无固相绒囊流体混合固相纤维的重复压裂暂堵技术

许洪星，魏攀峰，王祖文，张 冕，杨明正，樊晶晶

(1.中国石油天然气集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710000；2.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；3.路易斯安那州立大学，美国路易斯安那州 U70808；4.河北省化工学会化学封堵材料综合利用研究与应用重点实验室/北京力会澜博能源技术有限公司，北京 102200)

油气井重复压裂暂堵作业中，通过注入适量堵剂暂堵地层裂缝，提高裂缝承压能力，促使后续新裂缝起裂位置发生改变，提高油气井压裂增产效果。国外Potapenko等开发可降解纤维并用于北美Barnett气田页岩水平井重复压裂暂堵，提高裂缝承压可行[1]。随后，Albertus等将可降解纤维引入碳酸盐岩酸液改造裂缝暂堵作业，提高酸化效率可行[2]。纤维逐渐成为重复压裂暂堵的重要手段之一。

国内针对纤维材料实施重复压裂暂堵研究相对较晚。张合文等[3]试验评价长度4～8 mm、直径10～20 μm可降解纤维在0.5～2 MPa压力下，缝宽0.5～2 mm裂缝中30 min内纤维累计滤失量低于60 mL，暂堵起效时间最低40 s，降解后岩心渗透率恢复78.32%～95.71%。杨国威等[4]针对纤维在压裂液中分散困难、与支撑剂间黏结力差的特点，通过硅烷偶联剂完成长度8 mm纤维表面改性，室内评价长10 cm岩心柱塞中纤维暂堵后突破压力达0.3 MPa。周福建等[5]试验测量可降解纤维于直径25 mm岩心柱塞内宽度0.5～5 mm裂缝中滤失系数为滑溜水0.27～0.63倍。试验同时指出，当裂缝过窄(宽0.5 mm)时，纤维进入裂缝困难；裂缝过宽(宽3 mm)时，纤维形成滤饼困难，封堵效果较差。钟森等[6]试验评价直径35 μm、长度3～4 mm可降解纤维暂堵初始渗透率77～80 mD岩心柱塞后渗透率降至0.049 mD。蒋卫东等[7]以有机聚合物为原料研发高强度可降解单丝DF纤维。试验测量驱压0.5 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa下，宽0.5～2 mm、长46 mm裂缝中纤维暂堵液滤失量4.5～56.7 mL，纤维降解后岩心柱塞渗透率恢复78.32%～95.71%。汪道兵等[8]试验发现，纤维堵剂封堵宽度小于0.5 mm，裂缝效果低于颗粒堵剂；纤维堵剂封堵宽度0.1～0.5 mm，裂缝效果高于颗粒堵剂。尹俊禄等[9]利用支撑砂体坍塌试验评价直径5～20 μm、长度1～8 mm纤维暂堵后砂体坍塌压力分布，优化适合鄂尔多斯苏里格气田特低渗透率气藏压裂暂堵纤维尺度为直径10 μm、长8 mm。

可以看出，不同学者通过优化纤维可降解性寻找克服固相堵剂无法回避的储层伤害难点，并取得一定成果。但面对尺度分布且难以确定的裂缝，纤维尺寸不匹配导致架桥封堵模式无法提供理想暂堵强度。为此，部分学者尝试组合纤维与其他类型堵剂以克服尺寸不匹配难点。罗云等[10]指出纤维单剂对缝宽10 mm夹持岩板暂堵压力仅6.0 MPa，以多种粒径颗粒堵剂组合纤维形成复合堵剂，并于塔河油田开展转向酸压暂堵应用。但可降解颗粒高温溶解速度快、耐酸性能较差等缺陷限制其进一步发展。刘豇瑜[11]针对纤维堵剂封堵缝宽6 mm裂缝效果欠佳，引入直径1～6 mm球形堵剂实现复合堵剂。可见，以颗粒堵剂为代表的充填封堵理论无法有效解决纤维堵剂裂缝暂堵难点。迫切需要寻找合适封堵手段解决纤维暂堵普适性难点。

1 技术原理

绒囊流体是在模糊封堵理论[12]指导下开发的无固相暂堵流体，通过流体中囊泡结构堆积、拉抻、堵塞封堵地层不同尺度通道[13]，解决不同尺度通道暂堵剂尺寸需求不统一的难题。已先后于钻井液漏失通道暂堵[14]、固井水泥浆漏失通道暂堵[15]、老井修井液漏失通道暂堵[16]、油层产水通道暂堵[17]等领域成功应用，暂堵适用性、广泛性得到验证，并为非常规油气联探并采提供技术手段支撑[18]。2015年，绒囊流体引入地层裂缝暂堵，提出原缝无损重复压裂技术，先后于油井重复压裂[19]、气井重复酸化[20]、气井重复压裂[21]成功应用。

可见，以模糊封堵理论为指导的绒囊流体具备不同尺度裂缝暂堵普适性优势，为解决纤维堵剂面对尺寸偏小或过大孔隙、裂缝等结构暂堵难点提供了可行性方案。同时，纤维堵剂固相结构进入裂缝后堆积速度优于液体，有利于加快裂缝承压起效速度。两种堵剂的组合为重复压裂暂堵手段研究提供一种新思路、新方向。

2 室内试验

绒囊与纤维混合实现气井重复压裂暂堵。首先两种堵剂化学结构兼容，即堵剂混合后无化学反应。其次，混合堵剂相对纤维、绒囊单一堵剂暂堵能力升高、起效周期缩短，达到固相纤维与无固相绒囊流体结合目标。最后，混合堵剂应维持良好的破胶返排效果，保持无固相绒囊流体储层伤害小、裂缝产能恢复快速的优势。为此，试验评价无固相绒囊流体混合固相纤维形成混合堵剂化学结构稳定性、提高暂堵效果及破胶效果兼容性。

2.1 化学结构稳定性评价试验

绒囊流体性能评价指标包括密度、表观黏度和动塑比。其中，密度表征流体囊泡含量，表观黏度与动塑比表征囊泡强度。试验测定绒囊流体密度、表观黏度、动塑比等3项参数，再将纤维以0.1%～1.0%比例逐渐加入绒囊形成混合体系，并测定混合体系3项参数大小，评价纤维与绒囊流体混合时的化学结构稳定性。

室内配制绒囊流体：2.0%囊层剂+1.0%绒毛剂+0.3%囊核剂+0.8%囊膜剂，测定绒囊流体密度、表观黏度、动塑比大小。将绒囊流体在2000 r/min高速搅拌状态下，按照0.1%、0.5%、1.0%的比例逐渐加入纤维，并分别利用六速旋转黏度计测量纤维比例不同时混合堵剂密度、表观黏度和动塑比大小，如图1所示。

图1 4种比例纤维混合绒囊流体后性能变化Fig.1 The performance change of fuzzy-ball fluid with four kinds of proportions of fibre

图1中，纤维以0、0.1%、0.5%、1%等4种比例逐渐混入绒囊流体，形成混合堵剂密度0.86 g/cm3增至0.87 g/cm3，表观黏度52.50 mPa·s升至53.00 mPa·s，动塑比1.06 Pa/(mPa·s)升至1.08 Pa/(mPa·s)。密度最大增幅0.01 g/cm3，表观黏度最大增幅0.50 mPa·s，动塑比最大增幅0.02 Pa/(mPa·s)。试验表明，纤维混入绒囊流体形成混合堵剂后无化学反应，共存状态下两种堵剂化学结构稳定。

2.2 提高暂堵效果评价试验

试验测定绒囊、纤维、绒囊与纤维混合堵剂注入裂缝后提高承压能力幅度及承压起效时间，对比混合堵剂相对单一堵剂提高暂堵效果。配制绒囊流体：2.0%囊层剂+1.0%绒毛剂+0.3%囊核剂+0.8%囊膜剂。室内利用直径38 mm、长600 mm人造砂岩柱塞，柱塞中部加工高2 mm、宽30 mm、长600 mm贯穿型裂缝模拟地层裂缝结构。控制柱塞围压5 MPa、回压0.5 MPa、温度120 ℃模拟地层压力、温度环境。先期使用地层水(6%KCl溶液)以恒定流速0.5 mL/min稳定注入，连续测定60 min驱压变化。分别使用绒囊流体、纤维堵剂(1.0%纤维+滑溜水)以相同流速稳定注入岩心柱塞60 min，记录注入压力变化，测定绒囊流体、纤维堵剂单剂封堵裂缝提高承压能力效果及承压起效时间。使用相同尺寸岩心柱塞，重复清水驱替过程后，分别用纤维以0.1%、0.5%、1.0%比例加入绒囊形成混合堵剂，以0.5 mL/min恒定流速稳定注入，连续测定60 min驱压变化。

试验中，以堵剂持续通入60 min时，柱塞进出口压力差值相对清水驱替时进出口压力差值增加幅度，表征堵剂提高裂缝承压效果。以堵剂连续注入至提高裂缝进出口压差达20 MPa所用时间，表征堵剂暂堵起效时间周期。对比绒囊单剂(纤维加量比0)、纤维单剂、纤维以0.1%、0.5%、1.0%比例加入绒囊流体形成混合堵剂提高裂缝承压效果和暂堵起效周期，如图2所示。

图2 纤维及4种比例混合堵剂承压能力及起效周期分布Fig.2 The plugging strength and effective speed of fuzzy-ball fluid with four kinds of proportions of fibre

图2中，纤维以0.1%、0.5%、1.0%比例加入绒囊流体形成混合堵剂提高裂缝承压能力25.14 MPa、26.02 MPa、26.45 MPa，相对纤维单剂升高4.18 MPa、5.06 MPa、5.49 MPa，相对绒囊单剂升高0.29 MPa、1.17 MPa、1.60 MPa。混合堵剂暂堵起效周期系数分别为48 min、45 min、42 min，相对纤维单剂缩短1 min、4 min、7 min，相对绒囊单剂缩短11 min、14 min、17 min。试验表明，纤维加入绒囊形成混合堵剂相对纤维、绒囊单剂提高裂缝承压能力更强，起效周期更短。

2.3 破胶效果兼容性评价试验

绒囊流体用于气井压裂暂堵时，可通过注入破胶剂加快破胶速度，强化裂缝产能恢复效果。试验测定绒囊流体现有破胶剂对混合堵剂破胶效果，评价纤维结构对绒囊体系破胶性影响。配制绒囊流体：2.0%囊层剂+1.0%绒毛剂+0.3%囊核剂+0.8%囊膜剂。配制浓度1.5%的绒囊流体破胶液。对比纤维加量0、0.1%、0.5%、1%等4种比例混合堵剂，在60 ℃下、加入破胶剂15 min后流体密度、表观黏度、动塑比等3项参数变化，试验结果如图3所示。

图3 4种比例纤维混合绒囊后体系破胶15 min后性能参数分布Fig.3 The performance of fuzzy-ball fluid with four kinds of proportions of fibre after gel breaking

图3中，纤维以0.1%、0.5%、1%等3种比例加入绒囊流体形成混合堵剂与破胶液混合15 min后，密度0.98～0.99 g/cm3，与绒囊单剂破胶后参数相同，表明液体中囊泡含量大幅度衰减。混合流体表观黏度4.00～5.00 mPa·s，动塑比0.25～0.30 Pa/(mPa·s)，同样与绒囊单剂破胶后参数相同，表明流体中囊泡强度基本降解充分。相对不含纤维绒囊流体破胶，混合堵剂密度、表观黏度、动塑比增幅最高0.01 g/cm3、1.00 mPa·s、0.05 Pa/(mPa·s)。试验表明，混合堵剂中纤维结果对绒囊结构破胶效果无影响。依托纤维自身可降解性，现场使用绒囊流体破胶剂可实现暂堵结构快速破胶。

3 现场应用

SDX井为我们西北部一口致密砂岩气井，目标地层石盒子组地层深度3310 m。设计应用绒囊与纤维混合体系开展气井转向压裂暂堵作业，评价混合堵剂提高承压能力效果的同时，促使裂缝层内转向，提高气层有效供气面积，改善压裂增产改造效果。

现场配制绒囊暂堵剂40 m3，密度0.87 g/cm3，表观黏度56 mPa·s，动塑比1.09 Pa/(mPa·s)。现场注入过程利用混砂车按照0.2%的比例加入80 kg可降解纤维。SDX井先期泵入60 m3前置液和75 m3携砂液完成第一阶段造缝，不停泵持续注入纤维与绒囊混合堵剂40 m3实施裂缝暂堵，再注入30 m3前置液和45 m3携砂液完成第二阶段造缝。对比混合堵剂注入前后地层压力升高6.20 MPa，复产后SDX气井产量约8×104m3，相对邻井提高产量幅度超过15%。应用表明，无固相绒囊流体配合固相纤维堵剂，能够提高裂缝封堵效果，加强气井重复压裂暂堵增产效果。

4 结论与建议

(1)无固相绒囊流体与固相纤维混合后化学结构及破胶性能稳定，混合堵剂相对单一堵剂暂堵裂缝后提高承压能力更强、暂堵起效周期更短，为油气井重复压裂暂堵提供了新手段。

(2)绒囊流体依托模糊封堵理论，以集合大小材料“模糊封堵”集合尺寸的裂缝通道，为以纤维为代表的架桥封堵模式提供补充，解决架桥封堵难以满足尺度过小或过大通道封堵需求的难题。

(3)以模糊封堵理论为核心，以多种封堵理论混合强化封堵效果，成为油气井多个环节、多种类型暂堵难题研究的新方向、新思路。