谷文彬 裴玉彬 趙安軍 王濤 蔡軍 吳凱凱

1. 中國石油華北油田公司勘探事業(yè)部；2. 山東科瑞石油工程技術(shù)研究院

人工隔層技術(shù)在控縫高壓裂井中的應(yīng)用

谷文彬1裴玉彬2趙安軍1王濤2蔡軍1吳凱凱2

1. 中國石油華北油田公司勘探事業(yè)部；2. 山東科瑞石油工程技術(shù)研究院

壓裂施工中，如果隔層的遮擋能力較差，裂縫就會(huì)穿過隔層，含水層離產(chǎn)層較近的情況下還會(huì)引起含水急劇上升，影響壓裂效果，甚至造成壓裂失敗。為了提高壓裂作業(yè)的成功率，對(duì)縫高控制技術(shù)進(jìn)行深入研究，實(shí)驗(yàn)分析了人工隔層上轉(zhuǎn)向劑和下轉(zhuǎn)向劑的上率浮、沉降率、上浮相對(duì)速率、沉降相對(duì)速率及隔層應(yīng)力提高率，優(yōu)選出了上轉(zhuǎn)向劑KR2（上浮率為97%，上浮相對(duì)速率1.78，突破壓力提高7.23 MPa）和下轉(zhuǎn)向劑KR4（沉降率為98%，沉降相對(duì)速率1.83，突破壓力提高6.29 MPa）?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中，上轉(zhuǎn)向劑的加入很好控制了裂縫在高度上的延伸，控縫高效果顯著，人工裂縫高度降低2.7 m且未壓穿水層，為以后控縫高壓裂井的施工提供了很好的參考。

水力壓裂；人工隔層；上轉(zhuǎn)向劑；突破壓力；控縫高

水力壓裂是油氣井增產(chǎn)改造的重要技術(shù)措施，廣泛應(yīng)用于低滲透、特低滲透油氣藏的開發(fā)［1-2］。水力壓裂施工中，如何有效地控制裂縫在高度方向上的增長是較為重要的，當(dāng)壓裂目的層比較薄，遮擋層的遮擋能力較差時(shí)，壓裂裂縫可能會(huì)穿透隔層［3］。如果含水層離產(chǎn)層較近，還會(huì)引起含水的急劇上升，影響壓裂施工的效果，嚴(yán)重時(shí)可能導(dǎo)致壓裂失敗［4］。為了保證壓裂措施的成功，必須有效控制壓裂裂縫高度，將縫高控制在壓裂目的層附近［5］。1983年，Nguye等提出在氣水隔層壓裂時(shí)，為了防止壓穿上下隔層造成縫高方向的失控，首次提出利用人工隔層來控制裂縫在高度方向的增長［6］；Mukherjee等研究了人工隔層放置技術(shù)［7］。國內(nèi)壓裂控縫高技術(shù)的理論研究還較少，主要是在國外研究的基礎(chǔ)上做了一些分析探討。周文高等對(duì)4個(gè)影響裂縫高度的因素進(jìn)行了研究，在分析控縫高原理的基礎(chǔ)上，對(duì)轉(zhuǎn)向劑的性能提出了要求［8］；西南石油大學(xué)胡永全等對(duì)上轉(zhuǎn)向劑控制裂縫高度的延伸進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，上轉(zhuǎn)向劑形成的人工隔層有一定阻擋作用，實(shí)驗(yàn)中的阻抗值為5.32～13.39 MPa/m［9］。筆者對(duì)人工隔層用上轉(zhuǎn)向劑和下轉(zhuǎn)向劑的上浮率、沉降率、上浮相對(duì)速率、沉降相對(duì)速率及隔層應(yīng)力提高率進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，優(yōu)選出了符合現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的上轉(zhuǎn)向劑和下轉(zhuǎn)向劑，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

Experiment

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器及試劑

Experimental apparatus and reagent

實(shí)驗(yàn)儀器：巖心破裂壓力實(shí)驗(yàn)儀（自制），HJ-6多頭磁力加熱攪拌器（常州國華電器有限公司），電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱DHG-9030A（上海精密實(shí)驗(yàn)設(shè)備有限公司），BSA423S電子天平（賽多利斯科學(xué)儀器（北京）有限公司），玻璃皿，干燥器等。

材料與試劑：上轉(zhuǎn)向劑KR1、KR2（實(shí)驗(yàn)室自制），下轉(zhuǎn)向劑 KR3、KR4、KR5、KR6，氯化鉀（分析純）等（見表 1）。

表1 不同轉(zhuǎn)向劑材料編號(hào)Table 1 Material No. of different diversion agents

1.2 實(shí)驗(yàn)方法及步驟

Experimental method and procedure

1.2.1 上轉(zhuǎn)向劑上浮實(shí)驗(yàn) 轉(zhuǎn)向劑在裂縫中的上浮速率是上轉(zhuǎn)向劑的重要參數(shù)之一。施工過程中，如果上轉(zhuǎn)向劑以過快速度上升，較難在預(yù)定位置完全形成人工隔層；如果以過慢速度上升，到達(dá)目的地時(shí)上轉(zhuǎn)向劑仍留在攜帶液中保持分散狀態(tài)，這樣上轉(zhuǎn)向劑就失去了阻擋作用［9］。實(shí)驗(yàn)中測(cè)定了待選上轉(zhuǎn)向劑的上浮相對(duì)速率和上浮率。

實(shí)驗(yàn)方法：將上轉(zhuǎn)向劑KR1和KR2分別加入到攜帶液中，攪拌均勻后稱取一定量的上述液體倒入量筒中，用電子秒表記錄上浮時(shí)間（直至無固體顆粒上浮為止），分離過濾，將上轉(zhuǎn)向劑KR1和KR2倒入玻璃皿中均勻鋪開，將玻璃皿放入電熱恒溫干燥箱中，在100 ℃下烘3 h，取出玻璃皿，放置于干燥器中，冷卻至室溫（不得少于30 min）后稱量。

上轉(zhuǎn)向劑的上浮相對(duì)速率由上浮時(shí)間和上浮率求出，上浮率的計(jì)算公式為

式中，L為上浮率；W為上轉(zhuǎn)向劑固相顆粒的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；m1為上轉(zhuǎn)向劑的質(zhì)量，g；m2為上浮的上轉(zhuǎn)向劑固相顆粒的質(zhì)量，g。

1.2.2 下轉(zhuǎn)向劑沉降實(shí)驗(yàn) 下轉(zhuǎn)向劑本身性質(zhì)是工藝成敗的重要因素，適宜的沉降速度是下轉(zhuǎn)向劑重要的性能參數(shù)［10］。施工過程中，如果下轉(zhuǎn)向劑以較快速度沉降，則易大量沉積，阻塞管道和砂堵；如果下降速度過慢，下轉(zhuǎn)向劑到達(dá)目的地時(shí)依舊在攜帶液中保持懸浮狀態(tài)，失去了遮擋作用。實(shí)驗(yàn)中測(cè)定了待選下轉(zhuǎn)向劑的沉降相對(duì)速率和下沉率。

實(shí)驗(yàn)方法：將1.2.1中的上轉(zhuǎn)向劑改為下轉(zhuǎn)向劑 KR3、KR4、KR5、KR6，用電子秒表記錄沉降時(shí)間（直至無固體顆粒沉降為止），其他實(shí)驗(yàn)步驟同1.2.1。計(jì)算公式中，將上轉(zhuǎn)向劑改為下轉(zhuǎn)向劑，下轉(zhuǎn)向劑的下沉相對(duì)速率由下沉?xí)r間和下沉率求出。

1.2.3 突破壓力實(shí)驗(yàn) 上、下轉(zhuǎn)向劑是人工隔層控縫高的重要材料，控縫高劑本身的性質(zhì)對(duì)人工隔層阻擋能力有較大的影響，人工隔層阻擋能力直接影響壓裂過程中縫高的增長，因此有必要優(yōu)選合適的控縫高劑［11-15］。為了優(yōu)選合適的控縫高劑，開展了控縫高實(shí)驗(yàn)研究。實(shí)驗(yàn)中對(duì)2種上轉(zhuǎn)向劑和4種下轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行了控縫高流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，測(cè)定了不同控縫高劑對(duì)隔層應(yīng)力的影響。實(shí)驗(yàn)方法如下。

（1）將加控縫高劑的活性水以及活性水分別注入人造巖心裂縫，對(duì)加控縫高劑和不加控縫高劑的巖心進(jìn)行阻擋能力測(cè)定，對(duì)比其突破壓力提高值。

閱人無數(shù)的秦鐵崖，一句話就讓喬十二郎心神安穩(wěn)下來。喬十二郎默想：江云飛？表姐心中、口中念念不忘的那位大英雄？雖說從未謀面，卻是景仰已久。表姐羅香無數(shù)次說起，江云飛是何等神勇，何等瀟灑，一柄長劍能完美演繹“巫山十二劍”，看遍江湖，唯其一人。

（2）將需要測(cè)試的不同種類控縫高劑和活性水注入預(yù)制裂縫的人造巖心，控縫高劑在巖心裂縫中形成阻擋層，對(duì)處理好的巖心進(jìn)行阻擋能力測(cè)定，對(duì)比不同控縫高劑的突破壓力提高值。

實(shí)驗(yàn)條件：水力壓裂的三向圍壓為5 MPa，在排量為2 mL/min條件下維持5 min，然后增大排量為6 mL/min，測(cè)定轉(zhuǎn)向劑的突破壓力。實(shí)驗(yàn)用巖心為不同比例的水泥、砂子制作的預(yù)置裂縫人造巖心。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

Experimental result and its analysis

2.1 上浮沉降實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Results of floatation and settlement experiments

實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1，可以看出，不同的轉(zhuǎn)向材料有不同的上浮、沉降相對(duì)速率和上浮率、沉降率，上轉(zhuǎn)向劑KR2比KR1有更好的上浮率、上浮相對(duì)速率，KR2的上浮率為97%，上浮相對(duì)速率1.78，上浮相對(duì)速率提高了78%；在測(cè)定的4種下轉(zhuǎn)向劑中，下轉(zhuǎn)向劑KR4有最好的沉降率、沉降相對(duì)速率，KR4的沉降率為98%，沉降相對(duì)速率1.83。通過以上實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出了壓裂控縫高用的控縫高劑上轉(zhuǎn)向劑KR2和下轉(zhuǎn)向劑KR4。

表2 上浮沉降實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Results of floatation and settlement experiments

2.2 突破壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果

Results of breakthrough pressure experiment

上轉(zhuǎn)向劑KR1、KR2壓裂曲線如圖1所示，可以看出，KR2有較好的阻擋作用，突破壓力為12.65 MPa，提高了7.23 MPa；KR1阻擋能力相對(duì)較差，突破壓力為9.01 MPa，提高3.59 MPa。

下轉(zhuǎn)向劑KR3、KR4壓裂曲線如圖2所示，可以看出，KR4有較好的阻擋作用，突破壓力為11.71 MPa，提高了6.29 MPa；KR3阻擋能力略差于下轉(zhuǎn)向劑KR4，突破壓力為11.2 MPa，提高了5.68 MPa。

突破壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3，優(yōu)選出最優(yōu)的上轉(zhuǎn)向劑KR2和下轉(zhuǎn)向劑KR4，上轉(zhuǎn)向劑KR2突破壓力提高了7.23 MPa，下轉(zhuǎn)向劑KR4突破壓力提高6.29 MPa。

表3 突破壓力實(shí)驗(yàn)結(jié)果表Table 3 Results of breakthrough pressure experiment

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

Field application case

實(shí)驗(yàn)選出的轉(zhuǎn)向劑，已在華北油田冀中和二連2個(gè)探區(qū)5口井中得到成功運(yùn)用，其中包括4口井控上縫高，1口井控下縫高，表明該技術(shù)在類似需要控縫高儲(chǔ)層改造的油氣井中，具有推廣應(yīng)用價(jià)值。在饒陽凹陷肅寧油田A井區(qū)M井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，上轉(zhuǎn)向劑KR2在控縫高方面取得了良好的效果?，F(xiàn)對(duì)M井的現(xiàn)場(chǎng)施工進(jìn)行介紹及分析。

圖1 上轉(zhuǎn)向劑KR1、KR2壓裂曲線Fig. 1 Fracturing curve of floating diversion agents KR1 and KR2

圖2 下轉(zhuǎn)向劑KR3、KR4壓裂曲線Fig. 2 Fracturing curve of settling diversion agents KR3 and KR4

3.1 M井基本情況及分析

Basic situation of Well M and its analysis

M井是冀中坳陷饒陽凹陷肅寧構(gòu)造帶的一口評(píng)價(jià)井，目的層49號(hào)小層（3 206.2～3 208.4 m），有效厚度為2.2 m，有效孔隙度為19.4%，滲透率為39.4 mD，含油飽和度為53%，表現(xiàn)出中孔低滲特征。從表4可以看出，壓裂目的層49號(hào)小層層薄、下隔層遮擋好，但是目的層以上10.0 m處為水層，且目的層與上隔層的地應(yīng)力差最小僅為1.8 MPa，縫高難以控制，因此有必要使用上轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行壓裂縫高控制。

表4 M井綜合測(cè)井解釋Table 4 Comprehensive logging interpretation of Well M

3.2 壓前裂縫高度評(píng)價(jià)

Evaluation on pre-fracturing fracture height

M井儲(chǔ)層與上隔層地應(yīng)力差小，且隔層附近有水層，需要對(duì)縫高進(jìn)行控制［13］。根據(jù)壓裂施工要求，調(diào)整相關(guān)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，只靠調(diào)整參數(shù)不能完成縫高的有效控制。實(shí)驗(yàn)測(cè)定的上轉(zhuǎn)向劑KR2能較好地提高隔層的隔層應(yīng)力，因此選用上轉(zhuǎn)向劑進(jìn)行了縫高控制。壓前利用壓裂軟件FracProPT對(duì)加入上轉(zhuǎn)向劑后和未加上轉(zhuǎn)向劑的壓裂施工參數(shù)進(jìn)行了模擬（加入上轉(zhuǎn)向劑后比未加上轉(zhuǎn)向劑前，增加4 MPa的隔層應(yīng)力）。模擬中選取優(yōu)化的排量、加砂量等參數(shù)，模擬結(jié)果如圖3、圖4所示。

目的層井段3 206.2～3 208.4 m，離上部水層僅為10.0 m。壓裂軟件FracProPT模擬結(jié)果表明，若不加上轉(zhuǎn)向劑，人工裂縫長度為67.9 m，裂縫高度為16.7 m，裂縫頂部深度3 194.7 m（水層底界3 196.2 m）已壓穿水層。然而，加入上轉(zhuǎn)向劑后，人工裂縫長度為76.4 m，裂縫高度為14 m，裂縫頂部深度3 197.4 m（水層底界3 196.2 m）未壓穿水層，有效控制了壓裂裂縫的縫高。

3.3 效果分析

Effect analysis

（1）壓裂施工中，正擠前置液35 m（3其中2 m3上轉(zhuǎn)向劑），正擠攜砂液 46.83 m3，陶粒 8.85 m3，砂比21.04%，泵注頂替液14.90 m3?？偵傲繛?.85 m3，總液量為110.5 m3，破裂壓力為63.4 MPa，停泵油壓23.47 MPa。施工曲線如圖5所示。

圖3 未加上轉(zhuǎn)向劑的FracProPT模擬Fig. 3 FracProPT simulation without floating diversion agent

圖4 加上轉(zhuǎn)向劑的FracProPT模擬Fig. 4 FracProPT simulation with floating diversion agent

圖5 M井壓裂施工曲線Fig. 5 Fracturing curve of Well M

（2）根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)得出，M井目的層段改造體積約為13×103m3，表面積為40×103m2；壓裂監(jiān)測(cè)結(jié)果見表5［16-18］。壓前壓后井溫測(cè)井曲線如圖6所示，縫高范圍為3 202～3 212 m，裂縫上縫高為3 202 m，軟件模擬的縫高范圍為3 197.4～3 211.4 m，上縫高為3 197.4 m。軟件模擬的下縫高與井溫測(cè)井曲線實(shí)測(cè)的下縫高基本相似，上縫高有一定偏差。根據(jù)以上結(jié)果可知，上轉(zhuǎn)向劑對(duì)縫高有較好的控制，實(shí)際施工的效果好于軟件預(yù)測(cè)的結(jié)果。47號(hào)水層深度為3 192.0～3 196.2 m，實(shí)測(cè)上縫高為3 202 m，距離水層底界5.8 m，上轉(zhuǎn)向劑的加入很好地控制了裂縫在高度上的延伸，取得了良好的控縫高效果［19-20］。M井壓裂前日產(chǎn)原油2.6 m3/d，壓后產(chǎn)油未見明水，僅含微量乳化水，抽汲定產(chǎn)日產(chǎn)原油6.12 m3/d，日增油3.52 m3，增產(chǎn)效果明顯。

表5 49號(hào)小層微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果Table 5 Micro seismic fracture monitoring result of 49#

圖6 壓前壓后井溫測(cè)井曲線Fig. 6 Temperature log before and after the fracturing

4 結(jié)論

Conclusions

（1）通過上轉(zhuǎn)向劑上浮實(shí)驗(yàn)和下轉(zhuǎn)向劑沉降實(shí)驗(yàn)，測(cè)定了上轉(zhuǎn)向劑的上浮相對(duì)速率、上浮率和下轉(zhuǎn)向劑的下沉相對(duì)速率、下沉率。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，上轉(zhuǎn)向劑KR2有較好的上浮率，上浮率為97%，上浮相對(duì)速率1.78；下轉(zhuǎn)向劑KR4有較好的沉降率，沉降率為98%，沉降相對(duì)速率1.83。

（2）通過控縫高流動(dòng)實(shí)驗(yàn)測(cè)定了轉(zhuǎn)向劑的突破壓力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，上轉(zhuǎn)向劑KR2有較好的阻擋作用，突破壓力12.65 MPa，提高7.23 MPa，下轉(zhuǎn)向劑KR4也有較好的阻擋作用，突破壓力11.71 MPa，提高6.29 MPa。

（3）優(yōu)選的上轉(zhuǎn)向劑KR2在M井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，壓后分析得出，壓裂裂縫縫高10 m，上縫高距離水層底界5.8 m，上轉(zhuǎn)向劑的加入取得了良好的控縫高效果。

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（修改稿收到日期 2017- 08-26）

〔編輯 李春燕〕

Application of artificial barrier technology to fracture height control in fracturing wells

GU Wenbin1, PEI Yubin2, ZHAO Anjun1, WANG Tao2, CAI Jun1, WU Kaikai2

1. Exploration Department,CNPC Huabei Oil field Company,Renqiu062550,Hebei,China;
2. Shandong Kerui Petroleum Engineering and Technology Research Institute,Dongying257029,Shandong,China

In the process of fracturing, fractures can run through barriers whose their barrier capacity is poorer. And if the aquifer is closer to the producing zone, water cut will rise sharply and fracturing effect will be impacted and even fail. To increase the success ratio of fracturing operation, the fracture height control technology was studied deeply in this paper. The floating diversion agent and settling diversion agent of artificial barrier were experimentally analyzed in terms of floating rate, settling rate, relative floating speed, relative settling speed and barrier stress improvement rate. And accordingly, floating diversion agent KR2 (floating rate 97%, relative floating speed 1.78 and breakthrough pressure increase 7.23 MPa) and settling diversion agent KR4 (settling rate 98%, relative settling speed 1.83 and breakthrough pressure increase 6.29 MPa) were adopted. In the field test, the adding of floating diversion agent implements the best control on fracture height extension, presenting remarkable fracture height control effect. It can be used as the reference for the construction of fracturing wells with fracture height control.

hydraulic fracturing; artificial barrier; floating diversion agent; breakthrough pressure; fracture height control

∶

谷文彬，裴玉彬，趙安軍，王濤，蔡軍，吳凱凱.人工隔層技術(shù)在控縫高壓裂井中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2017，39（5）：646-651.

TE357.1

A

1000 – 7393（ 2017 ） 05 – 0646 – 06 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.020

谷文彬（1983-），1987年畢業(yè)于武漢地質(zhì)學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，獲工學(xué)學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)從事石油天然氣地質(zhì)研究，高級(jí)工程師。通訊地址：（062552）河北省任丘市華北油田勘探部。E-mail：ktb_gwb@petrochina.com.cn

: GU Wenbin, PEI Yubin, ZHAO Anjun, WANG Tao, CAI Jun, WU Kaikai. Application of artificial barrier technology to fracture height control in fracturing wells［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(5)∶ 646-651.