高温稠化联结暂堵剂室内实验研究

张 雄, 李 沁, 方裕燕, 张紫薇, 车星祥, 牛芳年

(1中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院 2成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 3中石油玉门油田分公司老君庙采油厂)

0 引言

高温高压缝洞型油气藏因其地质特征复杂，缝洞系统发育，温压条件高，成为储层增产改造的难题[1-2]。近年来为解决这一问题，国内多个油田尝试运用转向靶向压裂方式进行增产改造获得了较好的增产效果[3-10]。转向压裂模式思路是运用适当的暂堵剂进行裂缝内部封堵，改变人工裂缝周围的应力环境，从而获得开启并延伸多条其它方位的裂缝，达到扩展沟通范围提高增产效果的目的[11]。为实现转向压裂技术，暂堵剂需具有耐高温、可降解、易配伍、高承压的性能。

针对转向压裂的性能要求，通过室内实验定量分析了一种高温稠化联结暂堵剂的流变性能、破胶性能、暂堵性能和配伍性能，评价了暂堵剂的适应性。为高温高压缝洞型油气藏转向压裂技术筛选暂堵剂提供了参考与指导作用。

1 高温稠化联结暂堵剂室内实验

1.1 仪器和药品

实验仪器：HAAKE MARS高温高压流变仪、地层条件动渗失分析仪(成都理工大学研制)。

实验材料：选用高温稠化联结暂堵剂用充填剂SDC-A、高温稠化联结暂堵剂用联结剂SDC-B、过硫酸铵、盐酸(分析纯)、水溶性凝胶CY-A27。

实验选用新型暂堵剂为高温稠化联结暂堵剂,其配方为：4% SDC-A +0.8% SDC-B，配制后成浅黄色稠化液体，如图1所示。

图1 高温稠化联结暂堵剂配制后实物图

标准盐水：5%NaCl+3%KCl。

压裂液：0.4%瓜胶+0.5%助排剂+0.05%pH调节剂+1%高温稳定剂+0.1%杀菌剂+0.01%有机锆交联剂+0.03%破胶剂。

高温胶凝酸：2%高温胶凝酸稠化剂+2%缓蚀剂+1%铁离子稳定剂+1%破乳剂+0.5%破胶剂。

1.2 实验方法

1.2.1 暂堵剂流变性能评价

测试高温稠化联结暂堵剂在30℃、85℃、140℃、160℃四个温度下的流变性能，剪切速率170 s-1，剪切时间60 min。实验仪器采用HAAKE MARS Ⅲ模块化高级旋转流变仪。

1.2.2 暂堵剂破胶性能评价

90℃条件下在m1高温稠化联结暂堵剂加入破胶剂过硫酸铵，测试不同时间(0 h、0.5 h、1 h、6 h、12 h、24 h、36 h、48 h)后的暂堵液黏度，48 h后全部倒入已烘干的离心管中，在3 000 r/min的转速下离心30 min，倒出上层清液，烘干残渣，称重记为m2，降解残渣率见式(1)：

(1)

式中:m1—高温稠化联结暂堵剂+破胶剂的质量,g;m2—破胶后残渣质量,g;η—降解残渣率,%。

1.2.3 暂堵剂暂堵性能评价

暂堵性能评价实验主要依托地层条件动渗失分析仪进行测试。实验原理为将配制成一定比例的暂堵剂混合液体1 L，装入滤失釜中进行搅拌，暂堵剂沿裂缝进口做切向运动，用平流泵给中间容器加压，并保证滤失釜中保持一定的压力，与滤失出口形成滤失压差，保持滤失压差不少于3.5 MPa。用手压泵加持围压，保证围压大于驱替压力2 MPa，岩心夹持器后端连接出口阀门，当滤失出口出液时开始计时，并计量出液体积。岩心裂缝中形成暂堵，出口端停止出液时，持续供给压力，测试暂堵裂缝可承受的最大压差Δp。

1.2.4 暂堵剂配伍性能评价

测定暂堵剂材料与标准盐水、压裂液、高温胶凝酸3种液体的配伍性。该实验参照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》标准中的评价方法步骤。

2 实验结果分析

2.1 流变性能分析

通过实验表明，30℃时，170 s-1剪切速率持续剪切60 min后，暂堵液黏度为250 mPa·s以上。160℃高温下持续剪切60 min，黏度保持100 mPa·s左右，有利于形成较好的封堵层。高温稠化暂堵剂在恒定剪切速率下暂堵液黏度变化较小，说明其抗剪切性能强。在高温条件下，黏度在持续剪切后有一定程度上升趋势，说明其体系变化有一定膨胀作用，有利于在狭窄的裂缝中形成封堵，获得较好的封堵效果，见图2。

2.2 破胶性能分析

通过实验表明，使用过硫酸铵作为破胶剂，破胶后前期形成乳状液，随着破胶时间的增加，最终在48 h左右完全破胶，暂堵液黏度下降至4 mPa·s，残渣率为1.5%(见表1)。说明适当延长关井时间可以达到完全破胶，以利于工作液的返排，达到解除封堵的目的。

图2 高浓度暂堵液体流变性能

表1 破胶性能评价实验结果统计表

2.3 暂堵性能分析

2.3.1 高温稠化联结暂堵剂实验结果

实验结果表明，高温稠化联结暂堵液可以在零滤失的条件下，对1 mm裂缝形成有效封堵，最高封堵压力达到24 MPa，并可持续稳定在23.8 MPa，形成的封堵段长度为30 mm,见图3。由此表明该暂堵液在施工中能够在较短时间内封堵裂缝，且无滤失，封堵压力较高，比常规暂堵材料更有利于转向压裂施工。

图3 1 mm裂缝鲜液驱替实验结果图

2.3.2 高温稠化联结暂堵液+0.5%CY-A27的封堵实验结果

实验结果表明，高温稠化联结暂堵液+水溶性凝胶暂堵体系在两次压力波动后，能够对4 mm裂缝形成有效封堵。最高封堵压力为21.5 MPa，实验滤失量为零,见图4。由此表明，复合暂堵液对大尺寸裂缝具有较好的封堵效果，封堵时间较快，封堵压力较高，比常规暂堵材料更有利于转向压裂施工。

2.4 配伍性能分析

将高温稠化联结暂堵液分别与滑溜水、胍胶压裂液、高温胶凝酸进行混合，观察其配伍性见图5。

图4 高温稠化联结暂堵液与0.5%CY-A27复合驱替实验结果

图5 高温稠化联结暂堵液与标准盐水、胍胶压裂液、高温胶凝酸混合图

发现高温稠化联结暂堵液与标准盐水、滑溜水、胍胶压裂液混合后，未出现破胶、沉淀、絮状物或乳化现象，配伍性良好。高温稠化联结暂堵液与高温胶凝酸混合后出现破胶现象，实际应用中应使用压裂液将高温稠化联结暂堵液与高温胶凝酸分隔开。

3 结论

1)高温稠化联结暂堵剂具有耐温性能好、破胶程度高、暂堵层承压能力强、配伍性能好等特点，可用于高温高压缝洞型油气藏转向压裂技术。

2)高温稠化联结暂堵剂在160℃高温下持续剪切60 min，黏度保持100 mPa·s左右，有利于形成较好的封堵层。

3)高温稠化联结暂堵剂在高温下24 h后缓慢降解，2 d后基本降解完成，降解残渣率小于<5%，配伍实验中与标准盐水、压裂液配伍性较好，与高温胶凝酸混合后自然降解破胶，说明该体系只应用压裂工艺中，若用于酸压应考虑采用隔离措施。

4)为满足高温高压油气藏人工裂缝转向需求，在小尺寸裂缝中可以采用高温稠化粘结暂堵液达到较好的封堵效果，封堵压力均在20 MPa以上，在大尺寸裂缝中采用复合暂堵液。