(shí)驗(yàn)方法：（1）選擇人造砂巖巖心，完成前期抽真空處理；（2）將巖心放入巖心夾持器中，并施加圍壓至30 MPa；（3）利用氮?dú)庖?.0 mL/min的穩(wěn)定流速正向通入巖心，測(cè)量氣相滲透率；（4）將絨囊暫堵流體以5.0 mL/min的穩(wěn)定流速反向通入巖心，至注入壓力達(dá)到25 MPa停止驅(qū)替，關(guān)閉夾持器兩端出口2 h；（5）利用氮?dú)庹蝌?qū)替柱塞，持續(xù)2 h后，測(cè)定氮?dú)鉂B透率。完成平行實(shí)驗(yàn)2套，封堵前后的滲透率恢復(fù)值見(jiàn)表2。

從表2可以看出，絨囊暫堵流體返排，滲透率恢復(fù)值分別達(dá)到89.25%、88.03%，平均值88.64%。絨囊暫堵流體返排能力較強(qiáng)，對(duì)暫堵原縫氣體流動(dòng)能力影響較小。

表2　絨囊暫堵流體返排能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

3　絨囊暫堵流體現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

現(xiàn)場(chǎng)配制120 m3絨囊暫堵流體，配方為0.1%NaOH+0.3%絨毛劑+1.5%囊層劑+0.1%囊核劑+0.3%囊膜劑，密度0.92 g/cm3，塑性黏度26.5~28.0 mPa·s，動(dòng)切力29.0~30.5 Pa，pH值9~10。

2014年8月11日采用反循環(huán)注入絨囊暫堵流體110 m3，正循環(huán)注入清水，井口起壓3 MPa，折算提高地層承壓能力32.19 MPa，表明絨囊暫堵流體已成功封堵地層高滲透率流動(dòng)通道，遂進(jìn)行起下管柱、更換油管、洗井等作業(yè)，2014年8月26日注入6.5 m3常規(guī)鹽酸酸液，靜置7 h后，排液2 d，自噴，觀(guān)察3 d，油壓上升到8.7 MPa，地層產(chǎn)能恢復(fù)良好?；謴?fù)生產(chǎn)后，氣井產(chǎn)氣量由酸化作業(yè)前的5×104m3/d上升至7×104m3/d， 增幅40%。進(jìn)一步對(duì)比GX-3井重復(fù)酸化作業(yè)前后100 d累計(jì)產(chǎn)氣量，由465.28萬(wàn)m3上升至612.15萬(wàn)m3，增幅31.57%，表明絨囊暫堵流體能夠有效封堵地層高滲透率原縫，返排后，原縫氣體產(chǎn)能有效恢復(fù)。

4　結(jié)論

（1）絨囊暫堵流體相比較于常規(guī)暫堵流體，暫堵能力更強(qiáng)，返排后，對(duì)原縫損害較小，有效促進(jìn)地層原縫氣體產(chǎn)能恢復(fù)，提高重復(fù)酸化增產(chǎn)效果。

（2）絨囊暫堵流體能夠滿(mǎn)足GX-3井現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的要求，是解決以GX-3為代表的低壓氣井重復(fù)酸化暫堵的一種新方法。

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（修改稿收到日期 2015-08-07）

〔編輯 朱 偉〕

Technology of re-acidizing Well GX-3 by temporary plugging with fuzzy-ball fluid

WEN Zhehao, XUE Yafei, BAI Jianwen, HE Ping, ZHANG Jiafu
（1. Research Center of Sulige Gasfield, Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China;
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gasfields, Xi’an 710018, China）

Abstract:In 2002, Well GX-3 was acidized and put into production, and its production decreased normally to 5×104m3/d in 2014, so it is proposed to re-acidize the well in order to increase production. For the purpose of improving the effectiveness of reacidization, the fuzzy-ball temporary plugging fluid was used to plug the originally acidized wormhole of high conductivity, hence forcing the acid solution to enter the non-acidized formations. Indoor tests show that, after plugged by fuzzy-ball fluid, the bearing capacity of previously acidized wormhole of high conductivity was improved by 78.06 MPa, the changes of plastic viscosity and yield point of temporary plugging fluid with pH 2 to 7 was below 3%, and the recovery of the permeability of originally acidized wormhole of high conductivity was 88.64%. 120 m3of fuzzy-ball temporary plugging fluid was prepared on site to plug the originally acidized wormhole of high conductivity. The density of such fluid was 0.90~0.95 g/cm3, its plastic viscosity was 15~30 mPa·s and its yield point was 15~35 Pa. Wellhead was tested with a pressure of 3 MPa, 6.5 m3of hydrochloric acid was injected, then the residual fluid was produced after standing for 7 h. When production was resumed, the gas yield was increased from 5×104m3/d to 7×104m3/d, indicating that acidization occurred after the fuzzy-ball fluid plugged the high-conductivity wormhole previously acidized, which did not damage the gas productivity of original fractures and instead added new gas producing layers, hence providing a new and effective method for re-acidification of carbonate reservoirs.

Key words:carbonate; re-acidification; fuzzy-ball fluids; temporarily plugging

作者簡(jiǎn)介：溫哲豪，1963年生。1986年畢業(yè)于西南石油學(xué)院采油工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事致密氣藏研究。E-mail：wenzhcq@petrochina. com.cn。

基金項(xiàng)目：國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃（863計(jì)劃）“致密砂巖氣高效鉆井與壓裂改造關(guān)鍵技術(shù)”（編號(hào)：2013AA064801）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.021

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0085 – 04

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357