缝网压裂施工工艺的现场探索

翁定为 雷 群 李东旭 杨振周 李边生 李跃斌

（1.中国石油勘探开发研究院研究生部，北京 100083； 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化中心，河北廊坊 065007；3.中国石油吉林油田公司，吉林松原 138001）

缝网压裂技术是中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心提出的一项新技术［1］。该技术是利用储层2个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于储层某些弱面（天然裂缝或者胶结弱面）张开所需的临界压力，则产生分支缝，或者净压力达到某一数值能直接在岩石本体形成分支缝，形成初步的缝网系统；以主裂缝为缝网系统的主干，分叉缝可能在距离主缝延伸一定长度后又回复到原来的裂缝方位，或者张开一些与主缝成一定角度的分叉缝，最终形成以主裂缝为主干的纵横交错的网状缝系统，所有以实现网状缝效果的压裂技术统称为缝网压裂技术。通过3年的攻关研究，缝网压裂技术在理论方面进一步完善，分别建立了天然裂缝性储层和非天然裂缝性储层模型推导分支缝力学条件；在总结蜡球缝内暂堵的基础上，提出了大粒径支撑剂暂堵的施工工艺，并在海坨子油田完成了9口井16层的现场扩大试验，大幅度提高了海坨子油田低渗油藏的单井产量；通过压后评估进一步检验了理论，建立了较为完备的缝网压裂技术理论体系。

1 缝网压裂理论进一步完善

根据缝网压裂定义，形成缝网的关键是在主裂缝周围形成分支缝。对于低渗油田，有些天然裂缝发育，而有些不发育，对于天然裂缝发育储层和天然裂缝不发育的储层，分别建立了图1和图2所示的力学模型［2］。

图1 天然裂缝性储层缝网形成示意图

图2 岩石本体形成分支缝的平面力学模型

推导得知在天然裂缝性储层使天然裂缝张开形成分支裂缝的力学条件为施工裂缝内净压力超过储层水平主应力差值；如果要使裂缝在岩石本体破裂，那么裂缝内的净压力在数值上应至少大于储层水平主应力差值与抗张强度之和。可见，能否形成缝网的关键在于施工净压力能够达到临界压力，因此缝网压裂设计的重点在于精细的储层评价以及选择合适的方法来提高缝内净压力。

2 前期现场试验的分析

初期缝网压裂试验由于条件限制，主要方法是采用高强度的蜡球缝内暂堵来提升裂缝内的净压力，试验取得了成功，但在试验过程中也发现一些问题，主要有：（1）蜡球影响泵效，导致地面施工压力波动大，无法根据地面施工压力判断井底压力状态；（2）蜡球强度不够，封堵效果仍不够理想；（3）蜡球溶解致裂缝导流能力降低。因此，提出采用大粒径支撑剂（相对正常加砂过程采用的支撑剂）进行缝内封堵［3］。

图3是某油田生产的中等强度大粒径陶粒支撑剂（粒径1.0～1.7 mm，闭合应力52 MPa下破碎率12.6%）占总支撑剂不同体积比下的导流能力对比，可见加入大粒径支撑剂导流能力大幅提高，大粒径支撑剂占总体积比为10%，20%和30%时导流能力分别提高了11.0%，20.3%和40.2%。因此，采用大粒径支撑剂进行缝网压裂施工可以弥补蜡球作为封堵材料的不足之处。

图3 不同大粒径支撑剂体积比下的导流能力对比

3 现场试验

3.1 海坨子油田概况

海坨子油田主力油层为扶余油层，扶余油层平均单井钻遇砂岩厚度32.2 m，有效厚度8.2 m；储层孔隙度6%～14%，平均9.6%；储层渗透率（0.04～1.28）mD，平均 0.46 mD，主流喉道半径 0.5～1 mD，属低孔微细喉超低渗储层；根据岩心观察和成像测井成果，吉林海坨子油田扶余油层特低渗透储层天然裂缝发育，裂缝延伸方向为近东西向与东西向，裂缝性质为潜在缝；采用岩心实验和经验公式方法相结合得到海坨子地区最大最小主应力差值6.2～9.0 MPa，平均7.3 MPa。

3.2 试验过程

3.2.1 缝内封堵缝网压裂试验 H120-17-13井是第1口试验井，采用1.0～1.7 mm支撑剂实现缝内暂堵。该井于2010年1月12日施工，层位为F10，射孔段2 161～2 164 m，施工排量3.0 m3/min；前置液28.5 m3，携砂液 150 m3，顶替液 5.7 m3，总液量 180 m3，加入 0.425～0.85 mm陶粒19.4 m3和 1.0～1.7 mm 陶粒0.5 m3，0.425～0.85 mm陶粒支撑剂最高砂比43%，1.0～1.7 mm 陶粒砂比 32%；施工压力 12～45 MPa。如图4所示，前置液阶段及加0.425～0.85 mm支撑剂至砂比30%期间施工正常，到以23%砂比加入1.0～1.7 mm大粒径陶粒阶段，排量突然几乎降为0，压力急剧下降，管线剧烈抖动，后拆卸地面管线发现：大量大粒径支撑剂堆积在地面管线中，并堵塞了流量计，使排量锐减，施工压力下降，从而导致了被迫停泵。

图4 H120-17-13井F10层施工曲线

将施工曲线排量突变段放大，如图5所示，发现施工中是压力先降，排量后降，说明导致施工未成功的原因是大粒径支撑剂无法通过泵车，而非支撑剂沉降堵塞地面管线。因此提出改进措施：增加混砂车混砂罐的排出压力；改善压裂液的携砂性能。改进后，1.0～1.7 mm支撑剂在现场成功应用2层。

图5 施工排量突变原因分析

共进行了9口井15层的缝内暂堵缝网压裂现场试验，各层大粒径支撑剂的加入种类，数量和施工压力上升值如表1所示。15层缝内暂堵试验中有3层是用1.0～1.7 mm陶粒支撑剂实现暂堵，12层是用0.85～1.18 mm陶粒支撑剂实现暂堵。

由表1可知，各井层地面施工压力在泵入大粒径支撑剂后均有不同程度的上升，最低1.6 MPa， 最高8.3 MPa，说明大粒径支撑剂的加入起到了封堵作用。

表1 大粒径支撑剂封堵试验井施工压力上升值

3.2.2 端部脱砂缝网压裂试验 端部脱砂压裂最初主要用于受到污染伤害或疏松胶结有出砂倾向的高渗层中［4-6］，在施工过程中快速的泵入大量支撑剂形成难以流动的砂堆，从而使支撑剂填满裂缝，最终形成短而宽的裂缝，在此过程中，施工压力会迅速上升。施工压力的上升正是裂缝内净压力上升的反映，因此将端部脱砂设计用于缝网压裂试验中［7-9］。

设计时，首先计算实现预设缝长所需的时间，然后根据压力上升要求定好施工结束时间，最后按压裂液利用率为幂的指数函数规律计算支撑剂铺置浓度递增过程［10］。

2010年6月21日对H128-6-6井F4层进行端部脱砂缝网压裂施工，该井射孔段2 086.8～2 092.8 m。压裂时排量4.0 m3/min；共使用前置液46 m3，携砂液87 m3，无顶替液，总液量127 m3；共加入0.425～0.85 mm陶粒32.0 m3，最高砂比46%，平均砂比36%；施工压力21～37 MPa。施工曲线如图6所示。施工初期压力变化平稳，在施工后期加砂砂比46%时，压力上涨较快，出现缝内脱砂的征兆，停止加砂，之后压力逐渐恢复平稳，平稳后再次以30%的砂比加入支撑剂，该段支撑剂未到井底，压力突然急剧升高，造成砂堵。整个加砂过程，施工压力从28.4 MPa升至39.7 MPa，增加了11.3 MPa。

图6 H128-6-6井F4层施工曲线

3.3 压后分析评估

采用裂缝模拟软件对施工井的缝内净压力进行分析。H121-1-4井F4+5层暂堵裂缝内净压力上升约4.0 MPa（地面施工压力上涨4.6MPa）；H128-6-6井F4层端部脱砂缝网压裂加砂阶段裂缝内净压力几乎以1的斜率上升，说明基本上实现了端部脱砂，在此过程中，裂缝内净压力上升了约12 MPa。

通过压后评估，可以得出以下结论：（1）缝内封堵方法和端部脱砂方法都能有效提高裂缝内净压力；（2）地面压力的变化基本反映了净压力的上升值；（3）最高裂缝内净压力基本都超过10 MPa，因此推断缝网压裂施工形成大量分支缝甚至缝网系统。

3.4 压后生产概况

试验井产液量和产油量较同区块非试验井显著提高，如图7所示，投产前3个月的日产液量和日产油量分别提高41.0%、43.7%、59.7%和101.2%、103.8%、133.3%。

图7 缝网压裂试验井与邻井产量对比

4 结论与建议

（1）大粒径支撑剂作为缝内封堵材料既能提高封堵强度，又能增加裂缝的导流能力，是目前缝网压裂最为可行的施工方式之一。

（2）端部脱砂压裂能够大幅度提高裂缝内的净压力，也是缝网压裂有效的施工方式，但由于施工风险较大，仍需进一步探索。

（3）大粒径支撑剂缝内封堵和端部脱砂2种方式的缝网压裂在海坨子油田进行了现场试验，取得了好的增产改造效果。

（4）缝网压裂技术是低渗透油田储层改造的发展方向，与日益重要的提高储层改造体积相契合，目前该技术的研究仍处于起步阶段，发展多种有针对性的缝网压裂施工手段是目前最为迫切的技术需求。

［1］雷群，胥云，蒋廷学，等. 用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术［J］.石油学报，2009，30（2）：237-241.

［2］翁定为，雷群，胥云，等. 缝网压裂技术研究及其现场应用［J］.石油学报，2011，32（2）：280-284.

［3］POWELL A， BUSTOSO， KORDZIEL W， et al. Fiberladen fracturing fl uid i mproves production in t he bakkens hale multilateral play［R］．SPE 107979， 2007.

［4］米卡尔 J 埃克诺米德斯. 油藏增产措施［M］.张保平，刘立云，张汝生，译. 北京：石油工业出版社，2002.

［5］MARTINSJ P. Tip screen–out fracturing applied to t he ravenspurnsout h gas field develop ment［R］. SPE 19766， 1989.

［6］魏跃进，申景峰，王海军，等. 端部脱砂压裂技术在低渗透油藏改造中的应用［J］.石油钻采工艺，2007，29（5）：45-48.

［7］MISKIMINS J L. Design and life cycle considerations for unconventional reservoir wells ［R］. SPE 114170， 2008.

［8］姜瑞忠，蒋廷学，汪永利. 水力压裂技术的近期发展及展望［J］. 石油钻采工艺，2004，26（4）：52-56．

［9］郭公建，李秀生，石道涵，等. 安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验［J］. 石油大学学报：自然科学版，2003，27（6）：45-48.

［10］王鸿勋，张士诚.水力压裂设计数值计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1998： 302-308.