暫堵劑高溫封堵機(jī)理及實驗評價

王榮，袁立山，羅垚，楊旭達(dá)，呂蓓，程家麒

暫堵劑高溫封堵機(jī)理及實驗評價

王榮1，袁立山2，羅垚1，楊旭達(dá)2，呂蓓1，程家麒2

（1. 中國石油新疆油田分公司 工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000； 2. 中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249）

準(zhǔn)葛爾盆地南緣深層氣藏埋藏深，具有高溫高壓、非均質(zhì)性較強(qiáng)等特點，采用暫堵轉(zhuǎn)向分層分段改造工藝實現(xiàn)了高效改造，提高了儲集層動用程度。開展了140～180 ℃高溫條件下暫堵劑對裂縫和炮眼的封堵實驗研究，針對性評價了5種暫堵材料的降解速率和承壓能力。結(jié)果表明，常用的暫堵材料在高溫下會軟化，在驅(qū)替壓差下易隨攜帶液流動，導(dǎo)致暫堵段承壓能力下降，失去封堵效果。優(yōu)選了在180 ℃下承壓能力達(dá)30.00 MPa的暫堵材料，現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果顯示采用暫堵劑后產(chǎn)量顯著增加。

裂縫暫堵； 炮眼暫堵； 可降解材料； 承壓能力

隨著常規(guī)油氣資源儲量日益減少，非常規(guī)油氣資源的勘探與開發(fā)愈發(fā)重要。由于非常規(guī)油氣資源儲層物性較差，需要增加裂縫網(wǎng)絡(luò)才能得到效益開發(fā)。暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)作為一種重要的儲層改造方法，通過封堵液體的高滲通道而激活更多的潛在起裂點，從而增大裂縫改造體積[1?3]。目前，暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)已廣泛應(yīng)用于油田的高含水老井重復(fù)改造、水平井大段多簇改造及深層油氣藏的高效開發(fā)[4?9]。

暫堵材料的性能評價已得到了廣泛研究。從應(yīng)用的角度來看，材料的降解性能和承壓能力是兩個重要的參數(shù)。任占春等[10]通過烘箱測試了暫堵材料的耐高溫性能，實驗溫度達(dá)到150 ℃。由于暫堵材料的差異，其解堵過程分為溶解和降解兩種模式。任占春等[10]將暫堵材料粉碎為粒徑20～150 μm的粉末，并放置在水、煤油和原油中，分別評價其溶解率。對暫堵材料的封堵性能評價多采用高溫高壓動態(tài)堵漏儀，實驗溫度最高達(dá)200 ℃[11?13]。所用裂縫模型從最初的平行縫改進(jìn)到梯形縫，承壓能力達(dá)20.00 MPa[11]。韓成等[13]的實驗表明，剛性、彈性復(fù)合堵漏材料在封堵過程中形成了致密濾餅，具有較高的承壓能力。針對高溫深層條件，暫堵材料的耐溫性面臨巨大考驗，需要探索高溫環(huán)境對暫堵材料的封堵影響。羅平亞等[14]通過實驗發(fā)現(xiàn)，溫度適當(dāng)升高后可變形顆粒發(fā)生變形，使形成的填充更加致密，但當(dāng)溫度超過其軟化點則會使其失效，對填充效果不利。姜必武等[15]也認(rèn)為暫堵材料在一定溫度下軟化且一定壓力下容易變形的特點有利于其與老裂縫中的殘留固相、壓裂液中的支撐劑一起形成理想封堵。近年來，可降解纖維作為一種重要的暫堵材料在油田得到廣泛應(yīng)用。邵俊杰等[16]的研究證實，溫度升高后纖維降解速率加快，濾餅致密性降低，從而導(dǎo)致最大驅(qū)替壓差和暫堵時間減少。

本文建立了一套暫堵劑高溫封堵性能評價方法，并針對裂縫及炮眼分別開展了高溫暫堵實驗。對不同溫度下的暫堵段結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析，明確了在高溫下的暫堵機(jī)理，并結(jié)合降解實驗，優(yōu)選了適用于高溫儲層的暫堵材料。該暫堵材料在現(xiàn)場試驗取得了較好的應(yīng)用效果。

1 高溫暫堵實驗

1.1 實驗材料

表1　胍膠攜帶液配方 Table 1　Composition of guar carrying fluid

1.2 實驗裝置及步驟

圖1為模擬高溫暫堵實驗裝置。其中，模擬裂縫或炮眼裝置放置于導(dǎo)流室內(nèi)，通過圍壓泵對其加壓。模擬炮眼裝置外形為金屬圓柱結(jié)構(gòu)，其內(nèi)部為圓錐形，出口端內(nèi)徑為4 mm，入口端最大內(nèi)徑為16 mm（見圖2（a））；模擬裂縫裝置為金屬平行板，縫長為20 cm，縫寬為4 mm（見圖2（b））。

圖1　模擬高溫暫堵實驗裝置

圖2　模擬炮眼和裂縫裝置

實驗時，通過溫度控制裝置將溫度設(shè)定為指定溫度，將暫堵材料與胍膠基液混合攪拌制成暫堵液，將配好的暫堵液放入中間容器，圍壓設(shè)置為30.00 MPa。待溫度傳感器顯示溫度達(dá)到設(shè)定溫度時，啟動驅(qū)替泵注液推動中間容器內(nèi)的活塞運動，排量為60 mL/min。暫堵液從中間容器內(nèi)經(jīng)高壓管線進(jìn)入裂縫或炮眼中。泵注時間達(dá)30 min或驅(qū)替壓力30.00 MPa停止實驗。

2 高溫封堵機(jī)理研究

為了探索暫堵材料在高溫下的封堵機(jī)理，選擇3個溫度條件，即60、140、180 ℃。其中，60 ℃低于暫堵材料的熔點，以此對比不同溫度條件下的封堵過程。實驗過程中，注液30 min后停泵。

2.1 高溫裂縫封堵實驗

以暫堵材料A為例，質(zhì)量濃度為0.020 0 g/mL，分別對比3個溫度下的封堵壓力曲線，結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，60 ℃時壓力平穩(wěn)上升，30 min時已達(dá)22.00 MPa；140 ℃時壓力開始上升所用的時間比60 ℃長，并且壓力在上升時不斷波動，最大壓力降幅達(dá)到8.00 MPa，驅(qū)替30 min時壓力為12.00 MPa左右；180 ℃時壓力開始上升時間更晚，且始終在一個較低的壓力水平，驅(qū)替30 min時壓力仍不足5.00 MPa。

圖3　不同溫度下裂縫暫堵壓力對比

3個溫度下裂縫內(nèi)暫堵段中暫堵材料結(jié)構(gòu)如圖4所示。由圖4可以看出，60 ℃時裂縫內(nèi)暫堵段中的暫堵材料結(jié)構(gòu)最致密；140 ℃時在裂縫入口處能明顯看到3 mm顆粒的存在，而在出口處基本看不到。這表明暫堵材料在裂縫內(nèi)的形狀發(fā)生了變化，高溫導(dǎo)致材料的軟化，軟化后的材料承壓能力降低。因此，在封堵過程中可以看到壓力往復(fù)波動。由圖4還可以看出，180 ℃時暫堵材料高溫軟化后在壓力作用下變得扁平，承壓能力大大降低，隨著液體的連續(xù)注入，裂縫內(nèi)的暫堵材料不斷流出，造成暫堵材料在裂縫內(nèi)形成的暫堵帶是零散的。

圖4　不同溫度下裂縫內(nèi)暫堵段中暫堵材料結(jié)構(gòu)

2.2 高溫炮眼封堵實驗

以暫堵材料A為例，質(zhì)量濃度為0.001 5 g/mL，分別對比其在3個溫度下對炮眼的封堵能力，結(jié)果如圖5所示。由圖5可知，60 ℃時壓力曲線隨著時間的增長迅速升高；140 ℃時壓力曲線總體呈上升趨勢，但上升過程中伴隨著壓力波動，最大壓降幅度達(dá)到1.05 MPa；180 ℃時驅(qū)替過程中壓力總體保持在較低的范圍，在16 min左右產(chǎn)生了一次大的壓力下降，降幅達(dá)2.72 MPa。

圖5　不同溫度下炮眼暫堵壓力對比

3個溫度下的炮眼暫堵實物如圖6所示。

圖6　不同溫度下炮眼暫堵段實物

由圖6可知，60 ℃時暫堵材料在壓力作用下形成了非常致密的暫堵段；140 ℃時暫堵段長度相比于60 ℃時明顯減小，且暫堵段表面出現(xiàn)裂痕，說明由于高溫顆粒軟化導(dǎo)致結(jié)構(gòu)強(qiáng)度下降，部分暫堵劑脫落，隨流體流出炮眼，但由于顆粒的不斷注入，壓力仍不斷升高；180 ℃時由于絕大部分顆粒已經(jīng)軟化隨流體流出炮眼，在炮眼內(nèi)部的暫堵段非常小，并且由于溫度較高，暫堵材料顏色明顯發(fā)白。

此外，還考察了3個溫度下炮眼內(nèi)暫堵段中暫堵材料質(zhì)量占注入暫堵材料總質(zhì)量的比例。60 ℃時炮眼內(nèi)暫堵段的質(zhì)量占注入暫堵材料總質(zhì)量的98.89%，少量暫堵材料在炮眼內(nèi)暫堵段未形成時便流失；180 ℃時暫堵段的質(zhì)量占注入暫堵材料總質(zhì)量的7.78%，暫堵材料高溫軟化后大量流出炮眼；140 ℃時暫堵段的質(zhì)量占注入暫堵材料總質(zhì)量的37.04%，說明由于高溫軟化大部分材料被流體攜帶流出了炮眼。

2.3 暫堵材料高溫降解實驗

圖7　不同暫堵材料降解率對比

由圖7可知，暫堵顆粒的降解過程都表現(xiàn)為“S”形，即初始時降解較慢，隨著時間增加降解速率逐步加快。其中，暫堵材料A、B、C、D在降解率超過80%時降解速率顯著降低。對比可知，暫堵材料E的降解是最慢的，在6 h時其降解率仍為0。在現(xiàn)場施工中，暫堵材料到達(dá)井底形成封堵后，需要保證其具有足夠的承壓能力且在施工時間段內(nèi)不能發(fā)生降解。因此，對降解率有一定要求。暫堵材料E具有在初始時降解速率慢的特點。從承壓實驗也可以看到，其在180 ℃高溫下仍能承壓30.00 MPa；其余暫堵材料在形成封堵帶后，由于初始時快速降解，其暫堵結(jié)構(gòu)發(fā)生破壞，承壓能力較低。

3 高溫暫堵材料優(yōu)選

南緣高溫儲層溫度為140～180 ℃，而實驗表明暫堵材料在高溫下容易軟化導(dǎo)致封堵失效。為此，設(shè)計了140、160、180 ℃下暫堵材料的裂縫暫堵實驗，對5種材料的封堵能力進(jìn)行了評價。實驗過程中設(shè)置停泵條件為壓力達(dá)到30.00 MPa或中間容器內(nèi)無液體剩余。各組實驗中攜帶液體積均為4 L，暫堵材料的質(zhì)量濃度均為0.020 0 g/mL。圖8為不同暫堵材料在高溫條件下的暫堵壓力對比。

圖8　不同暫堵材料在高溫條件下的暫堵壓力對比

由圖8可知，暫堵材料在炮眼和裂縫內(nèi)的承壓能力幾乎相同。對比各暫堵材料在不同溫度下的承壓能力可以發(fā)現(xiàn)，暫堵材料C和D僅在140 ℃時能承壓30.00 MPa，而暫堵材料A和B在140、160 ℃時承壓30.00 MPa，暫堵材料E在180 ℃時仍能承壓30.00 MPa。承壓能力的差異與暫堵材料的成分有關(guān)。由降解實驗可知，暫堵材料E在初始時降解速率慢，性能穩(wěn)定，因此在形成封堵過程中具有較好的承壓能力，而其余4種材料在初始時部分降解，導(dǎo)致其結(jié)構(gòu)發(fā)生破壞，承壓能力降低。

4 案例分析

塔里木油田白堊系砂巖儲層BZ井中部深度為6 800 m，厚度約為93 m，地層溫度超過130 ℃。為實現(xiàn)有效封堵裂縫，需要暫堵劑具備承壓能力大、耐高溫的特征。通過對該井進(jìn)行現(xiàn)場試驗，評估了優(yōu)選出的暫堵劑用于高溫高壓井的效果。

施工過程：①注入壓裂液245.0 m3、陶粒1.5 m3作為前置液；②注入壓裂液304.0 m3、陶粒36.1 m3、覆膜陶粒3.5 m3作為攜砂液；③注入頂替液40.0 m3；④注入暫堵劑（暫堵材料E）220 kg、覆膜陶粒1.7 m3；⑤注入壓裂液210.0 m3、陶粒1.4 m3作為前置液；⑥注入壓裂液255.0 m3、陶粒30.0 m3、覆膜陶粒3.5 m3作為攜砂液；⑦注入頂替液38.0 m3；⑧停泵測壓30 min。

圖9為BZ井施工壓力曲線。由圖9可知，加入暫堵劑后，油壓由97.80 MPa逐漸上升到108.50 MPa，然后穩(wěn)定在108.00 MPa左右，說明暫堵劑封堵成功；實施步驟⑤的過程中出現(xiàn)3次1.00～3.00 MPa的壓力波動，說明新裂縫開啟轉(zhuǎn)向壓裂成功。生產(chǎn)階段未見暫堵劑固相返排，說明暫堵劑在井底已經(jīng)完全降解。BZ井在實施暫堵轉(zhuǎn)向之前，日產(chǎn)液量5.1 t，日產(chǎn)油量4.3 t，自采取暫堵轉(zhuǎn)向措施之后日產(chǎn)液量12.3 t，日產(chǎn)油量10.8 t，增產(chǎn)效果顯著。

圖9　BZ井施工壓力曲線

5 結(jié) 論

（1）在高溫下，暫堵材料隨時間增加逐漸軟化導(dǎo)致其強(qiáng)度降低，造成封堵段內(nèi)的部分材料隨流體流出，使暫堵段產(chǎn)生較大的流動通道，從而降低承壓能力。

（2）暫堵材料的降解率隨時間呈“S”形，初始時降解緩慢，而后迅速加快，最終逐步變慢。

（3）針對南緣高溫厚層，優(yōu)選出適用于高溫儲層的暫堵材料E，在180 ℃條件下均能對裂縫和炮眼形成封堵，且承壓能力達(dá)到30.00 MPa。

（4）現(xiàn)場暫堵轉(zhuǎn)向壓裂試驗表明，暫堵材料E能夠在高溫高壓地層中實現(xiàn)暫堵轉(zhuǎn)向，提高油井壓裂改造效果。

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High Temperature Plugging Mechanism and Experimental Evaluation of Temporary Plugging Agent

Wang Rong1， Yuan Lishan2， Luo Yao1， Yang Xuda2， Lü Bei1， Cheng Jiaqi2

（1.Engineering Technology Research Institute，PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay Xinjing 834000，China；2.Unconventional Oil and Gas Research Institute，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China）

Given the deep burial depth,high temperature and high pressure, significant heterogeneity of the deep gas reservoirs in the southern margin of the Junggar Basin,the temporary plugging and diverting stimulation technology with stratification and segmentation was used to achieve efficient stimulation and improve the producing degree of those reservoirs.The plugging of fractures and perforations by temporary plugging agents under the high temperature of 140～180 ℃ was experimentally investigated,and the degradation rates and pressure?bearing capacities of five temporary plugging materials were evaluated respectively.The results show that the commonly used temporary plugging materials will soften under a high temperature and tend to flow with the carrying fluid under the displacement pressure difference, resulting in a decreased pressure?bearing capacity of the temporary plugging section and the loss of plugging effect. A temporary plugging material with a pressure?bearing capacity of 30.00 MPa at 180 ℃ was selected, and its field application results showed that the temporary plugging improved production significantly.

Temporary plugging of fractures； Temporary plugging of perforations； Degradable material； Pressure?bearing capacity

TE355

A

10.3969/j.issn.1006?396X.2022.02.010

1006?396X（2022）02?0062?06

2021?07?25

2021?10?20

王榮（1981?），男，碩士，工程師，從事儲層改造方面研究；E?mail:wangrong_cy@petrochina.com.cn。

袁立山（1994?），男，博士研究生，從事儲層改造方面研究；E?mail:yuanlishan.1@gmail.com。

（編輯 王戩麗）