呂振虎，外力·阿不力米提，鄔國棟，董景鋒，張鳳娟，鄭 苗

中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院

0 引言

水力壓裂中人工裂縫的高度控制是實現(xiàn)油氣層精準(zhǔn)改造的關(guān)鍵問題[1-2]，人工裂縫在縱向上無控制的延伸，會影響壓裂液液體效率進而影響裂縫導(dǎo)流能力和壓裂效果，在隔層含水情況下易壓開水層導(dǎo)致單井含水暴增。因此控制人工裂縫高度在儲層內(nèi)的有效發(fā)育是水力壓裂能否成功的關(guān)鍵[3-4]，針對這一問題，國內(nèi)外學(xué)者相繼開展了一系列人工裂縫高度控制方法。80年代初期，國外率先提出人工隔層控制裂縫高度的技術(shù)原理，在此基礎(chǔ)上，Braunlich[5]、何岱海[6]提出了采用密度較大的支撐劑有序鋪置在裂縫下部來控制人工裂縫向下延伸，Robert D.Barree[7]、盧修峰等人[8]研究了采用轉(zhuǎn)向劑形成人工隔層控制壓裂裂縫垂向延伸的設(shè)計方法，郭大立等人[9]優(yōu)化了攜帶液與導(dǎo)向劑最優(yōu)組合，提出了遮擋層壓力降與導(dǎo)向劑砂比的擬合關(guān)系，并通過數(shù)值模擬優(yōu)化裂縫高度控制參數(shù)，取得了較好的效果，D.G.Garcia等人[10]采用底部脫砂技術(shù)形成人工隔層，同時采用水抑制劑避免生產(chǎn)過程中的暴性水淹，Morales等人[11]開展了不同施工參數(shù)與人工裂縫形態(tài)間的響應(yīng)關(guān)系，為壓裂設(shè)計優(yōu)化提供了指導(dǎo)意義，黃榮尊[12]，劉蜀知[13]等人從巖石破裂機理出發(fā)，系統(tǒng)分析了地層巖石參數(shù)、壓裂液流變參數(shù)及施工參數(shù)與裂縫延伸規(guī)律的影響，為進一步認(rèn)識人工裂縫高度發(fā)育狀態(tài)提供了理論依據(jù)。上述方法主要從壓裂材料與壓裂工藝兩個角度入手，采用被動控制與主動控住相結(jié)合的思路，實現(xiàn)人工裂縫高度發(fā)育形態(tài)的控制，但在人工隔層的形成中采用了轉(zhuǎn)向劑或高密度支撐劑，該類材料在進入儲層后由于運動高度的不確定性，導(dǎo)致裂縫高度控制不確定性，同時由于高密度支撐劑在裂縫底部的非均勻鋪置，導(dǎo)致控制效果不佳。

為此，本文在上述研究基礎(chǔ)上，開展了化學(xué)膠塞控制裂縫高度形態(tài)發(fā)育技術(shù)，采用物理模型與數(shù)學(xué)模型實驗對化學(xué)膠塞控制人工裂縫高度的可行性進行了研究，明確了化學(xué)膠塞控制人工裂縫高度的基本性能要求。在此基礎(chǔ)上，研發(fā)了高黏化學(xué)膠塞，形成了化學(xué)膠塞控制裂縫高度的工藝技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用2井次，控縫高、延縫長效果明顯，對底水油藏的高效動用具有重要的指導(dǎo)意義。

1 化學(xué)膠塞控制裂縫高度技術(shù)原理

化學(xué)膠塞控制裂縫高度其主要技術(shù)原理為：在壓裂前置液造縫結(jié)束后，注入高黏化學(xué)膠塞，停泵待注入高黏液體形成具有一定封堵能力的化學(xué)膠塞，從而實現(xiàn)縱向和橫向上人工裂縫和天然裂縫的暫時封堵，利用高黏液體的封堵與緩沖作用，控制裂縫高度形態(tài)，為后期低黏液體輸砂提供優(yōu)勢通道，使近井帶形成良好的裂縫形態(tài)，為裂縫平面延伸，降低壓裂液濾失，提高液體造縫效率創(chuàng)造有利條件。化學(xué)膠塞控制裂縫高度原理示意圖如圖1所示。

圖1 化學(xué)膠塞控制裂縫高度原理示意圖

化學(xué)膠塞可實現(xiàn)人工裂縫高度和形態(tài)發(fā)育的控制，可有效解決以下3點技術(shù)問題：①儲層無遮擋層或遮擋層沒有足夠的強度和厚度時，避免裂縫穿透遮擋層，形成“頂天立地”式裂縫，導(dǎo)致液體造縫效率降低，有效改造體積減小；②隔層含水，避免人工裂縫溝通水層，導(dǎo)致壓后含水上升；③有效抑制近井帶天然微裂縫開啟，控制裂縫延伸方向與延伸長度，提高液體效率，降低砂堵風(fēng)險。

1.1 化學(xué)膠塞控制裂縫高度物理模型實驗

采用可視化驅(qū)替實驗?zāi)M裝置，對不同黏度流體(低黏流體：50 mPa·s，高黏流體：1 000 mPa·s)，在高滲通道(0.15 cm)和低滲通道(1.5 cm)下的流動狀態(tài)進行模擬，驅(qū)替實驗裝置如圖2所示。

圖2 采用多尺度可視化平板驅(qū)替實驗?zāi)M裝置

圖3、圖4分別為飽和水后注入1 PV低黏和高黏液體驅(qū)替實驗，當(dāng)?shù)宛ひ后w通過實驗裝置時，低滲和高滲通道中液體平行推進，未出現(xiàn)明顯差異；注入1 PV高黏流體后，再注入低黏液體，由于高黏液體進入低滲通道，將低滲通道填充，從而封堵窄縫，后續(xù)注入低黏液體基本沿寬縫指向推進。表明在微裂縫發(fā)育儲層，高黏膠塞充填在天然裂縫的上下部位，為人工裂縫正常向前延伸、提高液體效率提供有利條件。

圖3 飽和水后注入1 PV低黏液體(50 mPa·s)驅(qū)替實驗

圖4 飽和水后注入1 PV高黏液體(1 000 mPa·s)再注入低黏液體(50 mPa·s)驅(qū)替實驗

1.2 化學(xué)膠塞控制裂縫高度數(shù)值模擬

利用FracproPT模擬不同黏度下壓裂液對裂縫形態(tài)的影響。模擬排量3.5 m3/min，施工液量30 m3條件下，不同膠塞黏度下的裂縫形態(tài)變化。

圖5 不同黏度化學(xué)膠塞對縫長/縫高的影響

從圖5模擬結(jié)果可以看出，隨著化學(xué)膠塞黏度的增加，縫高得到了有效控制，當(dāng)黏度超過2 000 mPa·s時，縫高控制程度變化不大，從膠塞黏度與裂縫縱向延伸規(guī)律來看，黏度低于1 000 mPa·s時控制縫高效果不佳，膠塞黏度介于1 000～2 000 mPa·s能夠控制裂縫縱向延伸的目的。

2 化學(xué)膠塞裂縫高度控制技術(shù)

2.1 化學(xué)膠塞制備方法

2.1.1 化學(xué)膠塞性能要求

根據(jù)壓裂施工與化學(xué)膠塞裂縫高度控制需求，化學(xué)膠塞應(yīng)具備以下性能：

(1)抗剪切性能。為保證化學(xué)膠塞具有良好的裂縫形態(tài)控制能力，結(jié)合FracproPT模擬結(jié)果，化學(xué)膠塞在充填裂縫初期初始黏度應(yīng)大于1 000 mPa·s，在170 s-1下剪切180 min后，黏度應(yīng)大于200 mPa·s，使膠塞在施工期間保持良好的韌性。

(2)穩(wěn)定性：儲層溫度條件下，壓裂施工期間，應(yīng)保持化學(xué)膠塞不水化破膠。

(3)緩交聯(lián)性能：化學(xué)膠塞應(yīng)具備一定的緩交聯(lián)性能，確保膠塞在進入裂縫內(nèi)形成高黏凍膠，以降低施工摩阻。

(4)降解破膠性能：施工結(jié)束后2 h內(nèi)化學(xué)膠塞能夠降解，使膠塞充填部位裂縫閉合。

表1 化學(xué)膠塞黏度技術(shù)指標(biāo)

2.1.2 化學(xué)膠塞的制備及性能評價

基于化學(xué)膠塞裂縫高度控制技術(shù)要求，為克服高黏膠塞交聯(lián)時間過快，導(dǎo)致膠塞在未到達裂縫內(nèi)時成膠，降低封堵效果，增大施工摩阻，同時為滿足膠塞在高溫剪切條件下的性能要求，形成了控制壓裂人工裂縫形態(tài)發(fā)育的化學(xué)膠塞，按質(zhì)量百分比組成配方為：瓜爾膠0.7%～1.2%、防膨劑0～0.5%、破乳劑0～0.5%、助排劑0.1%～0.5%、pH值調(diào)節(jié)劑0.01%～0.08%、交聯(lián)延緩劑0.005%～0.08%、破膠劑0.001%～0.08%、交聯(lián)劑0.3%～0.6%，配方中防膨劑、破乳劑、助排劑及破膠劑加量可根據(jù)儲層巖石礦物、原油特性及儲層溫度進行調(diào)整。

2.1.2.1 耐溫耐剪切性能

為滿足化學(xué)膠塞在高溫剪切下的性能要求，按照0.7%瓜爾膠+0.3%交聯(lián)劑+0.02% pH值調(diào)節(jié)劑配制高黏化學(xué)膠塞，采用哈克流變儀在100 ℃，170 s-1持續(xù)剪切90 min，測試結(jié)果如圖6所示。

圖6為高黏化學(xué)膠塞在90℃條件下的耐溫耐剪切性能測試曲線，從圖6可以看出，瓜爾膠濃度為0.7%、交聯(lián)劑用量為0.35%時，膠塞在20 min內(nèi)剪切黏度大于1 000 mPa·s，90 min后最終黏度保持在650 mPa·s以上。

圖6 化學(xué)膠塞耐溫耐剪切曲線

2.1.2.2 緩交聯(lián)性能

為克服高黏膠塞交聯(lián)時間過快，導(dǎo)致膠塞在未到達裂縫內(nèi)時成膠，降低封堵效果，增大施工摩阻，篩選交聯(lián)延緩劑，測試不同交聯(lián)延緩劑加量下的膠塞成膠時間。

圖7 交聯(lián)延緩劑濃度與交聯(lián)時間關(guān)系圖

如圖7所示，交聯(lián)延緩劑的加入能有效延長交聯(lián)時間，最佳加量范圍0.1%～0.2%，交聯(lián)時間在80～200 s，達到最終黏度時間為300～600 s。

2.1.2.3 破膠性能

為保障高黏化學(xué)膠塞對近井帶人工裂縫與天然裂縫的有效封堵，同時在壓裂施工結(jié)束后避免高黏化學(xué)膠塞對儲層的堵塞，在施工期間化學(xué)膠塞應(yīng)呈高強度凍膠狀態(tài)，施工膠塞后應(yīng)破膠水化，為此，開展化學(xué)膠塞破膠水化實驗，結(jié)果如表2所示。

表2 化學(xué)膠塞黏度技術(shù)指標(biāo)

表2實驗結(jié)果可以看出，控制破膠時間有一定的難度，破膠劑量少可延長破膠時間但返排過程中會出現(xiàn)反膠現(xiàn)象，破膠劑加量過大，現(xiàn)場加料不好控制。推薦破膠劑加量為0.000 8%～0.001%。

2.2 化學(xué)膠塞裂縫高度控制技術(shù)工藝

根據(jù)化學(xué)膠塞控制裂縫高度原理及膠塞化學(xué)特性，確定了化學(xué)膠塞裂縫高度控制技術(shù)工藝(表3)：在施工過程中采用前置液造縫，為化學(xué)膠塞的有效注入提供通道；隨后低排量(0.8～2 m3/min)注入高黏度化學(xué)膠塞，使化學(xué)膠塞在縱向和橫向上充填裂縫；停泵待化學(xué)膠塞交聯(lián)形成強凍膠，實現(xiàn)對近井帶人工與天然裂縫的有效封堵后階梯提排量并注入低黏液體，使低黏液體突破高黏膠塞區(qū)域，由于化學(xué)膠塞的存在，限制了低黏液體在縱向上的流動，階梯提排量達到設(shè)計排量后開始主加砂，形成人工導(dǎo)流裂縫。為實現(xiàn)化學(xué)膠塞的有效封堵，膠塞用量通過式(1)計算：

V=α×V液量×K

(1)

式中：α—比例系數(shù)，一般取0.1～0.3；V液量—總液量，m3；K—前置液比例，%。

表3 化學(xué)膠塞控制裂縫高度施工工藝

3 現(xiàn)場應(yīng)用

目前，化學(xué)膠塞控制裂縫高度技術(shù)在現(xiàn)場試驗2井次，詳細(xì)參數(shù)見表4所示。

表4中B井目的層測錄井均解釋為油層，目的層上下均發(fā)育中—高角度天然裂縫，且2 810 m以下儲層含水。下部應(yīng)力遮擋1～3 MPa，巖性遮擋弱，裂縫易向下延展。綜合考慮，采用高黏膠塞技術(shù)控制縫高的延伸；累計使用高黏化學(xué)膠塞8 m3，注入支撐劑23 m3，施工曲線如圖8所示。

該井壓裂過程中控制規(guī)模，施工排量3.0～3.5 m3/min，總加砂23 m3，壓后井溫監(jiān)測(見圖9)，溫度變化井段2 740～2 790 m，裂縫上縫高在2 755 m附近，下縫高估算2 795 m。主力吸液井段2 765～2 790 m，裂縫高度25 m，未溝通底部水層，該井壓裂后日產(chǎn)油25.11 t，且不含水。

表4 試驗井基本參數(shù)

圖8 化學(xué)膠塞施工曲線

圖9 壓后井溫監(jiān)測

4 結(jié)論

(1)采用物模與數(shù)模實驗開展了化學(xué)膠塞對人工裂縫形態(tài)控制的可行性分析，結(jié)果表明，高黏度化學(xué)膠塞可實現(xiàn)裂縫高度的有效控制，當(dāng)黏度超過2 000 mPa·s時，縫高控制程度變化較小，低于1 000 mPa·s時控制縫高效果較差，黏度介于1 000～2 000 mPa·s有利于控制裂縫縱向延伸。

(2)結(jié)合物模與數(shù)模實驗結(jié)果，研發(fā)了控制裂縫形態(tài)發(fā)育的高黏化學(xué)膠塞，形成了100 ℃，170 s-1下剪切20 min內(nèi)黏度大于1 000 mPa·s，90 min后最終黏度保持在650 mPa·s以上，交聯(lián)時間5～10 min，破膠水化時間50～90 min可控的高黏化學(xué)膠塞體系配方。

(3)根據(jù)化學(xué)膠塞性能，形成了壓裂用化學(xué)膠塞控制裂縫高度施工工藝，在現(xiàn)場應(yīng)用2井次，裂縫高度在縱向得到了有效控制，為裂縫含底水儲層的高效改造提供了技術(shù)支撐。