暫堵轉向技術在致密油直井縫網壓裂中的應用

楊 麗

（大慶油田有限責任公司井下作業分公司，黑龍江 大慶 163453）

大慶外圍油田致密油潛力資源12.7×108t，探明未動用儲量3.87×108t。“十四五”期間，致密油計劃提交探明儲量1.5×108t，其中，Ⅱ類儲層1.0×108t，致密油Ⅱ類儲層是外圍油田持續穩產的接替領域和堅實儲量基礎。

2018～2020 年在塔21-4 國家示范區進行直井縫網壓裂井網井距優化設計、直井縫網壓裂產能預測方法研究、表活劑不返排壓裂液體系配方完善、壓裂參數優化設計及現場試驗攻關研究，形成了致密油直井縫網壓裂工藝技術，并在葡483、葡173-86等區塊推廣應用349口井，平均初期日產油3.35t。

通過示范工程的推廣應用，實現了致密油I類儲層達設計產量的目標。但近兩年致密油砂體厚度和有效厚度總體變薄，Ⅱ類儲層占比大幅度上升，達到60%，投產效果較差。統計投產時間達到一年的216口直井，大于3t 直井共有57 口，占總井數的26.4%；1～3t 直井共有106 口，占總井數的49.1%；小于1t 的直井共有55口，占總井數的25.5%。

特別是在致密油Ⅱ類區塊（S55 區塊、F50 區塊、F481區塊）壓后產量未達到設計產量占比高達80%，如表1所示；統計2019年至目前的水平井開發區13個，投產后全區塊第一年產量超過設計產量區塊僅有2個，致使無法實現致密油區塊的有效規模建產和效益開發。

表1 2021年致密油II類產量達標情況統計表

前期針對致密油壓后效果差的難點，先后試驗了提高改造強度、極限加砂、循環加砂等工藝，但提產效果并不明顯。為實現儲層的最優改造，提高縫控儲量，應在保證縫網形成的同時，使裂縫波及寬度更大，縱向改造更充分，這樣能夠實現裂縫波及體積的最大化，提升單井產量。研究應用暫堵轉向工藝，解決形成的縫網不夠復雜，縱向改造丟層，改造效果不理想的問題。

層內暫堵轉向改造技術通過加入暫堵轉向劑在主裂縫內遠井端處生成轉向裂縫，溝通天然裂縫或者形成新的次生裂縫，增大裂縫波及寬度，提高裂縫復雜程度；層間暫堵轉向改造技術是在多層合壓近井筒暫堵在不同層位形成多條主裂縫。利用暫堵工藝應用于致密油儲層的提產改造中能較大幅度地提高平面上裂縫網格的復雜程度和縱向動用程度，有益于增加單井產量。

1 縫內暫堵轉向機理及轉向劑用量優化

1.1 縫內暫堵轉向機理

為提高裂縫內流體凈壓力，需在泵注過程中加入顆粒狀或纖維類暫堵劑，利用不同粒徑的暫堵顆粒在裂縫孔喉中形成充填，使顆粒暫堵層的滲透能力顯著降低，使顆粒之間的接觸更加充分，在裂縫內形成有效封堵，使井筒或縫內壓力激增形成憋壓，裂縫向其他方向進行擴展延伸，從而達到暫堵轉向的目的。

1.2 縫內暫堵轉向劑用量優化

由圖1[1]可以看出，暫堵轉向劑用量越大，井筒內壓力增量越大。當填充顆粒用量增加到25%～30%濃度時，井筒壓力開始急劇升高，說明已經形成了有效封堵，井筒內開始憋壓。并且在相同的轉向劑含量濃度條件下，施工排量越高，壓力增長速率越快。因此，在預計轉向劑到達裂縫指端時適量提高排量，促使井筒壓力快速升高形成憋壓，更利于裂縫的轉向。

圖1 暫堵轉向劑含量與井筒增壓之間的關系

根據以往大慶區塊縫內暫堵轉向情況，縫內暫堵轉向劑的單次使用量在150～300kg 之間，暫堵轉向后的凈壓力有不同幅度的增長。在此基礎上，結合北美作業經驗，建議將縫內暫堵轉向劑的單次使用量增加至220～400kg，以進一步提高儲層改造體積的效果。

2 層間暫堵原理及暫堵球用量優化

2.1 層間暫堵原理

對于砂巖厚度較大的儲層，或者壓裂段數較多距離較近的儲層，其可壓層較多，層與層之間一般存在應力差，單一裂縫無法實現全部動用效果，造成改造丟層的發生。此時，最好的方式就是利用封隔裝置實現硬分層。但仍存在隔層厚度薄無法實現分層單壓。利用“蠟球暫堵”技術實現軟分層[2-5]。

存在多個油層的井段需要同時壓裂時，由于各小層間存在破裂壓力的差別，致使有的層會被先壓開，其余的小層裂縫暫不開啟。打入壓裂液攜帶石英砂將已壓開裂縫進行支撐后，追入一定數量的蠟球，蠟球已壓開層位炮眼處形成堵塞，使處理層段壓力上升。當壓力達到另一層的破裂壓力時，該層位被壓開，從施工曲線上可觀察到壓力明顯下降，加入石英砂進行支撐后，再追加一定量的蠟球進行封堵……，循環幾次后就能實現壓開多個小層的目的。壓后在溫度和壓力的共同作用下蠟球一定時間內會溶解或軟化并隨壓裂液一起返排出裂縫，不會造成地層傷害和污染，這就是蠟球暫堵選壓工藝的基本原理[6-7]。具體蠟球暫堵示意圖如圖2所示。

圖2 蠟球暫堵示意圖

2.2 暫堵球用量優化

封堵層間裂縫實現層間轉向，合理設計蠟球用量是蠟球暫堵選壓設計中的主要參數之一，用量不足，則無法起到有效的封堵作用；用量過多則有可能導致未壓開層的炮眼被封堵，影響下一步施工的正常進行。根據蠟球的封堵機理，蠟球應將已射孔待封堵層位的炮眼完全堵住才能起到封堵作用，蠟球用量初步用下面的經驗公式計算[8-9]，實際設計時還需考慮到蠟球的溶解速率對公式進行校正。

式中：VB——封堵層每米蠟球用量，kg/m；

D——炮眼直徑，m；

L——套管壁厚加水泥環厚，m；

ρB——蠟球視密度，kg/m3；

Dp——射孔孔密，孔/m；

Va——附加量，kg/m。

3 暫堵轉向工藝在致密油直井縫網壓裂中應用情況

3.1 縫內轉向壓裂應用情況

2021 年開展縫內暫堵試驗，優選井排距離300m，且井排方向砂體連續儲層，若不進行轉向壓裂則裂縫寬度無法實現井排方向砂體全動用的儲層，試驗3 口井，根據模擬裂縫尺寸優化暫堵劑用量及加入時機。試驗井壓裂用砂為20～40 目、40～70 目、70～140 目三種粒徑的組合支撐，因此縫內暫堵轉向劑選擇100～200 目顆粒，使其嵌入在支撐劑體系中，到達裂縫指端后形成憋壓從而實現裂縫轉向。

從壓裂暫堵前后壓力反應來看，特征明顯（最高達6.8MPa），試驗井初期日產油3.6t/d，對比井為1.1t/d，是對比井的3.27 倍；生產相同時間累計產油試驗井為191t，遠高于對比井的61.2t。采油強度為0.2t/（d·m），是對比井的2.5 倍，如圖3 所示，證實暫堵轉向壓裂工藝的應用，使裂縫系統發生轉向，使裂縫波及寬度更大，縫控面積更大，提產效果顯著。

圖3 層內暫堵轉向壓裂壓力反應及效果對比圖

3.2 層間暫堵壓裂應用情況

2021 年開展層間暫堵試驗，優選無法實現封隔器分層壓裂必須合壓且小層間存在破裂壓力及GR值差異的儲層進行層間暫堵壓裂。暫堵球評估了壓裂用高強度水溶性蠟球的抗壓性、溶解率，認為高強度水溶性蠟球能夠滿足試驗井壓裂時間、壓力等條件。

對合壓儲層進行壓前模擬，評價各小層壓開的先后順序，根據此順序對小層射孔進行優化，模擬壓裂時間、壓力條件，對蠟球的用量及加入時間、替球用液量、排量、封堵次數進行優化設計，力爭實現球到位壓力漲。

從現場壓裂施工情況來看，蠟球到達以壓開層的縫口時，形成有效封堵，壓力較投球前提高3MPa 以上。從壓后求產情況分析，試驗井初期日產油5.4t/d，對比井初期日產油為3.1t，是對比井的1.74倍。生產相同時間累計產油試驗井為647t，遠高于對比井的244t，是對比井的2.65倍。試驗井采油強度為0.27t/（d·m），是對比井的2.45 倍，如圖4 所示。從壓裂施工壓力和壓后求產情況看，蠟球暫堵實現了層間暫堵作用，保證了縱向上各小層的充分有效改造，壓后效果好，提產效果顯著。

圖4 蠟球暫堵轉向壓裂壓力反應及效果對比圖

4 認識與結論

(1)通過對縫內暫堵轉向、層間暫堵壓裂機理的分析和研究，初步形成了合理優選縫內暫堵轉向劑、層間暫堵球的類型、優化暫堵顆粒和高強度水溶性蠟球的用量的方法，通過試驗井壓裂中壓力反應及壓后投產效果證實，該方法合理有效，為以后類似暫堵壓裂施工提供理論基礎。

(2)在致密油區塊分別進行了縫內暫堵轉向壓裂和層間暫堵壓裂試驗，兩種類型暫堵壓裂壓力反應均比較明顯，壓力上升3～6.8MPa 左右，證實形成有效封堵，縫內轉向壓裂形成轉向縫，層間暫堵壓裂確保小層均能形成人工裂縫通道；通過對試驗井和對比井進行壓后效果的對比分析，試驗井采油強度較對比井提高2.4倍左右，提產效果非常顯著。從產量上也證實了暫堵工藝能夠使致密油儲層裂縫波及寬度更大，縱向儲層改造更充分，實現裂縫波及體積的最大化，增加了縫控儲量，從而提高單井產量，對致密油經濟有效建產起到助力作用。