裂缝型碳酸盐岩纤维降滤失实验研究及应用

鄢宇杰，汪淑敏，李永寿，付振永

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司信息化管理中心，新疆 乌鲁木齐 830011；3.中国石化华北石油工程有限公司，河南 郑州 450042）

裂缝型碳酸盐岩纤维降滤失实验研究及应用

鄢宇杰1，汪淑敏2，李永寿1，付振永3

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011；2.中国石化西北油田分公司信息化管理中心，新疆 乌鲁木齐 830011；3.中国石化华北石油工程有限公司，河南 郑州 450042）

为了解决裂缝型碳酸盐岩储层天然裂缝发育、工作液滤失严重、酸蚀缝长短影响酸压效果的问题，提出利用可降解纤维降滤失方法。采用油田露头制成的标准岩心，利用动态滤失仪评价纤维的降滤失性能。对比不同纤维长度、纤维加量、不同泵注排量下的最大驱替压差与维持时间，优化了降滤失工艺参数。实验结果表明：纤维降滤失效果较好，整体降滤失能力可达到50%；纤维长度5 mm，泵注排量0.5 L/min，纤维加量2.0%时具有良好的降滤失效果。S09井应用该工艺，压力上升8.7 MPa，改造后初期日产液高于同样储层类型邻井43%，效果显著。

裂缝型碳酸盐岩；天然裂缝；滤失；纤维；降滤失；工艺参数

裂缝型碳酸盐岩储层天然裂缝发育，碳酸岩与酸液反应，缝壁上很难形成滤饼，酸液在滤失过程中扩大碳酸盐岩孔隙，形成蚓孔。酸蚀蚓孔的形成将增加酸液滤失量，降低酸液有效穿透距离，影响裂缝的延伸［1-4］。如果不控制酸液滤失，实际产生的裂缝几何尺寸就很小，影响酸压增产效果［5-7］，所以降滤失工艺是裂缝型碳酸盐岩酸压改造的核心。研究发现：直径约15 μm可降解纤维（小于一般的微裂缝宽和蚓孔直径），可随酸液流动进入微裂缝或蚓孔；长度约10 mm可降解纤维，在壁面的粗糙部位易于卷曲，具有优良的降滤失作用；可降解纤维在酸、碱或地层水环境中基本上保持稳定，经过一定时间，纤维可完全降解，从而解决了施工返排问题［8-16］。 钟森等［17］进行室内评价实验，岩心通过可降解纤维后，渗透率降低至原来的1/1 500，驱替压力也大大增加，但未对纤维长度、泵注排量进行优化。张合文等［18］在压差维持2 MPa不变的条件下，对纤维加量分别为0.5%，1.0%，1.5%进行了暂堵层形成时间的测试，实验结果表明，形成的纤维暂堵层要有足够的厚度，以保证酸液的顺利转向。基于此，利用动态滤失仪评价纤维的降滤失性能，通过对比不同纤维长度、纤维加量、不同泵注排量下的最大驱替压差与维持时间，优化降滤失工艺参数，为纤维降滤失工艺现场应用提供实验依据。

1 实验材料与原理

1.1 实验材料

酸液：20%盐酸＋1%胶凝剂＋2%缓蚀剂＋1%铁离子稳定剂＋1%助排剂＋1%破乳剂。

带纤维的酸液：纤维+酸液。

实验岩心：油田露头岩石，制成长度5.0 cm，直径2.5 cm柱形岩心，通过劈裂岩心方法将岩心劈成两半。

1.2 实验原理

按石油行业标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》进行实验。以液体累积滤失量为纵坐标，时间的平方根为横坐标进行绘图。根据后期的点拟合出一条直线，并测出截距和斜率。该直线段的斜率为m，截距h。当h小于0时，利用9 min以后的数据重新回归。利用Howard和Fast提出的两参数静态滤失等式计算造壁滤失系数：

式中：Cw为滤失系数，m/min0.5；m为滤失曲线的斜率，mL/min0.5；A 为滤失面积，cm2。

1.3 实验方法

根据要求设置系统压力p1，由回压调节器控制回压p2，驱替压差为p1-p2。在实验过程中，将酸液从岩心表面注入，岩心两端的压差模拟酸化压裂施工中裂缝的净延伸压力，通过测量进出口压差、流体流量、滤液质量、滤失时间来研究滤失规律。

2 实验评价与工艺参数优化

2.1 降滤失实验评价

酸压施工时裂缝内外有几个兆帕净压力，为防止酸液从岩心周围漏失，在实验中施加围压。实验中，观测蚓孔的形成与扩展。通过对比加纤维与不加的滤失量来评价可降解纤维的降滤失效果。实验结果表明（见图1）：不加纤维时，滤失量非常大且增长很快；加纤维后，在前20 min里，滤失量较小，之后，滤失量增加，但增长速度较慢。最终不加纤维时滤失系数为1.95×10-3m/min0.5，加纤维后滤失系数为 9.74×10-4m/min0.5，滤失系数降低大约50%。

图1 滤失量与时间关系

2.2 纤维长度优化

实验条件为纤维加量1.0%，排量0.5 L/min，130℃，分别使用长度2，5 mm纤维进行降滤失效果实验。实验表明：当纤维长度为2 mm时，最大驱替压差为3.85 MPa，维持时间18.0 min；当纤维长度为5 mm时，最大驱替压差达到4.23 MPa，维持时间21.3 min。实验分析认为，5 mm纤维进入裂缝和蚓孔，更容易搭桥形成致密遮挡层（见图2）。所以优化纤维长度为5 mm。

图2 纤维长度对降滤失效果的影响

2.3 泵注排量优化

实验条件为纤维长度5 mm，130℃，分别进行排量0.2，0.5，0.8 L/min降滤失效果实验。实验表明：当排量0.2 L/min时，最大驱替压差为3.42 MPa，维持时间19.5 min；当排量0.5 L/min时，最大驱替压差上升为5.85 MPa，维持时间 21.0 min；当排量 0.8 L/min时，最大驱替压差上升为6.58 MPa，但维持时间仅为13.1 min（见图3）。结果表明，排量为0.5 L/min时，纤维更易进入裂缝形成致密遮挡层，降滤失效果更明显。

2.4 纤维加量优化

选用4块岩心进行实验。实验条件为纤维长度5 mm，排量0.5 L/min，130℃，纤维加量依次为1.0%，1.5%，2.0%，2.5%。

当纤维加量为1.0%时，实验测量了11 min。从岩心酸化后的图片判断，酸化形成了较长的主蚓孔，在很短的时间内蚓孔就突破了岩心（见图4，5）。当纤维加量为1.5%时，56 min才开始出现滤液，并且出液量逐渐增大，由15 mL增加到198 mL，这应是酸蚀蚓孔突破了岩心。酸化后的图片见到了分支较少的主蚓孔。

图3 排量对纤维降滤失效果的影响

图4 纤维加量对降滤失效果的影响

图5 不同纤维加量岩心图片

当纤维加量为2.0%时，酸液滤失较少且增长较慢。酸化后的岩心照片出现了锥形孔道。因滤失速度小于蚓孔扩展的临界速度，没有形成蚓孔，所以出现锥形孔道。当纤维加量为2.5%时，120 min才开始出现滤液，但滤失量非常小，仅有0.09 mL，实验持续了150 min，取出岩心后发现形成了短而宽的缝，未穿透岩心也没有沟通微裂缝，且在裂缝处沉积了纤维。实验结果表明，当增加纤维加量，酸液滤失量减小，2.0%和2.5%的纤维加量下滤失较小，没有形成蚓孔。2.0%左右的纤维加量对降滤失效果明显。

2.5 温度对纤维降滤失效果影响

高温一方面加速了酸岩的反应速度，另一方面也增加了纤维降解。图6显示了温度对纤维降滤失效果影响，80℃的滤失量为130℃的50%。所以现场应用时，应早期泵注前置液降温，提高纤维的降滤失效果。

图6 温度对纤维降滤失效果的影响

3 现场应用

S09井位于次级断裂附近裂缝发育区域，测井显示有裂缝-溶孔型储层，属于裂缝型碳酸盐岩储层。原直井酸压时，滤失严重，液体效率低，措施改造后为“干层”。侧钻后为降低液体滤失，扩大改造范围，进行纤维降滤失试验。现场施工采用5 mm长度纤维，纤维加量为2%。根据实验优化的泵注排量0.5 L/min，采用相同线速度换算现场泵注排量为4.0～4.5 m3/min。为减小温度对纤维降滤失效果的影响，前期注入200 m3前置液降温。施工曲线显示（见图7），加入纤维后，排量为4.0 m3/min时，油压由59.4 MPa上升至68.1 MPa，压力上升8.7 MPa，表明纤维降滤失效果明显。改造后4 mm油嘴自喷生产，初期日产液60.1 m3，高于同样储层类型邻井43%。

图7 S09井酸压施工曲线

4 结论

1）针对裂缝型碳酸盐岩的储层特点，开展了纤维降滤失实验评价，分别测试了带纤维酸液与空白酸液的滤失量。实验表明，加纤维后降滤失能力可达到50%。

2）可降解纤维动态降滤失实验结果表明，纤维长度5 mm，泵注排量0.5 L/min，纤维加量2.0%可达到较好降滤失效果。

3）温度对纤维降滤失效果影响很大，80℃的滤失量为130℃的50%。现场应用时，建议前期泵注前置液降温，提高纤维的降滤失效果。

4）S09井进行了纤维降滤失酸压现场试验，加入纤维后相同排量下，压力上升8.7 MPa，投产后初产高于同样储层类型邻井43%，降滤失效果明显。

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（编辑 杨会朋）

Experiment research and application of reducing fluid loss of fiber in fractured carbonate

YAN Yujie1,WANG Shumin2,LI Yongshou1,FU Zhenyong3
(1.Petroleum Engineering Research Institute,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China;2.Information Management Center,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Urumqi 830011,China;3.Huabei Petroleum Engineering Corporation,SINOPEC,Zhengzhou 450042,China)

The natural fracture of fractured carbonate is rich and fluid loss is serious,which limits the acid corrosion facture extension and affects acid fracturing effect.Aiming at these problems,the method of reducing fluid loss by degradable fiber was proposed.Using standard core made of oilfield outcrops,fluid loss property by dynamic filtration apparatus was estimated;by comparing maximum displacement pressure and hold-time under different fiber length,concentration and flow rate,the technology parameters of reducing fluid loss was optimized.The experiment results show that the effect of reducing fluid loss is good,overall capacity of reducing fluid loss can achieve 50%.With the length of 5 mm,flow rate of 0.5 L/min,concentration of 2.0%,fluid loss can be reduced obviously.Appling this technology to Well S09,the pressure rises 8.7 MPa,and the early daily fluid is 43%higher than adjacent well of the same reservoir type,which has a strong guidance for the fracture carbonate reservoir.

fracture carbonate;natural fracture;fluid loss;fiber;reducing fluid loss;technology parameter

TE357.1+2

A

国家科技重大专项课题“缝洞型油藏堵调及靶向酸压工艺技术”（2016ZX05014-005）

10.6056/dkyqt201704030

2016-12-18；改回日期：2017-05-14。

鄢宇杰，男，1986年生，工程师，硕士，2011年毕业于长江大学油气田开发专业，现从事储层改造研究工作。E-mail：yyjie007@163.com。

鄢宇杰，汪淑敏，李永寿，等.裂缝型碳酸盐岩纤维降滤失实验研究及应用［J］.断块油气田，2017，24（4）：574-577.

YAN Yujie，WANG Shumin，LI Yongshou，et al.Experiment research and application of reducing fluid loss of fiber in fractured carbonate［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：574-577.