斜井近井裂縫擴展機理及壓裂工藝

韓東，李良川，吳均，黃堅毅，程謨驥

（中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004）

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斜井近井裂縫擴展機理及壓裂工藝

韓東，李良川，吳均，黃堅毅，程謨驥

（中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004）

韓東等.斜井近井裂縫擴展機理及壓裂工藝[J].鉆井液與完井液，2016，33（3）：93-97.

摘要隨著井斜增大，實施壓裂措施的難度不斷增大，壓裂時表現出砂比低、壓力高、中后期加砂困難等現象，壓裂效果很難達到設計要求。通過分析認為，加砂難度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三軸模擬實驗系統，實驗了在不同井層條件下的裂縫擴展形態，結合現場壓裂井情況分析，明確了南堡A斷塊斜井加砂困難的主要原因。通過制定相應的壓裂技術對策，現場實施壓裂的成功率明顯提高，砂比最高可從18%提高至40%，取得較好效果。

關鍵詞壓裂；斜井；裂縫擴展機理；對策

斜井壓裂人工裂縫起裂機理較常規直井儲層起裂方式更加復雜和多樣化，不確定因素多，施工時掌控難度大。斜井水力壓裂裂縫的起裂和擴展與井眼周圍的應力分布和原始地應力密切相關，且裂縫易發生轉向[1]。儲層地應力分布、天然裂縫發育程度、節理、斷裂韌性、彈性模量等影響著裂縫的擴展[2-3]。射孔工藝、壓裂工藝設計、施工參數、壓裂液性能、支撐劑性能等決定著裂縫的最終擴展形態[4]。南堡油田A斷塊Ed2儲層屬灘海低滲透油藏，以細砂巖為主，埋藏深，溫度高，油層厚度薄，滲透率低。由于受地域限制，開發多以定向井為主，井斜大，加砂困難，油水井表現出砂比低、壓力高、中后期加砂困難，壓裂效果很難達到設計要求。由于影響斜井人工裂縫形態的因素較多，結合南堡油田A斷塊油藏開發特點，利用大尺寸真三軸模擬實驗系統，實驗了在不同井斜角、方位角、相位角、水平應力差條件下的裂縫擴展形態，并結合現場壓裂井施工情況，明確南堡A斷塊斜井加砂困難的主要原因，制定相應的壓裂工藝，提高壓裂成功率。

1　斜井壓裂砂堵原因分析

南堡A斷塊油藏埋深3 200～3 400 m，斜深3 800～4 200 m，實施整體壓裂[5]以來累計實施壓裂30余井次，其中在第2批實施的7口定向井中，4口井發生砂堵，其余3口井加砂后期壓力均有不同程度上升，平均砂比15.6%，施工時最高砂比在15%～18%附近發生砂堵，措施成功率低，嚴重影響了壓裂效果。通過分析認為，相比實施的第1批壓裂井，第2批井的儲層厚度平均變薄3.1m，目的層段跨度增大77.4 m，井斜角增大41.3°。壓裂工藝上提高了施工排量，增加粉陶段塞，但措施成功率偏低。

根據該區塊X31井測試壓裂分析可以看出，G函數曲線在開始階段明顯上翹，表明壓裂初期液體濾失較快，由于該斷塊天然裂縫不發育，結合射孔參數、測井曲線和應力剖面計算結果，可以判定壓裂初期存在多裂縫。通過壓裂壓力擬合分析得出縫寬為0.087 cm。由于縫寬窄會導致施工摩阻增大，壓裂液的剪切力增大，支撐劑易堆積[6-7]，導致加砂困難。因此，如何減少斜井壓裂初期產生多裂縫或裂縫扭曲程度是下一步研究的重點。

2　斜井近井裂縫擴展機理研究

在給定應力場條件下，與直井不同的是，斜井由于受井斜角、方位角和射孔相位等影響，裂縫起裂后先發生扭曲、偏轉，然后再沿著最大主應力方向延伸。裂縫幾何形狀的延伸離開井筒后完全與近井筒效應無關，對總體的裂縫形態不會產生較大影響[4]，因此解決斜井水力壓裂問題，主要就是解決近井地帶人工裂縫的起裂和擴展問題。

2.1大尺寸真三軸模擬實驗研究

研究所采用的模擬壓裂實驗裝置是中國石油大學（北京）巖石力學實驗室設計組建的一套大尺寸真三軸模擬實驗系統。結合南堡A斷塊儲層特點，實驗分別在井斜角（40°、80°），方位角（80°、120°），射孔相位角（60°、90°）條件下模擬不同水平應力差值條件下的裂縫擴展形態。在制作試件前，用直徑2 mm、長30 mm的紙卷插入井筒上預制的小孔中以模擬現場的射孔孔眼。

物模實驗結果表明，應力差大則易出現轉向并伴隨次級裂縫，應力差小則出現多條主裂縫及扭曲縫；起裂點數與應力差相關，水平應力差大時（≥3 MPa），起裂點少（1～2個），一般在與水平最大主應力方向夾角較小的孔眼處起裂，之后發生轉向。應力差越小（＜3 MPa），起裂點多（2～5個），裂縫擴展曲面越復雜，扭曲程度越高。南堡A斷塊水平應力差值為10～17 MPa，起裂點數相對較少，對壓裂時減少多條裂縫起裂較為有利，但破裂壓力會相應增加。

實驗模擬了井眼方位與最大主應力夾角α為60°、水平應力差為3 MPa、射孔相位角60°條件下不同井斜角對應的裂縫形態。得到：井斜角較小（＜20°）或較大（＞60°）時，裂縫扭曲程度較小，次級裂縫擴展區域少；而井斜角在30°～60°之間時裂縫扭曲程度較大，次級裂縫擴展區域大。因此，井斜角在30°～60°之間的井是壓裂設計優化研究的重點。

實驗模擬了井斜角40°、水平應力差3 MPa、射孔相位角60°條件下，不同的井眼方位與最大主應力夾角α對應的裂縫形態。得到：井眼方位與最大主應力夾角α越大，裂縫扭曲程度越大，次級裂縫越多。

2.2實例對比

統計了南堡A斷塊19口壓裂井的井斜角及不同井眼方位與最大主應力夾角α條件下壓裂井的加砂情況，結果見圖1。

圖1井斜角、井眼方位與水平主應力夾角條件下壓裂井的加砂情況

從圖1可得出，當井斜角大于30°、井眼方位與水平最大主應力夾角大于60°時，施工中加砂困難，不能按設計完成加砂，與物模實驗結合有較大吻合度。4-39井因試驗了0.224～0.45 mm陶粒（其他為 0.45～0.90 mm陶粒），壓裂施工順利完成。在現有的井層條件下，采用較小的支撐劑粒徑能滿足施工要求，但必須達到人工裂縫需要的導流能力。

同時選取了4口典型井進行對比分析，見表1。南堡1#井和南堡2#井井斜角相差大，壓裂設計參數基本相同，施工時因南堡2#井井斜角為38.3°，導致2#井砂比提升至25.2%時施工壓力上升明顯，未完成加砂。南堡3#井與南堡4#井井眼方位與水平最大主應力夾角相差43°，設計和施工參數基本相同，最終順利完成加砂。根據對比分析結果得出，井眼方位與水平最大主應力夾角大小未對2口井施工造成影響。因此，結合南堡A斷塊儲層特點，壓裂設計優化時應重點針對井斜角在30°～60°的井開展參數優化，從而達到提高措施成功率的目的。

表1　南堡A斷塊4口壓裂井施工參數統計表

3　斜井壓裂工藝

通過大尺寸真三軸物理模擬實驗和現場壓裂井施工情況的分析表明，南堡A斷塊最大最小主應力差值大，為10～17 MPa，造成斜井加砂困難的主要原因是井斜。因人工裂縫開啟時裂縫發生扭曲，并伴隨少量次生裂縫，造成人工裂縫狹窄，較高砂比（砂比超過15%～20%）時通過困難，導致施工失敗。通過減少人工裂縫彎曲程度，減少縫內摩阻，增加裂縫有效寬度，在滿足導流能力條件下采用與之相匹配的支撐劑粒徑，提高支撐劑通過裂縫的能力，是壓裂設計優化的主要方向。

3.1射孔參數

當斜井井眼方位設計不合理時，裂縫彎曲是影響壓裂施工的主要因素。裂縫彎曲段縫寬較窄，造成支撐劑橋堵，影響壓裂施工規模。如果前期已經完井，只能通過改變射孔參數、壓裂工藝及施工參數等來減少裂縫彎曲效應帶來的影響[8-10]。針對斜井采用合理的射孔工藝，盡量采用定向射孔減少裂縫扭曲，增加孔密孔徑，縮短射孔井段，減少射孔層數，盡可能控制壓裂液分流，避免近井多裂縫產生，保證液體有效造縫，最大程度地憋寬裂縫，增加裂縫彎曲處過砂通道。根據油田實際情況，將射孔相位從90°調整至60°，減少裂縫彎曲。同時控制射孔有效厚度在2～4 m范圍內，射孔層數小于等于2層，盡可能減少裂縫扭曲和多裂縫。

3.2壓裂液體系

壓裂液是壓裂改造的重要組成部分和關鍵環節，其性能優劣決定壓裂施工的順利與否和效果好壞。前置液主要作用是造縫，要求必須具有很好的耐溫耐剪切能力，有形成濾餅的能力，保證壓裂液在裂縫內形成足夠的壓力，以促使裂縫往前延伸。對于斜井壓裂，優化好前置液，確保壓裂初期形成較好的裂縫是壓裂成功的關鍵。

假設液體為牛頓流體，在斜井壓裂中，裂縫的轉向曲率半徑R表示為[4]：

式中，E為楊氏彈性模量；E＇為平面應變模量，E＇=E/（1-v2）；μ為流體黏度；q為施工排量；hf為縫高；L為縫長；σh為最小水平地應力；κ為最大水平地應力和最小水平地應力的比值，無因次；λ是一個實驗系數，可由實驗數據導出。

從式（1）和式（2）可知，提高壓裂液黏度和施工排量是降低彎曲摩阻、增加裂縫寬度的有效途徑。南堡A斷塊目的層斜深超過3 500 m，提高施工排量必然大幅增加沿程摩阻，可操作難度大，提高液體黏度方法可行，不但能增加裂縫寬度，還能提高懸砂性能、減緩支撐劑在裂縫中的沉降速度。

根據經驗公式，支撐劑進入裂縫的寬度應為2.5～3倍支撐劑顆粒直徑，液體黏度增加量應與需要的縫寬相匹配，過大地增加瓜膠濃度會帶來較大的基質和人工裂縫傷害。南堡A斷塊應用的壓裂液中稠化劑濃度為0.3%～0.35%。從表2可知，隨著瓜膠濃度的增加，壓裂液的黏度逐步增大，且在30 min后黏度下降明顯。從圖2可知，瓜膠濃度在超過0.40%時，體系濾失系數和濾失量迅速降低。因此，對于斜井壓裂，增加液體黏度的同時控制好液體濾失性能，可增加縫寬，增加施工成功率。

圖2　不同瓜膠濃度靜態濾失實驗測定結果

表2 不同濃度壓裂液體系耐溫耐剪切實驗結果統計（120 ℃）

由于裂縫彎曲主要發生在近井地帶，采用PKN模型的縫寬計算公式[11]，參數選取施工排量為3.5～4.0 m3/min，支撐劑粒徑為0.425～0.85 mm，泵送至17%砂比段時[4]壓裂液用量為120～150 m3，30 min內縫內壓裂液黏度應不低于177 mPa·s，選取0.3～0.6 mm支撐劑粒徑時，需要的壓裂液黏度應不低于70 mPa·s。根據液體靜態濾失情況和縫寬過砂需求計算結果得出，斜井壓裂中，選用0.425～0.85 mm支撐劑時，壓裂液瓜膠濃度需提高至0.45%；如果不提高現有體系黏度，可選用較小粒徑支撐劑（0.3～0.6 mm）。

3.3壓裂工藝

通過對已壓裂的19口井統計，目的層段跨度大于40 m，壓裂層數大于6層，加砂量難以達到設計要求，見圖3。分析認為，目的層縱向開啟層數多，由于工藝均為投球分壓和籠統合壓，施工時多層同時開啟，層間產生應力干擾，且單層縫內進液量少，縫內凈壓力低，縫寬窄，支撐劑通過能力低，加砂困難。對于滿足分層條件的井，采用擴張式封隔器實施機械分層，逐層壓裂，可以提高措施成功率。同時壓裂施工時首先用1.5～2 m3/min排量減少初期多裂縫的產生，然后逐步提高施工排量至3.5～4 m3/min。在前置液中加入低砂比支撐劑段塞，可以起到降低彎曲摩阻的作用。

圖3　已壓裂井跨度和層數分布圖

4　應用效果

南堡5號井施工層位為46、49、51號層，層厚16.2 m，井斜角為35.29°，由于層間距離較小，且沒有較好的泥巖隔層，采用投球分壓工藝，壓裂液體系為0.35%稠化劑的低濃度瓜膠壓裂液。第1次壓裂施工時在第1層加砂時發生砂堵，最高排量為4.2 m3/min，最高砂比為15%，累計加砂4.2 m3。第1次失敗后及時進行了措施調整，在現有條件下將瓜膠濃度提高至0.5%，增加了前置液量，同時適當增加了施工排量和支撐劑段塞，降低了加砂臺階幅度和最高砂比。第2次施工最高排量為5 m3/min，平均砂比為14.8%，最高砂比為22%，累積加砂22 m3。階段套壓仍有上升趨勢，表明儲層已有脫砂趨勢，加砂開始變得困難。南堡6號井與南堡5號井互為鄰井，壓裂施工層位42、44、49號層，層厚22.2 m，井斜角為38.6°，在南堡5號井第2次措施的基礎上，采用K344封隔器分3層逐級改造，減少了因液體分流造成裂縫狹窄導致砂堵的風險。該井3層累積加砂52 m3，累積用液660 m3，平均砂比為18.6%，第3段最高砂比提升至40%，順利完成加砂。

5　結論

1.南堡A斷塊東二段儲層加砂難度大，主要原因是井斜大，人工裂縫開啟時裂縫發生扭曲并伴隨少量次生裂縫，造成人工裂縫狹窄，較高砂比通過困難，導致施工失敗。

2.水平兩向應力大，裂縫易出現轉向并伴隨次級裂縫，起裂點少；水平兩向應力差小，則出現多條主裂縫及扭曲縫，起裂點多，裂縫擴展曲面越復雜，扭曲程度高。

3.井眼方位與最大主應力夾角α越大，裂縫扭曲程度越大，次級裂縫越多，但相對水平主力差值和井斜角影響來看，裂縫復雜程度影響相對較小。

4.針對斜井壓裂，在優化射孔參數的同時，提高壓裂液體黏度和施工排量是降低彎曲摩阻增加裂縫寬度的有效途徑。采用機械卡封逐層壓裂工藝，從另外一種途徑提高縫內進液量，達到增加縫寬，提高施工成功率的目的。

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Mechanism of Fracture Extension Near Borehole Wall in Deviated Well and Fracturing Technology

HAN Dong, LI Liangchuan, WU Jun, HUANG Jianyi, CHENG Moji
(Research Center of Drilling and Production Technology, CNPC's Jidong Oilfeld Branch, Tangshan City, Hebei 063004)

AbstractWith an increase in well angle，diffculties in fracturing the well is also increasing. The problems encountered in fracturing high well angle wells are low sand concentration，higher pressure，and diffculties in adding proppants into the fracturing fuid in mid- and later-stage of the fracturing job. The fracturing jobs most often fail the design. It has been understood that the main reason for the diffculties in adding proppants is the deviation of the well. Using a large size true tri-axial simulator，the extension of fractures at different downhole conditions were studied. And combining the test results with feld operations，the main reason of diffculties in adding proppants into fracturing fuid in mid- or later-stage of fracturing in the deviated wells in the A-fault in Nanpu can be ascertained. Measures to deal with the diffculties have been established，and feld operations have been successful，because the concentration of proppants has been increased from 18% to 40%.

Key wordsFracturing； Deviated well； Mechanism of fracture extension； Countermeasure

中圖分類號：TE357

文獻標識碼：A

文章編號：1001-5620（2016）03-0093-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.019

基金項目：國家科技重大專項“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發技術示范工程”（2011ZX05050）。

第一作者簡介：韓東，1983年生，工程師，2006年畢業于西南石油大學應用化學專業，現主要從事儲層改造工作。電話 15383759115；E-mail：jd_handong@petrochina.com.cn。

收稿日期（2016-3-1；HGF=1603N1；編輯王小娜）