高溫稠化聯結暫堵劑室內實驗研究

張 雄, 李 沁, 方裕燕, 張紫薇, 車星祥, 牛芳年

(1中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院 2成都理工大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 3中石油玉門油田分公司老君廟采油廠)

0 引言

高溫高壓縫洞型油氣藏因其地質特征復雜，縫洞系統發育，溫壓條件高，成為儲層增產改造的難題[1-2]。近年來為解決這一問題，國內多個油田嘗試運用轉向靶向壓裂方式進行增產改造獲得了較好的增產效果[3-10]。轉向壓裂模式思路是運用適當的暫堵劑進行裂縫內部封堵，改變人工裂縫周圍的應力環境，從而獲得開啟并延伸多條其它方位的裂縫，達到擴展溝通范圍提高增產效果的目的[11]。為實現轉向壓裂技術，暫堵劑需具有耐高溫、可降解、易配伍、高承壓的性能。

針對轉向壓裂的性能要求，通過室內實驗定量分析了一種高溫稠化聯結暫堵劑的流變性能、破膠性能、暫堵性能和配伍性能，評價了暫堵劑的適應性。為高溫高壓縫洞型油氣藏轉向壓裂技術篩選暫堵劑提供了參考與指導作用。

1 高溫稠化聯結暫堵劑室內實驗

1.1 儀器和藥品

實驗儀器：HAAKE MARS高溫高壓流變儀、地層條件動滲失分析儀(成都理工大學研制)。

實驗材料：選用高溫稠化聯結暫堵劑用充填劑SDC-A、高溫稠化聯結暫堵劑用聯結劑SDC-B、過硫酸銨、鹽酸(分析純)、水溶性凝膠CY-A27。

實驗選用新型暫堵劑為高溫稠化聯結暫堵劑,其配方為：4% SDC-A +0.8% SDC-B，配制后成淺黃色稠化液體，如圖1所示。

圖1 高溫稠化聯結暫堵劑配制后實物圖

標準鹽水：5%NaCl+3%KCl。

壓裂液：0.4%瓜膠+0.5%助排劑+0.05%pH調節劑+1%高溫穩定劑+0.1%殺菌劑+0.01%有機鋯交聯劑+0.03%破膠劑。

高溫膠凝酸：2%高溫膠凝酸稠化劑+2%緩蝕劑+1%鐵離子穩定劑+1%破乳劑+0.5%破膠劑。

1.2 實驗方法

1.2.1 暫堵劑流變性能評價

測試高溫稠化聯結暫堵劑在30℃、85℃、140℃、160℃四個溫度下的流變性能，剪切速率170 s-1，剪切時間60 min。實驗儀器采用HAAKE MARS Ⅲ模塊化高級旋轉流變儀。

1.2.2 暫堵劑破膠性能評價

90℃條件下在m1高溫稠化聯結暫堵劑加入破膠劑過硫酸銨，測試不同時間(0 h、0.5 h、1 h、6 h、12 h、24 h、36 h、48 h)后的暫堵液黏度，48 h后全部倒入已烘干的離心管中，在3 000 r/min的轉速下離心30 min，倒出上層清液，烘干殘渣，稱重記為m2，降解殘渣率見式(1)：

(1)

式中:m1—高溫稠化聯結暫堵劑+破膠劑的質量,g;m2—破膠后殘渣質量,g;η—降解殘渣率,%。

1.2.3 暫堵劑暫堵性能評價

暫堵性能評價實驗主要依托地層條件動滲失分析儀進行測試。實驗原理為將配制成一定比例的暫堵劑混合液體1 L，裝入濾失釜中進行攪拌，暫堵劑沿裂縫進口做切向運動，用平流泵給中間容器加壓，并保證濾失釜中保持一定的壓力，與濾失出口形成濾失壓差，保持濾失壓差不少于3.5 MPa。用手壓泵加持圍壓，保證圍壓大于驅替壓力2 MPa，巖心夾持器后端連接出口閥門，當濾失出口出液時開始計時，并計量出液體積。巖心裂縫中形成暫堵，出口端停止出液時，持續供給壓力，測試暫堵裂縫可承受的最大壓差Δp。

1.2.4 暫堵劑配伍性能評價

測定暫堵劑材料與標準鹽水、壓裂液、高溫膠凝酸3種液體的配伍性。該實驗參照SY/T 5107-2005《水基壓裂液性能評價方法》標準中的評價方法步驟。

2 實驗結果分析

2.1 流變性能分析

通過實驗表明，30℃時，170 s-1剪切速率持續剪切60 min后，暫堵液黏度為250 mPa·s以上。160℃高溫下持續剪切60 min，黏度保持100 mPa·s左右，有利于形成較好的封堵層。高溫稠化暫堵劑在恒定剪切速率下暫堵液黏度變化較小，說明其抗剪切性能強。在高溫條件下，黏度在持續剪切后有一定程度上升趨勢，說明其體系變化有一定膨脹作用，有利于在狹窄的裂縫中形成封堵，獲得較好的封堵效果，見圖2。

2.2 破膠性能分析

通過實驗表明，使用過硫酸銨作為破膠劑，破膠后前期形成乳狀液，隨著破膠時間的增加，最終在48 h左右完全破膠，暫堵液黏度下降至4 mPa·s，殘渣率為1.5%(見表1)。說明適當延長關井時間可以達到完全破膠，以利于工作液的返排，達到解除封堵的目的。

圖2 高濃度暫堵液體流變性能

表1 破膠性能評價實驗結果統計表

2.3 暫堵性能分析

2.3.1 高溫稠化聯結暫堵劑實驗結果

實驗結果表明，高溫稠化聯結暫堵液可以在零濾失的條件下，對1 mm裂縫形成有效封堵，最高封堵壓力達到24 MPa，并可持續穩定在23.8 MPa，形成的封堵段長度為30 mm,見圖3。由此表明該暫堵液在施工中能夠在較短時間內封堵裂縫，且無濾失，封堵壓力較高，比常規暫堵材料更有利于轉向壓裂施工。

圖3 1 mm裂縫鮮液驅替實驗結果圖

2.3.2 高溫稠化聯結暫堵液+0.5%CY-A27的封堵實驗結果

實驗結果表明，高溫稠化聯結暫堵液+水溶性凝膠暫堵體系在兩次壓力波動后，能夠對4 mm裂縫形成有效封堵。最高封堵壓力為21.5 MPa，實驗濾失量為零,見圖4。由此表明，復合暫堵液對大尺寸裂縫具有較好的封堵效果，封堵時間較快，封堵壓力較高，比常規暫堵材料更有利于轉向壓裂施工。

2.4 配伍性能分析

將高溫稠化聯結暫堵液分別與滑溜水、胍膠壓裂液、高溫膠凝酸進行混合，觀察其配伍性見圖5。

圖4 高溫稠化聯結暫堵液與0.5%CY-A27復合驅替實驗結果

圖5 高溫稠化聯結暫堵液與標準鹽水、胍膠壓裂液、高溫膠凝酸混合圖

發現高溫稠化聯結暫堵液與標準鹽水、滑溜水、胍膠壓裂液混合后，未出現破膠、沉淀、絮狀物或乳化現象，配伍性良好。高溫稠化聯結暫堵液與高溫膠凝酸混合后出現破膠現象，實際應用中應使用壓裂液將高溫稠化聯結暫堵液與高溫膠凝酸分隔開。

3 結論

1)高溫稠化聯結暫堵劑具有耐溫性能好、破膠程度高、暫堵層承壓能力強、配伍性能好等特點，可用于高溫高壓縫洞型油氣藏轉向壓裂技術。

2)高溫稠化聯結暫堵劑在160℃高溫下持續剪切60 min，黏度保持100 mPa·s左右，有利于形成較好的封堵層。

3)高溫稠化聯結暫堵劑在高溫下24 h后緩慢降解，2 d后基本降解完成，降解殘渣率小于<5%，配伍實驗中與標準鹽水、壓裂液配伍性較好，與高溫膠凝酸混合后自然降解破膠，說明該體系只應用壓裂工藝中，若用于酸壓應考慮采用隔離措施。

4)為滿足高溫高壓油氣藏人工裂縫轉向需求，在小尺寸裂縫中可以采用高溫稠化粘結暫堵液達到較好的封堵效果，封堵壓力均在20 MPa以上，在大尺寸裂縫中采用復合暫堵液。