暂堵压裂造多缝工艺技术在姬塬油田的研究与应用

杨金峰，张进科，张 倩，苟利鹏，张 满

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

姬塬油田于1968 年开始投入勘探，共计开发14个层系，48 个地质区块，以三叠系长8、长6、长4+5 等油藏为主。近年来，为改善油藏开发效果，通过优化措施结构，优化措施工艺，有序推进新技术试验，形成姬塬油田措施工艺技术体系。其中，近年来措施改造方式水力压裂占比最大。

但常规水力压裂改造存在三方面问题：（1）常规压裂技术裂缝沿着老裂缝延伸，在老裂缝采出程度较高情况下，常规压裂改造含水上升风险大，达不到理想的压裂效果。姬塬油田近几年常规压裂日增油效果基本相当，但含水整体上升较大，相比措施前含水上升均大于10 %；（2）储层自身物性差，常规改造工艺适应性差，部分井处于油藏边部及低产区、长期低产，自身储层特性使得重复压裂改造不能有效挖潜剩余油；（3）同时大砂量体积压裂、大斜度井改造过程中易出现压穿现象[1-4]（见表1）。

1 裂缝转向机理及储层适应性分析

1.1 裂缝转向机理分析[5-11]

当重复压裂井中的诱导应力差足以改变地层中的初始应力差时，则在井筒和初次人工裂缝周围的椭圆形区域内发生应力重定向：初始最小水平应力方向可能转变为目前最大水平应力方向，而初始最大水平应力方向则变为目前最小水平应力方向。根据弹性力学理论和岩石破裂准则，裂缝总是沿着垂直于最小水平主应力方向起裂，那么重复压裂就可以产生一条垂直于初次人工裂缝的新缝。

根据最小主应力原理,要产生一条与初次人工裂缝垂直的新裂缝,那么重复压裂前时间和空间上（x，y，t）的应力变化为:

式中：σHT-初始水平最大应力方向上（x 轴方向）的应力；σhT-初始水平最小应力方向上（y 轴方向）的应力；ΔσHf-人工裂缝引起的x 方向上的应力；Δσhf-人工裂缝引起的y 方向应力；ΔσHP-注采引起的x 方向上应力；Δσhp-注采引起的y 方向的应力。

则要产生新裂缝条件为：

1.2 缝扩展模拟试验

通过开展了高-低应力区裂缝扩展模拟试验，得出裂缝向高应力区延伸的力学条件：应力差小于3 MPa时，可以通过变排量的方法提高缝内净压力至3 MPa；应力差大于3 MPa 时，需结合暂堵技术，提升缝内净压力至5 MPa。因此：提升施工排量和采用暂堵方法可实现裂缝转向形成复杂缝网（见图1、图2）。

通过对不同油藏取岩心室内试验研究，姬塬油田三叠系油藏水平地应力差3 MPa～7 MPa，因此需要采用暂堵方法实现裂缝转向，同时低渗透储层上下泥岩层遮挡条件较好，水力压裂所形成的裂缝基本被控制在储层范围内，储层条件为径向缝网的实现提供有利的支撑[12]（见表2）。

表1 姬塬油田近三年油井常规压裂改造效果统计表

图1 裂缝延伸物模试验结果

图2 裂缝延伸物模试验结果图

表2 姬塬油田各油藏水平应力实际测试值（取平均值）

2 姬塬油田暂堵工艺模式及裂缝扩展特征研究

2.1 缝口暂堵造多缝工艺

在井眼（x=0，y=0）处诱发应力场特征，决定了重复压裂是否在井眼处产生新的裂缝：

则在井眼处（缝口暂堵）产生裂缝条件为：

图3 缝口暂堵裂缝扩展图

针对纵向改造强度小、裂缝主向剩余油不富集侧向剩余油富集中高含水井，在前置液加入转向剂在缝口形成稳定桥堵（见图3），迫使在非最大主应力方位启裂新缝并延伸，在姬塬油田单砂体、隔夹层遮挡条件差且常规压裂风险较高长4+5、长6 油藏有极好的适应性。

2.2 缝内暂堵造多缝工艺

初次裂缝缝宽方向，即裂缝面x=0 上的应力变化，在井眼处没有发生应力重定向时，决定着重复压裂产生新的裂缝的延伸以及新裂缝重新转向的位置：

则裂缝内某点（0，y）处（缝内暂堵）产生新裂缝的应力条件为：

图4 缝内暂堵裂缝扩展图

为了防止主向井水线突进、多次压裂改造裂缝过度延升，在原裂缝压开后投加转向剂，裂缝内部产生桥堵（见图4），隔层遮挡条件较好时，则会形成新的裂缝；隔层遮挡条件较差时，则会迫使裂缝在高度上的延伸，有利于提高储层纵向改造程度。通过前期压裂井分析，其转向时机都设计在60 %以上，也就是整个泵注程序2/3 的阶段，压后整体含水升高，分析认为，主向井转向时机靠后，使原有主裂缝过度延伸，加速水线突进，造成水升高。因此后期优化转向时机应控制在50%以内，避免水淹[13-15]。

2.3 三级暂堵造多缝工艺

三级暂堵多缝工艺，结合缝口和缝内暂堵工艺，即在井眼（x=0，y=0）处产生新的裂缝，裂缝延伸后在某两点（0，y1）、（0，y2）处产生新裂缝的技术（见图5）。

图5 三级暂堵裂缝扩展图

针对采出程度低、剩余油富集、主向井水线突进井或长期低产低效井，结合缝口、缝内暂堵优势，在缝口形成新裂缝后再次实施两级暂堵，控缝长、增缝宽、易形成复杂缝网，达到控水增油目的。在低产、低效、孔隙性见水超低渗透长8 油藏适应性好。

2.4 宽带压裂工艺

针对物性差、存在一定微裂缝，长期低产低效，驱替系统难以有效建立的特低渗、超低渗储层，采用体积压裂+暂堵的方式形成多级暂堵宽带压裂工艺技术。在前置液阶段加入暂堵剂，在老缝端部形成应力遮挡；施工初期，滑溜水、高排量开启侧向裂缝，小粒径（40/70）支撑剂，充填小尺度裂缝；施工中期，多级暂堵，提升缝内净压力，增加裂缝复杂程度；施工后期，高黏液体，20/40 目支撑剂，建立主缝高导流带。通过工艺优化和关键材料的配套，控制裂缝带长、增加裂缝带宽，实现重构应力场、重构压力场、重构渗流场的目标，挖潜侧向剩余油、改善油藏开发效果（见图6）。

试验表明，砂量设计在50 m3～70 m3，暂堵剂级数为3～5 级，在采出程度低、剩余油富集的罗1、黄3 长8超低渗透油藏，效果好。2019 年在罗1 长8、黄3 长8开展宽带压裂试验19 口，初期单井日增油2.2 t，目前单井累增油125 t，预测当年产出投入比1.2（按55 美元/桶）。

图6 宽带压裂裂缝扩展图

3 实施效果

3.1 整体实施效果

2019 年姬塬油田总计实施暂堵压裂78 口，单井日增油0.53 t，措施后含水上升10.1 %，基本平稳，与常规措施效果比增油效果相当，但含水下降了9.5 %，整体控水增油效果好（见表3）。

分暂堵工艺来看，三级暂堵、宽带压裂通过裂缝多次转向，形成复杂缝网，措施增油效果明显；缝口暂堵在常规压裂风险较高的长4+5、长6 油藏控水效果较好；缝内暂堵效果较差，后期优化转向时机、暂堵剂用量（见表4）。

3.2 转向压力分析

暂堵升压幅度大于两向应力差值（超低渗为3.0 MPa～7.0 MPa）时，裂缝即可实现转向，长4+5、长8 暂堵升压与增油效果关系（见图7、图8），从图中可以看出增油与暂堵升压呈正相关关系；现场施工水平地应力差可作为依据，在不超过井口、套管限压值情况下，尽可能更多暂堵剂、更大的转向压力，确保裂缝转向，形成复杂缝。

表3 2019 年采油五厂油井暂堵压裂效果统计表

表4 采油五厂油井暂堵压裂分工艺效果统计表

图7 长4+5 暂堵升压与增油效果之间关系图

图8 长8 暂堵升压与增油效果之间关系图

图9 暂堵剂投加量与增油效果对比图

3.3 暂堵剂投加量分析

从暂堵剂投加量与增油效果对比散点图9 来看，暂堵剂投加越多，越易发生转向，增油效果好；同时部分点可以看出，增油效果与暂堵剂投加时机和裂缝压力有密切关系，暂堵剂投加量满足裂缝转向条件即可；不排除部分井因裂缝闭合进行改造时，裂缝未转向但增油效果依然可观。

4 结论

（1）随着注水开发年限的增长，常规压裂效果逐渐变差，近几年在姬塬油田实施暂堵压裂造多缝工艺技术整体效果较好，控水增油效果优于常规压裂，形成较为成熟的工艺体系。

（2）垂直裂缝井中在一定的时间范围内，诱导应力足以改变初始水平应力差，导致应力重定向。可以通过压裂施工曲线判断是否形成新裂缝（升压幅度3 MPa～7 MPa），在满足井筒限压的条件下更多暂堵剂、更大的转向压力，确保裂缝转向动用侧向剩余油。

（3）在姬塬油田，采出程度低、剩余油富集、注水见效油井，采用三级暂堵压裂，既形成复杂缝网、有效挖潜剩余油；采出程度低、剩余油富集、注水不见效、常规压裂效果差油井，采用宽带压裂，疏通老缝、复杂缝网、有效挖潜剩余油；纵向改造强度小、采出程度低、中高含水井可采用缝口暂堵，能有效挖潜剩余油；缝内暂堵实施效果相对较差，后期优化转向时机（提前至20 %～30 %）及暂堵剂用量。