致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

许建国 刘光玉 王艳玲

中国石油吉林油田公司油气工程研究院

暂堵转向压裂技术是致密油气藏增产挖潜的有效手段之一，在国内各大油田已成功推广应用，在提高单井产量及油田采收率方面效果显著［1］。国内外学者针对暂堵转向压裂施工工艺［2］、封堵剂材料优选［3］、转向裂缝扩展轨迹［4］、裂缝起裂机理［5］等方面做了一定研究，但缝内暂堵剂用量方面的研究较少。暂堵剂在裂缝中的暂堵机理是个复杂的过程，以裂缝闭合为前提，起初实际应用中暂堵剂用量通常根据现场经验而定，目前尚未有统一的计算方法［6］。刘全喜等［7］应用不同射孔孔径、穿深，乘以预封堵的炮眼数计算暂堵剂用量。魏天超等［8］提出挤注和升降排量测试方法，依据有效吸液孔数及测试压力变化，确定施工排量下达到裂缝延伸的压力，动态调整暂堵转向施工时入泵的暂堵剂量。苏良银等［9］根据天然微裂缝开启条件，通过平衡暂堵两端的压差求取裂缝暂堵距离，进而估算暂堵剂用量。熊颖等［10］认为暂堵转向剂用量与堵剂封堵层厚相关，暂堵剂类型的优选和用量设计是决定形成复杂缝网的关键，直接影响着压裂井的改造效果。笔者通过实验，建立了满足40 MPa 压差的承压条件下的暂堵剂铺置厚度与裂缝宽度的关系图版，通过压前成像测井、小型测试结果等多种手段结合，精确判断裂缝开启数量，进而提出暂堵剂用量的计算方法，并在压裂过程中动态监测，根据压力波动情况实时调整，达到复杂缝网形成的目的，实现致密油气藏的有效动用。

1 缝内暂堵转向工艺原理

缝内暂堵转向工艺是屏蔽天然裂缝、断层、克服高应力差，改善裂缝形态，让裂缝更加复杂化的有效措施［11］。缝网压裂的滑溜水阶段，在分支缝延伸过程中，通过一次或多次向井段内投送暂堵剂，遵循流体流向阻力最小方向流动的原则［12］。暂堵剂进入已压开的分支裂缝，产生高强度的滤饼桥堵，迫使缝内净压力上升，在裂缝壁面应力薄弱处发生破裂，产生新的分支裂缝，使后续压裂液不能进入原分支裂缝，而进入高应力区或者新裂缝层［13］。在主裂缝周围产生更多的次裂缝，形成复杂缝网，达到增大改造体积的目的，压后暂堵剂在一定时间内完全降解，随返排液排出，不会造成地层污染。

2 暂堵剂用量优化设计

2.1 暂堵剂优选

暂堵剂的优选条件需满足：(1)适中的粒径，可以随压裂液进入裂缝；(2)具有一定的封堵性，即在满足储层温度、压力条件下形成具有一定的封堵能力的堵墙，提高裂缝缝内净压力，进而憋开新的裂缝；(3)压后一定时间内可以彻底降解并顺利返排出井筒，避免对地层造成伤害。

暂堵剂的研究由最初的惰性有机树脂、固体有机酸、遇酸溶胀的聚合物等暂堵剂［14］，发展到颗粒型暂堵剂［15-16］、冻胶型暂堵剂［17］、纤维型暂堵剂［18］和泡沫型暂堵剂等，后来王彦玲等［13］考虑暂堵剂解堵问题，进行了酸溶性、水溶性和油溶性暂堵剂的研究，认为残渣量小、封堵强度高的水溶性暂堵剂是未来研究重点，其中具有自清洁性的可降解暂堵剂是最有潜力的发展方向。吉林油田致密储层压裂现场使用的暂堵剂，严格按照暂堵剂性能(暂堵剂的封堵性和溶解性)评价重点考虑［19］，优选一种新型的清洁环保型高强度水溶性暂堵材料。该暂堵剂是可溶解生物聚合物，耐温60～150 ℃，耐压差40 MPa，溶解时间可控(2～96 h)，属于水基温控溶解型暂堵剂，其抗压性能良好，溶解后水质干净清亮，呈弱酸性，利于致密储层清洁改造。如图1 所示，为优选的暂堵剂在一定温度下的承压能力评价，红色压力曲线明确其承压可达40 MPa。

图1 暂堵剂承压曲线Fig.1 Pressure bearing curve of temporary plugging agent

2.2 暂堵剂用量计算方法的优化

暂堵剂用量设计合理与否，是复杂缝网形成的关键，直接影响着压裂井的改造效果。若暂堵剂用量偏少，封堵程度不够，使得暂堵层的渗透性和承压能力受限，分支缝网形成范围受限，达不到实现增大改造体积的目的；若暂堵剂用量偏多，不仅造成施工成本的浪费，还使现场的施工难度增大和作业时间增加。起初暂堵剂加量凭主观经验确定，受区域地质条件、储层温度、储层厚度、岩石力学参数等各方面影响，并没有统一的计算方法。现场暂堵剂的用量多以郭亚兵［20］提出的满足暂堵压实后滤饼厚度2.3 cm 以上为条件的计算公式设计。然而现场压裂施工过程中发现，按该方法设计的暂堵剂用量不确定性较强，施工过程暂堵剂加入时机、速度要求严格，且公式里相关参数多人为经验给出，合理性需要继续优化。

笔者基于调研和现场应用效果，开展了室内暂堵剂滤饼承压评价实验。如图2 所示，承压≥40 MPa情况下的暂堵剂铺置厚度H与裂缝宽度W关系图版，可以确定不同裂缝宽度，在承压不变的情况下所需要的暂堵剂厚度，比如10 mm 裂缝宽度满足承压≥40 MPa 情况下的暂堵剂铺置厚度为217 mm,再结合动态裂缝高度、微裂缝条数，根据计算公式(1)，进一步优化暂堵剂用量。

图2 裂缝宽度与暂堵剂铺置厚度关系图版Fig.2 Relationship chart of fracture width vs.placement thickness of temporary plugging agent

式中,G为暂堵剂质量，kg；H为暂堵剂铺置厚度，mm；h为动态裂缝高度，m；W为分支缝宽度，mm；n为分支缝条数；ρ为暂堵剂视密度，取值1.7 g/cm3；K为嵌入裂缝比例，取值2%。

天然裂缝开启数量是通过压前结合成像测井解释的天然裂缝数量、压前小型测试方法G函数分析的微裂缝数量以及开缝因子共同确定的。例如，YS204-1 井成像测井(FMI)识别，3 522～3 528 m 发育天然裂缝，结合诸多学者应用裂缝密度表征裂缝发育程度［21］，该井裂缝密度1.8 条/m，且裂缝走向与最大水平主应力方向夹角较小(20°～45°)，压裂过程中裂缝较难开启，需通过缝内暂堵转向压裂技术提高缝网的复杂程度。

3 现场应用

以英台气田营城组的YS204-1 井为例，该井压裂井段为3 142.0～3 632.0 m，岩性以火山碎屑岩为主，平均孔隙度为7%，平均渗透率为0.05×10−3μm2，属于低孔、低渗、小孔喉的致密储层。施工设计分为4 段进行压裂，排量为6.0～17.0 m3/min，砂量为310 m3，暂堵剂用量2 684 kg，总液量9 151 m3，其中，基液量为3 518 m3，滑溜水液量为5 633 m3。压裂第1 段按照常规经验方法应用了200 kg 暂堵剂进行缝内暂堵［20］。如图3 所示为同等排量(17 m3/min)下投放暂堵剂前后压力上涨情况，发现压力不但没有上涨反而下降了2 MPa，说明暂堵未见效。现场压前也做了小型测试，利用FracproPT 压裂优化设计软件进行G函数分析，确定最少存在5 条裂缝，第1 段应用200 kg 暂堵剂仅能封堵2、3 条裂缝，暂堵剂数量存在明显不足。

图3 YS204-1 井第1 段(116～120 号层)压裂施工曲线Fig.3 Fracturing construction curve of the first stage (layer 116～120) in Well YS204-1

根据式(1)计算得出单条裂缝每米厚度储层暂堵剂用量为4.2 kg，同时综合考虑了开启裂缝条数，对剩余未施工的压裂井段进行了暂堵剂用量的重新设计，并在压裂过程中进行动态监测，根据压力波动情况实时调整。随后剩余的3 段压裂，暂堵剂进入地层后，投暂堵前后同等排量施工压力上涨2.0～7.0 MPa，具体数据见表1。表中压力均有上涨，说明实现一定范围的缝内暂堵转向，使得裂缝发生破裂角度增大，改造范围增大，形成复杂缝网。

表1 YS204-1 井投放暂堵剂前后压力上涨情况Table 1 Pressure increase after the injection of temporary plugging agent into Well YS204-1

后续应用式(1)对10 口井共33 层进行了缝内暂堵剂用量的设计，其中25 层投暂堵剂前后同等排量下压力增长0.5～7.0 MPa，有效率达到75.8%。统计已施工井段储层厚度及同等排量下压力的上涨情况，发现暂堵效果明显井基本集中在40 m 厚度以内的致密储层，为后期致密储层设计缝内暂堵剂用量提供有利的依据。

4 结论与认识

(1)缝内暂堵转向压裂技术是利用暂堵剂的临时封堵作用，提高净压力，促使更多新微裂缝的开启和延伸，增加裂缝的复杂程度，增大单井改造体积。

(2)暂堵剂的优选对于缝网的形成至关重要。选用的水基温控溶解型暂堵剂，是一种清洁环保型高强度水溶性暂堵材料，抗压性能好，溶解后水质干净清亮，呈弱酸性，利于致密储层清洁改造。

(3)综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数的暂堵剂用量设计方法，现场应用11 口井37 层有效率达到75.7%，暂堵转向效果明显，能够实现致密储层缝内暂堵转向造缝网的目的，为致密储层改造提供了理论依据。