丁然

（勝利油田石油工程技術(shù)研究院 山東 東營 257000）

摘要：針對壓裂井的不斷增多，原有人工裂縫的生產(chǎn)潛能越來越小的問題逐漸突出。本文提出暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)，并從力學(xué)方向研究暫堵重復(fù)壓裂裂縫起裂和延伸機理，從室內(nèi)試驗中研究暫堵劑的性能。通過現(xiàn)場試驗表明，暫堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)增產(chǎn)效果明顯。

關(guān)鍵詞：暫堵轉(zhuǎn)向；重復(fù)壓裂；暫堵劑；突破壓力

勝利油田低滲透油藏儲量豐富，油井常常采用壓裂投產(chǎn)方式，在措施有效期過后，還必須經(jīng)過重復(fù)壓裂改造以維持生產(chǎn)。隨著油井開發(fā)時間和措施次數(shù)的增加，原有人工裂縫的生產(chǎn)潛能越來越小，由于儲層平面和縱向上的非均質(zhì)性，不同區(qū)域、層位動用程度存在差異，單一加大規(guī)模的重復(fù)壓裂已不能滿足油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的發(fā)展需要。如何使重復(fù)壓裂最大限度改造、動用剩余油富集區(qū)，提高油井的增油效果已成為函待解決的重要技術(shù)難題。為低滲透油氣田開發(fā)后期的增產(chǎn)挖潛提供新手段、開辟新方向，有利于實現(xiàn)油氣田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率。

1.暫堵重復(fù)壓裂新裂縫起裂和延伸機理

水力裂縫的方向和幾何分布主要受地應(yīng)力狀態(tài)控制，人工裂縫位于垂直于最小主應(yīng)力的平面內(nèi)。垂直裂縫井重復(fù)壓裂施工前，由于初次人工裂縫產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力和油氣井生產(chǎn)過程中孔隙壓力降低引起儲層應(yīng)力下降，長期注水致使儲層溫度下降引起儲層巖石收縮所引起的儲層應(yīng)力下降，導(dǎo)致了井眼處及近井眼處應(yīng)力方向發(fā)生了轉(zhuǎn)向，如果此時進行重復(fù)壓裂，將可能產(chǎn)生垂直于初次裂縫方向上的新裂縫。然而，這個影響僅僅適用于距離井口的有限距離，重復(fù)壓裂新裂縫的繼續(xù)延伸過程中，儲層中的應(yīng)力分布在不斷變化，并直接影響和控制著裂縫延伸方向。這就說明了地層誘導(dǎo)應(yīng)力場改變是裂縫轉(zhuǎn)向的主要因素。

重復(fù)壓裂造新縫的力學(xué)條件：根據(jù)巖石的張性破裂準則和最小主應(yīng)力原理有，要產(chǎn)生一條與初次人工裂縫垂直的新裂縫，那么在井筒附近的應(yīng)力方向就應(yīng)該發(fā)生轉(zhuǎn)向，使得初始最大水平應(yīng)力方向?qū)⒆優(yōu)槟壳白钚∷綉?yīng)力方向才行。如果水力裂縫、孔隙壓力的變化等因素誘導(dǎo)的應(yīng)力差大于初始水平應(yīng)力差，則初始最大水平主應(yīng)力方向?qū)⒆優(yōu)槟壳白钚∷街鲬?yīng)力方向。那么重復(fù)壓裂新裂縫將垂直于初始裂縫方向起裂和延伸。因此，垂直裂縫井重復(fù)壓裂產(chǎn)生新裂縫的力學(xué)條件為：重復(fù)壓裂前在井眼附近應(yīng)力分布中存在應(yīng)力區(qū)域。如果井壁處的初始最大水平主應(yīng)力方向變?yōu)楫?dāng)前的最小水平主應(yīng)力方向，初始最小水平主應(yīng)力方向變?yōu)楫?dāng)前的最大水平主應(yīng)力方向，則此時重復(fù)壓裂將產(chǎn)生垂直初次裂縫方向的新裂縫。

2.暫堵劑的性能研究

考慮到堵劑應(yīng)具有較強的封堵性同時又對地層污染較小，研究選用了水溶性暫堵劑。該堵劑是在地面高溫高壓條件下，經(jīng)交聯(lián)反應(yīng)得到顆粒型堵劑。在應(yīng)用時，顆粒隨液體進入炮眼和裂縫后，在壓力差下繼續(xù)反應(yīng)交聯(lián)，形成高強度的濾餅。

2.1封堵性及承壓強度

采用人造充填巖心的方法，通過使用巖心流動實驗儀測定其突破壓力，來確定暫堵劑的強度。

2.1.1分散狀態(tài)下突破壓力測試

暫堵劑采用溫度為80注裂液浸泡3一5min后，用平流泵分別測試模擬壓實為3. 0cm， 1. 0 cm，0. 7cm， 0. 5 cm厚度的突破壓力，實驗結(jié)果見表1

實驗結(jié)果表明，模擬壓實后濾餅厚度1cm以上，暫堵劑分散狀態(tài)下可通過二次交聯(lián)形成濾餅，加壓21 MPa不能夠突破。濾餅厚度小于1cm不能有效形成濾餅，封堵效果差。

2.1.2預(yù)制膠結(jié)后突破壓力的測試

采用預(yù)膠結(jié)后制成厚度為1. 0 cm和0. 5 cm厚度的濾餅，并分別進行突破壓力的測試，結(jié)果（表2）表明，形成濾餅后，突破壓力高，濾餅厚度達到或超過1. 0 cm后難以突破。

2.2溶解性

在50℃和80℃條件下，分別測試2.0g暫堵劑在清水和壓裂液中的平均溶解時間，結(jié)果表明，50℃條件下，5h內(nèi)可以完全溶解，80℃條件下，3h內(nèi)可以完全溶解。

2.3水不溶物

稱取2.0g暫堵劑，在壓裂液中50℃條件下恒溫溶解5h測得水不溶物含量為0.9%。

3.現(xiàn)場試驗

G21井鉆遇砂體厚度16.9 m，油層厚度12 m，電測滲透率2.7md，孔隙度12.62% 。 2008年11月壓裂投產(chǎn)，初期改造加砂35 m3，砂比35.6%，排量3.5m3/min；投產(chǎn)即低產(chǎn)，日產(chǎn)液少于1耐。應(yīng)用模擬軟件對造縫階段（排量3.5 m3/min）進行模擬，得出裂縫關(guān)鍵參數(shù)：縫高18.0 m，縫寬8.4 mm，裂縫半長117 m。

表1分散態(tài)突破壓力測試結(jié)果

該區(qū)塊儲層溫度為70-80 ℃，遠大于暫堵劑軟化點40℃，暫堵劑進入裂縫后軟化速度快，軟化后包裹、橋接支撐劑，使得支撐劑的有效顆粒直徑增加（取下限值）。由評價實驗得出最終暫堵優(yōu)化結(jié)果為：總混合物密度1343 kg/m3，縫中等效顆粒直徑5.5 mm，暫堵距離（單翼）21.4 m，暫堵裂縫體積（雙翼）6.1 m3，所需暫堵劑240 kg。

G21井于2017年2月進行暫堵壓裂，實際加入暫堵劑210 kg，加入前工作壓力為32 MPa，暫堵后最高壓力達到41 MPa，新縫開啟特征明顯，改造后該井日產(chǎn)液4.07 m3，日產(chǎn)油2.7 t，日增油1.9 t，措施效果顯著。

4.結(jié)論

4.1 由藏開發(fā)過程中的多種因素會導(dǎo)致油井附近的應(yīng)力場發(fā)生變化，在此基礎(chǔ)上，通過使用暫堵劑改變裂縫起裂方位，可在重復(fù)壓裂中實現(xiàn)開新縫和使裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向。在一定的剩余儲量和地層能量條件下，可增添新的泄油面積，獲得較好的增產(chǎn)效果。

4.2 水溶性暫堵劑具有較好的封堵效果，且具有良好的溶解性和地層配伍性，其在低溫下溶解慢，在高溫條件下需數(shù)小時才能溶解，符合施工時間的需要。

4.3 暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)適合勝利油田低滲油藏目前的開發(fā)情況，在精細化油藏研究的基礎(chǔ)上，需要針對不同儲層特點，進一步優(yōu)化施工參數(shù)，不斷完善暫堵轉(zhuǎn)向配套技術(shù)，加大暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂的應(yīng)用規(guī)模，改善 “三低”油藏的整體開發(fā)效果。

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