绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的应用
蒋建方1, 翟晓鹏2, 贺甲元3, 耿宇迪4, 崔佳3, 魏攀峰1
1. 油气资源与探测国家重点实验室•中国石油大学(北京)
2. 油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室•长江大学
3. 中国石化石油勘探开发研究院
4. 中国石化西北油田分公司工程技术研究院

作者简介:蒋建方,1966年生,副研究员;主要从事低渗透特低渗透油气藏、非常规油气藏的储层改造机理、伤害机理研究与评价工作。地址:(102249)北京市昌平区府学路18号。电话:(010)89732236。ORCID: 0000-0001-9101-4237。E-mail: jjf8989@126.com

通信作者:翟晓鹏,1980年生,博士;主要从事岩石力学与压裂增产方面的研究工作。地址:(430100)湖北省武汉市蔡甸区大学路111号。电话:17762533797。ORCID: 0000-0003-3022-872X。E-mail: zhaixiaopeng2006@163.com
摘要

为了明确绒囊暂堵剂在深层碳酸盐岩储层转向压裂中的适应性,选取塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心作为样品,开展了注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验,然后在THX井进行了现场试验,首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果。研究结果表明:①绒囊注入后岩石弹性模量减小、泊松比增大、岩心弹塑性应变增大,从而提高了岩心的韧性变形能力;②封堵压力实验结果显示,绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升,在注入压力峰值后未出现“悬崖式”陡降,说明绒囊韧性封堵带已经形成且具有明显的封堵作用;③绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系,并且随着裂缝宽度的增加,暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短;④绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力,绒囊暂堵裂缝后在缝内形成憋压,当缝内净压力超过水平地应力差时强制裂缝转向,并且绒囊暂堵剂可以耐130 ℃高温。结论认为,绒囊暂堵剂能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。

关键词: 深层; 碳酸盐岩; 储集层; 重复压裂; 转向压裂; 暂堵剂; 绒囊流体; 酸化
Application of a fuzzy-ball temporary plugging agent to the diverting fracturing of deep carbonate reservoirs
Jiang Jianfang1, Zhai Xiaopeng2, He Jiayuan3, Geng Yudi4, Cui Jia3, Wei Panfeng1
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting//China University of Petroleum, Beijing 102249, China
2. Lost Circulation Prevention and Control Laboratory, National Engineering Laboratory for Oil and Gas Drilling Technology//Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China
3. Sinopec Exploration & Production Research Institute, Beijing 100038, China
4. Research Institute of Engineering Technology, Sinopec Northwest Oilfield Company, Urumqi, Xinjiang 830011, China
Abstract

To clarify the adaptability of a fuzzy-ball temporary plugging agent to the diverting fracturing of deep carbonate reservoirs, this paper selected the cores taken from Well THX in the Ordovician carbonate rocks of the Tahe Oilfield in the Tarim Basin as the research object. After the experiments were conducted for evaluating the rock mechanical characteristics before and after the injection of fuzzy-ball temporary plugging agent and for measuring the plugging pressure after the injection of fuzzy-ball temporary plugging agent into fractured cores, as well as field tests in Well THX. In addition, the application effect of the fuzzy-ball temporary plugging agent to the temporary plugging and the acidizing of deep carbonate wells was evaluated for the first time. And the following research results were obtained. First, after the injection of fuzzy-ball temporary plugging agent, the elastic modulus of rock decreases and the Poisson's ratio and the elastic-plastic strain of cores increases, so that the ductile deformation capacity of cores is improved. Second, the plugging pressure experiment results show that the bearing capacity of the fracture increases gradually after it is temporarily plugged by fuzzy balls, and no "cliff-like" steep drop occurs after the peak injection pressure, which indicates that the ductile plugging zone of the fuzzy-ball temporary plugging agent has been formed and exerted a plugging effect obviously. After the fracture is temporarily plugged by fuzzy balls, its plugging pressure is in a negative exponential relationship with its width. And with the increase of the fracture width, the time that the bearing capacity of the temporary plugging agent takes to reach the stable state decreases gradually. Fourth, after the injection of the temporary plugging agent into the rock, the deformation resistance of the rock is improved. After the fracture is temporarily plugged by fuzzy balls, pressure is built in the fracture and when the net pressure in the fracture is higher than the horizontal ground stress difference, the fracture is forced to divert. What's more, the temporary plugging agent can withstand a high temperature of 130 ℃. Therefore, it can satisfy the demand of temporary plugging and diverting fracturing in deep carbonate rocks.

Keyword: Deep layer; Carbonate rock; Reservoir; Re-fracturing; Diverting fracturing; Temporary plugging agent; Fuzzy-ball fluid; Acidizing
0 引言

海相碳酸盐岩油气藏储层基质致密、渗透率低, 且储层分布分散, 该类型储层与煤岩储层相似, 都属于破碎性储层[1], 若仅靠传统的压裂技术难以实现多个储层单元的有效沟通[2, 3, 4, 5]。为此, 在压裂过程中需加入暂堵剂, 采用强制裂缝转向技术来促使裂缝转向, 从而沟通更多储层单元, 形成有效缝网系统, 提高油气采收率。

深层海相碳酸盐岩油气储层井深超过6 000 m, 暂堵压裂要求暂堵剂不仅要有高的承压力, 还要有耐高温性能[6, 7, 8], 但目前常用的暂堵剂(蜡球、油溶性及水溶性暂堵剂)的性能均不能满足在深层碳酸盐岩进行转向压裂的暂堵需求。通过室内实验, 测得蜡球暂堵剂在承压力约为4.5 MPa、温度为43 ℃下就发生明显变形, 易破碎[9]; 油溶性暂堵剂承压力可达13.8 MPa, 但在65 ℃下就溶解, 难以持续暂堵[10]; 水溶性暂堵剂承压力为3.2 MPa, 最大耐温为80 ℃[11, 12, 13]。同时, 一些新型暂堵剂的性能也不能满足在深层碳酸盐岩进行转向压裂的高温高压需求。如颗粒暂堵剂虽承压强度大, 但是形成的暂堵层结构疏松, 封堵效果差[14, 15]; 纤维暂堵剂承压强度大、耐高温, 但容易在裂缝中间形成桥堵[16, 17], 达不到暂堵效果; 凝胶类堵剂可以实现均匀封堵, 但施工复杂, 破胶时间难以控制, 耐温耐盐性能差[18]。为此, 需要寻求一种耐高压高温的暂堵剂。

绒囊工作液是一种内部有气囊, 气囊外部包围绒毛的气囊状材料, 微观结构为“ 一核二层三膜” 的流体[19]。该工作液作为暂堵剂进入裂缝时, 首先进入的是气囊, 然后是液相流体, 气囊位于液相流体的前端, 由于前端压力低, 气囊堆积, 增加了液相流体通过裂缝尖端的流动阻力。气囊内分子间通过极性键结合, 作用力强, 形成具有一定强度的“ 隔墙” , 通过提高裂缝端部压力, 使缝内净压力大于水平地应力差, 从而促使裂缝转向。绒囊暂堵剂作为一种无固相暂堵剂, 在煤岩和致密砂岩的转向压裂中证明其具有暂堵承压能力强(承压力达70 MPa)、储层伤害率低的特点[20, 21, 22, 23, 24]。因此, 笔者将绒囊暂堵剂引入深层碳酸盐岩储层的暂堵转向压裂中, 针对该类型储层高温高压且裂缝发育的特点, 开展绒囊暂堵剂作用下岩石力学特征评价实验和高温条件下封堵压力实验; 分析绒囊暂堵剂作用后岩石力学特征的变化规律及封堵压力的变化规律, 为其应用到深层碳酸盐岩储层的转向压裂中提供支撑。

1 绒囊暂堵剂韧性暂堵力学实验

裂缝转向压力受地应力差、缝内净压力和岩石力学性质影响。为了了解绒囊暂堵剂作用下的裂缝转向机理, 需要开展注入绒囊暂堵剂前后的岩石力学特征评价实验和绒囊注入含裂缝岩心后的封堵压力实验。

1.1 岩石力学特征评价实验

利用塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井岩心(直径为25 mm、长度为50 mm)开展绒囊暂堵剂注入下的岩石力学特征评价实验, 实验采用TAW-2000kN微机控制电液伺服岩石三轴试验机。根据岩石力学参数测试的相关研究成果[21], 首先设定围压为30 MPa, 然后通过孔压系统注入绒囊工作液进入岩心, 通过轴压系统进行轴向的岩石力学测试, 施加轴压直至岩心破坏, 测试期间记录岩心应力应变曲线。测试采用的绒囊暂堵剂包含囊层剂(加量为2.0%)+绒毛剂(加量为1.5%)+成核剂(加量为0.3%)+成膜剂(加量为0.5%)。

采用两块岩心做常规岩石力学测试, 另取两块岩心做暂堵剂注入下的岩石力学测试, 对测试结果进行统计, 发现绒囊暂堵剂注入后岩心的弹性模量比无绒囊注入的岩心低, 而泊松比相比于无绒囊注入的岩心要高(表1)。

表1 岩心岩石力学测试结果统计表

通常情况下, 岩石应力应变曲线以峰值应力作为界限值, 从而将应力应变曲线分为破坏前区和破坏后区。碳酸盐岩破坏通常属于脆性破坏, 如图1所示, 对于无绒囊作用的岩心, 其应力应变曲线有明显的应力陡降突变, 这是明显的脆性破坏表现; 而绒囊注入岩心后, 应力下降趋势变缓, 岩心破坏表现出明显的塑性变化。如表1所示, 绒囊注入后岩石弹性模量减小, 泊松比增大, 岩心弹塑性应变增大, 从而允许岩心发生更大的变形, 即提高了岩心的韧性变形能力, 由此看出, 绒囊具有韧性暂堵的作用。韧性暂堵兼具刚性封堵材料的强度和柔性封堵材料的物理化学特性, 从提升暂堵材料膨胀性和抗变形性两方面来实现有效暂堵[25, 26, 27, 28]。韧性暂堵使岩石在相同受力作用下变形能力更大, 而没有注入绒囊的岩石抗变形能力小, 因此, 在相同受力情况下, 没有注入绒囊的岩石先发生破坏, 从而达到裂缝转向的目的。

图1 绒囊暂堵剂注入前后岩心应力应变曲线图

1.2 绒囊暂堵剂封堵压力实验

实验岩心取自塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩THX井, 利用高温高压渗透率仪测试不同宽度的裂缝在绒囊暂堵剂注入后的封堵压力, 设定岩心围压为70 MPa, 模拟温度为130 ℃, 回压为2.5 MPa, 泵速为0.8 mL/min。

柱塞岩心直径为38 mm、长度为100 mm, 在柱塞端面人工造贯穿缝, 裂缝长度为100 mm、高度为20 mm。裂缝宽度依次为0.01 mm、0.20 mm、1.00 mm、2.00 mm、4.00 mm、6.00 mm、8.00 mm、10.00 mm, 其中宽度为0.01 mm和0.20 mm的裂缝为天然裂缝, 其余均为人造裂缝。

测试步骤如下:①加热高温高压渗透率仪岩心筒至90 ℃, 泵入氯化钾加量为6%的标准盐水, 保证围压大于驱压; ②记录岩心入口流体注入压力随时间的变化关系, 当出口端有液体稳定流出时, 停止实验; ③将暂堵流体注入高压中间容器中, 设置泵速为0.8 mL/min, 并打开放空阀, 待有暂堵流体从放空阀流出, 关闭放空阀, 打开注入阀, 同时关闭流量泵; ④将温度升至130 ℃, 以0.8 mL/min的泵速将暂堵流体持续注入柱塞岩心, 并连续记录入口压力, 若注入压力稳定且夹持器出口端无暂堵流体流出, 则表示形成封堵; ⑤封堵完毕, 采用氯化钾加量为6%的标准盐水进行承压能力测试, 记录注入压力随时间的变化曲线。

如图2所示, 实验开始时注入氯化钾含量为6%的标准盐水, 出口端有单位质量氯化钾含量为6%的标准盐水流出, 该阶段的注入压力小, 且变化平缓, 这是由于有裂缝存在, 清水很快便从端口流出; 绒囊暂堵剂注入裂缝并将裂缝充满, 对于裂缝宽度为0.01 mm、0.20 mm、1.00 mm的柱塞岩心, 随着绒囊暂堵剂暂堵逐渐形成, 在20 min后注入压力明显上升; 在注入标准盐水70 min后注入压力保持稳定且夹持器出口端无暂堵流体流出, 此时的注入压力即为暂堵压力。随着裂缝宽度增大, 暂堵剂封堵压力减小, 暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短。采用标准盐水(氯化钾加量为6%)进行的承压能力测试结果显示, 一旦绒囊暂堵剂形成封堵, 标准盐水也难以通过封堵后的裂缝。

图2 不同裂缝宽度下注入压力变化曲线图

随着裂缝宽度增加, 暂堵剂封堵压力逐渐减小, 且裂缝宽度与暂堵剂封堵压力呈负指数关系(图3); 裂缝宽度为0.01 mm时, 封堵压力为60.51 MPa, 而裂缝宽度为10.00 mm时, 封堵压力为7.92 MPa(表2); 随着裂缝宽度增加, 封堵压力也逐渐减小。

图3 裂缝宽度(wf)与暂堵剂封堵压力(pfd)拟合曲线图

表2 不同裂缝宽度下暂堵剂封堵压力统计表

从绒囊封堵压力线可以看出, 随着绒囊逐渐进入裂缝, 在裂缝端部形成桥堵, 此时注入压力曲线呈快速上升的趋势; 随着绒囊的韧性封堵作用逐步形成, 注入压力曲线逐渐上升, 并且在压力峰值出现后没有发生“ 悬崖式” 陡降, 说明绒囊韧性封堵带已形成且具有明显的封堵作用。

2 实例分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层THX井中部深度为6 330 m, 厚度约70 m, 地层温度超过130 ℃, 为了实现暂堵转向压裂, 需要暂堵剂具备承压能力大、耐强酸, 并且能够有效封堵天然裂缝或酸化裂缝的特性。通过在该井进行现场试验, 首次评估了绒囊暂堵剂用于碳酸盐岩深井暂堵酸化的效果以指导后续的技术优化。

2.1 储层特征

THX井碳酸盐岩储层基质致密, 通常发育蚯蚓状裂缝, 且部分裂缝之间并没有沟通。通过扫描电镜观察到岩石石英含量多, 夹杂有有机质, 整体较平缓、无破碎颗粒。由铸体薄片观察到碳酸盐岩中存在缝宽较大的天然裂缝(图4-a)、微裂缝(图4-b)及零星孔洞(图4-c), 需要通过酸化压裂形成具备高导流能力的人工裂缝来沟通上述油气储集空间, 从而提高地下油气的采收率。

图4 铸体薄片照片

2.2 绒囊暂堵酸压工艺效果评价

现场配置的绒囊暂堵剂性能如下:表观黏度介于48.5~73 mPa· s, 塑性黏度介于22~35 mPa· s, 动切力介于26.5~38.5 Pa, 动塑比介于1.09~1.31 Pa/(mPa· s), 密度介于0.86~0.90 g/cm3, pH值均为11。

暂堵转向压裂施工程序的的步骤为:①以0.50~1.85 m3/min的排量泵注滑溜水20 m3, 将井筒内压井液挤入地层; ②以3.00~5.10 m3/min的排量泵注滑溜水180 m3, 利用滑溜水进行初次压裂; ③以3.00 m3/min的排量注入暂堵剂70 m3, 将老缝完全填充, 完成老缝的暂堵; ④以3.00 m3/min的排量泵注滑溜水45 m3, 将井筒内暂堵剂挤入地层; ⑤以7.00~7.49 m3/min的排量注入压裂液250 m3来造新缝; ⑥以2.37~3.00 m3/min的排量注入暂堵剂170 m3来填充新缝, 完成新缝的暂堵; ⑦以3.00 m3/min的排量注入滑溜水45 m3, 将井筒内暂堵剂挤入地层; ⑧停泵测压降; ⑨以6.80~8.47 m3/min的排量注入压裂液300 m3, 再造新缝; ⑩以6.80~8.00 m3/min的排量注入交联酸300 m3, 对裂缝进行酸蚀; ⑪以6.00 m3/min的排量注入滑溜水107 m3, 顶替井筒中酸液, 让裂缝进一步延伸; ⑫停泵测压降。暂堵共实施了两次, 分别对应前述步骤③、⑥。

如图5所示, 对应步骤⑥(注入暂堵剂170 m3), 油压由30.00 MPa逐渐上升到42.17 MPa, 而后油压稳定在40.00 MPa左右, 说明暂堵剂封堵成功; 对应步骤⑦(注入滑溜水45 m3), 油压明显下降, 说明新裂缝开启, 转向压裂成功。

图5 THX井暂堵酸压施工曲线图

对比注入排量相同的A、D点, 压力从30.00 MPa升高到35.34 MPa, 证明绒囊进入地层后, 提高了新缝的承压能力。油压曲线CD段缓慢下降, 说明绒囊注入地层后, 岩石力学特征发生了塑性变化, 绒囊的韧性暂堵起到了作用。

前期压裂实验测试得到岩石破裂压力为51.0 MPa, 而在绒囊封堵新缝并使新缝转向的压裂阶段(对应图5中油压曲线BC段), 只需要44.5 MPa就能使裂缝发生转向, 可见在实施绒囊韧性暂堵以后, 提升了岩石的抗变形能力, 增加了裂缝的桥堵承压力, 使裂缝更容易发生转向进而形成新缝, 该暂堵剂适用于深层碳酸盐岩油气井的转向压裂施工。THX井在实施绒囊暂堵转向压裂前, 日平均产油量为3.13 t, 日平均产气量为8.3 m3, 自2017年实施绒囊暂堵转向压裂后, 日平均产油量增至14.10 t, 日平均产气量增至63.1 m3, 日产油量增加了3.5倍, 日产气量增加了6.6倍, 增产效果显著。

3 结论

1)绒囊注入后岩石弹性模量减小, 泊松比增大, 岩心弹塑性应变增大, 从而提高了岩心的韧性变形能力。

2)封堵压力实验结果显示绒囊暂堵后裂缝承压能力逐渐提升, 在注入压力峰值后未出现“ 悬崖式” 陡降, 说明绒囊韧性封堵带已形成且具有明显的封堵作用。

3)绒囊暂堵后裂缝封堵压力与裂缝宽度成负指数关系, 且随着裂缝宽度增加, 暂堵剂承压力达到稳定的时间缩短。

4)绒囊暂堵剂注入岩石后提升了岩石的抗变形能力, 增加了裂缝的桥堵承压力, 通过增大缝内净压力可以使裂缝更容易发生转向, 且绒囊暂堵剂耐130 ℃高温, 从而使其能够满足深层碳酸盐岩暂堵转向压裂的需求。

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