縫網壓裂施工工藝的現場探索

翁定為 雷 群 李東旭 楊振周 李邊生 李躍斌

（1.中國石油勘探開發研究院研究生部，北京 100083； 2.中國石油勘探開發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）

縫網壓裂技術是中國石油勘探開發研究院廊坊分院壓裂酸化技術服務中心提出的一項新技術［1］。該技術是利用儲層2個水平主應力差值與裂縫延伸凈壓力的關系，一旦實現裂縫延伸凈壓力大于儲層某些弱面（天然裂縫或者膠結弱面）張開所需的臨界壓力，則產生分支縫，或者凈壓力達到某一數值能直接在巖石本體形成分支縫，形成初步的縫網系統；以主裂縫為縫網系統的主干，分叉縫可能在距離主縫延伸一定長度后又回復到原來的裂縫方位，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狀縫系統，所有以實現網狀縫效果的壓裂技術統稱為縫網壓裂技術。通過3年的攻關研究，縫網壓裂技術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分支縫力學條件；在總結蠟球縫內暫堵的基礎上，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層的現場擴大試驗，大幅度提高了海坨子油田低滲油藏的單井產量；通過壓后評估進一步檢驗了理論，建立了較為完備的縫網壓裂技術理論體系。

1 縫網壓裂理論進一步完善

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

圖1 天然裂縫性儲層縫網形成示意圖

圖2 巖石本體形成分支縫的平面力學模型

推導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條件為施工裂縫內凈壓力超過儲層水平主應力差值；如果要使裂縫在巖石本體破裂，那么裂縫內的凈壓力在數值上應至少大于儲層水平主應力差值與抗張強度之和。可見，能否形成縫網的關鍵在于施工凈壓力能夠達到臨界壓力，因此縫網壓裂設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凈壓力。

2 前期現場試驗的分析

初期縫網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暫堵來提升裂縫內的凈壓力，試驗取得了成功，但在試驗過程中也發現一些問題，主要有：（1）蠟球影響泵效，導致地面施工壓力波動大，無法根據地面施工壓力判斷井底壓力狀態；（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）進行縫內封堵［3］。

圖3是某油田生產的中等強度大粒徑陶粒支撐劑（粒徑1.0～1.7 mm，閉合應力52 MPa下破碎率12.6%）占總支撐劑不同體積比下的導流能力對比，可見加入大粒徑支撐劑導流能力大幅提高，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流能力對比

3 現場試驗

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育，裂縫延伸方向為近東西向與東西向，裂縫性質為潛在縫；采用巖心實驗和經驗公式方法相結合得到海坨子地區最大最小主應力差值6.2～9.0 MPa，平均7.3 MPa。

3.2 試驗過程

3.2.1 縫內封堵縫網壓裂試驗 H120-17-13井是第1口試驗井，采用1.0～1.7 mm支撐劑實現縫內暫堵。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，后拆卸地面管線發現：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，發現施工中是壓力先降，排量后降，說明導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支撐劑在現場成功應用2層。

圖5 施工排量突變原因分析

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

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凈壓力上升的反映，因此將端部脫砂設計用于縫網壓裂試驗中［7-9］。

設計時，首先計算實現預設縫長所需的時間，然后根據壓力上升要求定好施工結束時間，最后按壓裂液利用率為冪的指數函數規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，在施工后期加砂砂比46%時，壓力上漲較快，出現縫內脫砂的征兆，停止加砂，之后壓力逐漸恢復平穩，平穩后再次以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凈壓力進行分析。H121-1-4井F4+5層暫堵裂縫內凈壓力上升約4.0 MPa（地面施工壓力上漲4.6MPa）；H128-6-6井F4層端部脫砂縫網壓裂加砂階段裂縫內凈壓力幾乎以1的斜率上升，說明基本上實現了端部脫砂，在此過程中，裂縫內凈壓力上升了約12 MPa。

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

3.4 壓后生產概況

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

圖7 縫網壓裂試驗井與鄰井產量對比

4 結論與建議

（1）大粒徑支撐劑作為縫內封堵材料既能提高封堵強度，又能增加裂縫的導流能力，是目前縫網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的凈壓力，也是縫網壓裂有效的施工方式，但由于施工風險較大，仍需進一步探索。

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

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

［1］雷群，胥云，蔣廷學，等. 用于提高低-特低滲透油氣藏改造效果的縫網壓裂技術［J］.石油學報，2009，30（2）：237-241.

［2］翁定為，雷群，胥云，等. 縫網壓裂技術研究及其現場應用［J］.石油學報，2011，32（2）：280-284.

［3］POWELL A， BUSTOSO， KORDZIEL W， et al. Fiberladen fracturing fl uid i mproves production in t he bakkens hale multilateral play［R］．SPE 107979， 2007.

［4］米卡爾 J 埃克諾米德斯. 油藏增產措施［M］.張保平，劉立云，張汝生，譯. 北京：石油工業出版社，2002.

［5］MARTINSJ P. Tip screen–out fracturing applied to t he ravenspurnsout h gas field develop ment［R］. SPE 19766， 1989.

［6］魏躍進，申景峰，王海軍，等. 端部脫砂壓裂技術在低滲透油藏改造中的應用［J］.石油鉆采工藝，2007，29（5）：45-48.

［7］MISKIMINS J L. Design and life cycle considerations for unconventional reservoir wells ［R］. SPE 114170， 2008.

［8］姜瑞忠，蔣廷學，汪永利. 水力壓裂技術的近期發展及展望［J］. 石油鉆采工藝，2004，26（4）：52-56．

［9］郭公建，李秀生，石道涵，等. 安塞油田長6油層端部脫砂壓裂試驗［J］. 石油大學學報：自然科學版，2003，27（6）：45-48.

［10］王鴻勛，張士誠.水力壓裂設計數值計算方法［M］.北京：石油工業出版社，1998： 302-308.