周林波，劉紅磊，李 丹，張俊江，周 珺

(1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京 102206；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 102206；3.中國石油長慶油田分公司，陜西 榆林 719000；4.中國石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

0 引 言

塔河油田超深碳酸鹽巖油井酸化壓裂投產(chǎn)后，約1/4的井出現(xiàn)供液不足、產(chǎn)量快速衰竭的問題。研究認為有效閉合應(yīng)力逐漸增加，導致酸蝕裂縫導流能力急劇衰減，是產(chǎn)生這一問題的根本原因[1-10]。為此，周林波[11]提出了一種新的自支撐酸化壓裂技術(shù)，室內(nèi)實驗結(jié)果表明：通過涂抹屏蔽保護劑覆蓋部分巖板表面，可以阻斷巖石和酸液之間的酸巖反應(yīng)，形成分散的面狀凸起，并依靠這些高強度巖石面來支撐裂縫；裂縫有效支撐高度可提高3倍，在閉合應(yīng)力為50 MPa條件下酸蝕導流能力提高41.8%，裂縫支撐的有效性、穩(wěn)定性得到改善。實驗室所用樹脂保護劑雖然能有效阻斷酸巖反應(yīng)，但降解性差，在地層中長期滯留易堵塞裂縫，也難以通過酸化壓裂泵注的方式注入地層。將室內(nèi)實驗結(jié)果轉(zhuǎn)化為現(xiàn)場可實施的應(yīng)用方案的關(guān)鍵問題是合成具有特殊性質(zhì)的屏蔽保護劑。該材料能對水力裂縫表面非連續(xù)地暫時性屏蔽，阻斷酸巖反應(yīng)；施工結(jié)束后，屏蔽保護劑遇油溶解或自然降解，留下巖石面支撐酸蝕通道。為此，在室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上，研發(fā)了專用屏蔽保護劑，采用CFD模擬軟件分析壓裂液和屏蔽保護劑固液兩相流動規(guī)律，并優(yōu)化注入排量、攜帶液種類、用量等參數(shù)，實現(xiàn)最優(yōu)的裂縫自支撐形態(tài)，大幅提高酸蝕裂縫導流能力，延長酸化壓裂改造有效期。

1 屏蔽保護劑的研制

1.1 基礎(chǔ)材料優(yōu)選

屏蔽保護劑是實現(xiàn)自支撐酸化壓裂技術(shù)的核心材料，根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)需求，屏蔽保護劑需滿足以下要求：①常溫條件下為固體顆粒形態(tài)，相對密度為0.95～1.10，便于分散混入壓裂液中注入地層；②在地層高溫高壓條件下(地層溫度為120～150 ℃，注入壓裂液降溫后溫度約為100～120 ℃，地層壓力60.0～90.0 MPa)，顆粒具有一定的自聚集特征，相互聚集并軟化黏附在地層巖石上；③具有耐酸性，在注入酸液的過程中，阻斷酸液和碳酸鹽巖之間的酸巖反應(yīng)；④屏蔽材料在地層條件下遇油溶解或降解，不污染地層。

根據(jù)屏蔽保護劑性能要求，通過實驗初步篩選出多種性能接近的高分子體系，包括石蠟、松香、萜烯樹脂(BT06)、環(huán)氧樹脂、松香改性酚醛樹脂(BF10)、生物基苯并噁嗪(MY)等，對其性能進行了分析和評價(表1，黏附性測定溫度為120 ℃)。

表1 基礎(chǔ)材料性能評價結(jié)果

由表1可知：松香、石蠟、環(huán)氧樹脂、MY的軟化點低于100 ℃，而BT06和BF10軟化點高于120 ℃，均在工作溫度范圍之外；從耐酸性來看，石蠟的耐酸性相對較差，其他樹脂均具有較低的酸溶性；從油溶性來看，環(huán)氧樹脂不滿足要求。綜合分析可知，單一高分子材料無法滿足屏蔽保護劑的整體性能指標。

1.2 共混配方研究

由于單一樹脂無法滿足屏蔽保護劑的整體性能指標，因此，通過共混方式發(fā)揮基礎(chǔ)材料各自的優(yōu)勢，合成滿足性能要求的屏蔽保護劑。共混改性是指將2種或2種以上聚合物通過混合而形成宏觀上均勻、連續(xù)的高分子材料的工藝。聚合物是否能混合取決于其間的相容性。MY、BF10和BT06均含有苯環(huán)結(jié)構(gòu)，三者具有良好的相容性，在共混過程中未出現(xiàn)宏觀相分離現(xiàn)象。因此，優(yōu)選MY、BT06、BF10為基礎(chǔ)材料，并通過正交實驗確定5種屏蔽保護劑的配方(表2)。

表2 屏蔽保護劑配方

2 屏蔽保護劑的性能評價

2.1 軟化點

參照GB/T 4507—2014[9]測得各產(chǎn)品軟化點為80～121℃(表3)，滿足現(xiàn)場工作要求。

2.2 耐酸性和油溶性

將5種產(chǎn)品在鹽酸中進行溶解性(140 ℃)測試，實驗前后鹽酸溶液的顏色并無變化，依然呈澄清狀態(tài)，屏蔽劑基本未溶解，酸溶率均小于5.00%(表3)。

將5種產(chǎn)品在白油中進行油溶性測試，實驗溫度為140 ℃，實驗時間為2 h。實驗結(jié)果顯示，屏蔽保護劑全部溶解，溶液澄清透明，顏色由無色變?yōu)殚偌t色，油溶率大于96.00%(表3)。

2.3 自聚性

自聚性測試方法：在巖心表面均勻劃出16個大小一致的方格，將屏蔽劑均勻鋪于巖心表面(圖1a)，加熱軟化后，觀察巖心表面熔融自聚的屏蔽劑所占面積，屏蔽劑完全熔融的方格占總格數(shù)的比例即為屏蔽保護劑的自聚率。實驗溫度為120 ℃，實驗時間為10 min。實驗結(jié)果表明：5種屏蔽劑的自聚率均可達到100%(圖1b)；向巖心表面滴鹽酸，觀測無氣泡產(chǎn)生(圖1c)，表明屏蔽保護劑有效阻斷了酸巖反應(yīng)。結(jié)果表明，所有配方體系在120 ℃、10 min內(nèi)的自聚率均可達到100%。

圖1 自聚性測試實驗

2.4 黏附性

為了更直觀描述屏蔽保護劑與巖心的黏附性，將屏蔽保護劑粉末均勻鋪于巖心表面，加熱屏蔽保護劑完全熔融附著后，用耐熱膠帶貼在屏蔽保護劑表面，然后均勻用力撕下膠帶，測量膠帶上附著的屏蔽保護劑質(zhì)量。實驗結(jié)果表明：屏蔽保護劑有極少量被剝離，剝離質(zhì)量比例為0.8%～2.4%。冷卻巖心，在巖心表面均勻滴加鹽酸測試其屏蔽效果，沒有氣泡產(chǎn)生，說明屏蔽保護劑在被撕離后仍能有效屏蔽酸巖反應(yīng)。

通過一系列實驗結(jié)果，確定了屏蔽保護劑性能參數(shù)。屏蔽保護劑外觀為淡黃色固體粉末，常溫性脆；密度為0.95～0.98 g/cm3；軟化點為100～120 ℃；140 ℃、2 h條件下，在質(zhì)量分數(shù)為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%；黏附能力強，外力剝離質(zhì)量比例小于5.0%。

3 自支撐酸化壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

屏蔽保護劑注入地層后，其分散形態(tài)和屏蔽面積，直接決定了酸化壓裂后的裂縫支撐形態(tài)。采用CFD模擬軟件，參考塔河超深碳酸鹽巖儲層物性參數(shù)，設(shè)置模型參數(shù)：楊氏模量為5.2×104MPa，泊松比為0.28，抗壓強度為78 MPa，有效閉合應(yīng)力為60 MPa。建立人工裂縫模型，對比分析壓裂液和屏蔽保護劑顆粒固液兩相流動規(guī)律，優(yōu)化屏蔽保護劑用量、注入排量等參數(shù)，實現(xiàn)屏蔽保護劑分散形態(tài)最優(yōu)，充分發(fā)揮裂縫自支撐優(yōu)勢，提高深井裂縫導流能力，延長措施有效期，提高增產(chǎn)效果。

3.1 屏蔽保護劑用量優(yōu)化

自支撐所需的屏蔽面積決定了屏蔽保護劑的用量。根據(jù)相似性原理，建立了單翼人工裂縫模型，酸蝕裂縫的縫寬較大，采用Navier-Stokes方程[13]模擬計算支撐面積比為5%～35%時縫內(nèi)流體流動情況(圖2，圖中白色橢圓形代表支撐體)。由圖2可知：由于支撐體的存在，流體繞過支撐體會產(chǎn)生繞流的現(xiàn)象(支撐體后存在藍色區(qū)域)，即損失一部分流動壓力，也會影響流線分布(圖2)。綜合裂縫內(nèi)流動模擬分析可知：如果支撐面積過小，支撐巖體所受應(yīng)力集中，高閉合應(yīng)力條件下容易垮塌；如果支撐面積過大，繞流加劇，增加原油流動的阻力，出口端流速和流量明顯變小。流量為200 mL/min時，不同支撐面積比條件下出口端流量變化見圖3。由圖3可知：支撐面積比為5%時，裂縫導流能力快速衰減，出口流量急劇降低；支撐面積比為15%～25%時，自支撐裂縫導流能力穩(wěn)定，流動順暢，出口流速均勻穩(wěn)定；支撐面積比為35%時，流動阻力明顯加大，出口流量偏小。因此，推薦支撐面積比為15%～25%，折算縫內(nèi)等效鋪置濃度為0.1～0.5 kg/m2，有利于自支撐裂縫保持長期高導流能力。

圖2 自支撐裂縫內(nèi)流體流動形態(tài)

圖3 不同自支撐面積出口流量對比

3.2 注入排量優(yōu)化

屏蔽保護劑注入排量決定了其在裂縫中的分布形態(tài)，采用固液兩相流動模型模擬研究注入排量對屏蔽保護劑在裂縫內(nèi)分布形態(tài)的影響(圖4，Q為注入排量)。由圖4可知：注入排量低，則屏蔽保護劑分散效果差，有效鋪置距離短(圖4a)；注入速度過高，裂縫中部屏蔽保護劑空白區(qū)面積(藍色區(qū)域)增大(圖4d)，不利于長期裂縫導流能力保持；注入速度適宜時(圖4b、c)，鋪置范圍遠，分散均勻程度好。因此，現(xiàn)場最優(yōu)施工排量為2～3 m3/min。

圖4 不同注入排量時的屏蔽保護劑鋪置形態(tài)

3.3 攜帶液優(yōu)選

參照壓裂液懸砂實驗方法[14]，分別選擇滑溜水、線性膠、交聯(lián)液3種不同黏度攜帶液開展實驗，優(yōu)選分散性、懸浮穩(wěn)定性好的液體作為屏蔽保護劑注入時的攜帶液(表4)。由表4可知：中等黏度的線性膠作為攜帶液，在屏蔽保護劑質(zhì)量分數(shù)為5%～20%時，均能較好地分散，同時充分攪拌后的混合液能夠保持穩(wěn)定懸浮2 h，有利于屏蔽保護劑的現(xiàn)場施工注入。

表4 攜帶液優(yōu)選實驗數(shù)據(jù)

4 現(xiàn)場應(yīng)用

TH12井位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫勒凸起，開發(fā)目的層為奧陶系碳酸鹽巖儲層。TH12井酸化壓裂目的層為奧陶系6 930～7 390 m裸眼井段，預(yù)測儲層溫度為151 ℃，地層閉合應(yīng)力達到94.8 MPa，生產(chǎn)過程中裂縫有效閉合應(yīng)力超過50.0 MPa，油藏具有埋藏深、溫度高、應(yīng)力高的顯著特征。該區(qū)域鄰井酸化壓裂后自噴期一般少于7 d，裂縫閉合速度快，導流能力快速遞減[15-18]。

針對TH12井改造需求，設(shè)計采用高導流自支撐酸化壓裂工藝，在高閉合應(yīng)力條件下延長酸蝕裂縫的有效期，提高增產(chǎn)效果。酸化壓裂方案設(shè)計酸蝕縫長為110 m、縫高為50 m；在第1階段壓裂液造縫降溫后，加入軟化點為121 ℃的SRP-5屏蔽保護劑100 kg，注入排量為2.0～3.0 m3/min，采用10 m3線性膠攜帶。屏蔽劑分散進入水力裂縫以后，繼續(xù)以小排量擠注，直到SRP-5屏蔽保護劑完全進入地層并軟化黏附在裂縫壁面。最后大排量注入膠凝酸，刻蝕水力裂縫面，形成自支撐酸蝕裂縫(表5)。

該井酸化壓裂后返排快速見到稠油，現(xiàn)場取樣檢測未見屏蔽劑保護劑顆粒返排出地面，表明屏蔽保護劑在地層溫度下黏附性、油溶性達到設(shè)計要求。酸化壓裂后累計自噴95 d，比鄰井延長15.8倍，自噴累計產(chǎn)油980 t，比鄰井提高7倍；目前機抽生產(chǎn)動液面保持在600 m左右，比鄰井提高約500 m。生產(chǎn)結(jié)果顯示，自支撐酸化壓裂技術(shù)有效改善了酸蝕裂縫支撐強度，裂縫導流能力長期保持較高水平，油井生產(chǎn)能力顯著提高。

表5 TH12井酸化壓裂主要泵注程序

5 結(jié) 論

(1) 通過三元共聚配方，合成了具備獨特性能的屏蔽保護劑系列產(chǎn)品，是實現(xiàn)自支撐酸化壓裂的關(guān)鍵。

(2) 優(yōu)化了屏蔽劑用量、注入?yún)?shù)、攜帶液種類等工藝參數(shù)，形成了塔河油田超深井自支撐酸化壓裂工程應(yīng)用方案。

(3) 現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，通過屏蔽保護形成的自支撐酸化壓裂技術(shù)明顯延長了酸蝕裂縫有效時間，導流能力長期保持在較高水平。