苏里格致密砂岩压裂中转向剂用量与转向角的关系

2018-10-18李达王乐衣德强朱李安胡晓宇崔云群党小理崔露

钻井液与完井液 2018年4期

李达，王乐，衣德强，朱李安，胡晓宇，崔云群，党小理，崔露

（1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；2.长庆油田分公司油气工艺研究院，西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；4.中国石油大学（北京），北京 102249；5.渤海钻探国际钻采物资供应分公司，天津 300457）

0 引言

转向压裂是把原来压开的裂缝作为地层流动通道进行生产。邝聃等[1]认为苏里格气田储层自身致密、黏土矿物含量高，导致地层对外来流体非常敏感，即要求施工流体的储层伤害低；地层孔喉半径小、排驱压力大，地层能量有限，即要求压裂流体易返排或可降解。为保证旧裂缝不受施工影响，转向压裂还需考虑如何产生新的裂缝。白红艳等[2]提出实现缝内转向的转向剂需要满足：转向剂在一定温度下能软化，在一定压力下易变型，以及转向剂具有良好的黏弹性，可溶于原油或地层水或者易返排，保障泄油通道畅通。才博等[3]认为实现转向压裂需要依靠支撑剂和井筒放喷作用，通过产生应力集中从而改变地层应力分布，即依靠缩小地层水平主应力差值来实现转向压裂。那么对于致密砂岩转向压裂，需要一种既不能堵死原有裂缝，又可以改变封堵区域地层应力分布的转向剂。

对于气藏的开发，现场已进行过各种压裂措施，但其中能够指导转向压裂的经验有限。汪道兵等[4]针对扩大裂缝改造体积问题，提出使用可降解纤维转向剂进行裂缝强制转向，通过直接观察真三轴实验岩心的转向裂缝，而并未对岩石应力或强度变化进行实验分析。熊颖等[5]利用矿物油和人工聚合物研制出用于页岩气体积压裂的转向剂，评价了封堵性能和承压性能，但是同样没有对岩石应力和强度变化进行实验探究。

绒囊流体由空气、表面活性剂和高分子聚合物组成[6]，利用自身强度形成“隔墙”阻挡流体流动，适应地下各种流动通道[7]。通过分压、耗压或者撑压封堵方式，全面封堵地层流动通道并提供足够承压能力[8]，实现防漏、堵漏和提高地层承压能力[9-10]。目前，以绒囊流体为基础的转向酸化技术已经成功地应用于GX-3井[11]，在沁水盆地的煤层气井中实现转向压裂。微地震监测和生产数据证实，绒囊暂堵流体暂堵后可以实现裂缝转向，且原缝仍然能够生产。同时，绒囊流体还可以发挥堵水作用，降低煤层气产水量[12-13]。在现场应用之前，需先进行室内实验，确定转向剂使用量和转向程度控制的关系，方可指导设计和现场施工。

1 室内实验

但转向剂用量和转向角之间的关系无法直接通过实验测得，因此先测量转向剂用量与岩心封堵强度之间的关系，再建立封堵强度与转向角度之间的关系。室内使用4种主要处理剂配制成绒囊暂堵流体进行实验，进行不同暂堵剂用量下的封堵强度实验，封堵前后岩心应力应变测试实验，配方如下。

2.0 %囊层剂+1.5%绒毛剂+0.3%成核剂+0.5%成膜剂，密度为0.85 g/cm3。

1.1 封堵剂用量与封堵强度实验

使用4块直径为75 mm的人造岩心，裂缝由人工切割形成，贯穿岩心，裂缝高度均为50 mm，长度分别为80、100和120 mm，1#、2#、3#和4#岩心的绒囊流体封堵用量分别为4、8、10和12 mL。借鉴SY/T 5336—2012岩心分析方法中渗透测定的驱压加载方法，使用驱液缸将绒囊流体通入岩心裂缝内，待绒囊流体完成封堵后，以0.80 mL/min的注入量通入清水，使用渗透率仪对封堵岩心的承压能力进行测试，见表1。由表1可以看出，随着封堵带的延长，绒囊封堵用量的提高，封堵岩心的承压能力也随之提高。

表1 不同绒囊用量下岩心的承压能力

1.2 封堵前后岩心应力应变实验

使用TAW-2000微机控制电液伺服岩石三轴试验机，在室温（25 ℃）、45 MPa的围压条件下，根据GB/T 50266—2013工程岩体试验方法标准，以25 N/s的加载速度进行实验，结果见图1。

图1 封堵前后应力-应变变化曲线

由图1可以看出，绒囊封堵前，岩心最大应力为182.365 8 MPa，径向应力应变曲线的拐点在径向应变为0.004 8 mm/mm处，轴向应力应变曲线的拐点在轴向应变为0.014 3 mm/mm时；封堵后，岩心最大应力为210.267 4 MPa，径向应力应变曲线的拐点在径向应变为0.012 7 mm/mm处，轴向应力应变曲线的拐点在轴向应变为0.018 6 mm/mm处。破坏时的变形程度提高，即表明岩心的塑性得到增强，说明岩石的强度提高。

2 转向角度讨论

根据测量得到的应力应变，计算出能反映岩石性质的力学参数，进行裂缝能否转向的数据分析。

2.1 转向可行性定量分析

由岩心的应力应变参数，按照泊松比的计算公式[14]和弹性模量的计算公式[15]计算岩石封堵前后的脆性和破裂压力。岩石脆性是指岩石受力破碎时所表现出的一种性质，即当岩石在受力达到特定的极限时突然破裂，而在破裂前自身的塑性变形小，破裂时全部以弹性能量的形式释放的一种性质。Rickman R等提出的页岩气地层脆性计算方法[16]。

式中，E为测试岩样弹性模量，104MPa；μ为测试岩样泊松比；ΔE为归一化后岩石弹性模量；Δμ为归一化后岩石泊松比；I为岩石脆性系数，%。

王成龙等在研究长庆油田姬塬地区岩石脆性时，采用上述公式进行计算，计算结果与工区岩石脆性实验结果吻合。因此使用此公式进行计算。岩石破裂压力是指裸露井眼在井内钻井液液柱压力作用下，使地层破裂或原有裂缝重新开启的压力[17]。李传亮等[18]认为Hubbert-Willis公式适用于非渗透岩石，而Haimson-Fairhurst公式适用于高渗透岩石，提出考虑本体有效应力和结构有效应力的计算公式，计算结果介于2者之间[19-20]。考虑到本研究无法获取计算必须的岩石触点孔隙度，在此采用丁海琨[21]在研究苏里格气田岩石力学时提出的公式计算，计算公式如下。

式中，σH为水平最大地应力，MPa；σh为水平最小地应力，MPa；Pf为岩石破裂压力，MPa；v为泊松比；σv为垂直地应力，MPa；a为有效应力系数；Pp为孔隙压力，MPa；K为构造应力系数；St为抗拉强度，MPa，St按照文献[6]中提出的公式（St=σc/12），σc为抗压强度，MPa。

根据测试的结果，计算出弹性模量、泊松比和抗压强度（见表2）。其中前4组为岩心封堵前数据，后4组为岩心封堵后数据。文献[15]认为岩石脆性系数反映了岩石在一定条件下失效与维持裂缝的能力，岩层的脆性系数越高，越容易被压开，文献[16]指出裂缝更容易向着脆性系数大的方向延伸。

表2 岩心三轴力学实验结果

由表2可以看出，绒囊流体封堵后，岩心的脆性系数分布在10.98%～25.55%，由封堵前的平均44.83%降至封堵后的平均17.70%，减少了60.52%。脆性系数的减少，说明岩心由脆性向塑性转变，证明封堵带较原始裂缝带更难压开，表明封堵后岩石强度提高，再次压裂时，裂缝趋于向封堵带附近未压裂区域延伸。由表2还可以看出，绒囊流体封堵后，岩心的破裂压力分布在74.94～103.46 MPa，由封堵前平均66.65 MPa提高至封堵后平均87.36 MPa，增加了31.07%。破裂压力增加，同样证明封堵带较原始裂缝带更难压开，表明封堵后的岩石强度提高，再次压裂时压裂液更易从未封堵区域压开地层，形成延伸至未压裂区域的转向裂缝。

2.2 数学方法求得转向角

岩石主应力差值变化决定压裂转向效果，初始水平应力差值小的区域更容易进行转向压裂。但岩石主应力差值直接测量困难，通过岩石弹性模量、泊松比计算得到建立岩石弹性模量、泊松比等力学参数与新旧裂缝夹角增量间数学关系，根据4组实验的计算参数和测量参数（表3），采用数学的方法拟合出绒囊封堵后裂缝转向角度增幅、弹性模量和泊松比之间的数学关系。

表3 计算参数

通过测量，绒囊封堵前后新旧裂缝夹角分别增加了23.2°、24.9°、38.5°和55.9°，新旧裂缝夹角均增大，说明绒囊暂堵流体可以迫使地应力发生进一步地偏转，见图2。

图2 地应力方向改变示意图

使用测试得到的岩石力学参数与地应力偏转角度，通过最小二乘法方法进行初步拟合，得到偏转角度与弹性模量、泊松比的数学关系，拟合结果如图3所示。从拟合结果看，拟合结果的可决系数R的平方达到了0.947 7，说明拟合程度好，数学关系明显。由于缺乏大量实验数据验证地应力偏转角度与封堵后岩石力学参数之间的关系，式（9）仅针对本研究结果提出。对于绒囊暂堵流体封堵后再次压裂时新生裂缝的延伸规律，仍需进一步通过物理模拟实验研究得到。式中，θ为地应力偏转角度，（°）；E为弹性模量，GPa；v为泊松比。

图3 偏转角度与弹性模量、泊松比的数学关系

2.3 现场施工设计

现场施工设计为暂堵和压裂阶段：暂堵阶段向地层泵入绒囊暂转向剂封堵原缝；压裂阶段泵入活性水压裂液，转向压开新缝。绒囊转向剂和滑溜水压裂液用量、排量数据见表4。暂堵阶段：按照排量为2.0～2.5 m3/min注入12 m3滑溜水顶替液，检测并张开原缝；再以排量2.0～3.0 m3/min注入绒囊转向剂215 m3，封堵原缝；再以排量3.0～3.5 m3/min注入绒囊转向剂35 m3，强化封堵结构；最后以排量4.0 m3/min注入顶替液13 m3，使绒囊转向剂挤入裂缝深处，提高封堵强度。