崔 波，馮浦涌，榮新明，姚二冬，周福建

(1.中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450；2.中國石油大學(北京)非常規(guī)油氣科學技術研究院，北京 102249)

伊拉克S油田主力開發(fā)層系為中高孔中低滲的孔隙-裂縫型碳酸鹽巖油藏，主要開采第三系A油藏和白堊系M油藏，儲層巖性以石灰?guī)r、白云巖為主[1]。儲層埋深2 800～4 400 m，地層壓力28～40 MPa，地層溫度90～120 ℃。滲透率1×10-3～500×10-3μm2，孔隙度10%～19%，儲層裂縫溶洞發(fā)育，孔隙溶洞是油氣主要的儲集空間，天然裂縫是油氣主要的滲流通道[1]。油井經(jīng)射孔、誘噴后都無法建產(chǎn)，須采取酸化酸壓措施進行投產(chǎn)。由于該油田碳酸鹽巖儲層裂縫溶洞發(fā)育，儲層非均質性強，滲透率差異大，即使采用轉向酸酸化，酸液作用距離有限，無法實現(xiàn)儲層均勻改造。

為了溝通更多的縫洞體，擴大改造體積，需要采用暫堵轉向酸壓技術，利用暫堵材料封堵壓開的裂縫，迫使液體轉向，實現(xiàn)酸液的合理布置，充分改造儲層[2]。根據(jù)暫堵劑的不同形態(tài)，暫堵劑可分為顆粒類暫堵劑、壓裂暫堵球、纖維類暫堵劑及凍膠類暫堵劑[3]。顆粒類暫堵劑廣泛應用于重復壓裂中，小粒徑暫堵劑可實現(xiàn)縫內(nèi)轉向，大粒徑的暫堵劑可實現(xiàn)縫間轉向[4]。壓裂暫堵球主要用于孔眼封堵，封堵機理是通過工作液將一定量的暫堵球攜帶進入先壓裂縫的孔眼，并在孔眼處形成橋堵，迫使工作液不再進入該裂縫，并在破裂壓力更高的孔眼處產(chǎn)生新的水力裂縫[5]。纖維類暫堵劑可降解性能優(yōu)異，對于裂縫性儲層更容易架橋而形成屏蔽暫堵[6]。凍膠類暫堵劑通過交聯(lián)形成網(wǎng)狀結構的膠狀物，從而達到暫堵轉向所需的強度。凍膠類暫堵劑耐溫抗鹽性較差，不適用于高溫高礦化度儲層[7]。此外，凍膠類暫堵劑采用的是內(nèi)置破膠劑，在地下的破膠時間難以控制[8]。目前，裂縫暫堵轉向酸壓技術主要是通過纖維和不同粒徑的暫堵顆粒在裂縫內(nèi)形成封堵[9-11]?，F(xiàn)有研究中針對特定儲層的暫堵劑優(yōu)化，通常采用室內(nèi)暫堵實驗評價暫堵劑的承壓能力。其中，裂縫寬度多為2～3 mm，對于微裂縫、多層級裂縫的暫堵尚缺少研究[12-13]?，F(xiàn)針對伊拉克S油田儲層天然裂縫溶洞發(fā)育特征，對儲層裂縫尺寸進行分析，對儲層裂縫等級進行劃分，通過模擬粗糙裂縫的縫內(nèi)暫堵實驗，探索縫內(nèi)封堵規(guī)律，優(yōu)選適合該油田碳酸鹽巖儲層不同裂縫等級的暫堵劑配方，形成相應施工工藝，為現(xiàn)場裂縫封堵施工提供理論依據(jù)。

1 實驗部分

1.1 實驗試劑及儀器

暫堵劑(粉末、纖維、顆粒)：工業(yè)品，中國石油大學(北京)非常規(guī)油氣科學技術研究院。胍膠：工業(yè)品，中海油田服務股份有限公司。巖心：伊拉克S油田標準巖心。模擬裂縫暫堵實驗系統(tǒng)：江蘇拓創(chuàng)科研儀器有限公司，型號為SH-6型。

1.2 實驗方法

(1)設計模擬裂縫暫堵實驗裝置。模擬裂縫暫堵實驗裝置如圖1所示，該裝置主要由注液泵、導流室、中間容器、控制閥、壓機、量筒組成。實驗用液放于中間容器中，中間容器一端與注液泵連接，另一端連接導流室，導流室位于壓機上，出口端連接廢液缸，壓機連接另一注液泵。導流室由導流室腔體、上活塞、下活塞、出入口接口、特制金屬巖板構成。該設備可模擬高強度纖維暫堵劑材料對不同縫寬裂縫的封堵情況，評價封堵效果。

1為注液泵；2為圍壓泵；3為導流室；4、5為中間容器；6～10為控制閥；11為壓機；12為量筒圖1 模擬裂縫暫堵實驗裝置Fig.1 Experimental apparatus for simulating fracture temporary plugging

(2)巴西劈裂。通過巴西劈裂，對儲層標準巖心進行劈裂造縫，模擬真實粗糙微縫。將標準巖心放入巖柱裂縫劈槽(圖2)，用70 MPa的壓機加壓，即可得到正中劈裂的小巖柱。通過在劈裂的巖柱兩側加入不同厚度的銅箔，即可得到不同裂縫尺寸的真實粗糙微縫。

圖2 真實粗糙微縫(巖心)Fig.2 Real rough micro fracture (core)

(3)采用3D打印巖板模擬常規(guī)粗糙裂縫。通過掃描真實裂縫面，獲取裂縫面的粗糙度和迂曲度，尼龍材料3D打印巖板如圖3所示。通過3D打印的巖板，模擬裂縫形貌更接近于生產(chǎn)實際，同時具備高強度、耐磨性、可重復使用的優(yōu)點。

圖3 3D打印巖板Fig.3 3D printed rock beam

(4)暫堵材料準備。300目粉末、纖維(長6 mm)、顆粒(1 mm和2 mm)，如圖4所示。

(5)實驗步驟。

① 配制一定量暫堵劑攜帶液(胍膠)，放入中間容器中。

② 根據(jù)所需評價的裂縫寬度，調(diào)整巖心間銅箔厚度或巖板間墊片厚度，將巖心或巖板放入導流室腔體。

③ 將導流室放置在壓機上，連接管線，出液口連接量筒；用壓機對導流室施加一定圍壓。

④ 開啟注液泵，以一定排量注液。待泵壓達到待測值后或泵壓達到一定值突破后停泵。

⑤ 取出巖心或巖板，可進一步分析縫內(nèi)不同尺寸復合暫堵劑的分布情況。

⑥ 在設定好縫寬后，通過比較不同暫堵劑配比下的最高承受泵壓或在相同最高泵壓下用液量的多少，優(yōu)選該縫寬條件下的暫堵劑配比。

2 結果與討論

2.1 儲層天然裂縫溶洞特征

第三系A油藏天然裂縫溶洞特征：含高角度近垂直縫、斜角度縫、低角度近水平縫，可見垂直裂縫與水平裂縫構成的網(wǎng)絡。裂縫受地層控制，背斜軸部大多為發(fā)育近垂直縫，翼部多為近水平縫、斜交縫。裂縫長1～25 cm，寬0.02～0.08 mm，平均寬0.05 mm，屬于微縫級別。早期裂縫多被石膏充填，后期裂縫多開啟，成為溝通溶蝕孔隙的通道。巖心描述可見A層溶洞發(fā)育較差，局部見1 mm×1 mm溶洞，典型井天然裂縫發(fā)育如圖5所示。

圖5 第三系A油藏典型井天然裂縫特征Fig.5 Characteristics of natural fractures in typical wells of A reservoir

白堊系M油藏天然裂縫溶洞特征：小型溶洞主要為厚殼蛤格架、體腔孔洞，并疊加表生巖溶改造形成；其次為新生的小型巖溶系統(tǒng)，被溶解的碳酸鹽巖孔洞被砂屑充填。巖心描述可見M層溶洞大小2 mm×3 mm～3 mm×5 mm，典型井天然溶洞發(fā)育如圖6所示。

圖6 白堊系M油藏典型井天然溶洞特征Fig.6 Characteristics of natural karst caves in typical wells of M reservoir

根據(jù)第三系A油藏和白堊系M油藏天然裂縫溶洞特征，將儲層裂縫等級劃分為兩類，粗糙微縫(0.03、0.05、0.08 mm)和常規(guī)粗糙縫(1、2、3 mm)。通過巴西劈裂，對儲層標準巖心進行劈裂造縫，模擬真實粗糙微縫(0.03、0.05、0.08 mm)；采用3D打印巖板模擬常規(guī)粗糙裂縫(1、2、3 mm)；采用粉末、纖維、顆粒作為暫堵劑對裂縫進行封堵，測試不同暫堵劑配比下的最高承受泵壓或在相同最高泵壓下用液量，優(yōu)選該縫寬條件下的暫堵劑配比。

2.2 粗糙微縫封堵實驗

2.2.1 0.03 mm裂縫封堵實驗

考慮到裂縫寬度僅0.03 mm，所用暫堵劑中纖維長度為6 mm，粉末粒徑為300目，相對于縫寬均較大，因此，采用較低濃度的暫堵劑進行封堵實驗。暫堵劑配方分別為：0.10%纖維、0.05%纖維+0.05%粉末、0.10%粉末，封堵實驗結果如圖7所示。由圖7可知，纖維和300目粉末均能有效封堵0.03 mm的裂縫，封堵壓力大于30 MPa。其中，純纖維的封堵速率最快，約44 min時壓力達到30 MPa，而隨著纖維濃度的降低且粉末濃度的增大，在暫堵劑總濃度不變時，封堵速率逐漸降低。純粉末的封堵速率最慢，約97 min時封堵壓力達到30 MPa。

圖7 不同濃度暫堵劑封堵0.03 mm裂縫的壓力對比圖Fig.7 Pressure comparison for 0.03 mm crack blocked by temporary plugging agent with different concentration

2.2.2 0.05 mm裂縫封堵實驗

參考對0.03 mm裂縫的封堵實驗結果，封堵0.05 mm裂縫時適當增加暫堵劑的總濃度，從0.1%提高到0.3%。暫堵劑配方分別為：0.30%纖維、0.15%纖維+0.15%粉末、0.30%粉末。實驗結果如圖8所示，三組實驗的封堵壓力可以看到，對于0.05 mm裂縫，在適當提高暫堵劑濃度時，纖維和300目粉末仍然能夠有效封堵裂縫，且封堵壓力大于30 MPa。同0.03 mm裂縫封堵規(guī)律一致，純纖維的封堵效率最快，在32 min左右壓力即達到30 MPa，而隨著暫堵劑中纖維濃度降低、粉末濃度增加，封堵效率逐漸降低。0.3%粉末需要大約64 min才能達到30 MPa的封堵壓力。

圖8 不同濃度暫堵劑封堵0.05 mm裂縫的壓力對比圖Fig.8 Pressure comparison for 0.05 mm crack blocked by temporary plugging agent with different concentration

2.2.3 0.08 mm裂縫封堵實驗

參考對0.03 mm和0.05 mm裂縫的封堵實驗結果，封堵0.08 mm裂縫時進一步增加暫堵劑的總濃度，從0.1%提高到0.5%。暫堵劑配方分別為：0.50%纖維、0.30%纖維+0.20%粉末、0.50%粉末。實驗結果如圖9所示，三組實驗的封堵壓力可以看出，對于0.08 mm裂縫，在適當提高暫堵劑濃度時，纖維和300目粉末仍然能夠有效封堵裂縫，且封堵壓力大于30 MPa。同0.03 mm和0.05 mm裂縫封堵規(guī)律一致，純纖維的封堵效率最快，在37 min左右壓力即達到30 MPa，而隨著暫堵劑中纖維濃度降低、粉末濃度增加，封堵效率逐漸降低。0.50%粉末需要大約66 min才能達到30 MPa的封堵壓力。圖10展示了純粉末的封堵結果，可以看到粉末進入裂縫入口并形成致密堆積。

圖9 不同濃度暫堵劑封堵0.08 mm裂縫的壓力對比圖Fig.9 Pressure comparison for 0.08 mm crack blocked by temporary plugging agent with different concentration

圖10 封堵前后縫口圖Fig.10 Fracture internal diagram before after sealing

2.3 常規(guī)粗糙縫封堵實驗

2.3.1 1 mm裂縫封堵實驗

采用粉末無法對常規(guī)裂縫進行封堵，對于1 mm縫寬的裂縫，采用純纖維作為暫堵劑進行暫堵實驗。暫堵劑配方分別為：2%纖維、0.86%纖維和0.5%纖維。實驗結果如圖11所示，2%濃度的纖維暫堵劑出液14 min后，注入壓力開始上升；而0.86%濃度的纖維在出液大約32 min后，注入壓力開始上升；0.5%濃度的纖維與0.86%濃度的纖維的實驗結果相似，出液33 min后，注入壓力開始上升。所有濃度的纖維均在縫內(nèi)形成有效暫堵，承壓達到30 MPa，未發(fā)生突破。對比不同壓力級別下形成暫堵所耗時間，2%纖維耗時最短，推薦采用2%的纖維封堵1 mm裂縫。

圖11 不同濃度纖維暫堵實驗對比圖Fig.11 Experimental comparison of different concentrations of temporary plugging agents

2.3.2 2 mm裂縫封堵實驗

參考對1 mm裂縫的封堵實驗結果，開展了不同配比暫堵材料對2 mm縫寬的暫堵實驗。暫堵劑配方分別為：0.8% 1 mm顆粒+0.86%纖維、1.02% 1 mm顆粒+0.86%纖維、1.2%1 mm顆粒+0.86%纖維。實驗結果如圖12所示，1.2%、1.02%與0.8% 1 mm顆粒配合0.86%纖維均能對2 mm縫寬裂縫形成有效封堵。對比不同壓力級別下形成暫堵所耗時間，1.02% 1 mm顆粒+0.86%纖維配方耗時最短，推薦采用1.02% 1 mm顆粒+0.86%纖維配方封堵1 mm裂縫。

圖12 不同濃度顆粒暫堵實驗壓力對比圖Fig.12 Experimental comparison of different concentrations of temporary plugging agents

2.3.3 3 mm裂縫封堵實驗

參考對2 mm裂縫的封堵實驗結果，開展了不同配比暫堵材料對3 mm縫寬的暫堵實驗。暫堵劑配方分別為：0.4% 2 mm顆粒+0.8%纖維、0.6% 2 mm顆粒+0.8%纖維、0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維、1.0% 2 mm顆粒+0.8%纖維。實驗結果如圖13所示,0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維的暫堵劑配方能最快形成封堵。在約15 min時，注入壓力開始穩(wěn)步上升；1.0% 2 mm顆粒+0.8%纖維的暫堵劑配方在約26 min時，注入壓力開始上升，在51 min和56 min時，注入壓力出現(xiàn)兩次小幅下降，最終在約65 min時，壓力達到30 MPa；0.6% 2 mm顆粒+0.8%纖維的暫堵劑配方在約33 min時，注入壓力開始上升，壓力增速較快，在約43 min時，其壓力已經(jīng)超過1.0%實驗組的壓力；0.4% 2 mm顆粒+0.8%纖維的暫堵劑配方起壓最慢，在約48 min時，注入壓力開始上升，且壓力近似為直線上升，在約67 min時，暫堵液已經(jīng)被全部驅替，而注入壓力約為17 MPa。對比不同壓力級別下形成暫堵所耗時間，0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維配方耗時最短，推薦采用0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維配方封堵3 mm裂縫。圖14展示了顆粒和纖維組合的封堵結果，可以看到顆粒和纖維組合暫堵體系進入裂縫后，可有效形成橋架堆積，對裂縫進行封堵。

圖13 不同濃度暫堵劑配方實驗對比圖Fig.13 Experimental comparison of different concentrations of temporary plugging agents

2.4 實驗結果現(xiàn)場匹配

針對縫寬較小(≤0.08 mm)的粗糙微縫，纖維和粒徑為300目的粉末均能形成有效封堵，鑒于纖維可能在更寬的裂縫處提前形成封堵，因此，推薦采用300目粉末封堵微裂縫；對于1～3 mm常規(guī)粗糙縫，推薦采用2%的纖維封堵1 mm裂縫，1.02% 1 mm顆粒+0.86%纖維配方封堵2 mm縫寬裂縫，0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維的暫堵劑配方封堵3 mm縫寬的裂縫。具體區(qū)塊封堵組合如表1所示。

表1 不同區(qū)塊推薦的封堵組合Table 1 Recommended temporary plugging agent for different reservoir

3 結論

(1)根據(jù)該油田儲層地質油藏資料，將儲層裂縫等級劃分為微縫和常規(guī)縫。針對微縫，纖維和粉末均能有效封堵裂縫，纖維相比粉末更易封堵微縫，封堵后承壓均超過30 MPa；針對常規(guī)縫，采用纖維或纖維與顆粒組合可有效堵裂縫，封堵后承壓均超過30 MPa。

(2)第三系A油藏裂縫寬度在0.02～0.08 mm，平均0.05 mm，推薦采用0.3%的300目顆粒進行有效封堵裂縫，使用清水攜帶；第三系A油藏局部存在1 mm×1 mm溶洞，單維度為1 mm左右，推薦采用2%的纖維進行封堵，使用略微稠化酸液或者壓裂液攜帶。

(3)白堊系M油藏溶洞大小2 mm×3 mm～3 mm×5 mm左右，單維度最小3 mm，推薦采用3 mm縫寬優(yōu)選配方0.8% 2 mm顆粒+0.8%纖維的進行封堵，使用略微稠化酸液或者壓裂液攜帶。

(4)針對該油田不同區(qū)塊儲層天然裂縫溶洞特征，通過開展縫內(nèi)暫堵實驗，探索了碳酸鹽巖縫內(nèi)封堵規(guī)律，優(yōu)選出了最佳的暫堵轉向配方，為現(xiàn)場裂縫封堵施工提供了理論依據(jù)。