暂堵转向技术在致密油直井缝网压裂中的应用
时间：2023-04-16 20:20:02 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
杨 丽
（大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江 大庆 163453）
大庆外围油田致密油潜力资源12.7×108t，探明未动用储量3.87×108t。“十四五”期间，致密油计划提交探明储量1.5×108t，其中，Ⅱ类储层1.0×108t，致密油Ⅱ类储层是外围油田持续稳产的接替领域和坚实储量基础。
2018～2020 年在塔21-4 国家示范区进行直井缝网压裂井网井距优化设计、直井缝网压裂产能预测方法研究、表活剂不返排压裂液体系配方完善、压裂参数优化设计及现场试验攻关研究，形成了致密油直井缝网压裂工艺技术，并在葡483、葡173-86等区块推广应用349口井，平均初期日产油3.35t。
通过示范工程的推广应用，实现了致密油I类储层达设计产量的目标。但近两年致密油砂体厚度和有效厚度总体变薄，Ⅱ类储层占比大幅度上升，达到60%，投产效果较差。统计投产时间达到一年的216口直井，大于3t 直井共有57 口，占总井数的26.4%；
1～3t 直井共有106 口，占总井数的49.1%；
小于1t 的直井共有55口，占总井数的25.5%。
特别是在致密油Ⅱ类区块（S55 区块、F50 区块、F481区块）压后产量未达到设计产量占比高达80%，如表1所示；
统计2019年至目前的水平井开发区13个，投产后全区块第一年产量超过设计产量区块仅有2个，致使无法实现致密油区块的有效规模建产和效益开发。
表1 2021年致密油II类产量达标情况统计表
前期针对致密油压后效果差的难点，先后试验了提高改造强度、极限加砂、循环加砂等工艺，但提产效果并不明显。为实现储层的最优改造，提高缝控储量，应在保证缝网形成的同时，使裂缝波及宽度更大，纵向改造更充分，这样能够实现裂缝波及体积的最大化，提升单井产量。研究应用暂堵转向工艺，解决形成的缝网不够复杂，纵向改造丢层，改造效果不理想的问题。
层内暂堵转向改造技术通过加入暂堵转向剂在主裂缝内远井端处生成转向裂缝，沟通天然裂缝或者形成新的次生裂缝，增大裂缝波及宽度，提高裂缝复杂程度；
层间暂堵转向改造技术是在多层合压近井筒暂堵在不同层位形成多条主裂缝。利用暂堵工艺应用于致密油储层的提产改造中能较大幅度地提高平面上裂缝网格的复杂程度和纵向动用程度，有益于增加单井产量。
1.1 缝内暂堵转向机理
为提高裂缝内流体净压力，需在泵注过程中加入颗粒状或纤维类暂堵剂，利用不同粒径的暂堵颗粒在裂缝孔喉中形成充填，使颗粒暂堵层的渗透能力显著降低，使颗粒之间的接触更加充分，在裂缝内形成有效封堵，使井筒或缝内压力激增形成憋压，裂缝向其他方向进行扩展延伸，从而达到暂堵转向的目的。
1.2 缝内暂堵转向剂用量优化
由图1[1]可以看出，暂堵转向剂用量越大，井筒内压力增量越大。当填充颗粒用量增加到25%～30%浓度时，井筒压力开始急剧升高，说明已经形成了有效封堵，井筒内开始憋压。并且在相同的转向剂含量浓度条件下，施工排量越高，压力增长速率越快。因此，在预计转向剂到达裂缝指端时适量提高排量，促使井筒压力快速升高形成憋压，更利于裂缝的转向。
图1 暂堵转向剂含量与井筒增压之间的关系
根据以往大庆区块缝内暂堵转向情况，缝内暂堵转向剂的单次使用量在150～300kg 之间，暂堵转向后的净压力有不同幅度的增长。在此基础上，结合北美作业经验，建议将缝内暂堵转向剂的单次使用量增加至220～400kg，以进一步提高储层改造体积的效果。
2.1 层间暂堵原理
对于砂岩厚度较大的储层，或者压裂段数较多距离较近的储层，其可压层较多，层与层之间一般存在应力差，单一裂缝无法实现全部动用效果，造成改造丢层的发生。此时，最好的方式就是利用封隔装置实现硬分层。但仍存在隔层厚度薄无法实现分层单压。利用“蜡球暂堵”技术实现软分层[2-5]。
存在多个油层的井段需要同时压裂时，由于各小层间存在破裂压力的差别，致使有的层会被先压开，其余的小层裂缝暂不开启。打入压裂液携带石英砂将已压开裂缝进行支撑后，追入一定数量的蜡球，蜡球已压开层位炮眼处形成堵塞，使处理层段压力上升。当压力达到另一层的破裂压力时，该层位被压开，从施工曲线上可观察到压力明显下降，加入石英砂进行支撑后，再追加一定量的蜡球进行封堵……，循环几次后就能实现压开多个小层的目的。压后在温度和压力的共同作用下蜡球一定时间内会溶解或软化并随压裂液一起返排出裂缝，不会造成地层伤害和污染，这就是蜡球暂堵选压工艺的基本原理[6-7]。具体蜡球暂堵示意图如图2所示。
图2 蜡球暂堵示意图
2.2 暂堵球用量优化
封堵层间裂缝实现层间转向，合理设计蜡球用量是蜡球暂堵选压设计中的主要参数之一，用量不足，则无法起到有效的封堵作用；
用量过多则有可能导致未压开层的炮眼被封堵，影响下一步施工的正常进行。根据蜡球的封堵机理，蜡球应将已射孔待封堵层位的炮眼完全堵住才能起到封堵作用，蜡球用量初步用下面的经验公式计算[8-9]，实际设计时还需考虑到蜡球的溶解速率对公式进行校正。
式中：VB——封堵层每米蜡球用量，kg/m；
D——炮眼直径，m；
L——套管壁厚加水泥环厚，m；
ρB——蜡球视密度，kg/m3；
Dp——射孔孔密，孔/m；
Va——附加量，kg/m。
3.1 缝内转向压裂应用情况
2021 年开展缝内暂堵试验，优选井排距离300m，且井排方向砂体连续储层，若不进行转向压裂则裂缝宽度无法实现井排方向砂体全动用的储层，试验3 口井，根据模拟裂缝尺寸优化暂堵剂用量及加入时机。试验井压裂用砂为20～40 目、40～70 目、70～140 目三种粒径的组合支撑，因此缝内暂堵转向剂选择100～200 目颗粒，使其嵌入在支撑剂体系中，到达裂缝指端后形成憋压从而实现裂缝转向。
从压裂暂堵前后压力反应来看，特征明显（最高达6.8MPa），试验井初期日产油3.6t/d，对比井为1.1t/d，是对比井的3.27 倍；
生产相同时间累计产油试验井为191t，远高于对比井的61.2t。采油强度为0.2t/（d·m），是对比井的2.5 倍，如图3 所示，证实暂堵转向压裂工艺的应用，使裂缝系统发生转向，使裂缝波及宽度更大，缝控面积更大，提产效果显著。
图3 层内暂堵转向压裂压力反应及效果对比图
3.2 层间暂堵压裂应用情况
2021 年开展层间暂堵试验，优选无法实现封隔器分层压裂必须合压且小层间存在破裂压力及GR值差异的储层进行层间暂堵压裂。暂堵球评估了压裂用高强度水溶性蜡球的抗压性、溶解率，认为高强度水溶性蜡球能够满足试验井压裂时间、压力等条件。
对合压储层进行压前模拟，评价各小层压开的先后顺序，根据此顺序对小层射孔进行优化，模拟压裂时间、压力条件，对蜡球的用量及加入时间、替球用液量、排量、封堵次数进行优化设计，力争实现球到位压力涨。
从现场压裂施工情况来看，蜡球到达以压开层的缝口时，形成有效封堵，压力较投球前提高3MPa 以上。从压后求产情况分析，试验井初期日产油5.4t/d，对比井初期日产油为3.1t，是对比井的1.74倍。生产相同时间累计产油试验井为647t，远高于对比井的244t，是对比井的2.65倍。试验井采油强度为0.27t/（d·m），是对比井的2.45 倍，如图4 所示。从压裂施工压力和压后求产情况看，蜡球暂堵实现了层间暂堵作用，保证了纵向上各小层的充分有效改造，压后效果好，提产效果显著。
图4 蜡球暂堵转向压裂压力反应及效果对比图
(1)通过对缝内暂堵转向、层间暂堵压裂机理的分析和研究，初步形成了合理优选缝内暂堵转向剂、层间暂堵球的类型、优化暂堵颗粒和高强度水溶性蜡球的用量的方法，通过试验井压裂中压力反应及压后投产效果证实，该方法合理有效，为以后类似暂堵压裂施工提供理论基础。
(2)在致密油区块分别进行了缝内暂堵转向压裂和层间暂堵压裂试验，两种类型暂堵压裂压力反应均比较明显，压力上升3～6.8MPa 左右，证实形成有效封堵，缝内转向压裂形成转向缝，层间暂堵压裂确保小层均能形成人工裂缝通道；
通过对试验井和对比井进行压后效果的对比分析，试验井采油强度较对比井提高2.4倍左右，提产效果非常显著。从产量上也证实了暂堵工艺能够使致密油储层裂缝波及宽度更大，纵向储层改造更充分，实现裂缝波及体积的最大化，增加了缝控储量，从而提高单井产量，对致密油经济有效建产起到助力作用。
