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八、技术服务方案一.暂堵重复压裂技术原理及特点暂堵技术简介位于鄂尔多斯盆地陕北地区延长油藏大多数储油层都属于特低渗透、低压、低产油藏，油层物性特别差，非均质性很强，油井自然产能也就相当低了。
为了提高采收率,绝大多数油井都进行过压裂改造，但是由于各种原因，油井产量还是下降的特别快，油井依然处于低产低效的状态.因此，为了达到进一步提高油井产量的目的，我们必须做到以下两个方面的工作：一、针对性的选择有开发前景的油井进行二次或者多次压裂改造，以至于提高油井的单井产能;二、由于我们在注水开发过程中，注入水总是沿着老裂缝方向水窜，导致大部分进行过压裂改造过的老井含水上升特别快，水驱波及效率特别低。
针对这部分老井,如果还是采用常规重复压裂方法进行延伸老裂缝，难以达到提高采收率的目的.为了探索这一部分老井的行之有效的增产改造措施,我公司借鉴了国内许多其他大油田的暂堵重复压裂的成功的现场试验经验，近两年来进行了多次油井暂堵压裂改造措施试验。
现场施工结果表明：在压裂施工前先挤入暂堵剂后，人工裂缝压力再次上升的现象很明显,部分老油井经过暂堵施工后，其加沙压力大幅度上升,暂堵重复压裂后，产油量大幅度上升。
为了确保有效的封堵老裂缝，压开新裂缝,并保持裂缝有较高的导流能力，达到有较长时间的稳产期.该技术成果的成功研究与应用，不仅可以提高油井的单井产量，而且可以提高整个区块的开采力度，从而为保持油田的增产稳产提供保障，可取得可观的经济效益和社会效益。
堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术，即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性的进入并封堵原有裂缝，但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。
水力压裂是低渗透油气藏改造的主要技术之一，但经过水力压裂后的油气井,在生产一段时间后，会由于诸多原因导致压裂失效。
试论油田压裂用暂堵剂技术随着对高含水低渗透油田开发力度的不断加大，油层压裂技术的要求逐渐提高，施工难度增加。
作为油田生产的处理技术之一，暂堵剂技术具有减小压裂施工难度、降低分段工具的使用次数、提升单元井段的使用效率等特点，因此得到广泛应用。
本文讨论了目前国内外油田压裂暂堵剂技术，总结各种暂堵剂的优缺点及其适用条件，并对暂堵剂的研究和应用提出发展建议。
标签：油田；暂堵剂；压裂酸化；可降解；自清洁我国低渗透油田拥有丰富石油地质储量，约占全国石油资源总量30%。
探明储量中，低渗透油藏比例占国家储量2/3以上，发展潜力巨大。
压裂改造后大多数低渗透油藏产量显著增加，但产量仍有限。
近年各主要油田在压裂施工中多采用多裂缝技术或裂缝转向技术，提高低渗透油藏的转化率，最大限度地提高油藏产量。
这项技术起决定性作用的即为暂堵剂，广泛用于油田生产，技术已相对成熟。
国内外针对暂堵剂研究和应用有数十年历史，1936年哈里博顿提出一种暂堵剂，主要成分为CaCl2盐。
随着堵水技术广泛应用，暂堵剂技术快速发展，聚合物和堵塞球应用最广泛，各自有其优点和缺点，适用不同情况。
1 新型暂堵剂类型1.1 压裂酸化暂堵剂压裂酸化措施可有效提高低渗透油田勘探的开发水平。
目前，压裂酸化目标层变得越来越复杂，因此对使用暂堵剂的要求更加严格。
用于压裂酸化施工的暂堵剂不仅抗压强度和韧性要好，而且同时还需要具备酸溶性和水溶性，以便最终可排回地层。
目前，国内通过研究已提出多种压裂酸化暂堵剂的试制方法，如由骨胶、磺化沥青、胍胶等组成的水溶性压裂酸化暂堵剂，当油水混合液体中油的含量低于50%，暂堵剂溶解度达到90%以上，承受压力高达22MPa；另外，由树脂、地蜡、碳酸钙等组成的新型酸化压裂暂堵剂，可用于油田深井中井段较长、跨度较大的压裂和酸化施工中。
此外，在沸腾造粒干燥器中，通过雾化喷雾制备微胶囊状细固体颗粒，外包装材料是石油树脂和地蜡的复合物，内部材料是碳酸钙和无机盐组成的固体颗粒，可在深井、长井段、高温中使用。
压裂用水溶性暂堵剂的研究与现场应用汪小宇【摘要】缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂,在水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵,产生升压效应,从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝,增大油/水层泄流面积,实现油/水井的增产增注.暂堵剂是缝内转向压裂的关键技术之一,目前在用的大部分为油溶性暂堵剂,不太适用于高含水油井及注水井.本文研制出一种水溶性压裂暂堵剂WSA,对其性能进行了研究,并开展了六口井的现场应用,结果表明,水溶性暂堵剂WSA满足缝内转向压裂工艺要求,取得了良好的增产增注效果.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2015(034)006【总页数】4页(P91-94)【关键词】水溶性;暂堵剂;缝内转向压裂技术;现场应用【作者】汪小宇【作者单位】川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室-CO2压裂增产研究室,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE357.12缝内转向压裂技术是在水力压裂过程中加入暂堵剂，在水力压裂主裂缝通道内暂时形成桥堵，产生升压效应，从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，增大油/水层泄流面积，实现油/水井的增产增注［1-4］。
暂堵剂是完成缝内桥堵，实现缝内转向的关键所在，其性能应满足以下三方面要求［5-6］：（1）转向剂在地层环境下必须具有一定变形但变形后有一定强度，应具有塑性特征，与刚性支撑剂混合后能发挥更好的裂缝封堵效果。
（2）水力压裂结束后，在排液过程中暂堵剂可溶于原油，快速排出。
（3）常温下暂堵剂应具有一定强度，不粘泵、易泵送。
目前在用的大部分为油溶性暂堵剂，对于高含水油井及注水井，裂缝封堵效果下降，解除堵塞时间较长，返排速度受到限制。
本文研制出一种适用于高含水油井及注水井缝内转向压裂用的水溶性暂堵剂，对其性能进行了研究，并开展了六口井的现场应用。
前置酸+暂堵压裂技术在长庆油田低产低效油井的应用及评价作者：朱玉洪梁庆辉梁畯保李霖来源：《中国科技博览》2015年第12期[摘要]常规压裂技术是长庆油田低渗透油气藏解堵措施之一，但由于油层温度低，压裂液破胶不彻底，以及进入储层的固相物质不能得到有效清除，压裂液残渣对储层造成二次堵塞伤害，导致压裂效果不明显；而前置酸+暂堵压裂技术有效地提高了人工裂缝附近地层的渗透性、消除了压裂液残胶的影响，降低了流体渗流阻力，并且改变裂缝起裂方位以产生新缝，是扫油面积增大，从而达到提高单井产量的目的，此效果在老油田降低递减，提高稳产启到了的示范性作用。
[关键词]低渗油藏前置酸暂堵压裂中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）12-0375-021、地层堵塞特征分析近年来在长庆低产低效的油水井生产过程中地层堵塞频次较高，具体表现在：油井在开采过程中，极易产生堵塞：（1）是地层不配伍性影响，主要原因注入水水质不达标，注入水与地层水的配伍性较差，容易产生硫酸钡和碳酸钙沉淀，引起地层堵塞。
（2）长庆西峰油田三叠系属于低渗透油藏，储层物性较差。
（3）是在生产过程中油层脱气造成油层堵塞现象。
（4）井下作业过程中，如：维修检泵、水井检串等原因起下管柱带入泥砂而引起近井地带堵塞。
2、前置酸+暂堵压裂技术应用特点和适用条件2.1 常规压裂技术改造存在的主要问题常规压裂改造存在以下问题1、因为产业剖面不均匀，普通重复压裂不能有效沟通裂缝壁面的微裂缝，扩大渗滤面积，对于需启动的小层没有有效办法。
2、由于油层温度低，压裂液破胶不彻底，压裂液残渣对储层造成二次堵塞伤害，是的措施后油井产量增幅较小。
2.2 前置酸+暂堵压裂技术特点针对长庆油田酸溶性矿物含量高的低渗透储层，将砂岩酸化与暂堵压裂集成，形成了前置酸+暂堵压裂技术，在改造未动用的小层，通过低排量注酸，提高近井地带裂缝酸液处理深度，在经过暂堵部分的高渗老缝和部分射孔孔眼，提高排量，增加压力破裂低渗层段，裂缝延伸压力的变化使液体发生转向，从而造出新缝，使油井得以增产，进一步提高了致密储层改造效果。
转向重复压裂高效暂堵剂性能评价付美龙;陈畅;胡泽文【摘要】针对油井施工次数的增加,老井原有的人工裂缝生产潜能逐年降低等问题,提出了转向重复压裂技术,并介绍了水溶性SC-JXSG高效暂堵剂.通过室内静、动态实验评价了暂堵及解堵效果,分析了暂堵剂的浓度、注入量和注入压力对暂堵效率的影响.结果表明:①静态评价实验中,质量分数为3％的暂堵剂在30℃时溶解缓慢,80℃时也需数小时才能充分溶解;②裂缝性岩心暂堵动态实验中,在60℃条件下,注入1 PV质量分数为3％的暂堵剂,暂堵率可高达99％,突破压力梯度高达37.90 MPa/m;在80℃条件下,反向注入10 PV地层水解堵,最终解堵率可达73％.该暂堵剂现场试验效果良好,可以满足压裂暂堵现场施工要求.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2016(031)005【总页数】5页(P43-47)【关键词】转向重复压裂;水溶性;生产潜能;暂堵剂;暂堵效率;影响因素;长庆油田【作者】付美龙;陈畅;胡泽文【作者单位】长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100;长江大学石油工程学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】TE39;TQ37付美龙，陈畅，胡泽文.转向重复压裂高效暂堵剂性能评价[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(5):43-47.FU Meilong,CHEN Chang,HU Zewen.Performance evaluation of high efficiency temporary plugging agent for steering refracturing[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(5):43-47.目前老井原有的人工裂缝生产潜能越来越小，如果还是采用常规的重复压裂方法延伸老裂缝，便难以达到高产、稳产、提高采收率的目的[1]。
暂堵压裂工艺适用性分析及效果评价作者：葛婧楠李然舒东楚李涛张科潘丹丹来源：《当代化工》2020年第09期摘要：目前页岩气开采规模日渐扩大，由于页岩储层岩性致密、非均质性强、缝网系统复杂、断层遮挡众多，压裂施工中套变等井下事故频发，常规压裂工艺面临重大挑战。
在井筒变形、工具入井困难的情况下，常规的分段压裂改造技术无法实施，应用暂堵分段和暂堵转向压裂技术，通过不同粒径暂堵剂的组合使用，实现堵塞井筒炮眼，在近井缝口或远场缝端产生致密的暂堵剂封堵带，迫使流体转向，产生新裂缝或分支缝，同时增加裂缝复杂程度，提高储层动用程度。
关键词：暂堵分段;暂堵转向;效果分析中图分类号：TE357.1+4 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）09-2028-05Abstract： At present， the scale of shale gas recovery is expanding day by day. Due to tight lithology， strong heterogeneity， complex fracture network system， and many faults in shale reservoirs， downhole accidents frequently happen，such as casing changes during fracturing construction and so on， the conventional fracturing process faces major challenges. When the wellbore is deformed and the tool is difficult to enter the well， the conventional staged fracturing technology cannot be implemented.The application of temporary block segmentation and temporary blockage steering fracturing technology can block the wellbore blasthole， and produce a dense temporary plugging agent sealing band at the near well or the far field seam end， forcing the fluid to turn， creating new cracks or branch joints to simultaneously increase the complexity of cracks and increase the degree of reservoir utilization through the combination of different particle size temporary blocking agents.Key words： Temporary blocking segment; Temporary blocking steering; Effectiveness analysis选取某页岩气示范区全水平段暂堵的A井结合微地震分析，说明遇阻后实施暂堵分段工艺的可行性;选取B平台说明压裂中主动实施暂堵转向工艺是对常规压裂工艺的重要补充。
现场施工效果表明，暂堵分段工艺和暂堵转向工艺能够有效实现裂缝转向，加大裂缝复杂程度，在井筒变形、分段工具入井困难的情况下施工效果良好。
该工艺可以为区块后续套变井等复杂工况井暂堵分段和暂堵转向压裂施工提供借鉴。
1 暂堵压裂工艺简介暂堵压裂工艺主要分为由于工程因素采用的暂堵分段工艺和由于地质因素采用的暂堵转向工艺。
从目的、工艺难度和工艺成熟度三个方面来对比暂堵分段和暂堵转向。
目的：暂堵分段主要针对套管变形、分段工具下入困难井段;暂堵转向主要目的为增加缝网复杂程度，有效控制裂缝非均匀扩展、避免局部地层过度改造。
工艺难度：暂堵分段很难达到桥塞分段的准确度，且施工中由于暂堵材料的可溶性，易造成相邻井段的重复改造，影响改造效果;暂堵转向在于提高段内净压力，故控制施工参数和暂堵材料的加量、投入时机和方式尤为重要。
工艺成熟度：暂堵分段工艺[1]目前在工区内已成功解决多井次的套变遇阻问题，特别是A井的全水平段暂堵分段;暂堵转向工艺在工区内的应用目前还不广泛，典型的是新工艺试验的B平台。
1.1 暂堵压裂工艺原理依据储层微裂缝发育特点和地应力特征，实施暂堵压裂工艺对裂缝的延伸实现有效的控制。
暂堵球堵塞射孔孔眼，暂堵剂堵塞炮眼或进入裂縫形成桥堵，实现裂缝转向或开启新裂缝，对高低渗透层进行均匀改造[2-4]。
1.2 可降解暂堵剂及暂堵球（见图1）暂堵球施工中，压力相对平稳施工风险低;由于压裂之前，已对变形影响段全部射孔，即使进一步套变也能完成压裂施工。
可降解暂堵转向剂是实现暂堵转向缝网压裂的关键。
暂堵材料需满足：层内转向或层间转向封堵压力要求;在地层环境下必须具有一定变形，变形后能与刚性支撑剂混合后发挥更好的裂缝封堵、升压效果;压裂结束后，在排液过程中（短时间内）暂堵剂易溶解，能够快速排出;不粘泵、易泵送[5]。
在投送暂堵剂方面，积极开展高压投球器试验。
高压投球器具有高压投球、液压远程控制、旋塞阀开关可视化的特点，实际施工中可以满足不停泵投球，但也存在仅一次投球机会的局限（见图2）。
本文研究区块井组所选暂堵剂为粉末暂堵剂，外观为粉末状，适用温度：30～160 ℃，材料性能为可降解生物聚合物，安全环保，为水基温控降解型。
胶结暂堵，用量少，暂堵可靠。
不同温度系列暂堵转向材料，能够为不同深度、不同井温储层的转向改造提供技术支撑[6-15]。
2 现场应用及效果分析2.1 A井暂堵分段工艺应用A井垂深2 972.28 m，水平段长2 100 m。
A井首段压裂后，下射孔桥塞联作工具于1 650 m处遇阻，经多臂井径测井证实遇阻原因为直井段套变。
变形段套管最小内径为78.4 mm，无法满足桥塞分段压裂施工。
压裂优化调整如下：①连续油管带Φ60枪射孔、暂堵分段压裂;②分簇方案。
原设计每段5簇变更为3簇，簇间距21～28 m，平均簇间距21.1 m。
该井全水平段采取暂堵分段压裂工艺，单日压裂两段且采取两段合压的工艺。
每日首次起泵时投暂堵剂封堵前期已经改造的井段，每次起泵后在施工中途投暂堵材料实施段间转向压裂。
1）每日首次起泵时投放的暂堵材料为粉末状暂堵剂，其加量主要考虑前期已改造井段的孔眼总数及截面积总和，优化加量至150～125 kg。
现场主要控制参数有：投放体积分数（暂堵剂与携液体积比）、投放数量、泵送排量，施工人员可通过地面压力响应和井中微地震检测来控制工艺参数确保封堵效果（见图3）。
2）两段合压过程中通过投放暂堵球或暂堵剂实施段间转向，对近井裂缝和孔眼实施双重封堵，优化加量至100～75 kg。
主要控制参数有：暂堵剂数量、投放体积分数、泵送排量或暂堵球数量、暂堵球直径、暂堵球强度及送球排量，同样是通过地面压力响应和井中微地震检测来控制工艺参数以确保封堵效果[16-20]。
当日第二段暂堵分段，暂堵剂加量主要考虑封堵前一段射孔簇。
由于停泵较短，优先考虑采用暂堵球分段，本井共使用3次，直观的压力响应并不明显。
当日第二段施工优化为：停泵两小时，待裂缝闭合一定程度后，投100～175 kg暂堵剂分段（见图4）。
根据现场应用经验，暂堵剂投放量为36～72 kg/簇;暂堵球投送量约为1.2～1.3倍孔眼数。
2.2 A井暂堵分段工艺效果分析结合微地震监测图分析，第3、4段段间暂堵转向后，微地震事件点在暂堵前后表现出不同的扩展方向、位置和数量（见图5）。
第3、4段合压开泵时间距上次施工结束约20 h，裂缝闭合较好，提高了暂堵剂投送体积分数，100 kg暂堵剂到达炮眼位置后，地面压力由51.7 MPa上升至57.4 MPa，暂堵压力响应明显（见图6）。
总体来看，该井暂堵压裂实现了对水平段對应各段的改造，缝长、缝高、缝网宽度均达到一定规模。
尽管施工初期受监测井邻井作业影响，监测解释事件点较少。
施工后期排除监测井邻井的影响，各段微地震监测事件点增至170～250个。
A井10 mm油嘴最高测试产量达到1.162×105 m3，而同平台实施常规桥塞分段压裂工艺的A-1井在10 mm油嘴下最高测试产量达到1.063×105 m3。
同时A井12 mm油嘴最高测试产量达到1.619×105 m3，以上均说明A井全水平段的暂堵分段压裂工艺应用较成功（见图7）。
2.3 B平台暂堵转向工艺应用B平台部署1、3、5三口水平井，三口井的水平段长分别为1 700、1 760、1 900 m，水平段埋深均为2 400 m。
B平台3井和5井开展7、11簇压裂投球暂堵、长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向试验，3井压裂26段、每段7簇，共176簇;5井压裂29段、每段11簇，共309簇。
1井作为微地震对3井、5井进行井中微地震监测。
B平台采用以下暂堵转向技术对策：7、11 簇压裂投球暂堵、长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向。
①采用大直径孔眼暂堵球封堵，实现簇间均匀扩展;②长段塞小粒径及混合粒径支撑剂暂堵转向，提高缝内净压力。
B-3井、B-5井探索实施段内7、11簇+暂堵压裂先导试验，B-1井实施常规压裂作业（3簇射孔、混合加砂）。
以B-3井7簇压裂暂堵方案为例，说明投球时机和投球数量的参数选择。
采用软件模拟投球前后裂缝扩展形态变化，监测注入液量与裂缝扩展长度的变化规律，得到不同液量下裂缝的扩展长度。
当注入1 100 m3液时裂缝扩展长度增加趋势变缓。
优化得到最佳投球时机为当液体注入1 100 m3液体后（见图8）。
2.4 B平台暂堵转向工艺效果分析2.4.1 压力上升明显B平台3井和5井投球后压力上升明显，说明暂堵转向效果明显（见图9、图10）。
2.4.2 微地震事件增多且出现在新区域微地震共监测55段，其中B-3井26段，共监测到1 542个事件点，B-5井29段，共监测到4 734个事件点。
微地震事件增多，说明暂堵转向效果明显（见图11、图12）。
5井第10段缝网系统较单一，通过投球暂堵转向，形成了更加复杂的缝网，达到了“打得更碎”的目的。
动态微地震监测为压裂施工参数的及时调整提供重要手段。
5井第19段施工过程微地震监测到事件点大量往东侧断层方向聚集，有压穿断层风险，及时投球转向并缩减施工规模，使得裂缝得到有效控制，降低了压窜风险（见图13）。
