碳酸盐岩油藏高温超深井高导流自支撑酸化压裂技术

周林波，刘红磊，李 丹，张俊江，周 珺

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 102206；3.中国石油长庆油田分公司，陕西 榆林 719000；4.中国石化西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

0 引 言

塔河油田超深碳酸盐岩油井酸化压裂投产后，约1/4的井出现供液不足、产量快速衰竭的问题。研究认为有效闭合应力逐渐增加，导致酸蚀裂缝导流能力急剧衰减，是产生这一问题的根本原因[1-10]。为此，周林波[11]提出了一种新的自支撑酸化压裂技术，室内实验结果表明：通过涂抹屏蔽保护剂覆盖部分岩板表面，可以阻断岩石和酸液之间的酸岩反应，形成分散的面状凸起，并依靠这些高强度岩石面来支撑裂缝；裂缝有效支撑高度可提高3倍，在闭合应力为50 MPa条件下酸蚀导流能力提高41.8%，裂缝支撑的有效性、稳定性得到改善。实验室所用树脂保护剂虽然能有效阻断酸岩反应，但降解性差，在地层中长期滞留易堵塞裂缝，也难以通过酸化压裂泵注的方式注入地层。将室内实验结果转化为现场可实施的应用方案的关键问题是合成具有特殊性质的屏蔽保护剂。该材料能对水力裂缝表面非连续地暂时性屏蔽，阻断酸岩反应；施工结束后，屏蔽保护剂遇油溶解或自然降解，留下岩石面支撑酸蚀通道。为此，在室内实验的基础上，研发了专用屏蔽保护剂，采用CFD模拟软件分析压裂液和屏蔽保护剂固液两相流动规律，并优化注入排量、携带液种类、用量等参数，实现最优的裂缝自支撑形态，大幅提高酸蚀裂缝导流能力，延长酸化压裂改造有效期。

1 屏蔽保护剂的研制

1.1 基础材料优选

屏蔽保护剂是实现自支撑酸化压裂技术的核心材料，根据现场生产需求，屏蔽保护剂需满足以下要求：①常温条件下为固体颗粒形态，相对密度为0.95～1.10，便于分散混入压裂液中注入地层；②在地层高温高压条件下(地层温度为120～150 ℃，注入压裂液降温后温度约为100～120 ℃，地层压力60.0～90.0 MPa)，颗粒具有一定的自聚集特征，相互聚集并软化黏附在地层岩石上；③具有耐酸性，在注入酸液的过程中，阻断酸液和碳酸盐岩之间的酸岩反应；④屏蔽材料在地层条件下遇油溶解或降解，不污染地层。

根据屏蔽保护剂性能要求，通过实验初步筛选出多种性能接近的高分子体系，包括石蜡、松香、萜烯树脂(BT06)、环氧树脂、松香改性酚醛树脂(BF10)、生物基苯并噁嗪(MY)等，对其性能进行了分析和评价(表1，黏附性测定温度为120 ℃)。

表1 基础材料性能评价结果

由表1可知：松香、石蜡、环氧树脂、MY的软化点低于100 ℃，而BT06和BF10软化点高于120 ℃，均在工作温度范围之外；从耐酸性来看，石蜡的耐酸性相对较差，其他树脂均具有较低的酸溶性；从油溶性来看，环氧树脂不满足要求。综合分析可知，单一高分子材料无法满足屏蔽保护剂的整体性能指标。

1.2 共混配方研究

由于单一树脂无法满足屏蔽保护剂的整体性能指标，因此，通过共混方式发挥基础材料各自的优势，合成满足性能要求的屏蔽保护剂。共混改性是指将2种或2种以上聚合物通过混合而形成宏观上均匀、连续的高分子材料的工艺。聚合物是否能混合取决于其间的相容性。MY、BF10和BT06均含有苯环结构，三者具有良好的相容性，在共混过程中未出现宏观相分离现象。因此，优选MY、BT06、BF10为基础材料，并通过正交实验确定5种屏蔽保护剂的配方(表2)。

表2 屏蔽保护剂配方

2 屏蔽保护剂的性能评价

2.1 软化点

参照GB/T 4507—2014[9]测得各产品软化点为80～121℃(表3)，满足现场工作要求。

2.2 耐酸性和油溶性

将5种产品在盐酸中进行溶解性(140 ℃)测试，实验前后盐酸溶液的颜色并无变化，依然呈澄清状态，屏蔽剂基本未溶解，酸溶率均小于5.00%(表3)。

将5种产品在白油中进行油溶性测试，实验温度为140 ℃，实验时间为2 h。实验结果显示，屏蔽保护剂全部溶解，溶液澄清透明，颜色由无色变为橘红色，油溶率大于96.00%(表3)。

2.3 自聚性

自聚性测试方法：在岩心表面均匀划出16个大小一致的方格，将屏蔽剂均匀铺于岩心表面(图1a)，加热软化后，观察岩心表面熔融自聚的屏蔽剂所占面积，屏蔽剂完全熔融的方格占总格数的比例即为屏蔽保护剂的自聚率。实验温度为120 ℃，实验时间为10 min。实验结果表明：5种屏蔽剂的自聚率均可达到100%(图1b)；向岩心表面滴盐酸，观测无气泡产生(图1c)，表明屏蔽保护剂有效阻断了酸岩反应。结果表明，所有配方体系在120 ℃、10 min内的自聚率均可达到100%。

图1 自聚性测试实验

2.4 黏附性

为了更直观描述屏蔽保护剂与岩心的黏附性，将屏蔽保护剂粉末均匀铺于岩心表面，加热屏蔽保护剂完全熔融附着后，用耐热胶带贴在屏蔽保护剂表面，然后均匀用力撕下胶带，测量胶带上附着的屏蔽保护剂质量。实验结果表明：屏蔽保护剂有极少量被剥离，剥离质量比例为0.8%～2.4%。冷却岩心，在岩心表面均匀滴加盐酸测试其屏蔽效果，没有气泡产生，说明屏蔽保护剂在被撕离后仍能有效屏蔽酸岩反应。

通过一系列实验结果，确定了屏蔽保护剂性能参数。屏蔽保护剂外观为淡黄色固体粉末，常温性脆；密度为0.95～0.98 g/cm3；软化点为100～120 ℃；140 ℃、2 h条件下，在质量分数为20%的HCL中的溶解率小于5.00%，在白油中的溶解率大于95.00%；自聚率大于90%；黏附能力强，外力剥离质量比例小于5.0%。

3 自支撑酸化压裂工艺参数优化

屏蔽保护剂注入地层后，其分散形态和屏蔽面积，直接决定了酸化压裂后的裂缝支撑形态。采用CFD模拟软件，参考塔河超深碳酸盐岩储层物性参数，设置模型参数：杨氏模量为5.2×104MPa，泊松比为0.28，抗压强度为78 MPa，有效闭合应力为60 MPa。建立人工裂缝模型，对比分析压裂液和屏蔽保护剂颗粒固液两相流动规律，优化屏蔽保护剂用量、注入排量等参数，实现屏蔽保护剂分散形态最优，充分发挥裂缝自支撑优势，提高深井裂缝导流能力，延长措施有效期，提高增产效果。

3.1 屏蔽保护剂用量优化

自支撑所需的屏蔽面积决定了屏蔽保护剂的用量。根据相似性原理，建立了单翼人工裂缝模型，酸蚀裂缝的缝宽较大，采用Navier-Stokes方程[13]模拟计算支撑面积比为5%～35%时缝内流体流动情况(图2，图中白色椭圆形代表支撑体)。由图2可知：由于支撑体的存在，流体绕过支撑体会产生绕流的现象(支撑体后存在蓝色区域)，即损失一部分流动压力，也会影响流线分布(图2)。综合裂缝内流动模拟分析可知：如果支撑面积过小，支撑岩体所受应力集中，高闭合应力条件下容易垮塌；如果支撑面积过大，绕流加剧，增加原油流动的阻力，出口端流速和流量明显变小。流量为200 mL/min时，不同支撑面积比条件下出口端流量变化见图3。由图3可知：支撑面积比为5%时，裂缝导流能力快速衰减，出口流量急剧降低；支撑面积比为15%～25%时，自支撑裂缝导流能力稳定，流动顺畅，出口流速均匀稳定；支撑面积比为35%时，流动阻力明显加大，出口流量偏小。因此，推荐支撑面积比为15%～25%，折算缝内等效铺置浓度为0.1～0.5 kg/m2，有利于自支撑裂缝保持长期高导流能力。

图2 自支撑裂缝内流体流动形态

图3 不同自支撑面积出口流量对比

3.2 注入排量优化

屏蔽保护剂注入排量决定了其在裂缝中的分布形态，采用固液两相流动模型模拟研究注入排量对屏蔽保护剂在裂缝内分布形态的影响(图4，Q为注入排量)。由图4可知：注入排量低，则屏蔽保护剂分散效果差，有效铺置距离短(图4a)；注入速度过高，裂缝中部屏蔽保护剂空白区面积(蓝色区域)增大(图4d)，不利于长期裂缝导流能力保持；注入速度适宜时(图4b、c)，铺置范围远，分散均匀程度好。因此，现场最优施工排量为2～3 m3/min。

图4 不同注入排量时的屏蔽保护剂铺置形态

3.3 携带液优选

参照压裂液悬砂实验方法[14]，分别选择滑溜水、线性胶、交联液3种不同黏度携带液开展实验，优选分散性、悬浮稳定性好的液体作为屏蔽保护剂注入时的携带液(表4)。由表4可知：中等黏度的线性胶作为携带液，在屏蔽保护剂质量分数为5%～20%时，均能较好地分散，同时充分搅拌后的混合液能够保持稳定悬浮2 h，有利于屏蔽保护剂的现场施工注入。

表4 携带液优选实验数据

4 现场应用

TH12井位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起，开发目的层为奥陶系碳酸盐岩储层。TH12井酸化压裂目的层为奥陶系6 930～7 390 m裸眼井段，预测储层温度为151 ℃，地层闭合应力达到94.8 MPa，生产过程中裂缝有效闭合应力超过50.0 MPa，油藏具有埋藏深、温度高、应力高的显著特征。该区域邻井酸化压裂后自喷期一般少于7 d，裂缝闭合速度快，导流能力快速递减[15-18]。

针对TH12井改造需求，设计采用高导流自支撑酸化压裂工艺，在高闭合应力条件下延长酸蚀裂缝的有效期，提高增产效果。酸化压裂方案设计酸蚀缝长为110 m、缝高为50 m；在第1阶段压裂液造缝降温后，加入软化点为121 ℃的SRP-5屏蔽保护剂100 kg，注入排量为2.0～3.0 m3/min，采用10 m3线性胶携带。屏蔽剂分散进入水力裂缝以后，继续以小排量挤注，直到SRP-5屏蔽保护剂完全进入地层并软化黏附在裂缝壁面。最后大排量注入胶凝酸，刻蚀水力裂缝面，形成自支撑酸蚀裂缝(表5)。

该井酸化压裂后返排快速见到稠油，现场取样检测未见屏蔽剂保护剂颗粒返排出地面，表明屏蔽保护剂在地层温度下黏附性、油溶性达到设计要求。酸化压裂后累计自喷95 d，比邻井延长15.8倍，自喷累计产油980 t，比邻井提高7倍；目前机抽生产动液面保持在600 m左右，比邻井提高约500 m。生产结果显示，自支撑酸化压裂技术有效改善了酸蚀裂缝支撑强度，裂缝导流能力长期保持较高水平，油井生产能力显著提高。

表5 TH12井酸化压裂主要泵注程序

5 结 论

(1) 通过三元共聚配方，合成了具备独特性能的屏蔽保护剂系列产品，是实现自支撑酸化压裂的关键。

(2) 优化了屏蔽剂用量、注入参数、携带液种类等工艺参数，形成了塔河油田超深井自支撑酸化压裂工程应用方案。

(3) 现场试验结果表明，通过屏蔽保护形成的自支撑酸化压裂技术明显延长了酸蚀裂缝有效时间，导流能力长期保持在较高水平。