自支撐相變壓裂技術室內研究與現場應用

趙立強 張楠林 張以明 羅志鋒 余東合 劉平禮陳薇羽 劉國華 杜 娟 李年銀 陳 祥

1.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石油華北油田公司

1 概述

圍繞常規(guī)水力壓裂技術存在的砂堵[1]、殘渣傷害[2]、設備磨損[3]、裂縫遠端難以得到有效支撐[4]等一系列問題，學者們開展了大量研究[5-9]：在壓裂液方面，研發(fā)了延遲交聯壓裂液[10]、低摩阻壓裂液[11]、清潔壓裂液[12]和耐溫耐剪切壓裂液[13]等，以降低泵注壓力、減輕儲層傷害和增加支撐劑懸浮能力；在支撐劑方面，主要通過研制低密度支撐劑[14]以達到增強裂縫遠端導流能力的目的。盡管相關研究對提高壓裂效果起到了一定的作用，但是依然沒能完全解決上述問題。為此，筆者提出了一種自支撐相變壓裂技術[15-20]（Self-propping Phase-transition Fracturing Technology，

SPFT）：如圖1 所示，向儲層注入由相變流體（Phasetransition Fluid，以下簡稱PF）和非相變流體（Nonphase-transition Fluid，以下簡稱NPF）組成的相變壓裂液體系（Phase-transition Fracturing Fluid System，以下簡稱PFFS），在地層溫度的刺激下，PF 發(fā)生相變，由液體變成固體的相變支撐劑顆粒（Chemical-phasetransition Proppant,以下簡稱CP）從而支撐水力裂縫，而NPF 占據的裂縫空間在其返排后則成為油氣高速流動的通道。

圖1 自支撐相變壓裂技術原理圖

為此，從PFFS 相變過程、CP 力學性能、濾失量及巖心傷害、支撐裂縫導流能力、PFFS 流動分布、注液及關井全過程溫度場模擬等方面入手，系統(tǒng)地介紹了近6 年取得的研究成果。最后，通過分析中國石油華北油田公司N1 井的現場應用實例，以證實該項技術的可靠性和可行性。

2 材料性能

2.1 PFFS 相變過程

圖2 PFFS 發(fā)生相變形成CP 的相變過程圖

PFFS 相變過程如圖2 所示：在30 ℃下，PFFS是一種無固相的液體，能夠避免磨損和砂堵的問題；隨著溫度的升高（約60 ℃），PFFS 中生成CP 顆粒；隨著溫度的進一步升高，CP 的硬度逐漸增加。實驗結果表明，通過改變PFFS 配方以及剪切速度，可以控制CP 的粒徑分布[21]。如圖3 所示，在不同剪切速度以及配方條件下形成的CP 具有不同的粒徑，粒徑從0.1～5.0 mm 之間均可制備，不同粒徑的CP 都具有較高的圓球度。

圖3 相變支撐劑顆粒粒徑分布圖

影響相變流體相變時間的主要因素為相變流體中的相變調節(jié)劑含量，通過實驗測試了不同相變調節(jié)劑加量、不同溫度條件下的相變時間，如圖4 所示。實驗結果表明，隨著相變調節(jié)劑加量及溫度的增加，相變時間變短。

圖4 不同相變調節(jié)劑、不同溫度條件下的相變時間圖

2.2 CP 力學性能

支撐劑的力學性能是進行支撐劑優(yōu)選的一個重要指標，通過CP 破碎率的測試，分析其力學性能。CP 具備一定的塑性，同時具備一定的脆性，由于其屬于一種全新的材料，暫時沒有針對性的力學性能測試、評價方法，因此采用現有國家標準、行業(yè)標準中給出的方法進行力學性能評價。圖5 展示了不同閉合壓力下常規(guī)支撐劑和CP 的破碎率，圖6 展示了相變支撐劑在不同應力下的應變，從測試結果來看，相變支撐劑在高壓力下既發(fā)生彈性變形，也發(fā)生脆性破壞，在60 MPa 下，相變支撐劑顆粒的破碎率為3%，應變?yōu)?.215。圖7 所示的不同應力下CP 破碎后的外觀形狀，證實了CP 在高應力條件下不會產生過多的破碎體，具有良好的力學性能。

圖5 不同閉合壓力下常規(guī)支撐劑和CP 的破碎率圖

圖6 不同應力下常規(guī)支撐劑和CP 的應變圖

圖7 不同應力下的CP 破碎后的外觀形狀照片

2.3 濾失量及巖心傷害

通過動態(tài)濾失實驗、驅替實驗測試了PFFS、NPF、PF 的濾失量及巖心傷害程度，并與常規(guī)壓裂液進行了對比，測試巖心傷害程度時，依次注入濃度為2%的KCl 溶液、待測液體（分別為PFFS、NPF、PF 或常規(guī)壓裂液）、濃度為2%的KCl 溶液。濾失量及巖心傷害程度測試結果如圖8、9 所示：相比于常規(guī)壓裂液，PFFS、NPF、PF 具有更低的濾失量，PFFS 的濾失量介于NPF、PF 之間，較低的濾失量保證了較低的殘留液體傷害程度；PFFS 對巖心的傷害程度較低，最終滲透率能夠恢復到原始滲透率的90%左右，高于常規(guī)壓裂液傷害后的巖心滲透率恢復比。

2.4 支撐裂縫導流能力

由于CP 具有較高的圓球度，因此能夠提供較高的支撐裂縫導流能力。從圖10 可以看出，導流能力與CP 粒徑大小成正比；CP 支撐裂縫導流能力高于陶粒和石英砂。

圖8 濾失量測試結果圖

圖9 巖心傷害程度測試結果圖

圖10 不同粒徑CP 與不同類型常規(guī)支撐劑的支撐裂縫導流能力圖

圖11 展示了CP 在0.33 kg/m2、0.68 kg/m2、1.00 kg/m2和5.00 kg/m2鋪置濃度下形成的單層部分支撐、單層完全支撐、雙層支撐和多層支撐條件下的導流能力測試結果。在0.68～5.00 kg/m2范圍內，隨著CP 濃度的增加，支撐裂縫的導流能力增加；在0.33 kg/m2條件下為單層部分支撐，不完全支撐提供了更多的流動通道，導流能力高于其他濃度條件，但是，由于高閉合壓力下低鋪砂濃度的CP 支撐能力有限，單層部分支撐的裂縫導流能力快速降低。

圖11 不同CP 鋪置濃度下的支撐裂縫導流能力圖

3 現場試驗設計

經過長達6 年的室內研究，材料性能滿足現場試驗要求，為檢驗SPFT 的現場使用效果，在華北油田N1 井進行現場實驗。N1 井改造目的層深度為3 400 m，產層厚度為34 m，孔隙度約為16%，滲透率約為30 mD，溫度約120℃，原始孔隙壓力為33 MPa，目前已降至25 MPa；黏土礦物含量高，約10.19%，其中蒙脫石約占45%，具有一定的水敏性。

以“高效相變、有效支撐”為原則，設計相應的施工工序及施工參數：地層壓力系數低、黏土礦物含量高，為降低儲層溫度、補充地層能量、測試地層吸液能力、防止黏土礦物水化膨脹、減輕儲層傷害，針對N1 井提出了依次注入防膨液、交聯壓裂液、PFFS、頂替液的自支撐相變壓裂施工工藝。

3.1 縫長和導流能力優(yōu)化

利用MEYER 軟件的MProd 模塊對水力裂縫的尺寸和導流能力進行了優(yōu)化。如圖12 所示，當裂縫長度介于70.00～80.00 m，導流能力介于300.00～350.00 mD·m 時累計產量最優(yōu)，在這種情況下，用于壓開裂縫的交聯壓裂液體積約為80 m3。

圖12 不同裂縫尺寸及導流能力條件下的累計產量圖

3.2 注液排量優(yōu)化

PFFS 的界面分布決定了CP 的分布情況[22]，因此，要形成有效的支撐和高導流能力，關鍵是要形成良好的PFFS 界面分布模式。PFFS 界面分布問題屬于液—液兩相流界面跟蹤研究領域，基于Navier-Stokes 方程和VOF 界面跟蹤方法，建立了PFFS 界面分布的數學模型[23-24]。模擬了不同注入速率下PFFS 的界面分布，根據不同注入速率下的界面分布情況，進行排量優(yōu)化。

圖13 不同注入速率下的PFFS 界面分布圖

根據模擬的最優(yōu)裂縫幾何尺寸，建立了相同尺寸的裂縫物理模型。如圖13 所示，模型的長、寬分別為80 m、34 m，模型厚度為0.008 m，圖13 中紅色的非連續(xù)相表示密度較高的PF，藍色的連續(xù)相表示密度較低的NPF。計算結果表明：在重力作用下，PF 沉積在裂縫底部；隨著注入排量的增加，重力效應逐漸減弱，PF 可以占據裂縫的大部分區(qū)域，形成有效支撐。因此，在井口裝置限壓允許的情況下，應盡可能加大排量，以增強支撐效果。考慮到井口裝置的壓力限制和防止裂縫穿層，建議該井施工排量為2.0～3.0 m3/min。

3.3 注液及關井全過程溫度場

PFFS 中形成固相CP 的控制條件是縫內溫度，且不同溫度下PFFS 具有不同的黏度值，其黏度直接關系到人工裂縫幾何尺寸，裂縫幾何尺寸又是計算裂縫溫度分布的必要條件，溫度、黏度、裂縫尺寸三者之間相互影響。因此，溫度是最基礎、最重要的控制因素。建立井筒溫度場、注液過程縫內溫度場、關井過程溫度恢復溫度場數學模型[25]，其中計算關井期間溫度恢復的目的在于研究分析CP 形成較高強度所需時間。

以N1 井為例，計算了2.0 m3/min 排量下不同時刻的井筒溫度場、裂縫溫度場。圖14-a 中從右到左的各條曲線為第1、6、11、…、70 min 的井筒溫度剖面；圖14-b 中從左上到右下的各條曲線為第1、6、11、…、70 min 的裂縫中心線上的溫度分布；圖14-c 中從左上到右下的各條曲線為停泵后裂縫溫度恢復過程中第1、10、20、…、240 min 的裂縫中心線上的溫度分布。

圖14 自支撐相變壓裂施工全程溫度場分布圖

在注液40 min（即80 m3壓裂液）時，井底溫度約為30 ℃，低于相變溫度，滿足井筒內不發(fā)生相變的要求；PF 進入裂縫后，由于縫內溫度較高，發(fā)生相變形成CP；注液完成后，縫內溫度進一步恢復，促使CP 強度進一步增加。

筆者提出的CP 密度較低，體積密度約為0.75 g/cm3，絕對密度約為1.05 g/cm3，一方面低密度保證了CP 容易被攜帶至裂縫遠端，另一方面過早返排容易造成CP 回流。因此，為形成強度較高的CP 顆粒以及避免CP 回流，建議關井200 min，以待裂縫閉合壓實CP。

3.4 泵注程序

根據優(yōu)化得到的裂縫幾何尺寸、施工排量、PFFS 用量、前置液量，設計泵注程序如表1 所示。

表1 泵注程序表

4 現場試驗

2019 年11 月13 日，SPFT 在華北油田N1 井開展現場試驗，現場試驗的目的在于證實該技術的可行性，為保證較高的成功率，在進行壓裂方案設計時，選擇了最簡單、最傳統(tǒng)的前置液壓裂工藝。施工曲線如圖15 所示：在注入前置液時，排量約為4 m3/min，油壓約為40 MPa，可以看到在22.0 min 附近有明顯的壓力降落，顯示已壓開裂縫，隨后注入PFFS，排量1.8 m3/min，注PFFS 過程中可以看到明顯的油壓上升，這是因為PFFS 摩阻較高，引起的注入壓力上升；隨后注入頂替液，完成自支撐相變壓裂技術的現場實驗。

圖15 施工曲線圖

施工結束后，收集返排液，由于目前儲層壓力僅為25 MPa、壓力系數僅為0.76，返排困難，僅收集到少量返排液（圖16）。返排液為前置液的破膠液和NPF，不含PF，收集到的CP 僅見極少的顆粒，強度大，圓球度較高，進行沖砂作業(yè)，也未沖出CP，表明PF 留在儲層裂縫中并形成強度大、圓球度高的CP。

圖16 返排液及返排液中的CP 顆粒照片

利用Frac PT 軟件對施工凈壓力進行擬合，反演出裂縫幾何尺寸，凈壓力擬合結果如圖17 所示，裂縫幾何尺寸如圖18 所示。從擬合結果來看，擬合凈壓力與實測凈壓力吻合程度較高，得到的裂縫幾何尺寸與實際情況比較接近，反演得到的裂縫長72.5 m，高34.0 m，與設計目標相差不大，壓裂取得了良好效果。結合返排液成分分析，進一步說明形成的CP存在于裂縫中，并形成有效支撐。

圖17 凈壓力擬合結果圖

圖18 反演裂縫幾何尺寸圖

5 結論

1）提出了能夠解決砂堵、殘渣傷害、設備磨損、裂縫遠端難以有效支撐等問題的自支撐相變壓裂技術，該技術適合于常規(guī)儲層的水力壓裂、非常規(guī)儲層壓裂復雜縫網導流能力構建，并據此材料的特殊性能可以開發(fā)出一系列新的增產改造技術。

2）在30 ℃下，相變壓裂液體系是一種無固相的液體，流動性好，隨著溫度的升高，逐漸生成相變支撐劑顆粒；相變流體相變時間可調，能夠適合不同溫度的儲層；在不同配方、不同剪切速度條件下能夠形成粒徑在0.1～5.0 mm 之間的相變支撐劑；裂縫導流能力與粒徑大小成正比，導流能力優(yōu)于石英砂和陶粒；相變流體傷害后的巖心滲透率能夠恢復到原始滲透率的90%左右，傷害程度較低。

3）裂縫幾何尺寸優(yōu)化、注液排量設計、溫度場模擬計算等配套手段進一步完善了自支撐相變壓裂技術體系，更加科學地指導相變壓裂現場實施。

4）返排液為前置液的破膠液和NPF，不含PF，收集到的CP 僅見極少的顆粒，進行沖砂作業(yè)，也未沖出CP，PF 留在裂縫中并形成強度大、圓球度較高的CP。