低渗透储层缝内暂堵多分支缝压裂技术研究

2018-06-22王贤君张玉广尚立涛张明慧

石油地质与工程 2018年3期

王贤君，王维，张玉广，尚立涛，张明慧，张瑞

（1．大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163000；2．南京工业大学材料科学与工程学院）

随着大庆油田开发的深入，开发对象逐步转向外围低渗透储层。该类储层主要特点为低孔低渗透、物性差、丰度低等，常规方式无法投产，压裂增产改造是实现低渗透储层开发建产的主要手段。针对低渗透储层，为提高压裂增产改造效果，应尽可能增大裂缝与油藏的接触面积。该类储层采用常规压裂技术难以取得明显增产效果，采用大规模压裂虽然取得了较好的效果，但是施工成本高，经济性较差，难以实现效益开采。为提高外围低渗透储层增产改造效果，采用纤维缝内暂堵多分支缝压裂技术，通过可降解纤维+基液+支撑剂组合工艺在人工裂缝主缝内产生桥堵，提高缝内净压力，迫使裂缝转向产生多分支裂缝，形成复杂裂缝系统，提高人工裂缝泄油面积[1-7]。该技术在保证改造效果的同时，有效控制了施工成本，实现低渗透储层的经济有效开采。

1 技术原理

1.1 纤维缝内暂堵多分支缝压裂技术原理

在注水井网条件下，常规压裂单一裂缝控制的砂体体积有限，导致裂缝与砂体匹配度不高，单纯加大压裂规模易沟通水井导致水淹，储层动用程度低。通过在人工裂缝主缝内加入可降解纤维暂堵剂产生桥堵，提高缝内的净压力，使之大于水平主应力差与岩石抗张强度之和，在主裂缝内两侧转向产生新缝，实现增大裂缝控制砂体范围、提高压裂效果的目的。

1.2 纤维缝内暂堵多分支缝形成条件

通过室内实验与现场试验得出，可以根据评价储层水平应力差异系数、岩石力学参数与应力遮挡情况来判断改造储层能否形成多分支裂缝：当储层水平应力差异系数小于0.2，杨氏模量大于24.5 GPa时，水力压裂能够形成多条分支缝；而水平应力差异系数为0.2～0.3、杨氏模量为15.0～24.5 GPa时，水力压裂在高净压力时才能够形成多分支缝。

1.3 纤维可降解性能

暂堵转向压裂施工完成后，纤维在地层温度条件下可实现降解，并随返排液排出。地层温度下纤维降解率的大小对人工裂缝导流能力有重要的影响，为此进行了不同温度条件下的纤维降解率测试实验，实验结果见表1。

实验结果表明，恒温60 ℃、96 h后，纤维最大降解率为61.86%；恒温90 ℃、96 h后，纤维最大降解率为96.0%。由此可见，在现场条件下纤维进入裂缝后会发生降解，不影响裂缝的导流能力。

1.4 纤维压裂液流变性能

纤维对压裂液的流变性能有重要影响，用流变仪测试了一组不同质量分数纤维的羧甲基压裂液（CMG）在90 ℃、170 s-1、60 min时的表观黏度随温度的变化（表2）。

黏度–时间流变性能评价表明，压裂液中加入0.1 %～0.3 %纤维后，压裂液平均剪切黏度提高3～4倍，提高了压裂液体系的携砂性能，利于高砂比施工，能够提高改造裂缝的有效支撑程度。

表1 不同温度条件下纤维降解率测试实验结果

表2 纤维压裂液流变性能评价结果

2 压裂优化设计

2.1 缝内转向时机与施工时间

储层改造时，岩石力学性质与地应力的分布状态决定了压裂裂缝的形态，根据测录井资料所获得的岩性、声波时差及密度计算地层的岩石力学参数。基于地层特性信息及连续的数据点，地震属性数据体，建立井间岩石力学参数三维数据体，建立地层岩石力学参数连续剖面。采用全三维压裂模拟软件确定储层物性、岩石力学参数的平面非均质分布规律，解释定义岩性并计算应力；采用有限元网格节点方法对地层点进行相关运算，允许垂直和水平两方向上的变化，建立网格化非均质地质模型，进行非对称全缝长人工裂缝模拟，判断形成转向缝时机。

应用纤维、基液、支撑剂组合的压裂方式对人工裂缝的主裂缝进行暂堵，在提高缝内净压力的同时实现了转向裂缝扩展延伸。即压裂完主裂缝后采用质量分数 0.2%～1.2 %的纤维基液与支撑剂进行缝内暂堵，提高了裂缝尖端压力，使转向裂缝扩展，形成了一定长度的转向裂缝。压裂结束后，主裂缝里的纤维溶解，仍保持良好的导流能力。该压裂方式确定了不同储层转向裂缝扩展所需要的纤维与支撑剂浓度及施工时间，以质量分数1.0%的纤维基液与质量分数30%的陶粒组合为例，确定了不同储层裂缝转向工艺的施工时间（图1）。

图1 不同储层缝内转向工艺施工时间与净压力关系

2.2 缝内裂缝转向条数与缝长优化

以区块储层特征与应力场研究结果[8-10]为基础，结合岩石力学参数，采用数值模拟软件，建立储层物性、地应力、岩石力学参数的平面非均质分布规律和网格化非均质地质模型，进行人工裂缝模拟，分析转向裂缝条数与长度对应产量关系，确定单井改造形成转向缝条数与长度。以B1井为例，分别模拟了 1条、2条、多条转向裂缝，通过优化裂缝长度、施工规模和施工工艺方法，得到的转向缝长度为45～55 m（图2），确定转向缝条数为3条。施工工艺优化结果见表3。

图2 不同应力差下储层施工净压力与转向缝长度关系

3 现场压裂试验

采用纤维缝内暂堵多分支缝压裂工艺在海拉尔油田低渗透储层、长垣外围低渗透储层及低渗致密气层开展了现场试验，取得了较好的效果。

3.1 低渗透直井纤维缝内暂堵多分支缝重复压裂

在海拉尔油田开展直井纤维暂堵多分支缝重复压裂现场试验15口井，初次压裂后平均单井日产油3.8 t，重复压裂前平均单井日产油0.4 t，重复压裂后初期平均单井日产油 4.2 t，为初次压裂后产量的110%。与同区块低渗透储层采用常规重复压裂的14口井相比，相同改造规模下多分支缝重复压裂后日产油效果提高了40%。

表3 B1井缝内转向压裂优化结果

3.2 纤维缝内暂堵多分支缝重复压裂

在长垣外围水平井N255-P338开展纤维缝内暂堵转向重复压裂现场试验，全井施工6段，缝内暂堵转向施工3段。以全井第4段施工为例，20%砂比时加入纤维，地面施工压力由45 MPa上升至51 MPa，上升了6 MPa，从施工压力变化情况判断暂堵转向成功，形成了分支裂缝。N255-P338井初次压裂投产日产油5 t，重复压裂前日产油1.1 t，纤维缝内暂堵多分支缝重复压裂后日产油6.6 t，是初次压裂后的132%。

3.3 直井纤维缝内暂堵多分支缝压裂

在低渗致密气储层直井开展纤维缝内暂堵多分支缝压裂现场试验2口井，其中SS8井初次施工为常规压裂投产，重复压裂时，采用纤维缝内暂堵多分支缝压裂工艺，地面施工压力上升了6.5 MPa，产量获得突破，压后试气产量达7.3×104m3/d，与初次压裂相比，在同等加砂规模条件下，重复压裂后试气产量是初次压裂后的5.2倍。在WS1-3井开展了缝内暂堵压裂试验，纤维加入后施工压力上升6.9 MPa，压后试气产量1.65×104m3/d，在同等施工规模条件下，压后产量超过同区块内所有邻井。