绒囊暂堵转向压裂裂缝转向能力及其力学机理分析

2018-12-20薛亚斐温哲豪沈云波王乐梁凌云

石油钻采工艺 2018年5期

薛亚斐温哲豪沈云波王乐梁凌云

1. 长庆油田分公司油气工艺研究院； 2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室； 3. 长庆油田分公司气田开发事业部；4. 中国石油大学（北京）

水力压裂已成为开发低渗透、特低渗透油气田的主要措施，而在长期开采过程中储层周围应力场发生改变，如果对老井裂缝转向改造，需要足够大的诱导应力差［1］（Siebrits E等，2000）。而此前研究表明，初始最大主应力方向被改变为井周最小主应力方向才能实现压裂转向［2］（Wright C A 等，1994）。

更多学者认为需要引入转向剂，封堵高渗透通道和原缝，增强井底和水力压裂裂缝净应力，超过老裂缝中薄弱部位的破裂压力，从而沟通天然微裂缝及形成裂缝，更好地实现裂缝转向。

绒囊工作流体是模糊封堵理论指导下开发的一种油气井用无固相流体，以分压、耗压或者撑压封堵方式封堵漏失地层［3］（郑力会等，2017），将绒囊技术引入压裂作业，开发出绒囊转向剂，用于临时封堵原裂缝。绒囊转向剂承压能力25 MPa，渗透率恢复值达85%以上，封堵能力强，储层伤害低，能够满足暂堵转向压裂的要求，并在现场得到了很好的应用。2015年，原缝无损伤绒囊暂堵重复压裂技术在LH1油井中取得了较好的应用效果［4］（郑力会等，2015）。2016年，以绒囊暂堵流体为基础的重复压裂转向技术在郑X井也得到成功试验，并监测到有55°转角新缝［5］（郑力会等，2016），首次现场证明了绒囊暂堵转向可行。2017年，绒囊暂堵压裂控水技术也在郑3X井增产试验中得到成功应用［6］（聂帅帅等，2017）。不过绒囊暂堵转向压裂技术仍存在绒囊封堵机理不明确、裂缝延伸形态预测困难等问题。

针对绒囊暂堵转向技术存在的问题，国内外学者做出很多类似研究。王永昌等利用真三轴实验设备研究了主应力对裂缝转向的影响［7］（王永昌等，2005）。Solares J R等研究了酸压暂堵转向作业中纤维转向剂封堵机理，纤维转向剂通过增加原缝流动阻力，促使酸液转向［8］（Solares J R 等，2008）。王盛鹏等利用大尺寸岩心模拟装置研究油溶性暂堵剂封堵人工裂缝后的封堵效果［9］（王盛鹏等，2015）。李玮等利用有限元分析方法研究主应力、破裂压力对纤维暂堵压裂起裂点和起裂压力的影响［10］（李玮等，2016）。目前国内外暂堵剂转向机理研究中并没有绒囊转向剂暂堵转向机理的研究，因此，本文利用真三轴压裂模拟实验等室内评价方法，开展绒囊转向剂暂堵转向力学机理研究。

1 研究方法的确定

绒囊暂堵转向压裂裂缝转向力学机理研究的难点在于寻找一种合适的实验方法、合理的评价指标和准确的裂缝模拟方式。

1.1 实验方法

目前多采用有限元建模分析和开展物模实验两种实验方法研究暂堵转向剂裂缝转向力学机理。有限元建模分析方法基于岩石力学和破裂力学等力学原理建立裂缝预测模型，并通过大量合理假设，将影响转向裂缝延伸的初次裂缝、孔隙压力等因素考虑入内，进而达到转向压裂预测的目的。Wright C A在前人研究的基础上，建立了多孔弹性模型，利用该多孔弹性模型来估算孔隙压力变化对地应力场的影响，给出了最小主应力、泊松比、地层压力等之间的孔隙弹性关系［11］（Wright C A，1994）。张广清等基于有限元力学分析，研究了定向射孔下转向压裂裂缝起裂和延伸机理［12］（张广清等，2008）。这些都是有限元分析的典型例子。物模实验方法是利用渗透率仪、真三轴压裂模拟系统等实验设备模拟现场真实压裂环境开展暂堵压裂模拟实验，进而通过裂缝延伸形态评价压裂效果的实验方法。

1.2 评价指标

暂堵转向压裂理论认为，暂堵剂能够有效暂堵老缝，形成高强度的封堵带，增加裂缝垂直方向的诱导力，改变近井地带地应力分布，促使裂缝转向。Detournay E等认为，水力压裂人工裂缝曲面的转向半径与地应力差值、压裂液黏度、施工排量等多个参数有关，地应力差值越小，压裂液黏度越大、压裂排量越高，则曲面裂缝的转向半径越大［13］（Detournay E等，1991）。胡永全等认为暂堵转向剂的封堵强度至少要高于产层破裂压力，这是保证形成转向裂缝的关键［14］（胡永全等，2000）。夏洪全等实现了基于岩石脆性系数的储层压裂缝高度与宽度的定量预测［15］（夏洪全等，2013）。郑力会等认为绒囊暂堵流体通过分压、耗压、撑压的封堵模式全面封堵储层中裂缝、孔洞和裂隙，使得裂缝发育岩层充填成相对稳定的整体，提高地层强度和破裂压力［16］（郑力会等，2016）。由此可知，裂缝延伸形态与地应力差值、岩石脆性系数、储层破裂压力、压裂液黏度等因素有关。

1.3 评价方法

暂堵转向压裂实验研究需要尽量模拟地层裂缝真实状态，为此许多学者做出了研究，郭宝利等利用金属板缝、人工缝板模拟储层人工裂缝，评价暂堵剂的暂堵性能［17］（郭宝利等，2003），不过金属板无法模拟出岩石裂缝的孔隙度、渗透率、储层物性，评价效果不好。吴勇等利用人造充填岩心开展滤饼耐压试验和暂堵剂颗粒抗压强度试验来评价颗粒暂堵剂的暂堵承压性能［18］（吴勇等，2008），这种方法能模拟出颗粒暂堵剂在井壁形成滤饼的情况，却无法模拟出暂堵剂在裂缝内部的分布。周法元等采用人工造缝岩心评价暂堵剂封堵能力［19］（周法元等，2010）。王道成等认为转向性能是衡量转向剂最为重要的性能指标之一，并利用人工造缝的岩心柱塞评价纤维转向剂的承压能力，证明纤维能有效封堵裂缝［20］（王道成等，2013）。付美龙等利用人工造缝岩心评价缝宽对暂堵剂承压能力的影响［21］（付美龙等，2016）。人工造缝岩心能模拟真实储层岩石物性，还能调整缝宽来模拟岩石渗流能力，但人工造缝岩心尺寸太小，无法模拟真实裂缝迂曲度，也无法模拟重复压裂裂缝延伸形态。大尺寸真三轴模拟压裂实验系统采用大尺寸岩样模拟水力压裂过程，不仅能够模拟三轴真实受力状态，还能模拟裸眼压裂、套管射孔压裂等多种压裂过程，同时压裂结束后可以打开岩样直接观察裂缝扩展延伸情况［22］（陈勉等，2000）。

2 评价指标的定义

研究绒囊暂堵转向压裂裂缝转向力学机理采用假三轴力学测量实验和真三轴压裂模拟实验，并选用地应力差值、岩石脆性系数、破裂压力作为实验评价指标。

采用物模实验开展绒囊暂堵转向压裂裂缝转向力学机理研究。有限元建模分析方法不受实验室环境的限制，可以通过调整实验参数在短时间内得到大量实验结果。不过实验结果误差主要取决于裂缝预测模型的准确性，裂缝预测模型越准确，考虑的影响因素越多，数模分析实验误差越小。不过裂缝形态延伸受天然裂缝、孔隙压力、地层、地域差别等诸多因素影响，造成有限元建模分析实验结果与实际相差很大。相对而言，物模实验通过模拟地层真实受力状态开展裂缝延伸实验，具有实验操作简单、结果可靠的优点，而且可以通过重复实验结果降低实验误差。因此，采用物模实验方法开展绒囊暂堵转向压裂裂缝转向力学机理研究。

选用地应力差值、岩石脆性系数、破裂压力作为绒囊暂堵转向压裂的评价指标。根据裂缝延伸形态影响因素分析，这3个指标是影响裂缝延伸形态的主要因素。根据应力—应变关系计算绒囊暂堵剂封堵前后岩心弹性模量、泊松比、抗压强度如下

式中，E为岩石弹性模量，104MPa；μ为泊松比，无量纲；F为岩石轴向拉力，106N；A为岩石试件横截面积，cm2；σ正为岩石单轴抗压强度，0.1 MPa；p正为岩石试件破坏时所加的轴向压力，N；L、ΔL分别为岩样的长度、岩样压缩时长度缩减量，cm；d、Δd分别为岩样的直径、岩样压缩时直径增加量，cm。

根据Rickman R等［23］提出的脆性系数计算公式，计算绒囊转向剂封堵前后脆性系数变化

式中，I正为岩石脆性系数，%。

根据地应力测量原理，得出水平应力差值计算公式

式中，Δσ为水平应力差值，MPa；σ正、σh分别为水平最大主应力和水平最小主应力，MPa；ξ为构造应力系数，常数，取0.388。

选用人工造缝岩心和大尺寸岩样作为实验岩心。选用人工造缝岩心开展绒囊暂堵前后岩心力学参数评价。同时采用大尺寸真三轴压裂模拟实验方法评价绒囊暂堵转向裂缝延伸形态。

3 裂缝转向能力评价

用常规搅拌器配制绒囊转向剂，配方：2%囊层剂+0.5%绒毛剂+0.1%囊核剂+0.4%囊膜剂。利用三轴试验机测量绒囊暂堵岩石力学参数；利用大尺寸真三轴压裂模拟系统评价绒囊暂堵转向能力。

绒囊暂堵裂缝岩心力学参数见表1。

表1 绒囊暂堵裂缝前岩心力学参数测量Table 1 Measured mechanical parameters of cores before the fractures are temporarily plugged with fuzzy-ball fluid

采用PCI-2声发射测试仪、TAW-2000三轴试验机评价绒囊封堵裂缝前后岩心的力学参数变化。先将取自苏里格产层7块Ø25 mm岩心造缝处理，再用绒囊转向剂封堵其中3块岩心，最后使用三轴试验机测量7块裂缝岩心的应力—应变关系，并利用式（1）-（5）计算岩心的弹性模量、泊松比、水平应力差值、脆性系数等力学参数。绒囊流体封堵前后岩心水平应力差值变化和脆性系数变化如图1、2所示。

图1 绒囊暂堵流体封堵前后岩心水平应力差值对比Fig. 1 Comparison between horizontal stress differential of cores before and after they are temporarily plugged with fuzzy-ball fluid

图2 绒囊暂堵流体封堵前后岩心脆性系数对比Fig. 2 Comparison between brittleness coefficient of cores beforeand after they are temporarily plugged with fuzzy-ball fluid

由图1可见，4枚未封堵岩心水平应力差值为6.58～11.65 MPa，均值为 8.57 MPa；3枚封堵岩心水平应力差值为4.98～5.57 MPa，平均值为5.33 MPa。封堵后水平应力差值平均下降37.81%。

由图2可见，计算得到4枚岩心造缝后，脆性系数为0.39～0.49，均值为0.45。3枚岩心在绒囊转向剂封堵后，脆性系数为0.06～0.26，均值为0.16，相对封堵前下降64.44%。说明绒囊转向剂封堵后能够降低岩石脆性系数和水平应力差值，使储层裂缝不易压裂，促使裂缝转向。

4 裂缝转向力学机理微观分析

采用大尺寸真三轴水力压裂物理模拟实验评价绒囊暂堵转向能力。选用致密砂岩天然露头和混凝土（425型硅酸盐水泥和40-80目的石英砂1∶1混合而成）制备成300.0 mm×300.0 mm×300.0 mm的岩样进行压裂模拟，见表2。岩样上面正中钻取直径20.0 mm圆孔，深度17.0 cm，并黏结长为13.0 cm、外径20.0 mm、内径17.0 mm小型井筒；压裂液为2%～3%胍胶液，为了方便观察岩样裂缝形态，用红绿示踪剂标示。

表2 压裂模拟实验条件Table 2 Set conditions of fracturing simulation experiment

先用压裂液在岩样中压出一条裂缝，模拟老缝，用红色示踪剂标示；再用绒囊暂堵后压裂液重复压裂岩样模拟暂堵转向压裂，用绿色示踪剂标示，期间记录压力变化，实验结束后取出岩样观察裂缝形态。同时实验设置不封堵绒囊的对比组。

待岩样、压裂液和设备准备完毕，按照以下步骤进行实验：（1）使用小型钻头钻穿井筒内的固井胶塞，将岩样固定在真三轴模拟压裂试验架上，安装好密封注液管和压力板；（2）打开波压稳压源，通过液压偏千斤顶向岩心块中施加围压，并打开MTS实验机，将压裂液以10 mL/min流量注入岩心块中，记录注入压力随时间的变化，当压力上升后陡降一段时间，初次压裂完成，停止实验；（3）卸掉围压，拆除压力板，露出井筒，使用微型抽水泵将井筒中的压裂液抽出，并将岩样试件放置10 h，待压裂液完全排出；（4）将绒囊转向剂注入到井筒中；（5）再次打开MTS实验机，将胍胶压裂液以10 mL/min流量注入岩心块中，直至实验架有压裂液漏出（表明裂缝延伸到岩样边界）；（6）实验结束后将岩样取出，通过示踪剂显示观察形成的裂缝形态。

不用绒囊封堵的岩样实验后形成的裂缝形态如图3和图4所示，岩样沿着最大主应力方向形成人工裂缝，且裂缝面上均分布有红绿两种示踪剂，其中绿色示踪剂分布范围覆盖红色示踪剂区域，说明造缝过程中，两次压裂液走向一致，第2次压裂液沿着原缝挤入并进一步延伸原缝，未有新缝产生。

同时，从泵注压力随时间变化关系曲线（图5、图6）也可以看出，两次实验压裂液压开岩样，其中1号混凝土岩样破裂点明显，泵注压力达到峰值后迅速下降，初次破裂压力为20.61 MPa，重复破裂压力为13.67 MPa，两次压裂过程破裂压力相差6.94 MPa。3号砂岩岩样破裂点不明显，并且砂岩岩样质地坚硬，破裂压力较高，初次破裂压力达46.77 MPa，重复破裂压力为38.2 MPa，两次破裂压力相差8.57 MPa。两种岩样的压力曲线虽然相差迥异，但重复压裂点压力均小于初次破裂压力，说明对比组岩样未产生转向裂缝，重复压裂仅是初次压裂的延伸。

图3 1号混凝土裂缝形态Fig. 3 Morphology of fracture in No.1 cement concrete sample

图4 3号砂岩裂缝形态Fig. 4 Morphology of fracture in No.3 sandstone sample

图5 1号混凝土注入压力曲线Fig. 5 Injection pressure of No.1 cement concrete sample

图6 3号砂岩注入压力曲线Fig. 6 Injection pressure of No.3 sandstone sample

绒囊封堵重复压裂实验后混凝土岩样形成的裂缝形态见图7。由图7可以看出，2号混凝土岩样在最大主应力方向沿着基质产生一条人工裂缝，裂缝面上分布有红绿两种示踪剂，同时沿着最小主应力方向也形成一条裂缝，裂缝面上只有绿色示踪剂，表明沿着最小主应力方向产生新缝，并与原缝呈垂直分布。

图7 2号混凝土岩样裂缝形态Fig. 7 Morphology of fracture in No.2 cement concrete sample

从2号混凝土岩样注入压力曲线（图8）也可以看出，两次压裂过程压裂点明显，其中初次压裂破裂压力为13.4 MPa，重复破裂压力为23.52 MPa，重复破裂压力相较于初次破裂压力增大10.12 MPa，由此说明，绒囊暂堵剂有暂堵作用，重复压裂时暂堵剂提高原缝的承压能力10.12 MPa，并使原缝转向。

图8 2号混凝土岩样注入压力曲线Fig. 8 Injection pressure of No.2 cement concrete sample

封堵岩样实验后砂岩岩样形成的裂缝形态见图9、图10，由图9可以看出，4号砂岩岩样沿基质产生一条单翼人工裂缝，裂缝面与水平面成30°夹角，如图10红色区域，裂缝面同时分别有红绿两种示踪剂，在荧光灯照射下显示深绿色。同时沿井筒底部起裂形成一条人工裂缝，裂缝与水平面成15°夹角，裂缝面上分布有绿色示踪剂，在荧光灯照射下显示浅绿色（图10绿色区域）。说明重复压裂产生新裂缝，新裂缝与原缝形成45°偏转。

图9 4号砂岩岩样裂缝形态Fig. 9 Morphology of fracture in No.4 sandstone sample

图10 4号砂岩岩样裂缝剖面形态Fig. 10 Injection pressure of No.4 sandstone sample

同时从压力曲线可以证明，图11的压力曲线中，重复压裂破裂压力比初次压裂破裂压力大9 MPa，说明重复压裂过程绒囊转向剂封堵原缝后提高了裂缝承压能力，造成再次压裂时裂缝发生转向。

图11 4号砂岩岩样注入压力曲线Fig. 11 Injection pressure curve of No. 4 sandstone sample

综合分析可得，绒囊转向剂明显具有暂堵升压作用，在封堵原缝的同时能够提高裂缝的承压能力，使近井地带最大、最小主应力值发生改变，从而使裂缝转向。2号和4号岩样的裂缝形态在绒囊转向剂封堵原缝后均有明显的转向痕迹，压力曲线也显示出绒囊暂堵升压的作用。相反，1号和3号岩样由于没有转向剂暂堵，重复压裂裂缝只能沿着原缝延伸，不能发生转向。同时，由于致密砂岩破裂压力大，裂缝形态复杂，裂缝扩展不完全沿着最大主应力方向发展。