氯化鈉晶體顆粒暫堵劑性能評價與應用

劉雪峰，柯 強，王藝之，楊 旭，陳 清

（1. 西南石油大學 化學化工學院，四川 成都 610500；2. 中國石油渤海鉆探公司井下作業分公司，河北 任丘 062550）

水力壓裂是提高低滲透油田勘探開發水平的重要措施之一，隨著油田的不斷開發，第一次壓裂裂縫所擴大的儲油區內的原油剩余量較少，另外儲油區外還存在大量未探到的油層，采用常規的水力再次壓裂往往僅僅是老裂縫的延伸，不一定能探及到原儲油區外的油層［1-3］。因此，針對這一難題，20 世紀90 年代發展了轉向重復壓裂技術，該技術是在壓裂過程中同時加入暫堵劑，一方面暫堵老縫或已加砂縫，降低水力壓裂壓力的流失；另一方面借助破裂壓力、裂縫延伸壓力的無規則變化使流體方向發生轉變，從而造出新縫［4-6］，共同實現原油儲藏區域油量的“再生”。因此，不但需要所使用的暫堵劑具有一定的抗壓強度［7］，在地層壓力和水力壓裂壓力的作用下能保持一定的形狀和摩擦阻力；同時暫堵劑還需在壓裂完成后“消失”或返排到地面，不造成地下巖層堵塞或污染地下環境［8-9］。目前，暫堵劑的開發，主要分為無機顆粒暫堵劑、聚合物型暫堵劑和吸水凝膠型暫堵劑［10］。聚合物型暫堵劑是先向地層注入低黏度聚合物溶液，隨后注入交聯劑變成能挑掛的水凍膠，實現地層縫隙的封堵；但是后期解堵還需加入破膠劑，且存在破膠不徹底的缺點。吸水凝膠型暫堵劑是依靠樹脂具有吸水膨脹性質堵住裂縫，但吸水凝膠的抗壓強度低、易破裂。傳統的無機顆粒暫堵劑主要以聚合物包裹石英砂或人造陶粒為主，雖然封堵效果優異，但后期無法返排，會破壞和堵塞地層通道。因此，急需開發封堵效果優異，不破壞地層自然結構，且能完全返排的暫堵劑。

本工作通過溶解一定量的氯化鈉后，加入氯化鈣、氯化鉀等沉淀劑析出氯化鈉晶體，并輔以分散劑、穩定劑、緩蝕劑等助劑，使析出的晶體顆粒穩定分散于溶液中，從而得到一種水溶性無機鹽晶體暫堵劑。以固含量和穩定性為主要評價指標，對不同配比暫堵劑體系的固含量、抗溫性、配伍性等方面進行了實驗室初期評價，然后在華北油田二連分公司進行了現場測試，顯示該暫堵劑具有一定的實際應用前景。

1 實驗部分

1.1 主要試劑及儀器

氯化鈉（化學純）、氯化鈣（分析純）、氯化鉀（分析純）、十二烷基硫酸鈉（分析純）:成都科龍試劑有限公司；實驗用水均為現場地層水。DMLB2 型徠卡顯微鏡:德國徠卡公司；DYQ-2型巖心驅替裝置:成都巖心科技有限公司。

1.2 暫堵劑的合成

采用飽和溶液反析法，經過實驗室初步篩選，確定氯化鈣和氯化鉀為沉淀劑、十二烷基硫酸鈉為分散劑、改性瓜膠為穩定劑、鉬酸鈉為緩釋劑，制備氯化鈉晶體暫堵劑。取100 mL 現場回注水，在200 r/min 攪拌轉速下溶解混合均勻的0.1%（w）十二烷基硫酸鈉、25 g 氯化鈉和0.5%（w）改性瓜膠，完全溶解后再加入10 g 氯化鈣和10 g 氯化鉀，攪拌至完全溶解析出晶體后再加入0.1%（w）鉬酸鈉。經過光學顯微鏡觀察，反析的氯化鈉晶體能穩定地懸浮在水溶液中，靜置7 d 后未出現分層現象。

1.3 暫堵劑性能評價

配伍性是藥劑現場應用的優先評價指標，是確定藥劑能大量使用的先決條件。對氯化鈉晶體暫堵劑與回注水、前置液和壓裂液進行了配伍性評價。水的溫度隨地層深度的增加而增加，良好的抗溫性可保證晶體型暫堵劑在泵入過程中還能保有較高的固含量，因此需要進行暫堵劑抗溫性評價，測定不同溫度下暫堵劑固含量的變化。通過實驗室室內巖心驅替實驗模擬評價氯化鈉暫堵劑的封堵效果，采用內徑3.96 cm、內長8.36 cm 的填砂管填制粒徑為100 ～200 目的石英砂，壓實到環壓保持6 MPa；驅替溶液順序依次為1%（w） 氯化鈉溶液、0.1%（w）聚丙烯酰胺頂替液、氯化鈉晶體暫堵劑和1%（w）氯化鈉溶液，注入流速為0.03 mL/s，間隔一定時間記錄注入流量和壓力變化。

2 結果與討論

2.1 暫堵劑的現場制備

表1為二連賽罕塔拉凹陷地區回注水分析數據。

表1 二連賽罕塔拉凹陷地區回注水分析數據Table1 Analysis data of reinjection water in Erliansaihantala depression

圖1 為水溶性無機鹽暫堵劑現場制備及試樣外觀照片。由圖1 可知，暫堵劑為乳白色懸浮液，經穩定性測試，可保持12 d 不分層，表明該暫堵劑體系穩定，可實現藥劑的連續均勻注射。

取現場回注水，分別配置3 個試樣，測得暫堵劑體系的固含量（w）為10.57%，11.03%，10.78%，可見固含量平均值（10.79%）比在相同條件下用自來水配制的暫堵劑體系（6.96%）要高3.8 百分點左右，這主要是因為現場回注水中含有鈉離子和氯離子，根據溶度積規則，氯化鈉沉淀相應增多。由于固含量增加，可減少暫堵劑的用量。同時，使用現場回注水配置的暫堵劑固含量較高，波動很小，均保持在11%（w）左右，符合現場重復多批次實驗的要求。

2.2 暫堵劑性能測試

2.2.1 暫堵劑與地層水的配伍性

當暫堵劑注入地層后與不配伍的地層水相遇時，使原有的地層水和儲層礦石之間的離子化學平衡被破壞，巖石和混合水之間、注入水和地層水之間，會隨注入水不斷泵入逐漸建立一個新的化學平衡［11-12］。在打破舊平衡建立新平衡的過程中，只要流體中有兩種以上不配伍的水存在或在流動過程中壓力、溫度、流體的化學組分不平衡，都存在結垢的可能，不可避免地造成儲層的一定損害。在導致嚴重水敏的同時，注水速度過快時，還將產生嚴重的速敏傷害，低滲、特低滲的水敏更為嚴重［13-15］。因此，在進行現場施工前必須進行配伍性評價。

由于地層水的礦化度較高，里面包含的鈉離子、鈣離子和氯離子含量也很高，將地層水與暫堵劑體系按不同質量比（1∶9，4∶6，5∶5，6∶4，9∶1）混合，實驗結果均無沉淀、無絮狀物生成、無分層現象。說明地層水與暫堵劑具有優異的配伍性，混合后不會產生沉淀，滿足現場施工要求。

2.2.2 暫堵劑與前置液的配伍性

由于注入工藝涉及到暫堵劑與前置液接觸，為探討前置液與暫堵劑的配伍性，將前置液與暫堵劑按不同質量比（1∶9，4∶6，5∶5，6∶4，9∶1）混合后，在室溫下觀察均無沉淀析出，且沒有分層現象。說明暫堵劑與前置液的配伍性較好，可滿足現場應用的要求。

2.2.3 暫堵劑與壓裂液的配伍性

由于在施工過程中暫堵劑與壓裂液相接觸，為探討現在常用壓裂液與暫堵劑的配伍性，將壓裂液與暫堵劑按不同質量比（1∶4，2∶3，3∶2，4∶1）混合后，在室溫下觀察均無沉淀析出。說明暫堵劑體系與現場回注水具有良好的配伍性，在一定時間內具有很好的穩定性。

2.2.4 暫堵劑的抗溫性

油藏區的地下情況較復雜，在開采過程中，溫度壓力等因素都會發生改變。本工作所配暫堵劑為無機鹽型晶體顆粒暫堵劑，主要依靠其中的氯化鈉晶體顆粒實現暫堵作用。溫度對晶體顆粒的溶解度有一定的影響，因此進行了暫堵劑的抗溫性測試。表2 為不同溫度下暫堵劑固含量的測試結果。

表2 不同溫度下暫堵劑固含量的測試結果Table 2 Test results of solid content of temporary plugging agent at different temperatures

由表2 可知，隨著溫度的升高暫堵劑的固含量減少，由于氯化鈉與氯化鈣混合后產生的晶體為氯化鈉晶體，且升高溫度會使氯化鈉溶解度有一定幅度的增加，導致晶體隨溫度的升高有少量的溶解，但90 ℃下暫堵劑固含量仍維持在7%以上。

圖2 為不同溫度下暫堵劑的晶體顆粒形貌。表3 為不同溫度下暫堵劑的平均粒徑。由圖2 和表3可知，隨著溫度的升高，暫堵劑晶體顆粒粒徑逐漸變小，但在90 ℃平均粒徑仍大于6 μm。因此，所配暫堵劑抗溫性良好，能夠滿足施工的要求。

圖2 不同溫度下暫堵劑晶體的顯微照片Fig.2 Crystal micrograph of the temporary plugging agent under different temperatures.

表3 不同溫度下暫堵劑的平均粒徑Table 3 Average particle size of the temporary plugging agent at different temperatures

2.2.5 暫堵劑的封堵性能

圖3 為巖心驅替一個周期過程中體系的壓差和流量隨時間變化情況。由圖3（a）可知，用鹽水驅替4 min 后壓差和流量達到穩定狀態，壓差為0.2 MPa，流量為0.03 mL/s，說明此時填砂管中已注滿鹽水，裝填的石英砂被完全浸濕，同時可計算出封堵前巖心滲透率（K1）為1.132 μm2，此時填砂管濕重為4 527.74 g（干重為4 506.71 g）。圖3（b）可知，用頂替液驅替4.5 min 后壓差和流量保持恒定，壓差為0.3 MPa，比鹽水驅替時稍高，這是因為頂替液為聚丙烯酰胺溶液，黏度和密度都稍高于鹽水，導致穩定后填砂管前后兩段壓差稍高，同時也說明此時填砂管內的鹽水被頂替液驅替。圖3（c）可知，向填砂管中注入暫堵劑時，隨著泵入時間的延長，壓差一直在增加，流量則一直降低，同時流量的降低過程出現多個平臺階段，即泵入流量出現2 min 不變過程，表明在暫堵劑注入填砂管過程中，固體顆粒發生不均勻堵塞，某些區域被封堵以后，暫堵劑就向其他區域移動，注入到一定量時這些區域也被封堵；隨著注入時間和注入量的增加，填砂管中的微小縫隙被均勻地封堵，所以流量不斷降低；結束時壓差為21.6 MPa，流量為0.008 33 mL/s，封堵后巖心滲透率（K2）為0.085 μm2，由K1，K2計算出暫堵劑的封堵率為92.49%，達到了較好的封堵效果。由圖3（d）可知，封堵后用鹽水解堵時，由于填砂管中的孔隙被轉向劑中的顆粒封堵，開始注入鹽水時，壓差隨著注入時間和注入量的增加而增加，而一直沒有流體從填砂管中通過，說明封堵效果較好；當壓差達到21.9 MPa 時，陡降為0.2 MPa，與此同時填砂管出口端流出第一滴液體，說明此時填砂管內部出現水流通道，突破壓力為21.9 MPa；另外，解堵后流量和壓差均穩定，說明解堵完成，此時壓差為0.2 MPa，流量為0.026 7 mL/s，計算出解堵后的巖心滲透率（K3）為0.914 5 μm2，由K1，K2，K3計算出解堵率為77.03%。綜上所述，本工作所配氯化鈉無機鹽晶體型暫堵劑具有優異的封堵效果，且僅通過注入鹽水就能實現解堵，方便易行，能極大地減少地層環境污染，具有優異的潛在應用價值。

圖3 巖心驅替過程中壓差和泵入流量隨時間的變化Fig.3 Change of pressure difference and pumping flow with time during core displacement of fracturing diverter.

2.3 現場應用

2017 年8 月在阿爾29-901X 井的壓裂施工中對本工作所配暫堵劑進行了測試，施工時間為97 min，前置液期間正向泵入暫堵劑15.0 m3，排量0.8 ～1.5 m3/min。壓裂參數:破裂壓力為24.78 MPa，停泵壓力為7.78 MPa。由壓裂施工曲線可知，正向擠注暫堵劑時油壓和套壓同時提高，爬坡較明顯，恢復排量后油壓套壓均有二次破壓，顯示轉向成功；爬坡壓力達到了1.5 MPa，爬坡壓力較小是該井壓裂液用量大（140 m3），說明前期壓裂形成的裂縫較長，且老裂縫中含有支撐劑，而此次測試暫堵劑用量相對較少，到達裂縫末端的暫堵顆粒不夠多而造成爬坡壓力較小。根據壓后10 d 數據統計可知，平均日產油量由原來的3.52 t 升至8.14 t，增油效果十分明顯。

3 結論

1）采用飽和溶液反析法制備了一種穩定懸浮的氯化鈉無機鹽型晶體顆粒暫堵劑，通過室內評價實驗結果可知，暫堵劑與回注水、常規壓裂液的配伍性優異，具有良好的抗溫性。

2）通過室內巖心驅替和現場應用測試，證實本工作所配暫堵劑具有優異的封堵能力，且簡便易行，不會造成地層的二次污染；現場施工方便，只需隨前置液一起注入即可，施工后增油效果明顯，具有很高的經濟和社會效益。