注水井分流酸化微泡暫堵液研究

呂 莉，左 挺，許洪星，楊博麗，高美堯

（中國石油集團川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術作業公司，陜西西安 710018）

鄂爾多斯盆地延長組長6～長8 儲層是長慶油田的主力開發層系，儲層具有滲透率低、非均質性強、層間滲透率差異大等特點，單井產量低、遞減快，采油速度較慢，目前采取的核心技術是注水開發，以保持地層能量，實現水油有效驅替[1-2]。“超前注水”、“注好水、注夠水”等技術實踐已被證明有效和必要，但也暴露出一些問題，如受儲層結垢、敏感性傷害等多種因素影響部分注水井達不到配注要求或注水壓力過高，導致地層注采關系失衡，采出井產量遞減加快，影響了油田注水開發效果[3-4]。

酸化解堵是降低注水井注入壓力，增加注水能力的有效措施，但常規酸化作業中酸液會優先進入高滲透層，使得儲層縱向非均質性加劇；此外，還可以實施機械分層精細注水，但存在難度大、成本高等問題[5]。據此，業界發展了注水井暫堵分流酸化技術，即通過酸化作業前置或同步注入暫堵劑，自然選擇性封堵高滲透條帶，迫使后續酸液轉向進入中、低滲透儲層，實現分流酸化，改善儲層縱向非均質性，提高注入水波及系數和利用率。

暫堵劑性能優劣是決定注水井暫堵分流酸化成功與否的關鍵因素。常用的分流酸化暫堵劑主要包括固相類和溶液類，固相類主要包括剛性架橋顆粒類、膨脹型顆粒類、纖維類等，溶液類主要包括交聯聚合物溶液類等[6]。固相類暫堵劑升壓快，但密度通常在1.1～1.3 g/cm3，在酸液或水中易沉淀，對施工設備要求高、難度大，且溶解后存在殘渣，不適合封堵基質型高滲透條帶。交聯聚合物溶液易注入、封堵強度大，但存在交聯控制難度大，降解不徹底等問題。據此，本文圍繞酸性條件下微泡暫堵液結構強度強化，研制了注水井分流酸化微泡暫堵液，具有無固相、封堵空間尺寸不受限、“有限封堵”和“無限保護”的特點，系統評價了微泡暫堵液封堵強度、自降解和儲層低傷害性能，并開展了現場試驗，取得了良好的應用效果[7]。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

微泡暫堵液、鹽酸溶液、破膠劑和含人造裂縫巖心。其中，微泡暫堵液主要由填充劑與黏結劑配制，填充劑包括陽離子型脂肪醇改性填充劑Na-1、陰離子型胺類改性填充劑Ca-1、兩性離子型胺類改性填充劑Am-1 和非離子型醚類改性填充劑No-1；黏結劑包括不同相對分子質量的胺鹽改性黏結劑Bo-1、Bo-2、Bo-3 和Bo-4。

1.2 實驗設備

天平（0.000 1 g）、Warning 攪拌器、TurbiscanLab穩定性分析儀、量筒、高溫高壓PVT 儀、恒溫箱和高溫高壓巖心驅替裝置等。

1.3 實驗步驟

1.3.1 配方研發 選擇陰離子型、陽離子型、非離子型以及兩性離子型改性填充劑，通過析液時間、發泡體積等參數評價不同填充劑的發泡性能，優選填充劑類型；在填充劑優選的基礎上，通過評價酸性條件下（5%HCl）4 種黏結劑的微泡穩定周期，優選穩泡性能優良的黏結劑類型。

1.3.2 封堵強度及起效周期評價（1）制作含人造貫穿裂縫的巖心；（2）將巖心放入夾持器中，以0.5 mL/min流速將酸液正向注入巖心，壓力穩定30 min 后，測定巖心注入壓力值；（3）以0.5 mL/min 流速將微泡暫堵液正向注入巖心，記錄注入壓力隨時間的變化；（4）隨后以0.5 mL/min 流速再次正向注入酸液，記錄注入壓力隨時間的變化。通過數據分析，評價微泡封堵強度和起效周期。

1.3.3 降解性能評價（1）利用旋轉黏度計測定微泡暫堵液密度、表觀黏度、塑性黏度和動塑比等參數；（2）將微泡暫堵液放入高溫高壓PVT 儀中，施加溫度90 ℃，壓力30.00 MPa；（3）每隔3 h 取出體積約100 mL 微泡流體，測定流體密度、表觀黏度、塑性黏度和動塑比等參數，評價微泡暫堵液降解性。

1.3.4 儲層傷害性評價（1）制作含人造非貫穿裂縫的巖心；（2）將巖心放入巖心夾持器中，調節圍壓至30.00 MPa，保持酸液以5.00 MPa 壓力注入夾持器，測定巖心滲透率K1；（3）將微泡暫堵液以0.5 mL/min 流速注入巖心，穩定驅替60 min；（4）將破膠劑按照1%的比例與酸液混合配制破膠液，以0.5 mL/min 流速注入巖心，持續2 h；（5）再次以5.00 MPa 的穩定壓力注入酸液，測定巖心滲透率K2，計算微泡暫堵液封堵、破膠前后巖心滲透率恢復率。

2 結果與討論

2.1 配方研發

對比4 種填充劑發泡體積膨脹倍數、穩定性半衰期和強度半衰期分布，見圖1。

實驗結果表明，4 種填充劑發泡體積膨脹倍數、穩定性半衰期和強度半衰期差異性較大。其中，No-1 填充劑的各項性能指標均最大，表明該類填充劑發泡能力和穩定性能最強。Am-1 填充劑的各項性能指標均最小，表明發泡能力和穩定性能最弱。Na-1 和Ca-1 填充劑的發泡能力和穩定性相對適中。綜合考慮微泡暫堵液封堵作業需要兼顧穩定性和良好的降解性，同時為了降低近井帶地層吸附（地層帶負電荷），優選陰離子型胺類改性填充劑Ca-1。

對比4 種黏結劑與Ca-1 填充劑混合后60 min 時酸性條件下微泡粒徑相對中性條件下的增大幅度，見圖2。

圖2 4 種黏結劑酸性條件下微泡粒徑相對中性條件下的增大幅度

由圖2 可知，4 種黏結劑與Ca-1 填充劑混合后，在60 min 時酸性條件下微泡粒徑相對中性條件下均有所增加。其中，Bo-2 黏結劑微泡粒徑增大幅度最小，僅8.00%，遠低于其他3 種黏結劑，表明Bo-2 黏結劑與Ca-1 填充劑混合后抗酸能力最強。據此，優選Bo-2黏結劑作為微泡暫堵液的穩定劑。

2.2 封堵強度及起效周期評價

繪制微泡暫堵液封堵前后酸液注入壓力隨時間變化規律，見圖3。

圖3 微泡暫堵液封堵前后酸液注入壓力隨時間變化規律

由圖3 可知，隨著微泡暫堵液持續注入巖心，泵入壓力超過24.00 MPa。封堵后，再次泵入酸液，注入壓力逐漸爬升至20.00 MPa 以上，但壓力提升幅度低于微泡暫堵液泵入壓力，分析是由于微泡暫堵液黏度較高。

對比5 枚巖心微泡暫堵液封堵60 min 后承壓能力分布，見圖4。

圖4 微泡暫堵液封堵60 min 后承壓能力分布

由圖4 可知，微泡暫堵液封堵含裂縫巖心柱塞承壓能力達到25.89～29.05 MPa，封堵裂縫效果理想，且封堵能力較為穩定。

對比5 枚巖心微泡暫堵液封堵后酸液泵入承壓達到20.00 MPa 時所用時間，評價微泡暫堵液封堵起效周期，見圖5。由圖5 可知，微泡暫堵液封堵后酸液注入壓力達到20.00 MPa 時所用時間基本穩定在57 min左右，表明微泡暫堵液封堵裂縫后，酸液再次泵入可在60 min 內承壓能力快速爬升至20.00 MPa 以上。考慮實驗泵入排量僅為0.5 mL/min，現場高排量下承壓起效將更快速，起效周期理想，滿足現場注水井分流酸化暫堵性能要求。

圖5 微泡暫堵液封堵后承壓起效周期圖

2.3 降解性能評價

分析微泡暫堵液24 h 內密度、動塑比、表觀黏度等4 項參數變化趨勢，見圖6、圖7。

圖6 微泡暫堵液密度和動塑比衰減曲線

圖7 微泡暫堵液表觀黏度和塑性黏度衰減曲線

實驗結果表明，微泡暫堵液密度隨時間變化呈上升趨勢，24 h 后達到0.93～0.97 g/cm3，動塑比隨時間變化呈現下降趨勢，24 h 后降至0.78～0.99 Pa/（mPa·s），表明暫堵液內微泡含量和封堵強度逐漸下降，封堵效果衰減，逐步接近降解。表觀黏度、塑性黏度隨時間變化呈現下降趨勢，24 h 后分別降至38.5 mPa·s 和32.0 mPa·s，降幅超過50%，表明微泡暫堵液具有良好的自降解性，封堵結構逐漸失效，有利于地層滲透率恢復。

2.4 儲層傷害性評價

對比3 枚巖心柱塞中微泡暫堵液降解后酸液滲透率變化情況，見圖8。

圖8 微泡暫堵液降解后酸液滲透率變化情況

由圖8 可知，微泡暫堵液進入地層完成封堵并破膠后，巖心柱塞中酸液滲透率均有所降低，這是由于部分暫堵液殘留在柱塞中，影響液體滲流能力。3 枚巖心中微泡暫堵液降解后酸液滲透率恢復率在85.27%～90.89%，均大于85.00%，且初始酸液滲透率越高，微泡暫堵液降解后地層滲透率恢復率越高，表明微泡暫堵液對裂縫及大尺寸流動通道中流體流動能力影響較小，滿足注水井分流酸化作業后地層滲透率恢復要求。

3 現場試驗

使用微泡暫堵液在長慶油田累計開展注水井分流酸化現場試驗10 余井次，注水井吸水剖面不均的情況得到明顯改善，措施后注入壓力降低了2.80 MPa 以上，日注水量平均增加1.6 m3，達到配注要求，取得了良好的措施效果。

以盤X 井為例，該井于2010 年高能氣體壓裂后投注長6 層，2018 年測試吸水剖面為下段指狀吸水，上段不吸水。2022 年開展了分流酸化作業，現場注入微泡暫堵液45 m3，施工排量40～120 L/min，注入壓力由12.60 MPa 上升至16.80 MPa，之后注入酸液13 m3，施工排量1.0～3.0 m3/h，注入壓力逐步下降至9.09 MPa。措施后注入壓力由10.70 MPa 降至7.80 MPa，注水量由40.0 m3/d 提高至42.0 m3/d；吸水量上段由0 增加至45%，下段由100%降低至55%；吸水厚度由4 m 提高到10m；吸水剖面由不吸水+尖峰狀變為均勻吸水+尖峰狀，吸水狀況明顯變好，射孔段上部被打開并且開始吸水。

4 結論

（1）通過優選陰離子型胺類改性填充劑Ca-1 和胺鹽改性黏結劑Bo-2，研發了耐酸性微泡暫堵液，在含裂縫巖心柱塞中承壓能力達25.89～29.05 MPa，封堵性能穩定，起效周期滿足注水井分流酸化要求。

（2）微泡暫堵液表觀黏度、塑性黏度24 h 后降幅超過50%，具有良好的自降解性，降解后酸液滲透率恢復率＞85.00%，符合酸化作業后地層滲透率恢復要求。

（3）微泡暫堵液在長慶油田累計現場試驗10 余井次，注水井吸水剖面不均的情況得到明顯改善，措施后注入壓力降低了2.80 MPa 以上，建議推廣應用。