液体转向技术在苏桥储气库XS 注采井的应用

赵立强 张楠林 董范 罗志锋 余东合 缪尉杰

1.西南石油大学·油气藏地质及开发工程国家重点实验室；2.中国石油华北油田分公司

目前能够实现转向酸压的技术包括机械转向［1］、化学转向［2］，机械转向包括封隔器［3］、堵球［4］、连续油管［5］，化学转向包括泡沫酸［6］、自转向酸［7］、纤维［8］、冻胶［9］、化学微粒［10］等。常用的转向工艺在实际应用中各有优势，对压裂酸化工艺的发展、储层改造效果的提升起到了积极的推动作用。但是，现有转向技术在高温储层、长井段、筛管等特殊完井方式条件下应用受限。基于超分子化学分子自组装原理，研制了一种随温度变化可实现相态转换的液体暂堵转向剂：该暂堵转向剂在常温下为液态，随着温度的升高，转变为固态，随着温度的进一步升高，又将从固态转变为液态，且相变温度可调。利用该暂堵转向剂的这一特征，结合储层温度场测试、模拟，可实现液态注入、固态暂堵、液态返排，有效提高注入性、封堵效果及返排效果。利用室内实验测试了该暂堵转向剂封堵强度、相变时间、岩心伤害程度，并在XS 井成功进行了现场实验。液体暂堵转向剂可以有效解决高温、长井段、筛管完井等条件下常规转向工艺受限的问题，对特殊气井的暂堵转向酸压提供了技术支持。

1 XS 井概况

XS 井储层为碳酸盐岩，储集空间类型为裂缝-孔隙型，埋藏深度4 900～5 400 m，地层温度160 ℃，压力系数0.8，孔隙度1.8%～3%，试井分析渗透率为3.58×10-3μm2，泥质含量2.9%～7.8%，划分为二类裂缝储层。

根据取心、电测资料以及岩心物性分析，XS 井所在的苏4 潜山奥陶系岩石由石灰岩、白云岩和泥质碳酸盐岩组成，依据测井储层划分结果，白云岩地层中有效储层厚度占46%，石灰岩地层中有效储层厚度仅占2%；在裂缝段中，白云岩储层占绝大多数。储层岩石弹性模量约为33 GPa,泊松比0.25～0.35，破裂压力梯度0.018 9 MPa/m。改造前注入压力31.4 MPa，日注气量23.3×104m3，达不到50×104m3的配注要求，需要通过酸压改造储层。

2 酸压改造难点及对策

XS 井水平段长度478.4 m，天然裂缝发育，作业过程中工作液滤失量大，井底憋压困难，若裂缝开度大，储层压开几率小或裂缝有效长度有限。为提高压开几率，改善吸酸剖面，采用立体缝网沟通储集体，因此，根据井况、完井管柱（筛管完井）及改造总体思路有针对性地设计了分段酸压工艺：采用液体暂堵转向剂实现暂堵分段，不同功能的酸液组合，尽可能实现对施工井段均匀改造，力求实现该井注采能力最大化。

3 液体暂堵转向剂性能

根据超分子自组装理论，利用氯化锂、β-环糊精、C8H17OH、甲基纤维素、N-甲基甲酰胺（质量比为0.5∶15∶4∶0.2∶80.3）合成具有特殊相变过程的液体暂堵转向剂［11-13］。如图1 所示，该液体暂堵转向剂在常温条件下为液体，在温度发生变化时，相态发生变化(相变温度可调)。将该转向剂注入裂缝后，随着温度升高到固态化温度时液体转向剂发生相变，转变为固态，暂堵裂缝使压裂液转向，压开新的裂缝；裂缝中温度进一步升高，固态超分子材料又转变为液态，施工结束后，返排出地面。该项技术的使用使得单次酸压施工中可产生多条油气流动通道，达到体积改造的目的，从而大幅提高单井产能。

图1 液体暂堵转向剂相变过程Fig.1 Phase change process of liquid temporary plugging and diversion agent

液体暂堵剂的红外光谱如图2 所示，3 条曲线中，N-甲基甲酰胺中的H—N 和C＝O 的波峰都出现在约1 600 cm-1处；常温液态曲线和升温液态曲线中的1 510 cm-1附近存在相同的峰，表明体系只是组分之间的物理变化，没有发生化学反应，然而在1 510 cm-1附近，3 条曲线有显著不同，此外，在920 cm-1、840 cm-1附近的光谱有细微差别。

图2 液体暂堵剂红外光谱图Fig.2 Infrared spectrogram of liquid temporary plugging agent

针对XS 井井段长、温度高、筛管完井的特点，对液体暂堵转向剂性能参数提出了要求，必须在井筒中保持为液态，进入裂缝后迅速相变，形成暂堵，注液结束后，温度进一步升高，由固态转变为液态，便于返排。

3.1 封堵强度

利用自主研发的液体暂堵转向剂封堵强度测试装置测试封堵压力。该装置的核心方案是采用半径5 mm（与压裂缝宽近似相等）、长度分别为0.3 m、0.75 m、1.5 m 的圆管，管内充满转向剂，在90 ℃环境下（固态化大约为5.5min），测试不同圆管长度条件下的封堵压力，测试结果见图3。

图3 液体暂堵转向剂封堵强度测试Fig.3 Tested plugging strength of liquid temporary plugging and diversion agent

当流量降低为0 时，认为液态暂堵剂实现封堵，此时的压力作为封堵压力。由图3 可看出，在0.3、0.75、1.5 m 等不同的封堵长度条件下，封堵压力分别为3、6.7、15.7 MPa，能够满足暂堵转向所需压力。

3.2 相变时间

测试液体暂堵转向剂在不同温度下的开始固态化时间、完全固态化时间，以及2 h、5 h 液态化比例，为施工参数设计提供参考，实验结果见图4、图5。

图4 不同温度下固态化时间Fig.4 Solidification time under different temperatures

图5 不同温度下液态化比例Fig.5 Liquid ratio under different temperatures

由图4 可看出，固态化时间与温度密切相关，随着温度上升，开始固态化时间和完全固态化时间快速缩短。20 ℃时，30 min 开始发生固态化，45 min完全固态化；当实验温度提高至60 ℃时，开始固态化时间以及完全固态化时间仅为5 min、8 min。通过测试固态化所需时间，结合井筒温度场，设计注入参数，确保井筒内不发生固态化。

由图5 可看出，在相同时间内，随着温度的升高液态化比例升高，同一温度条件，时间越长液态化比例越高。60 ℃时，2 h 液态化比例可以达到15%，5 h 达到40%左右；温度升高至110 ℃时，2 h 液态化比例可以达到68%，5 h 达到76%左右。超分子具有自组装特征，在温度等条件的刺激下，能够形成非共价键，进而导致相态变化，温度越高，刺激越强烈，越容易形成非共价键；随着温度的进一步升高，非共价键被破坏，再次发生相态变化。转向酸压施工结束后，液体暂堵转向剂需要返排，通过测试不同温度、不同时间条件下的液态化比例，能够确定返排前所需关井时间。

3.3 裂缝伤害评价

采用流动实验装置评价液体暂堵转向剂对剖缝岩心的伤害，以第1 次注KCl 时的渗透率k0作为基准，将测得的k与k0的比值做关于注入体积的曲线。由图6 可看出，注入液体暂堵转向剂后，渗透率略有下降，k/k0从1 降低到0.93 左右，降低幅度不大，第2 次注入KCl 时，渗透率恢复到接近1，表明液体暂堵转向剂对剖缝岩心渗透率伤害较低。

图6 裂缝渗透率伤害实验结果Fig.6 Fracture permeability damage experimental result

4 现场施工分析

通过温度场模拟设计了相应的泵注程序，以井筒内不相变、裂缝内快速相变为目标，设计了泵注排量及液量，并对施工曲线进行了分析。

4.1 井筒温度场

液体暂堵转向剂的固态化、液态化时间受温度控制。以防止井筒内发生固态化为目标，通过计算井筒温度场，为注入参数设计、液体暂堵转向剂体系优选提供参考。根据分段酸压施工方案，XS 井泵注程序如表1 所示。

表1 XS 井暂堵转向酸压泵注程序Table 1 Temporary plugging,diversion,acid fracturing and pumping process of Well XS

采用表1 数据，计算第1 段注液完成和第3 段注液完成时的井筒温度，验证在表1 所示泵注程序条件下，井筒内是否发生固态化。由图7 计算结果可看出，在第1、第3 段注液结束后，井底温度在41～44 ℃之间，在该温度条件下，需要12～15 min 开始发生固态化，而液体暂堵转向剂在井筒中流动时间只有3.84 min（第1 次注液体暂堵转向剂）和5 min（第2 次注液体暂堵转向剂），能够保证在井筒中不发生固态化，确保施工顺利进行。

图7 不同液量、不同排量条件下井筒温度分布Fig.7 Distribution of wellbore temperature under different liquid volumes and displacements

4.2 压裂分析

实际施工曲线如图8 所示，共注入了2 段液体暂堵转向剂。受条件限制，未进行微地震监测，仅以施工曲线判断封堵效果。考虑到注入完液体暂堵转向剂后，暂堵剂在井筒中流动时间，以及进入裂缝后需要一定的时间才能形成暂堵，结合施工曲线，确定A、B、C、D 点为计算暂堵剂封堵压力的节点，A、C 处开始憋压，B、D 处形成新的裂缝。

图8 XS 井施工曲线Fig.8 Construction curve of Well XS

注入2 段液体暂堵转向剂时，施工排量都保持稳定，在注入第1 段液体暂堵转向剂后，油压为38 MPa（点A），形成新的裂缝前最高油压为48 MPa（点B），转向压力约为10 MPa；在注入第2 段暂堵剂后，油压约为35 MPa（点C），形成新的裂缝前最高油压为38 MPa（点D），转向压力约为3 MPa。从施工曲线及现场施工记录来看，第2 段暂堵剂转向压力小于第1 段的原因是在注入第2 段暂堵剂时，出现了供液不足的现象，导致油压提高幅度有限。

从施工曲线来看，液体暂堵转向剂可形成高达10 MPa 的转向压力，能够满足大部分储层的转向酸压需求，通过优化液体暂堵转向剂用量、施工参数、液量，能够进一步提高转向压力。

5 结论

（1）室内实验结果表明，液体暂堵转向剂具有易注入、易返排、低伤害、封堵压力高等优点，能适应筛管等特殊完井方式、高温等情况下的转向酸压。

（2）XS 注采井的现场试验表明，液体暂堵转向剂性能稳定、施工简单，能够满足转向要求，有效解决了裂缝发育、高温、筛管完井、长水平井段分段酸压的问题。

（3）液体暂堵转向剂在高温、长井段、筛管完井的注气井中的成功应用，对特殊气井的暂堵转向酸压具有重大意义。