斜井近井裂縫擴(kuò)展機(jī)理及壓裂工藝

韓東，李良川，吳均，黃堅(jiān)毅，程謨驥

（中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004）

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斜井近井裂縫擴(kuò)展機(jī)理及壓裂工藝

韓東，李良川，吳均，黃堅(jiān)毅，程謨驥

（中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063004）

韓東等.斜井近井裂縫擴(kuò)展機(jī)理及壓裂工藝[J].鉆井液與完井液，2016，33（3）：93-97.

摘要隨著井斜增大，實(shí)施壓裂措施的難度不斷增大，壓裂時(shí)表現(xiàn)出砂比低、壓力高、中后期加砂困難等現(xiàn)象，壓裂效果很難達(dá)到設(shè)計(jì)要求。通過分析認(rèn)為，加砂難度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三軸模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，實(shí)驗(yàn)了在不同井層條件下的裂縫擴(kuò)展形態(tài)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)壓裂井情況分析，明確了南堡A斷塊斜井加砂困難的主要原因。通過制定相應(yīng)的壓裂技術(shù)對(duì)策，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施壓裂的成功率明顯提高，砂比最高可從18%提高至40%，取得較好效果。

關(guān)鍵詞壓裂；斜井；裂縫擴(kuò)展機(jī)理；對(duì)策

斜井壓裂人工裂縫起裂機(jī)理較常規(guī)直井儲(chǔ)層起裂方式更加復(fù)雜和多樣化，不確定因素多，施工時(shí)掌控難度大。斜井水力壓裂裂縫的起裂和擴(kuò)展與井眼周圍的應(yīng)力分布和原始地應(yīng)力密切相關(guān)，且裂縫易發(fā)生轉(zhuǎn)向[1]。儲(chǔ)層地應(yīng)力分布、天然裂縫發(fā)育程度、節(jié)理、斷裂韌性、彈性模量等影響著裂縫的擴(kuò)展[2-3]。射孔工藝、壓裂工藝設(shè)計(jì)、施工參數(shù)、壓裂液性能、支撐劑性能等決定著裂縫的最終擴(kuò)展形態(tài)[4]。南堡油田A斷塊Ed2儲(chǔ)層屬灘海低滲透油藏，以細(xì)砂巖為主，埋藏深，溫度高，油層厚度薄，滲透率低。由于受地域限制，開發(fā)多以定向井為主，井斜大，加砂困難，油水井表現(xiàn)出砂比低、壓力高、中后期加砂困難，壓裂效果很難達(dá)到設(shè)計(jì)要求。由于影響斜井人工裂縫形態(tài)的因素較多，結(jié)合南堡油田A斷塊油藏開發(fā)特點(diǎn)，利用大尺寸真三軸模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)，實(shí)驗(yàn)了在不同井斜角、方位角、相位角、水平應(yīng)力差條件下的裂縫擴(kuò)展形態(tài)，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)壓裂井施工情況，明確南堡A斷塊斜井加砂困難的主要原因，制定相應(yīng)的壓裂工藝，提高壓裂成功率。

1　斜井壓裂砂堵原因分析

南堡A斷塊油藏埋深3 200～3 400 m，斜深3 800～4 200 m，實(shí)施整體壓裂[5]以來累計(jì)實(shí)施壓裂30余井次，其中在第2批實(shí)施的7口定向井中，4口井發(fā)生砂堵，其余3口井加砂后期壓力均有不同程度上升，平均砂比15.6%，施工時(shí)最高砂比在15%～18%附近發(fā)生砂堵，措施成功率低，嚴(yán)重影響了壓裂效果。通過分析認(rèn)為，相比實(shí)施的第1批壓裂井，第2批井的儲(chǔ)層厚度平均變薄3.1m，目的層段跨度增大77.4 m，井斜角增大41.3°。壓裂工藝上提高了施工排量，增加粉陶段塞，但措施成功率偏低。

根據(jù)該區(qū)塊X31井測(cè)試壓裂分析可以看出，G函數(shù)曲線在開始階段明顯上翹，表明壓裂初期液體濾失較快，由于該斷塊天然裂縫不發(fā)育，結(jié)合射孔參數(shù)、測(cè)井曲線和應(yīng)力剖面計(jì)算結(jié)果，可以判定壓裂初期存在多裂縫。通過壓裂壓力擬合分析得出縫寬為0.087 cm。由于縫寬窄會(huì)導(dǎo)致施工摩阻增大，壓裂液的剪切力增大，支撐劑易堆積[6-7]，導(dǎo)致加砂困難。因此，如何減少斜井壓裂初期產(chǎn)生多裂縫或裂縫扭曲程度是下一步研究的重點(diǎn)。

2　斜井近井裂縫擴(kuò)展機(jī)理研究

在給定應(yīng)力場(chǎng)條件下，與直井不同的是，斜井由于受井斜角、方位角和射孔相位等影響，裂縫起裂后先發(fā)生扭曲、偏轉(zhuǎn)，然后再沿著最大主應(yīng)力方向延伸。裂縫幾何形狀的延伸離開井筒后完全與近井筒效應(yīng)無關(guān)，對(duì)總體的裂縫形態(tài)不會(huì)產(chǎn)生較大影響[4]，因此解決斜井水力壓裂問題，主要就是解決近井地帶人工裂縫的起裂和擴(kuò)展問題。

2.1大尺寸真三軸模擬實(shí)驗(yàn)研究

研究所采用的模擬壓裂實(shí)驗(yàn)裝置是中國(guó)石油大學(xué)（北京）巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)室設(shè)計(jì)組建的一套大尺寸真三軸模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)。結(jié)合南堡A斷塊儲(chǔ)層特點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)分別在井斜角（40°、80°），方位角（80°、120°），射孔相位角（60°、90°）條件下模擬不同水平應(yīng)力差值條件下的裂縫擴(kuò)展形態(tài)。在制作試件前，用直徑2 mm、長(zhǎng)30 mm的紙卷插入井筒上預(yù)制的小孔中以模擬現(xiàn)場(chǎng)的射孔孔眼。

物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，應(yīng)力差大則易出現(xiàn)轉(zhuǎn)向并伴隨次級(jí)裂縫，應(yīng)力差小則出現(xiàn)多條主裂縫及扭曲縫；起裂點(diǎn)數(shù)與應(yīng)力差相關(guān)，水平應(yīng)力差大時(shí)（≥3 MPa），起裂點(diǎn)少（1～2個(gè)），一般在與水平最大主應(yīng)力方向夾角較小的孔眼處起裂，之后發(fā)生轉(zhuǎn)向。應(yīng)力差越?。ǎ? MPa），起裂點(diǎn)多（2～5個(gè)），裂縫擴(kuò)展曲面越復(fù)雜，扭曲程度越高。南堡A斷塊水平應(yīng)力差值為10～17 MPa，起裂點(diǎn)數(shù)相對(duì)較少，對(duì)壓裂時(shí)減少多條裂縫起裂較為有利，但破裂壓力會(huì)相應(yīng)增加。

實(shí)驗(yàn)?zāi)M了井眼方位與最大主應(yīng)力夾角α為60°、水平應(yīng)力差為3 MPa、射孔相位角60°條件下不同井斜角對(duì)應(yīng)的裂縫形態(tài)。得到：井斜角較?。ǎ?0°）或較大（＞60°）時(shí)，裂縫扭曲程度較小，次級(jí)裂縫擴(kuò)展區(qū)域少；而井斜角在30°～60°之間時(shí)裂縫扭曲程度較大，次級(jí)裂縫擴(kuò)展區(qū)域大。因此，井斜角在30°～60°之間的井是壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化研究的重點(diǎn)。

實(shí)驗(yàn)?zāi)M了井斜角40°、水平應(yīng)力差3 MPa、射孔相位角60°條件下，不同的井眼方位與最大主應(yīng)力夾角α對(duì)應(yīng)的裂縫形態(tài)。得到：井眼方位與最大主應(yīng)力夾角α越大，裂縫扭曲程度越大，次級(jí)裂縫越多。

2.2實(shí)例對(duì)比

統(tǒng)計(jì)了南堡A斷塊19口壓裂井的井斜角及不同井眼方位與最大主應(yīng)力夾角α條件下壓裂井的加砂情況，結(jié)果見圖1。

圖1井斜角、井眼方位與水平主應(yīng)力夾角條件下壓裂井的加砂情況

從圖1可得出，當(dāng)井斜角大于30°、井眼方位與水平最大主應(yīng)力夾角大于60°時(shí)，施工中加砂困難，不能按設(shè)計(jì)完成加砂，與物模實(shí)驗(yàn)結(jié)合有較大吻合度。4-39井因試驗(yàn)了0.224～0.45 mm陶粒（其他為 0.45～0.90 mm陶粒），壓裂施工順利完成。在現(xiàn)有的井層條件下，采用較小的支撐劑粒徑能滿足施工要求，但必須達(dá)到人工裂縫需要的導(dǎo)流能力。

同時(shí)選取了4口典型井進(jìn)行對(duì)比分析，見表1。南堡1#井和南堡2#井井斜角相差大，壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)基本相同，施工時(shí)因南堡2#井井斜角為38.3°，導(dǎo)致2#井砂比提升至25.2%時(shí)施工壓力上升明顯，未完成加砂。南堡3#井與南堡4#井井眼方位與水平最大主應(yīng)力夾角相差43°，設(shè)計(jì)和施工參數(shù)基本相同，最終順利完成加砂。根據(jù)對(duì)比分析結(jié)果得出，井眼方位與水平最大主應(yīng)力夾角大小未對(duì)2口井施工造成影響。因此，結(jié)合南堡A斷塊儲(chǔ)層特點(diǎn)，壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化時(shí)應(yīng)重點(diǎn)針對(duì)井斜角在30°～60°的井開展參數(shù)優(yōu)化，從而達(dá)到提高措施成功率的目的。

表1　南堡A斷塊4口壓裂井施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3　斜井壓裂工藝

通過大尺寸真三軸物理模擬實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)壓裂井施工情況的分析表明，南堡A斷塊最大最小主應(yīng)力差值大，為10～17 MPa，造成斜井加砂困難的主要原因是井斜。因人工裂縫開啟時(shí)裂縫發(fā)生扭曲，并伴隨少量次生裂縫，造成人工裂縫狹窄，較高砂比（砂比超過15%～20%）時(shí)通過困難，導(dǎo)致施工失敗。通過減少人工裂縫彎曲程度，減少縫內(nèi)摩阻，增加裂縫有效寬度，在滿足導(dǎo)流能力條件下采用與之相匹配的支撐劑粒徑，提高支撐劑通過裂縫的能力，是壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化的主要方向。

3.1射孔參數(shù)

當(dāng)斜井井眼方位設(shè)計(jì)不合理時(shí)，裂縫彎曲是影響壓裂施工的主要因素。裂縫彎曲段縫寬較窄，造成支撐劑橋堵，影響壓裂施工規(guī)模。如果前期已經(jīng)完井，只能通過改變射孔參數(shù)、壓裂工藝及施工參數(shù)等來減少裂縫彎曲效應(yīng)帶來的影響[8-10]。針對(duì)斜井采用合理的射孔工藝，盡量采用定向射孔減少裂縫扭曲，增加孔密孔徑，縮短射孔井段，減少射孔層數(shù)，盡可能控制壓裂液分流，避免近井多裂縫產(chǎn)生，保證液體有效造縫，最大程度地憋寬裂縫，增加裂縫彎曲處過砂通道。根據(jù)油田實(shí)際情況，將射孔相位從90°調(diào)整至60°，減少裂縫彎曲。同時(shí)控制射孔有效厚度在2～4 m范圍內(nèi)，射孔層數(shù)小于等于2層，盡可能減少裂縫扭曲和多裂縫。

3.2壓裂液體系

壓裂液是壓裂改造的重要組成部分和關(guān)鍵環(huán)節(jié)，其性能優(yōu)劣決定壓裂施工的順利與否和效果好壞。前置液主要作用是造縫，要求必須具有很好的耐溫耐剪切能力，有形成濾餅的能力，保證壓裂液在裂縫內(nèi)形成足夠的壓力，以促使裂縫往前延伸。對(duì)于斜井壓裂，優(yōu)化好前置液，確保壓裂初期形成較好的裂縫是壓裂成功的關(guān)鍵。

假設(shè)液體為牛頓流體，在斜井壓裂中，裂縫的轉(zhuǎn)向曲率半徑R表示為[4]：

式中，E為楊氏彈性模量；E＇為平面應(yīng)變模量，E＇=E/（1-v2）；μ為流體黏度；q為施工排量；hf為縫高；L為縫長(zhǎng)；σh為最小水平地應(yīng)力；κ為最大水平地應(yīng)力和最小水平地應(yīng)力的比值，無因次；λ是一個(gè)實(shí)驗(yàn)系數(shù)，可由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)導(dǎo)出。

從式（1）和式（2）可知，提高壓裂液黏度和施工排量是降低彎曲摩阻、增加裂縫寬度的有效途徑。南堡A斷塊目的層斜深超過3 500 m，提高施工排量必然大幅增加沿程摩阻，可操作難度大，提高液體黏度方法可行，不但能增加裂縫寬度，還能提高懸砂性能、減緩支撐劑在裂縫中的沉降速度。

根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式，支撐劑進(jìn)入裂縫的寬度應(yīng)為2.5～3倍支撐劑顆粒直徑，液體黏度增加量應(yīng)與需要的縫寬相匹配，過大地增加瓜膠濃度會(huì)帶來較大的基質(zhì)和人工裂縫傷害。南堡A斷塊應(yīng)用的壓裂液中稠化劑濃度為0.3%～0.35%。從表2可知，隨著瓜膠濃度的增加，壓裂液的黏度逐步增大，且在30 min后黏度下降明顯。從圖2可知，瓜膠濃度在超過0.40%時(shí)，體系濾失系數(shù)和濾失量迅速降低。因此，對(duì)于斜井壓裂，增加液體黏度的同時(shí)控制好液體濾失性能，可增加縫寬，增加施工成功率。

圖2　不同瓜膠濃度靜態(tài)濾失實(shí)驗(yàn)測(cè)定結(jié)果

表2 不同濃度壓裂液體系耐溫耐剪切實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)（120 ℃）

由于裂縫彎曲主要發(fā)生在近井地帶，采用PKN模型的縫寬計(jì)算公式[11]，參數(shù)選取施工排量為3.5～4.0 m3/min，支撐劑粒徑為0.425～0.85 mm，泵送至17%砂比段時(shí)[4]壓裂液用量為120～150 m3，30 min內(nèi)縫內(nèi)壓裂液黏度應(yīng)不低于177 mPa·s，選取0.3～0.6 mm支撐劑粒徑時(shí)，需要的壓裂液黏度應(yīng)不低于70 mPa·s。根據(jù)液體靜態(tài)濾失情況和縫寬過砂需求計(jì)算結(jié)果得出，斜井壓裂中，選用0.425～0.85 mm支撐劑時(shí)，壓裂液瓜膠濃度需提高至0.45%；如果不提高現(xiàn)有體系黏度，可選用較小粒徑支撐劑（0.3～0.6 mm）。

3.3壓裂工藝

通過對(duì)已壓裂的19口井統(tǒng)計(jì)，目的層段跨度大于40 m，壓裂層數(shù)大于6層，加砂量難以達(dá)到設(shè)計(jì)要求，見圖3。分析認(rèn)為，目的層縱向開啟層數(shù)多，由于工藝均為投球分壓和籠統(tǒng)合壓，施工時(shí)多層同時(shí)開啟，層間產(chǎn)生應(yīng)力干擾，且單層縫內(nèi)進(jìn)液量少，縫內(nèi)凈壓力低，縫寬窄，支撐劑通過能力低，加砂困難。對(duì)于滿足分層條件的井，采用擴(kuò)張式封隔器實(shí)施機(jī)械分層，逐層壓裂，可以提高措施成功率。同時(shí)壓裂施工時(shí)首先用1.5～2 m3/min排量減少初期多裂縫的產(chǎn)生，然后逐步提高施工排量至3.5～4 m3/min。在前置液中加入低砂比支撐劑段塞，可以起到降低彎曲摩阻的作用。

圖3　已壓裂井跨度和層數(shù)分布圖

4　應(yīng)用效果

南堡5號(hào)井施工層位為46、49、51號(hào)層，層厚16.2 m，井斜角為35.29°，由于層間距離較小，且沒有較好的泥巖隔層，采用投球分壓工藝，壓裂液體系為0.35%稠化劑的低濃度瓜膠壓裂液。第1次壓裂施工時(shí)在第1層加砂時(shí)發(fā)生砂堵，最高排量為4.2 m3/min，最高砂比為15%，累計(jì)加砂4.2 m3。第1次失敗后及時(shí)進(jìn)行了措施調(diào)整，在現(xiàn)有條件下將瓜膠濃度提高至0.5%，增加了前置液量，同時(shí)適當(dāng)增加了施工排量和支撐劑段塞，降低了加砂臺(tái)階幅度和最高砂比。第2次施工最高排量為5 m3/min，平均砂比為14.8%，最高砂比為22%，累積加砂22 m3。階段套壓仍有上升趨勢(shì)，表明儲(chǔ)層已有脫砂趨勢(shì)，加砂開始變得困難。南堡6號(hào)井與南堡5號(hào)井互為鄰井，壓裂施工層位42、44、49號(hào)層，層厚22.2 m，井斜角為38.6°，在南堡5號(hào)井第2次措施的基礎(chǔ)上，采用K344封隔器分3層逐級(jí)改造，減少了因液體分流造成裂縫狹窄導(dǎo)致砂堵的風(fēng)險(xiǎn)。該井3層累積加砂52 m3，累積用液660 m3，平均砂比為18.6%，第3段最高砂比提升至40%，順利完成加砂。

5　結(jié)論

1.南堡A斷塊東二段儲(chǔ)層加砂難度大，主要原因是井斜大，人工裂縫開啟時(shí)裂縫發(fā)生扭曲并伴隨少量次生裂縫，造成人工裂縫狹窄，較高砂比通過困難，導(dǎo)致施工失敗。

2.水平兩向應(yīng)力大，裂縫易出現(xiàn)轉(zhuǎn)向并伴隨次級(jí)裂縫，起裂點(diǎn)少；水平兩向應(yīng)力差小，則出現(xiàn)多條主裂縫及扭曲縫，起裂點(diǎn)多，裂縫擴(kuò)展曲面越復(fù)雜，扭曲程度高。

3.井眼方位與最大主應(yīng)力夾角α越大，裂縫扭曲程度越大，次級(jí)裂縫越多，但相對(duì)水平主力差值和井斜角影響來看，裂縫復(fù)雜程度影響相對(duì)較小。

4.針對(duì)斜井壓裂，在優(yōu)化射孔參數(shù)的同時(shí)，提高壓裂液體黏度和施工排量是降低彎曲摩阻增加裂縫寬度的有效途徑。采用機(jī)械卡封逐層壓裂工藝，從另外一種途徑提高縫內(nèi)進(jìn)液量，達(dá)到增加縫寬，提高施工成功率的目的。

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Mechanism of Fracture Extension Near Borehole Wall in Deviated Well and Fracturing Technology

HAN Dong, LI Liangchuan, WU Jun, HUANG Jianyi, CHENG Moji
(Research Center of Drilling and Production Technology, CNPC's Jidong Oilfeld Branch, Tangshan City, Hebei 063004)

AbstractWith an increase in well angle，diffculties in fracturing the well is also increasing. The problems encountered in fracturing high well angle wells are low sand concentration，higher pressure，and diffculties in adding proppants into the fracturing fuid in mid- and later-stage of the fracturing job. The fracturing jobs most often fail the design. It has been understood that the main reason for the diffculties in adding proppants is the deviation of the well. Using a large size true tri-axial simulator，the extension of fractures at different downhole conditions were studied. And combining the test results with feld operations，the main reason of diffculties in adding proppants into fracturing fuid in mid- or later-stage of fracturing in the deviated wells in the A-fault in Nanpu can be ascertained. Measures to deal with the diffculties have been established，and feld operations have been successful，because the concentration of proppants has been increased from 18% to 40%.

Key wordsFracturing； Deviated well； Mechanism of fracture extension； Countermeasure

中圖分類號(hào)：TE357

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1001-5620（2016）03-0093-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.019

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開發(fā)技術(shù)示范工程”（2011ZX05050）。

第一作者簡(jiǎn)介：韓東，1983年生，工程師，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)主要從事儲(chǔ)層改造工作。電話 15383759115；E-mail：jd_handong@petrochina.com.cn。

收稿日期（2016-3-1；HGF=1603N1；編輯王小娜）