冀东油田南堡x号构造储层埋深3500～4000 m，地温梯度为3.5 ℃/100 m，储层岩性以玄武岩、火山碎屑岩和砂岩为主，含油气井段中，玄武岩、火山碎屑岩含量较高，储层厚度大，单井平均钻遇火山岩厚度为45.6 m，储层平均孔隙度为11.1%，平均空气渗透率为0.4 mD，储集空间以裂缝孔隙型为主。裂缝是主要的储集空间和渗流通道，无自然产能，只有进行大规模的增产改造才能获得产能。前期压前评估得到天然裂缝充填物中酸溶矿物较多，酸液溶蚀率较高，杨氏模量达35 000 MPa，水平大小应力差约5～7 MPa。采用“前置酸压+大规模压裂改造”思路，前期注入降阻酸，溶蚀天然裂缝里的酸溶矿物和黏土，最大程度释放天然裂缝。由于天然裂缝发育、水平大小应力差适中，后期采用大规模体积压裂，尽量沟通天然裂缝与人工裂缝，通过多级投入缝内暂堵剂，封堵天然裂缝，在天然裂缝周边产生大量的微裂缝和分支缝，从而形成复杂网络裂缝。通过多次投放缝口暂堵剂将水平主裂缝进行临时封堵，继而压开所有射孔簇，实现簇间暂堵转向。

1.   簇间暂堵转向压裂技术

为满足火山岩“前置酸压+水平井分段分簇压裂”的要求，暂堵剂需要在地层温度下迅速胶结形成强度较大的团块，在炮眼处和裂缝内形成一定厚度的滤饼，从而大幅提高暂堵压力，实现层间、簇间转向。层间（簇间）暂堵转向压裂主要用于封堵射孔孔眼，一般射孔孔眼平均大小为7～12 mm, 孔密度为16孔/m，暂堵剂在高渗透带或射孔孔眼处产生桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差，后续流体不能进入旧裂缝和高渗透带，使压裂液进入高应力区或新裂缝，促使新裂缝的产生。

1.1   缝口（簇间）暂堵剂的研制及评价

调研了国内外常用暂堵剂，针对层间（簇间）暂堵转向压裂，目前油田应用最广泛的是颗粒型交联材料在地面交联不同材料得到高黏交联液体后再经过烘干、剪切、造粒等一系列工艺后制得的颗粒状暂堵剂，且多为刚性聚合物颗粒，刚性颗粒具有黏度大、自身强度高、承压能力强的优点、它无变形、无弹性、无黏附性，由于只具有刚性，从而不能自动传导应力，存在暂堵时施工压力暂时升高，却不一定将应力有效转移的问题^[1-11]。

通过引入有机硅单体，胶束聚合了一种强变形凝胶，通过剪切、造粒、烘干后得到不同粒径强变形可膨胀缝口暂堵剂。硅单体会自聚形成纳米级微粒分散到有机聚合物水凝胶中，将纳米材料的刚性、尺寸稳定性与水凝胶的保湿性能相结合，从而让水凝胶具有很强的弹性、变形性，即使在受到高压的作用下，也不易失水而受到结构破坏，通过抗压能力实验优化得到最佳缝口暂堵体系为：变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200目）=5∶1∶1，最高突破压力为56.3 MPa，如表1所示。

表  1  不同暂堵剂组合下的突破压力

暂堵剂的配比	突破压力/MPa
刚性颗粒	无明显起压
刚性颗粒∶纤维=2∶2	8.6
刚性颗粒∶纤维=3∶1	20.3
变形粒子（QBZU）	35.6
变形粒子∶纤维∶粉末=2∶2∶1	21.0
变形粒子∶纤维∶粉末=5∶1∶1	56.3

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该变形粒子可吸水膨胀，凝胶的弹性模量仅为80 MPa, 材料刚度越大，亦即在一定应力作用下，发生弹性变形越小；相反，弹性模量越小，说明在一定应力作用下，发生弹性变形越大。变形水凝胶的泊松比为0.48，所有材料泊松比最大值为0.5，在一定程度上也可反映该凝胶的可压缩能力强和弹性好。当应力解除后，水凝胶可完全恢复至初始状态，无任何痕迹。因此，该暂堵剂具有高强度、强变形、可吸水膨胀和易返排的特点。

表1中实验结果的产生主要有几个方面：① 由于刚性颗粒不具有吸水膨胀性能，颗粒与颗粒之间会有缝隙，虽然可以利用纤维的缠绕弥补一部分空间，但始终无法充满整个空间，有间隙就会有压力传递，导致驱替压力降落；② 刚性颗粒虽然硬度非常大，但是由于不具有弹性，因此不会产生反作用力，不能有效转移应力；③ QBZU具有吸水膨胀性能，通过吸水膨胀，可以将一个有限的空间完全充填满至没有一点缝隙，以一个整体抵抗驱替压力，从而该暂堵剂可以适应不同形状的裂缝和孔眼；④ QBZU颗粒吸水膨胀后，具有很强的变形性和弹性，当应力作用于它时，会产生一个反作用力，以抵抗机械应力和将作用力转移至应力相对更小的方向。

QBZU系列强变形水溶性暂堵剂分为颗粒和粉末型：颗粒暂堵剂粒径为5～6 mm，用于封堵裂缝缝口；粉末暂堵剂粒径为100～200目，通过吸水膨胀可弥补大颗粒堆积时的空隙，并通过表面的黏附性将大颗粒、小颗粒和粉末堵剂黏接在一起至一个整体，不同粒径的暂堵剂性能参数相近。

1.2   颗粒暂堵剂携带液的优化

图1和图2讨论了QBZU颗粒在不同时间不同温度下的膨胀性能，膨胀速率为线性膨胀，随着温度的升高，膨胀速度增加。0～15 min阶段膨胀速度较快，15～25 min膨胀速度趋于平缓。携带液的黏度越大，QBZU膨胀速率越小。在压裂过程中，暂堵剂以低排量0.8～1 m³/min从地面泵入至目的层，泵送时间约15～25 min，采用清水携带大颗粒暂堵剂有2个缺陷。①QBZU颗粒吸水膨胀后，表面会有较强的黏附性，黏附性对于提高封堵效果有利，但不利于在地面管汇中的泵送，它会黏附在压裂车组的柱塞泵上，产生卡泵、巴泵现象；并且，清水几乎无黏度，无悬浮性能，不利于过泵。②采用清水携带的过程中，当液体进入井筒后，暂堵剂依靠自身的重力会下沉。一方面会造成暂堵剂的损失，降低封堵效果；另一方面，针对口袋短的生产井，会造成埋层的风险。为规避以上2个缺陷，结合泵送时间和膨胀速度，优选出颗粒暂堵剂的携带液配方为0.3%AFP-2，复合暂堵剂配方为：5～6 mm大颗粒、聚乙烯醇纤维和粉末。纤维具有很强的柔软卷曲性，它依靠物理缠结作用悬浮大颗粒暂堵剂，配合粉末型暂堵剂吸水膨胀共同将大颗粒暂堵剂悬浮和携带至地层。

图  1  QBZU颗粒于不同温度下在清水中的膨胀性能

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图  2  QBZU颗粒于不同温度下在线性胶中的膨胀性能

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2.   缝内暂堵转向压裂技术

南堡x号构造Es₃³的火山岩天然裂缝较发育，通过FMI测井得到天然裂缝平均密度为3.35 条/m, 长度为3.45 m, 宽度为257 μm,天然裂缝中充填较多酸溶矿物，盐酸溶蚀率达20%以上。通过体式显微镜可清晰观察到发育有天然裂缝，见图3，酸溶矿物含量高，有利于疏通天然裂缝，因此，采用0.5%降阻酸体系溶蚀天然裂缝中的酸溶矿物，为后期复杂裂缝的构建创造了有利条件。

图  3  体式显微镜下XX井火山岩岩心

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2.1   缝内暂堵剂的研制

缝内暂堵转向压裂是开发裂缝性油气藏的关键技术之一，该工艺可以使新裂缝在已压出主裂缝的周边薄弱位置起裂，从而大幅度提高主裂缝周围弱势通道的动用程度，多级缝内暂堵能明显增加主裂缝、分支裂缝的复杂度，达到增产的目的。南堡x号构造埋藏深，温度达140 ℃，天然裂缝特征明显，前期尝试了“水溶性粉末暂堵剂+纤维”复合暂堵工艺。在理想情况下，暂堵剂在裂缝深处首先渐渐形成架桥，随着后继泵入同样粒径的暂堵剂，形成的暂堵层不是完全封闭的，后继流体在其中可以渗流，相当于暂堵失效，或者暂堵层直接散架被冲散，现场施工压力表现出施工压力起压不明显。因此，希望选择一种能不断地架桥，且能不断自动填充缝隙的暂堵剂，进一步说，若暂堵剂能在地层环境下，自动形成一个整体，封堵效果会更佳。

室内研制了一种缝内暂堵携带液QE-1，可将QBZU粉末在高温下（≥50 ℃）自动延迟固化成滤饼，固化时间可控，固化时间随着温度的升高而缩短，最短固化时间为15 min，见图4。因此，根据井深、温度和管径大小计算泵注时间，可调整固化时间。

图  4  粉末暂堵剂在不同温度下的固化时间

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解决了现有缝内暂堵剂粉末不能形成一个整体导致的封堵效果差，不能自动适应不同形状天然裂缝的问题，暂堵剂固化前后的状态如图5所示。

图  5  粉末暂堵剂固化前后的状态

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2.2   缝内暂堵剂的评价

实验方法：将合成的QBZU颗粒磨成微米级粉末，再将暂堵剂粉末与70～140目石英砂混合均匀后备用，暂堵剂质量分数为10%。在填砂管中（Φ25 mm×350 mm）加入25 g 混合物，并每次加入2滴清水，用千斤顶加压25 MPa 持续5 min以上。按上述步骤加入混合物共计250 g。将研制的缝内暂堵携带液放入中间容器中，以0.5～5 mL/min流量驱替，实验温度为90 ℃，并实时记录渗透率、驱替压力等数据，见图6。

图  6  驱替压力的变化曲线

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由图6可知，随着缝内携带液的不断注入，驱替压力呈线性升高，最高升高至54 MPa，由于仪器的传感器最高限压为50 MPa，限制了真实突破压力的测试。该暂堵剂具有较高抗压能力的原因如下：①QBZU材料本身具有很强的变形性和弹性，将QBZU粉末与石英砂均匀混合后，压制成的砂柱具有强变形性和弹性，当驱替压力作用于砂柱时，会产生一个强反作用力，以抵抗驱替压力。驱替后的砂子与QBZU粉末黏合非常紧密，用手上下挤压砂柱富有弹性。②QBZU粉末吸水膨胀，随着温度的升高，暂堵剂之间的Si—O键与Si—O键发生缩合反应形成滤饼，并具有较强的黏附性能。③QBZU的粒径与石英砂的粒径匹配较佳，也是封堵效果好的原因之一。

采用体式显微镜观察它在90 ℃下的吸水膨胀过程，结果见图7。由图7可知，QBZU粉末的初始粒径为1.2 μm，通过吸水膨胀，体积逐渐均匀增大，吸水后的水凝胶均匀、透明，由于引入了硅单体，大大增强了吸水膨胀后凝胶的机械抗压性能。

QBZU粉末暂堵剂可缩合形成具有强黏附性能的滤饼，从而提高封堵强度，最高封堵强度达54 MPa，滤饼在90 ℃下，4 h后，可完全降解，降解率达99%以上，降解后无残渣，对储层无伤害。

图  7  QBZU粉末的吸水膨胀过程

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3.   暂堵工艺优化

该暂堵转向剂已在现场应用5余口井次，其中1口水平井。采用清水携带刚性大颗粒暂堵剂时，经常会出现压裂车泵效降低，卡泵，甚至造成压裂泵车无法正常工作的问题。部分服务商通过球阀箱技术改造压裂泵车可以较好地解决该问题，但改造专用泵车和异地设备动迁费用过高，大幅提高了施工费用和该技术的推广应用难度。

通过现场地面设备泵注流程优化，形成了一套现场泵注大颗粒暂堵剂的工艺方法。首先，在单独的混砂车的小池子里装入1.5 m³携带液，将混砂车与一台压裂车组相连接，这台压裂车组直接与井口相连接，与高低压管汇无关。在小池里边搅拌边加入30 kg聚乙烯醇纤维备用，待纤维充分分散溶胀后，加入30 kg粉末暂堵剂，最后再加入150 kg大颗粒暂堵转向剂，不停地搅拌10 min以上，立即将池子里的1.5 m³混合物以排量为0.8～1.5 m³/min一次性地泵入目的层。泵入过程中压力、排量均很稳定，说明大颗粒暂堵剂经过泵头时，很顺畅，不会影响泵效和出现卡泵现象，如图8所示。

图  8  泵注颗粒暂堵剂过程中的压力、排量变化

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4.   现场应用

QBZU缝口和缝内暂堵转向剂在现场进行了试验，试验井储层埋深3500～4000 m，温度130～140 ℃，现场施工成功率100%，投入暂堵剂过程中，没有出现任何卡泵和泵效降低的现象。表2列出了簇间和缝内暂堵转向的施工参数，从已压裂井施工情况得到：①大粒径暂堵剂占比高的井，簇间（层间）暂堵起压更明显，所以，在地面顺利泵送大颗粒暂堵材料工艺尤为重要；②泵送暂堵剂需要低排量泵送，起压效果更明显；③暂堵剂泵送到位后，需要提高排量至4 m³/min以上，尽量清洗管线里残留的暂堵剂，避免导致后续供液不稳定；④选择热降解性能、水溶性好的暂堵剂可大幅降低施工风险，特别是针对管内多封隔器层间暂堵，可避免卡管柱的风险；⑤泵送大颗粒暂堵剂的专用混砂车，在进行下一次主压裂供压裂液时，需要对砂斗等管线清理干净。

表  2  簇间和缝内暂堵转向现场应用情况

暂堵 类型	排量/ m3/min	暂堵剂 的组合	暂堵剂/ kg	携带液	压力上升/ MPa
簇间 暂堵	0.8～2	5～6 mm： 纤维： 100～200目= 5∶1∶1	225～250	0.3% AFP-2	4～16
缝内 暂堵	3～12	微米级	200～600	QE-1	2～5

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XX水平井分段分簇压裂，在第2段压裂中，加入3个砂塞后，为激活开启更多天然裂缝，不停泵加入150 kg缝内暂堵剂，暂堵剂到位后，施工压力上升5 MPa。 簇间暂堵转向一次，以低排量1.8 m³/min投入225 kg簇间复合暂堵剂，暂堵剂到达炮眼后，施工压力上升14～16 MPa，起压明显，第2段压裂时，相同排量的情况下，两簇的破裂压力A点（62.37 MPa）与B点（65.88 MPa）不同，B点压力上升3.51 MPa，停泵压力C点与D点不同，D点的压力为50.94 MPa，C点的压力为47.12 MPa，D点比C点高3.82 MPa，从施工曲线图（图9）和裂缝监测分析（图10）得到簇间和缝内暂堵转向有效。

图  9  XX水平井第2段压裂施工曲线

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图  10  XX水平井第2段压裂微地震事件点

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XX水平井分段分簇压裂，在第3段压裂中，簇间暂堵转向一次，缝内暂堵转向一次，以低排量1.8 m³/min投入205 kg簇间复合暂堵剂，暂堵剂到达炮眼后，施工压力（C点）上升4 MPa。第1簇压裂时，排量为8.5 m³/min时，施工压力（A点）为71 MPa，地层破裂后，当排量为12 m³/min时，施工压力为64 MPa；第二簇压裂时，排量为3.8 m³/min时，施工压力（B点）为69 MPa, 两簇施工压力不同，第2簇施工压力明显高于第1簇施工压力。投入200 kg缝内暂堵剂，暂堵剂到位后，施工压力上升3 MPa，从施工曲线图（图11）和微地震监测（图12）得到簇间暂堵转向有效。

图  11  XX水平井第3段压裂施工曲线

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图  12  XX水平井第3段压裂微地震事件点

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2019年12月17日开井，压力为36 MPa，排液初期平均日产液量为44 m³/d，累计排液7 d约300 m³后见油，返排率为5.8%。见油初期平均日产液量为47.6 m³/d，平均日产油量为21.1 t/d，日产气量为1.2×10⁴ m³/d，含水率为55.5%，截止目前，积累产油量为4100 t，增产效果优于同区块采用常规压裂技术的井。

5.   结论

1.通过引入有机硅单体，胶束聚合了一种强变形凝胶，通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口（缝内）暂堵剂，并通过缩合反应，粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼，提高缝内暂堵的可行性。

2. 通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比：变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200 目）=5∶1∶1，最高突破压力为56.3 MPa，变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征，从而大幅提高应力转向的可能性；缝内暂堵剂为微米级的粉末，最高封堵强度达54 MPa。

3. 该体系成功试验于火山岩油气藏，不采用专用车组，未影响泵效和出现卡泵现象，现场顺利泵送，施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显，平均提高4～16 MPa，缝内暂堵平均升压2～4 MPa，通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。