縫網(wǎng)壓裂施工工藝的現(xiàn)場探索

翁定為 雷 群 李東旭 楊振周 李邊生 李躍斌

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院研究生部，北京 100083； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院壓裂酸化中心，河北廊坊 065007；3.中國石油吉林油田公司，吉林松原 138001）

縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院壓裂酸化技術(shù)服務(wù)中心提出的一項新技術(shù)［1］。該技術(shù)是利用儲層2個水平主應(yīng)力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系，一旦實現(xiàn)裂縫延伸凈壓力大于儲層某些弱面（天然裂縫或者膠結(jié)弱面）張開所需的臨界壓力，則產(chǎn)生分支縫，或者凈壓力達到某一數(shù)值能直接在巖石本體形成分支縫，形成初步的縫網(wǎng)系統(tǒng)；以主裂縫為縫網(wǎng)系統(tǒng)的主干，分叉縫可能在距離主縫延伸一定長度后又回復(fù)到原來的裂縫方位，或者張開一些與主縫成一定角度的分叉縫，最終形成以主裂縫為主干的縱橫交錯的網(wǎng)狀縫系統(tǒng)，所有以實現(xiàn)網(wǎng)狀縫效果的壓裂技術(shù)統(tǒng)稱為縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。通過3年的攻關(guān)研究，縫網(wǎng)壓裂技術(shù)在理論方面進一步完善，分別建立了天然裂縫性儲層和非天然裂縫性儲層模型推導(dǎo)分支縫力學(xué)條件；在總結(jié)蠟球縫內(nèi)暫堵的基礎(chǔ)上，提出了大粒徑支撐劑暫堵的施工工藝，并在海坨子油田完成了9口井16層的現(xiàn)場擴大試驗，大幅度提高了海坨子油田低滲油藏的單井產(chǎn)量；通過壓后評估進一步檢驗了理論，建立了較為完備的縫網(wǎng)壓裂技術(shù)理論體系。

1 縫網(wǎng)壓裂理論進一步完善

根據(jù)縫網(wǎng)壓裂定義，形成縫網(wǎng)的關(guān)鍵是在主裂縫周圍形成分支縫。對于低滲油田，有些天然裂縫發(fā)育，而有些不發(fā)育，對于天然裂縫發(fā)育儲層和天然裂縫不發(fā)育的儲層，分別建立了圖1和圖2所示的力學(xué)模型［2］。

圖1 天然裂縫性儲層縫網(wǎng)形成示意圖

圖2 巖石本體形成分支縫的平面力學(xué)模型

推導(dǎo)得知在天然裂縫性儲層使天然裂縫張開形成分支裂縫的力學(xué)條件為施工裂縫內(nèi)凈壓力超過儲層水平主應(yīng)力差值；如果要使裂縫在巖石本體破裂，那么裂縫內(nèi)的凈壓力在數(shù)值上應(yīng)至少大于儲層水平主應(yīng)力差值與抗張強度之和。可見，能否形成縫網(wǎng)的關(guān)鍵在于施工凈壓力能夠達到臨界壓力，因此縫網(wǎng)壓裂設(shè)計的重點在于精細的儲層評價以及選擇合適的方法來提高縫內(nèi)凈壓力。

2 前期現(xiàn)場試驗的分析

初期縫網(wǎng)壓裂試驗由于條件限制，主要方法是采用高強度的蠟球縫內(nèi)暫堵來提升裂縫內(nèi)的凈壓力，試驗取得了成功，但在試驗過程中也發(fā)現(xiàn)一些問題，主要有：（1）蠟球影響泵效，導(dǎo)致地面施工壓力波動大，無法根據(jù)地面施工壓力判斷井底壓力狀態(tài)；（2）蠟球強度不夠，封堵效果仍不夠理想；（3）蠟球溶解致裂縫導(dǎo)流能力降低。因此，提出采用大粒徑支撐劑（相對正常加砂過程采用的支撐劑）進行縫內(nèi)封堵［3］。

圖3是某油田生產(chǎn)的中等強度大粒徑陶粒支撐劑（粒徑1.0～1.7 mm，閉合應(yīng)力52 MPa下破碎率12.6%）占總支撐劑不同體積比下的導(dǎo)流能力對比，可見加入大粒徑支撐劑導(dǎo)流能力大幅提高，大粒徑支撐劑占總體積比為10%，20%和30%時導(dǎo)流能力分別提高了11.0%，20.3%和40.2%。因此，采用大粒徑支撐劑進行縫網(wǎng)壓裂施工可以彌補蠟球作為封堵材料的不足之處。

圖3 不同大粒徑支撐劑體積比下的導(dǎo)流能力對比

3 現(xiàn)場試驗

3.1 海坨子油田概況

海坨子油田主力油層為扶余油層，扶余油層平均單井鉆遇砂巖厚度32.2 m，有效厚度8.2 m；儲層孔隙度6%～14%，平均9.6%；儲層滲透率（0.04～1.28）mD，平均 0.46 mD，主流喉道半徑 0.5～1 mD，屬低孔微細喉超低滲儲層；根據(jù)巖心觀察和成像測井成果，吉林海坨子油田扶余油層特低滲透儲層天然裂縫發(fā)育，裂縫延伸方向為近東西向與東西向，裂縫性質(zhì)為潛在縫；采用巖心實驗和經(jīng)驗公式方法相結(jié)合得到海坨子地區(qū)最大最小主應(yīng)力差值6.2～9.0 MPa，平均7.3 MPa。

3.2 試驗過程

3.2.1 縫內(nèi)封堵縫網(wǎng)壓裂試驗 H120-17-13井是第1口試驗井，采用1.0～1.7 mm支撐劑實現(xiàn)縫內(nèi)暫堵。該井于2010年1月12日施工，層位為F10，射孔段2 161～2 164 m，施工排量3.0 m3/min；前置液28.5 m3，攜砂液 150 m3，頂替液 5.7 m3，總液量 180 m3，加入 0.425～0.85 mm陶粒19.4 m3和 1.0～1.7 mm 陶粒0.5 m3，0.425～0.85 mm陶粒支撐劑最高砂比43%，1.0～1.7 mm 陶粒砂比 32%；施工壓力 12～45 MPa。如圖4所示，前置液階段及加0.425～0.85 mm支撐劑至砂比30%期間施工正常，到以23%砂比加入1.0～1.7 mm大粒徑陶粒階段，排量突然幾乎降為0，壓力急劇下降，管線劇烈抖動，后拆卸地面管線發(fā)現(xiàn)：大量大粒徑支撐劑堆積在地面管線中，并堵塞了流量計，使排量銳減，施工壓力下降，從而導(dǎo)致了被迫停泵。

圖4 H120-17-13井F10層施工曲線

將施工曲線排量突變段放大，如圖5所示，發(fā)現(xiàn)施工中是壓力先降，排量后降，說明導(dǎo)致施工未成功的原因是大粒徑支撐劑無法通過泵車，而非支撐劑沉降堵塞地面管線。因此提出改進措施：增加混砂車混砂罐的排出壓力；改善壓裂液的攜砂性能。改進后，1.0～1.7 mm支撐劑在現(xiàn)場成功應(yīng)用2層。

圖5 施工排量突變原因分析

共進行了9口井15層的縫內(nèi)暫堵縫網(wǎng)壓裂現(xiàn)場試驗，各層大粒徑支撐劑的加入種類，數(shù)量和施工壓力上升值如表1所示。15層縫內(nèi)暫堵試驗中有3層是用1.0～1.7 mm陶粒支撐劑實現(xiàn)暫堵，12層是用0.85～1.18 mm陶粒支撐劑實現(xiàn)暫堵。

由表1可知，各井層地面施工壓力在泵入大粒徑支撐劑后均有不同程度的上升，最低1.6 MPa， 最高8.3 MPa，說明大粒徑支撐劑的加入起到了封堵作用。

表1 大粒徑支撐劑封堵試驗井施工壓力上升值

3.2.2 端部脫砂縫網(wǎng)壓裂試驗 端部脫砂壓裂最初主要用于受到污染傷害或疏松膠結(jié)有出砂傾向的高滲層中［4-6］，在施工過程中快速的泵入大量支撐劑形成難以流動的砂堆，從而使支撐劑填滿裂縫，最終形成短而寬的裂縫，在此過程中，施工壓力會迅速上升。施工壓力的上升正是裂縫內(nèi)凈壓力上升的反映，因此將端部脫砂設(shè)計用于縫網(wǎng)壓裂試驗中［7-9］。

設(shè)計時，首先計算實現(xiàn)預(yù)設(shè)縫長所需的時間，然后根據(jù)壓力上升要求定好施工結(jié)束時間，最后按壓裂液利用率為冪的指數(shù)函數(shù)規(guī)律計算支撐劑鋪置濃度遞增過程［10］。

2010年6月21日對H128-6-6井F4層進行端部脫砂縫網(wǎng)壓裂施工，該井射孔段2 086.8～2 092.8 m。壓裂時排量4.0 m3/min；共使用前置液46 m3，攜砂液87 m3，無頂替液，總液量127 m3；共加入0.425～0.85 mm陶粒32.0 m3，最高砂比46%，平均砂比36%；施工壓力21～37 MPa。施工曲線如圖6所示。施工初期壓力變化平穩(wěn)，在施工后期加砂砂比46%時，壓力上漲較快，出現(xiàn)縫內(nèi)脫砂的征兆，停止加砂，之后壓力逐漸恢復(fù)平穩(wěn)，平穩(wěn)后再次以30%的砂比加入支撐劑，該段支撐劑未到井底，壓力突然急劇升高，造成砂堵。整個加砂過程，施工壓力從28.4 MPa升至39.7 MPa，增加了11.3 MPa。

圖6 H128-6-6井F4層施工曲線

3.3 壓后分析評估

采用裂縫模擬軟件對施工井的縫內(nèi)凈壓力進行分析。H121-1-4井F4+5層暫堵裂縫內(nèi)凈壓力上升約4.0 MPa（地面施工壓力上漲4.6MPa）；H128-6-6井F4層端部脫砂縫網(wǎng)壓裂加砂階段裂縫內(nèi)凈壓力幾乎以1的斜率上升，說明基本上實現(xiàn)了端部脫砂，在此過程中，裂縫內(nèi)凈壓力上升了約12 MPa。

通過壓后評估，可以得出以下結(jié)論：（1）縫內(nèi)封堵方法和端部脫砂方法都能有效提高裂縫內(nèi)凈壓力；（2）地面壓力的變化基本反映了凈壓力的上升值；（3）最高裂縫內(nèi)凈壓力基本都超過10 MPa，因此推斷縫網(wǎng)壓裂施工形成大量分支縫甚至縫網(wǎng)系統(tǒng)。

3.4 壓后生產(chǎn)概況

試驗井產(chǎn)液量和產(chǎn)油量較同區(qū)塊非試驗井顯著提高，如圖7所示，投產(chǎn)前3個月的日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量分別提高41.0%、43.7%、59.7%和101.2%、103.8%、133.3%。

圖7 縫網(wǎng)壓裂試驗井與鄰井產(chǎn)量對比

4 結(jié)論與建議

（1）大粒徑支撐劑作為縫內(nèi)封堵材料既能提高封堵強度，又能增加裂縫的導(dǎo)流能力，是目前縫網(wǎng)壓裂最為可行的施工方式之一。

（2）端部脫砂壓裂能夠大幅度提高裂縫內(nèi)的凈壓力，也是縫網(wǎng)壓裂有效的施工方式，但由于施工風(fēng)險較大，仍需進一步探索。

（3）大粒徑支撐劑縫內(nèi)封堵和端部脫砂2種方式的縫網(wǎng)壓裂在海坨子油田進行了現(xiàn)場試驗，取得了好的增產(chǎn)改造效果。

（4）縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是低滲透油田儲層改造的發(fā)展方向，與日益重要的提高儲層改造體積相契合，目前該技術(shù)的研究仍處于起步階段，發(fā)展多種有針對性的縫網(wǎng)壓裂施工手段是目前最為迫切的技術(shù)需求。

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