塔河油田碳酸鹽巖儲層暫堵轉向壓裂排量優化

賀甲元 程洪 向紅 翟曉鵬 耿宇迪 王海波

1.中國石化石油勘探開發研究院；2.中國石化海相油氣藏開發重點實驗室；3.新疆油田公司工程技術研究院；4.油氣鉆井技術國家工程實驗室防漏堵漏技術研究室·長江大學；5.中國石化西北油田分公司

0 引言

塔河油田位于新疆維吾爾自治區庫車縣和輪臺縣境內。構造位置在沙雅隆起帶中段南翼的阿克庫勒凸起上。油氣田多為碳酸鹽巖縫洞型油藏，以縫洞和裂縫為油藏流動通道及儲油空間，為典型的破碎性儲層［1］。奧陶系碳酸鹽巖油藏是塔河油田主力產層，油藏埋深5 000～6 800 m，厚度約70 m，地層壓力58～63 MPa，地層溫度超過130 ℃，油藏具有不均勻富集、疊合連片特征，油藏內部隨機分布大量孔洞和天然裂縫，非均質性強。

隨著酸化壓裂開采時間延長，儲層無法繼續穩產［2-3］。利用暫堵轉向酸化壓裂技術溝通碳酸鹽巖內部孔洞和天然裂縫，得到更多的可動用儲量是目前有效的增產技術［4-5］。塔河油田在2017年引入液態暫堵劑實施暫堵轉向酸化壓裂，取得突破。

液態暫堵劑是基于絨囊結構的無固相封堵材料［6-8］，容易進入裂縫內部，施工風險低。有效解決了顆粒暫堵劑顆粒級配難以控制，纖維暫堵劑易在井筒堆積造成堵塞超壓的難題［9］。同時液態暫堵劑具有耐高溫、承壓強、返排徹底的特點。

塔河油田A1井實施液體暫堵劑轉向重復酸壓改造試驗后，年產油量已經由施工前的無油可開上升到年產油量1 000 t，改造效果顯著。但液態暫堵劑在實施暫堵轉向壓裂過程中，用多大的排量可以促使裂縫轉向一直以來沒有計算理論依據。這使得液態暫堵轉向壓裂在施工過程中往往靠經驗設計施工參數，不能有效指導施工設計。針對上述問題，以壓裂中裂縫開裂裂縫幾何形狀模型為基礎，建立暫堵轉向壓裂不同階段優化排量設計方法，確定優化排量，為碳酸鹽巖儲層老井高效暫堵轉向重復酸壓提供技術支持。

1 裂縫轉向排量優化模型

1.1 排量作用下裂縫轉向物理模型

在暫堵轉向壓裂施工過程中，將液態暫堵劑注入原裂縫，根據裂縫轉向的基本原理，裂縫轉向所需的裂縫縫內凈壓力取決于最大水平主應力和最小水平主應力之差［10］

式中， Δpe為 裂縫凈壓力，MPa；σHmax為最大水平主應力，MPa； σHmin為 最小水平主應力，MPa；θ為天然裂縫與水平最大主應力方位夾角，°。

縫內凈壓力與施工排量有直接關系，排量增大，凈壓力提高。利用暫堵劑封堵原裂縫，控制壓力不向裂縫遠端傳遞，形成一定封堵壓力，從而產生水平地應力差，開啟側向裂縫如圖1所示。

圖1 縫內暫堵轉向物理模型Fig.1 Physical model of temporary plugging and diversion inside the fracture

通過排量產生足夠的凈壓力實現天然裂縫張開，形成復雜縫網。施工排量與凈壓力為［11］

式中，E為巖石彈性模量，GPa；hf為縫高，m；μ為壓裂液黏度，mPa· s ；L為裂縫長度，m；Q為排量，m3/min。

聯立式(1)和式(2)，得到排量與凈壓力關系為

1.2 排量優化數學模型

式(3)表明，增大排量會提高裂縫內靜壓力?？p內凈壓力增大同時會擴大裂縫長度L。設暫堵過程中，暫堵劑進入裂縫內進行堆積，堆積的長度為Lf。

裂縫長度L大于暫堵劑堆積長度Lf，說明排量足夠大，凈壓力足夠大，開啟的裂縫足夠長，滿足暫堵壓裂需求。否則，排量不足以推動暫堵劑進入裂縫，不能滿足暫堵壓裂要求。這時就要增大排量，壓裂出更長的裂縫使暫堵劑進入裂縫才能滿足暫堵壓裂需求。相反，如果只是需要把暫堵劑送入裂縫，不需要開啟新裂縫，這時排量產生的凈壓力 Δpe要小于開啟裂縫最大水平主應力和最小水平主應力之差p。就能保證裂縫不開啟，只填充暫堵劑。同時需要保證裂縫長度L大于暫堵劑堆積長度Lf，保證暫堵劑在裂縫內有效堆積。

上述可知，保證暫堵壓裂排量優化設計需要滿足2個限定條件：(1)裂縫長度L大于暫堵劑堆積長度Lf；(2)排量產生的凈壓力Δpe是否需要大于主應力之差p。

根據這2個條件，設計出排量優化計算流程。如圖2所示。

圖2 暫堵排量優化設計流程圖Fig.2 Flow chart of optimization design of temporary plugging displacement

在排量優化過程中，需要用到的裂縫長度L在時間t內，與排量的關系為［12］

式中，C為液態暫堵劑綜合濾失系數，

時間t內在排量作用下裂縫寬度w為［13］

式中，υ為巖石泊松比，無量鋼；G為巖石剪切模量，MPa。

液態暫堵劑進入原裂縫后，一部分暫堵劑堆積在主裂縫內部，一部分暫堵劑濾失進入地層。時間t內，停泵時暫堵劑在裂縫內的體積VC為［14-15］

式中，VC為 裂縫內暫堵劑體積，m3；Sv為暫堵劑單元數，無量綱；Sp為前置液單元數，無量綱。

暫堵劑在裂縫內的體積VC近似為立方體，則由體積VC可 得暫堵劑在裂縫中堆積長Lf為

如果暫堵劑在裂縫內的長度Lf出現大于裂縫長度L情況，說明此時排量較小，不滿足開啟新裂縫。再加注暫堵劑會造成暫堵劑無效堆積，這種情況下則應提高排量，重新計算。同時，根據排量產生的凈壓力Δpe是 否需要大于主應力之差p來判斷何時終止計算。

2 排量優化及工程應用

2.1 作業井壓裂排量優化

以塔河油田A1井碳酸鹽巖儲層井段為例，在天然裂縫條件下，注入一定量液態暫堵劑實現轉向壓裂。第1階段，暫堵劑堆積，具備一定強度的封堵能力。第2階段實施壓裂，開啟新裂縫。

計算參數：該碳酸鹽巖儲層井段地層水平應力差為5.5～7.5 MPa，油層厚度40 m，碳酸鹽巖地層彈性模量2.75×104GPa，泊松比0.27，液態暫堵劑綜合濾失系數1.98×10-3m /暫堵液黏度20 mPa· s 。利用優化設計模型，計算排量從3 m3/min增加到6 m3/min，裂縫長度及注入時間關系，如圖3所示。

從圖3中可以看出，排量3 m3/min、施工時間達到29 min時，計算壓裂裂縫長度L和暫堵劑堆積長度Lf相等，此時轉向凈壓力5.53 MPa。即轉向力不足。超過這個時間，暫堵劑堆積長度Lf大于壓裂裂縫長度L，暫堵無效。

圖3 不同排量優化設計Fig.3 Optimization design of different displacements

提升排量到排量5 m3/min，壓裂裂縫長度L增大，當施工時間達到45 min時，壓裂裂縫長度L和暫堵劑堆積長度Lf相等，此時轉向凈壓力7.76 MPa。大于7.5 MPa地應力差。滿足轉向需要。但由于壓裂裂縫長度不夠，暫堵劑用量難以達到需求。

繼續提升排量到6 m3/min，施工時間60 min時，壓裂裂縫長度L大于暫堵劑堆積長度Lf。排量滿足轉向凈壓力和堆積暫堵劑兩方面的需求。深井壓裂，井口壓力較高，安全性差，能滿足最低要求不僅保證井下工程需要，也能夠滿足安全要求。因此可以作為最優值。

2.2 作業井施工過程

塔河油田A1井初次酸壓施工最高泵壓61.6 MPa，最大排量6.8 m3/min，擠入地層總液量620 m3。施工4年后產液量開始下降至0，常規酸壓改造失效。

分析常規酸壓失效原因是初期酸化壓裂，強化主裂縫供油區域，開采一段時間后達到產能極限，無法繼續增產。要想增加產量，就需要開啟新裂縫，溝通新的供油區域。因此，根據塔河油田碳酸鹽巖裂縫發育特點，縫洞油藏剛性暫堵劑不易架橋的難點，提出利用液態暫堵劑縫內暫堵轉向酸壓。由于絨囊流體在氣井［16］和煤層氣井［17］轉向壓裂應用成功，故選擇絨囊流體作為暫堵劑。開展液體暫堵轉向重復酸壓改造現場試驗，首先用小排量注入液態暫堵液封堵尖端，封堵裂縫，然后大排量注入壓裂液實現轉向。

根據暫堵壓裂排量優化結果，第1階段暫堵液暫堵。為了只封堵不開啟裂縫，控制轉向壓裂低于5.5 MPa。施工排量控制在3.0 m3/min，施工時間控制在25 min內。計算轉向壓力5.53 MPa，實際注入暫堵劑70 m3。計算的轉向壓力與地層水平應力差為5.5相近。

實際監測轉向壓力3.6 MPa，低于5.53 MPa，證明暫堵劑起到封堵作用，且未開啟新裂縫。分析原因是由于初始暫堵后，暫堵劑優先封堵了初次壓裂開啟裂縫，但在封堵過程中，部分微裂縫開啟，但未開啟大裂縫。暫堵成功，如圖4所示。

圖4 暫堵轉向階段轉向壓力計算值與監測值對比Fig.4 Comparison between calculation result and monitoring result of diversion pressure in the stage of temporary plugging and diversion

第2階段壓裂，施工排量6.0 m3/min，裂縫擴展。在第1階段施工基礎上，壓裂45 min，計算暫堵劑量270 m3，實際注入暫堵劑240 m3。壓裂階段施工階段計算轉向壓力7.88 MPa，實際監測轉向壓力8.2 MPa；裂縫發生了明顯的偏轉。這時發生的裂縫轉向是實際的轉向壓力，判斷轉向裂縫為初始裂縫內開啟的分支裂縫［18］。

2.3 液體暫堵劑暫堵規律

暫堵壓裂小排量泵送暫堵劑可使暫堵劑在裂縫內“站得住腳”，從而在低速下能夠封堵初始裂縫和初始裂縫相連的微裂縫，暫堵劑在裂縫內起到堆積、拉抻和填塞作用，提高流體流動的阻力。此后用大排量提高縫內凈壓力，初始裂縫內部就開啟新裂縫不沿原裂縫的方向延伸。塔河油田碳酸鹽巖裂縫發育，利用液態暫堵劑縫內暫堵轉向酸壓技術，采用滑溜水開啟天然裂縫，低排量注入液態暫堵液封堵尖端，高排量注入壓裂液實現轉向的思路是可行的。

具體技術要點主要有5點：(1)暫堵對象選擇天然裂縫發育儲層；(2)根據預設計排量、地層水平主應力差、泵注時間以及巖石力學參數，優化排量；(3)根據理論計算，確定暫堵劑用量；(4)暫堵液注入需用低排量；(5)暫堵后壓裂液、酸液注入則用大排量。確定完程序后，現場實施暫堵壓裂。實施過程中可能會有所調整，但變化范圍可控。

塔河油田A1井實施液體暫堵劑轉向重復酸壓改造試驗后，從無油可產上升到年產油量1 000 t，改造效果顯著［18］。相對于常規酸化壓裂只能溝通碳酸鹽巖優勢儲集層。暫堵轉向壓裂可擴大供油區域面積，進一步提升采油效果。經多次現場暫堵轉向壓裂實施，最終提出了滑溜水開啟天然裂縫，3 m3/min注入暫堵液封堵尖端，6 m3/min注入壓裂液實現轉向的暫堵轉向酸壓排量。工程實踐證明，利用排量變化能夠有效實現改造效果，提高產量達到預期目的。

3 結論與建議

(1)通過建立暫堵壓裂排量優化模型，確定不同暫堵階段需要的合理排量，解決了現場轉向壓裂需要的排量靠現場經驗判斷，沒有理論依據的難題，為暫堵轉向壓裂排量優化設計提供理論依據。

(2)提出了滑溜水開啟天然裂縫、低排量注入暫堵液封堵尖端、高排量注入壓裂液實現轉向的暫堵轉向壓裂排量設計程序。利用該排量程序實施暫堵壓裂，能夠滿足生產需要，達到儲層改造目的。

(3)實際上，生產一定年限的老井，暫堵轉向壓裂排量設計還需要考慮生產后，孔隙壓力下降引起的地層應力差變化，后期需要考慮該影響因素，進一步優化排量設計。