化学胶塞在控制压裂裂缝高度中的探索与应用

吕振虎，外力·阿不力米提，邬国栋，董景锋，张凤娟，郑 苗

中国石油新疆油田分公司工程技术研究院

0 引言

水力压裂中人工裂缝的高度控制是实现油气层精准改造的关键问题[1-2]，人工裂缝在纵向上无控制的延伸，会影响压裂液液体效率进而影响裂缝导流能力和压裂效果，在隔层含水情况下易压开水层导致单井含水暴增。因此控制人工裂缝高度在储层内的有效发育是水力压裂能否成功的关键[3-4]，针对这一问题，国内外学者相继开展了一系列人工裂缝高度控制方法。80年代初期，国外率先提出人工隔层控制裂缝高度的技术原理，在此基础上，Braunlich[5]、何岱海[6]提出了采用密度较大的支撑剂有序铺置在裂缝下部来控制人工裂缝向下延伸，Robert D.Barree[7]、卢修峰等人[8]研究了采用转向剂形成人工隔层控制压裂裂缝垂向延伸的设计方法，郭大立等人[9]优化了携带液与导向剂最优组合，提出了遮挡层压力降与导向剂砂比的拟合关系，并通过数值模拟优化裂缝高度控制参数，取得了较好的效果，D.G.Garcia等人[10]采用底部脱砂技术形成人工隔层，同时采用水抑制剂避免生产过程中的暴性水淹，Morales等人[11]开展了不同施工参数与人工裂缝形态间的响应关系，为压裂设计优化提供了指导意义，黄荣尊[12]，刘蜀知[13]等人从岩石破裂机理出发，系统分析了地层岩石参数、压裂液流变参数及施工参数与裂缝延伸规律的影响，为进一步认识人工裂缝高度发育状态提供了理论依据。上述方法主要从压裂材料与压裂工艺两个角度入手，采用被动控制与主动控住相结合的思路，实现人工裂缝高度发育形态的控制，但在人工隔层的形成中采用了转向剂或高密度支撑剂，该类材料在进入储层后由于运动高度的不确定性，导致裂缝高度控制不确定性，同时由于高密度支撑剂在裂缝底部的非均匀铺置，导致控制效果不佳。

为此，本文在上述研究基础上，开展了化学胶塞控制裂缝高度形态发育技术，采用物理模型与数学模型实验对化学胶塞控制人工裂缝高度的可行性进行了研究，明确了化学胶塞控制人工裂缝高度的基本性能要求。在此基础上，研发了高黏化学胶塞，形成了化学胶塞控制裂缝高度的工艺技术，现场应用2井次，控缝高、延缝长效果明显，对底水油藏的高效动用具有重要的指导意义。

1 化学胶塞控制裂缝高度技术原理

化学胶塞控制裂缝高度其主要技术原理为：在压裂前置液造缝结束后，注入高黏化学胶塞，停泵待注入高黏液体形成具有一定封堵能力的化学胶塞，从而实现纵向和横向上人工裂缝和天然裂缝的暂时封堵，利用高黏液体的封堵与缓冲作用，控制裂缝高度形态，为后期低黏液体输砂提供优势通道，使近井带形成良好的裂缝形态，为裂缝平面延伸，降低压裂液滤失，提高液体造缝效率创造有利条件。化学胶塞控制裂缝高度原理示意图如图1所示。

图1 化学胶塞控制裂缝高度原理示意图

化学胶塞可实现人工裂缝高度和形态发育的控制，可有效解决以下3点技术问题：①储层无遮挡层或遮挡层没有足够的强度和厚度时，避免裂缝穿透遮挡层，形成“顶天立地”式裂缝，导致液体造缝效率降低，有效改造体积减小；②隔层含水，避免人工裂缝沟通水层，导致压后含水上升；③有效抑制近井带天然微裂缝开启，控制裂缝延伸方向与延伸长度，提高液体效率，降低砂堵风险。

1.1 化学胶塞控制裂缝高度物理模型实验

采用可视化驱替实验模拟装置，对不同黏度流体(低黏流体：50 mPa·s，高黏流体：1 000 mPa·s)，在高渗通道(0.15 cm)和低渗通道(1.5 cm)下的流动状态进行模拟，驱替实验装置如图2所示。

图2 采用多尺度可视化平板驱替实验模拟装置

图3、图4分别为饱和水后注入1 PV低黏和高黏液体驱替实验，当低黏液体通过实验装置时，低渗和高渗通道中液体平行推进，未出现明显差异；注入1 PV高黏流体后，再注入低黏液体，由于高黏液体进入低渗通道，将低渗通道填充，从而封堵窄缝，后续注入低黏液体基本沿宽缝指向推进。表明在微裂缝发育储层，高黏胶塞充填在天然裂缝的上下部位，为人工裂缝正常向前延伸、提高液体效率提供有利条件。

图3 饱和水后注入1 PV低黏液体(50 mPa·s)驱替实验

图4 饱和水后注入1 PV高黏液体(1 000 mPa·s)再注入低黏液体(50 mPa·s)驱替实验

1.2 化学胶塞控制裂缝高度数值模拟

利用FracproPT模拟不同黏度下压裂液对裂缝形态的影响。模拟排量3.5 m3/min，施工液量30 m3条件下，不同胶塞黏度下的裂缝形态变化。

图5 不同黏度化学胶塞对缝长/缝高的影响

从图5模拟结果可以看出，随着化学胶塞黏度的增加，缝高得到了有效控制，当黏度超过2 000 mPa·s时，缝高控制程度变化不大，从胶塞黏度与裂缝纵向延伸规律来看，黏度低于1 000 mPa·s时控制缝高效果不佳，胶塞黏度介于1 000～2 000 mPa·s能够控制裂缝纵向延伸的目的。

2 化学胶塞裂缝高度控制技术

2.1 化学胶塞制备方法

2.1.1 化学胶塞性能要求

根据压裂施工与化学胶塞裂缝高度控制需求，化学胶塞应具备以下性能：

(1)抗剪切性能。为保证化学胶塞具有良好的裂缝形态控制能力，结合FracproPT模拟结果，化学胶塞在充填裂缝初期初始黏度应大于1 000 mPa·s，在170 s-1下剪切180 min后，黏度应大于200 mPa·s，使胶塞在施工期间保持良好的韧性。

(2)稳定性：储层温度条件下，压裂施工期间，应保持化学胶塞不水化破胶。

(3)缓交联性能：化学胶塞应具备一定的缓交联性能，确保胶塞在进入裂缝内形成高黏冻胶，以降低施工摩阻。

(4)降解破胶性能：施工结束后2 h内化学胶塞能够降解，使胶塞充填部位裂缝闭合。

表1 化学胶塞黏度技术指标

2.1.2 化学胶塞的制备及性能评价

基于化学胶塞裂缝高度控制技术要求，为克服高黏胶塞交联时间过快，导致胶塞在未到达裂缝内时成胶，降低封堵效果，增大施工摩阻，同时为满足胶塞在高温剪切条件下的性能要求，形成了控制压裂人工裂缝形态发育的化学胶塞，按质量百分比组成配方为：瓜尔胶0.7%～1.2%、防膨剂0～0.5%、破乳剂0～0.5%、助排剂0.1%～0.5%、pH值调节剂0.01%～0.08%、交联延缓剂0.005%～0.08%、破胶剂0.001%～0.08%、交联剂0.3%～0.6%，配方中防膨剂、破乳剂、助排剂及破胶剂加量可根据储层岩石矿物、原油特性及储层温度进行调整。

2.1.2.1 耐温耐剪切性能

为满足化学胶塞在高温剪切下的性能要求，按照0.7%瓜尔胶+0.3%交联剂+0.02% pH值调节剂配制高黏化学胶塞，采用哈克流变仪在100 ℃，170 s-1持续剪切90 min，测试结果如图6所示。

图6为高黏化学胶塞在90℃条件下的耐温耐剪切性能测试曲线，从图6可以看出，瓜尔胶浓度为0.7%、交联剂用量为0.35%时，胶塞在20 min内剪切黏度大于1 000 mPa·s，90 min后最终黏度保持在650 mPa·s以上。

图6 化学胶塞耐温耐剪切曲线

2.1.2.2 缓交联性能

为克服高黏胶塞交联时间过快，导致胶塞在未到达裂缝内时成胶，降低封堵效果，增大施工摩阻，筛选交联延缓剂，测试不同交联延缓剂加量下的胶塞成胶时间。

图7 交联延缓剂浓度与交联时间关系图

如图7所示，交联延缓剂的加入能有效延长交联时间，最佳加量范围0.1%～0.2%，交联时间在80～200 s，达到最终黏度时间为300～600 s。

2.1.2.3 破胶性能

为保障高黏化学胶塞对近井带人工裂缝与天然裂缝的有效封堵，同时在压裂施工结束后避免高黏化学胶塞对储层的堵塞，在施工期间化学胶塞应呈高强度冻胶状态，施工胶塞后应破胶水化，为此，开展化学胶塞破胶水化实验，结果如表2所示。

表2 化学胶塞黏度技术指标

表2实验结果可以看出，控制破胶时间有一定的难度，破胶剂量少可延长破胶时间但返排过程中会出现反胶现象，破胶剂加量过大，现场加料不好控制。推荐破胶剂加量为0.000 8%～0.001%。

2.2 化学胶塞裂缝高度控制技术工艺

根据化学胶塞控制裂缝高度原理及胶塞化学特性，确定了化学胶塞裂缝高度控制技术工艺(表3)：在施工过程中采用前置液造缝，为化学胶塞的有效注入提供通道；随后低排量(0.8～2 m3/min)注入高黏度化学胶塞，使化学胶塞在纵向和横向上充填裂缝；停泵待化学胶塞交联形成强冻胶，实现对近井带人工与天然裂缝的有效封堵后阶梯提排量并注入低黏液体，使低黏液体突破高黏胶塞区域，由于化学胶塞的存在，限制了低黏液体在纵向上的流动，阶梯提排量达到设计排量后开始主加砂，形成人工导流裂缝。为实现化学胶塞的有效封堵，胶塞用量通过式(1)计算：

V=α×V液量×K

(1)

式中：α—比例系数，一般取0.1～0.3；V液量—总液量，m3；K—前置液比例，%。

表3 化学胶塞控制裂缝高度施工工艺

3 现场应用

目前，化学胶塞控制裂缝高度技术在现场试验2井次，详细参数见表4所示。

表4中B井目的层测录井均解释为油层，目的层上下均发育中—高角度天然裂缝，且2 810 m以下储层含水。下部应力遮挡1～3 MPa，岩性遮挡弱，裂缝易向下延展。综合考虑，采用高黏胶塞技术控制缝高的延伸；累计使用高黏化学胶塞8 m3，注入支撑剂23 m3，施工曲线如图8所示。

该井压裂过程中控制规模，施工排量3.0～3.5 m3/min，总加砂23 m3，压后井温监测(见图9)，温度变化井段2 740～2 790 m，裂缝上缝高在2 755 m附近，下缝高估算2 795 m。主力吸液井段2 765～2 790 m，裂缝高度25 m，未沟通底部水层，该井压裂后日产油25.11 t，且不含水。

表4 试验井基本参数

图8 化学胶塞施工曲线

图9 压后井温监测

4 结论

(1)采用物模与数模实验开展了化学胶塞对人工裂缝形态控制的可行性分析，结果表明，高黏度化学胶塞可实现裂缝高度的有效控制，当黏度超过2 000 mPa·s时，缝高控制程度变化较小，低于1 000 mPa·s时控制缝高效果较差，黏度介于1 000～2 000 mPa·s有利于控制裂缝纵向延伸。

(2)结合物模与数模实验结果，研发了控制裂缝形态发育的高黏化学胶塞，形成了100 ℃，170 s-1下剪切20 min内黏度大于1 000 mPa·s，90 min后最终黏度保持在650 mPa·s以上，交联时间5～10 min，破胶水化时间50～90 min可控的高黏化学胶塞体系配方。

(3)根据化学胶塞性能，形成了压裂用化学胶塞控制裂缝高度施工工艺，在现场应用2井次，裂缝高度在纵向得到了有效控制，为裂缝含底水储层的高效改造提供了技术支撑。