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水力压裂是油气井增产改造的重要技术措施, 广泛应用于低渗透、特低渗透油气藏的开发[1-2]。水力压裂施工中, 如何有效地控制裂缝在高度方向上的增长是较为重要的, 当压裂目的层比较薄, 遮挡层的遮挡能力较差时, 压裂裂缝可能会穿透隔层[3]。如果含水层离产层较近, 还会引起含水的急剧上升, 影响压裂施工的效果, 严重时可能导致压裂失败[4]。为了保证压裂措施的成功, 必须有效控制压裂裂缝高度, 将缝高控制在压裂目的层附近[5]。1983年, Nguye等提出在气水隔层压裂时, 为了防止压穿上下隔层造成缝高方向的失控, 首次提出利用人工隔层来控制裂缝在高度方向的增长[6]; Mukherjee等研究了人工隔层放置技术[7]。国内压裂控缝高技术的理论研究还较少, 主要是在国外研究的基础上做了一些分析探讨。周文高等对4个影响裂缝高度的因素进行了研究, 在分析控缝高原理的基础上, 对转向剂的性能提出了要求[8]; 西南石油大学胡永全等对上转向剂控制裂缝高度的延伸进行了实验研究, 上转向剂形成的人工隔层有一定阻挡作用, 实验中的阻抗值为5.32~13.39 MPa/m[9]。笔者对人工隔层用上转向剂和下转向剂的上浮率、沉降率、上浮相对速率、沉降相对速率及隔层应力提高率进行了实验研究, 优选出了符合现场应用的上转向剂和下转向剂, 并进行了现场试验。
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实验仪器:岩心破裂压力实验仪(自制), HJ-6多头磁力加热搅拌器(常州国华电器有限公司), 电热恒温鼓风干燥箱DHG-9030A(上海精密实验设备有限公司), BSA423S电子天平(赛多利斯科学仪器(北京)有限公司), 玻璃皿, 干燥器等。
材料与试剂:上转向剂KR1、KR2(实验室自制), 下转向剂KR3、KR4、KR5、KR6, 氯化钾(分析纯)等(见表 1)。
表 1 不同转向剂材料编号
Table 1. Material No. of different diversion agents
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1.2.1上转向剂上浮实验 转向剂在裂缝中的上浮速率是上转向剂的重要参数之一。施工过程中, 如果上转向剂以过快速度上升, 较难在预定位置完全形成人工隔层; 如果以过慢速度上升, 到达目的地时上转向剂仍留在携带液中保持分散状态, 这样上转向剂就失去了阻挡作用[9]。实验中测定了待选上转向剂的上浮相对速率和上浮率。
实验方法:将上转向剂KR1和KR2分别加入到携带液中, 搅拌均匀后称取一定量的上述液体倒入量筒中, 用电子秒表记录上浮时间(直至无固体颗粒上浮为止), 分离过滤, 将上转向剂KR1和KR2倒入玻璃皿中均匀铺开, 将玻璃皿放入电热恒温干燥箱中, 在100 ℃下烘3 h, 取出玻璃皿, 放置于干燥器中, 冷却至室温(不得少于30 min)后称量。
上转向剂的上浮相对速率由上浮时间和上浮率求出, 上浮率的计算公式为
$$ L=\frac{m_{2}}{m_{1} \times W} \times 100 \% $$ (1) 式中, L为上浮率; W为上转向剂固相颗粒的质量分数, %;m1为上转向剂的质量, g;m2为上浮的上转向剂固相颗粒的质量, g。
1.2.2下转向剂沉降实验 下转向剂本身性质是工艺成败的重要因素, 适宜的沉降速度是下转向剂重要的性能参数[10]。施工过程中, 如果下转向剂以较快速度沉降, 则易大量沉积, 阻塞管道和砂堵; 如果下降速度过慢, 下转向剂到达目的地时依旧在携带液中保持悬浮状态, 失去了遮挡作用。实验中测定了待选下转向剂的沉降相对速率和下沉率。
实验方法:将1.2.1中的上转向剂改为下转向剂KR3、KR4、KR5、KR6, 用电子秒表记录沉降时间(直至无固体颗粒沉降为止), 其他实验步骤同1.2.1。计算公式中, 将上转向剂改为下转向剂, 下转向剂的下沉相对速率由下沉时间和下沉率求出。
1.2.3突破压力实验 上、下转向剂是人工隔层控缝高的重要材料, 控缝高剂本身的性质对人工隔层阻挡能力有较大的影响, 人工隔层阻挡能力直接影响压裂过程中缝高的增长, 因此有必要优选合适的控缝高剂[11-15]。为了优选合适的控缝高剂, 开展了控缝高实验研究。实验中对2种上转向剂和4种下转向剂进行了控缝高流动实验, 测定了不同控缝高剂对隔层应力的影响。实验方法如下。
(1) 将加控缝高剂的活性水以及活性水分别注入人造岩心裂缝, 对加控缝高剂和不加控缝高剂的岩心进行阻挡能力测定, 对比其突破压力提高值。
(2) 将需要测试的不同种类控缝高剂和活性水注入预制裂缝的人造岩心, 控缝高剂在岩心裂缝中形成阻挡层, 对处理好的岩心进行阻挡能力测定, 对比不同控缝高剂的突破压力提高值。
实验条件:水力压裂的三向围压为5 MPa, 在排量为2 mL/min条件下维持5 min, 然后增大排量为6 mL/min, 测定转向剂的突破压力。实验用岩心为不同比例的水泥、砂子制作的预置裂缝人造岩心。
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实验结果见表 1, 可以看出, 不同的转向材料有不同的上浮、沉降相对速率和上浮率、沉降率, 上转向剂KR2比KR1有更好的上浮率、上浮相对速率, KR2的上浮率为97%, 上浮相对速率1.78, 上浮相对速率提高了78%;在测定的4种下转向剂中, 下转向剂KR4有最好的沉降率、沉降相对速率, KR4的沉降率为98%, 沉降相对速率1.83。通过以上实验优选出了压裂控缝高用的控缝高剂上转向剂KR2和下转向剂KR4。
表 2 上浮沉降实验结果
Table 2. Results of floatation and settlement experiments
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上转向剂KR1、KR2压裂曲线如图 1所示, 可以看出, KR2有较好的阻挡作用, 突破压力为12.65 MPa, 提高了7.23 MPa; KR1阻挡能力相对较差, 突破压力为9.01 MPa, 提高3.59 MPa。
图 1 上转向剂KR1、KR2压裂曲线
Figure 1. Fracturing curve of floating diversion agents KR1 and KR2
下转向剂KR3、KR4压裂曲线如图 2所示, 可以看出, KR4有较好的阻挡作用, 突破压力为11.71 MPa, 提高了6.29 MPa; KR3阻挡能力略差于下转向剂KR4, 突破压力为11.2 MPa, 提高了5.68 MPa。
图 2 下转向剂KR3、KR4压裂曲线
Figure 2. Fracturing curve of settling diversion agents KR3 and KR4
突破压力实验结果见表 3, 优选出最优的上转向剂KR2和下转向剂KR4, 上转向剂KR2突破压力提高了7.23 MPa, 下转向剂KR4突破压力提高6.29 MPa。
表 3 突破压力实验结果表
Table 3. Results of breakthrough pressure experiment
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实验选出的转向剂, 已在华北油田冀中和二连2个探区5口井中得到成功运用, 其中包括4口井控上缝高, 1口井控下缝高, 表明该技术在类似需要控缝高储层改造的油气井中, 具有推广应用价值。在饶阳凹陷肃宁油田A井区M井进行了现场试验, 上转向剂KR2在控缝高方面取得了良好的效果。现对M井的现场施工进行介绍及分析。
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M井是冀中坳陷饶阳凹陷肃宁构造带的一口评价井, 目的层49号小层(3 206.2~3 208.4 m), 有效厚度为2.2 m, 有效孔隙度为19.4%, 渗透率为39.4 mD, 含油饱和度为53%, 表现出中孔低渗特征。从表 4可以看出, 压裂目的层49号小层层薄、下隔层遮挡好, 但是目的层以上10.0 m处为水层, 且目的层与上隔层的地应力差最小仅为1.8 MPa, 缝高难以控制, 因此有必要使用上转向剂进行压裂缝高控制。
表 4 M井综合测井解释
Table 4. Comprehensive logging interpretation of Well M
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M井储层与上隔层地应力差小, 且隔层附近有水层, 需要对缝高进行控制[13]。根据压裂施工要求, 调整相关参数进行优化模拟, 结果发现, 只靠调整参数不能完成缝高的有效控制。实验测定的上转向剂KR2能较好地提高隔层的隔层应力, 因此选用上转向剂进行了缝高控制。压前利用压裂软件FracProPT对加入上转向剂后和未加上转向剂的压裂施工参数进行了模拟(加入上转向剂后比未加上转向剂前, 增加4 MPa的隔层应力)。模拟中选取优化的排量、加砂量等参数, 模拟结果如图 3、图 4所示。
图 3 未加上转向剂的FracProPT模拟
Figure 3. FracProPT simulation without floating diversion agent
图 4 加上转向剂的FracProPT模拟
Figure 4. FracProPT simulation with floating diversion agent
目的层井段3 206.2~3 208.4 m, 离上部水层仅为10.0 m。压裂软件FracProPT模拟结果表明, 若不加上转向剂, 人工裂缝长度为67.9 m, 裂缝高度为16.7 m, 裂缝顶部深度3 194.7 m(水层底界3 196.2 m)已压穿水层。然而, 加入上转向剂后, 人工裂缝长度为76.4 m, 裂缝高度为14 m, 裂缝顶部深度3 197.4 m(水层底界3 196.2 m)未压穿水层, 有效控制了压裂裂缝的缝高。
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(1) 压裂施工中, 正挤前置液35 m(3其中2 m3上转向剂), 正挤携砂液46.83 m3, 陶粒8.85 m3, 砂比21.04%, 泵注顶替液14.90 m3。总砂量为8.85 m3, 总液量为110.5 m3, 破裂压力为63.4 MPa, 停泵油压23.47 MPa。施工曲线如图 5所示。
图 5 M井压裂施工曲线
Figure 5. Fracturing curve of Well M
(2) 根据微地震监测得出, M井目的层段改造体积约为13×103 m3, 表面积为40×103 m2; 压裂监测结果见表 5[16-18]。压前压后井温测井曲线如图 6所示, 缝高范围为3 202~3 212 m, 裂缝上缝高为3 202 m, 软件模拟的缝高范围为3 197.4~3 211.4 m, 上缝高为3 197.4 m。软件模拟的下缝高与井温测井曲线实测的下缝高基本相似, 上缝高有一定偏差。根据以上结果可知, 上转向剂对缝高有较好的控制, 实际施工的效果好于软件预测的结果。47号水层深度为3 192.0~3 196.2 m, 实测上缝高为3 202 m, 距离水层底界5.8 m, 上转向剂的加入很好地控制了裂缝在高度上的延伸, 取得了良好的控缝高效果[19-20]。M井压裂前日产原油2.6 m3/d, 压后产油未见明水, 仅含微量乳化水, 抽汲定产日产原油6.12 m3/d, 日增油3.52 m3, 增产效果明显。
表 5 49号小层微地震裂缝监测结果
Table 5. Micro seismic fracture monitoring result of 49#
图 6 压前压后井温测井曲线
Figure 6. Temperature log before and after the fracturing
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(1) 通过上转向剂上浮实验和下转向剂沉降实验, 测定了上转向剂的上浮相对速率、上浮率和下转向剂的下沉相对速率、下沉率。实验结果表明, 上转向剂KR2有较好的上浮率, 上浮率为97%, 上浮相对速率1.78;下转向剂KR4有较好的沉降率, 沉降率为98%, 沉降相对速率1.83。
(2) 通过控缝高流动实验测定了转向剂的突破压力, 实验结果可以看出, 上转向剂KR2有较好的阻挡作用, 突破压力12.65 MPa, 提高7.23 MPa, 下转向剂KR4也有较好的阻挡作用, 突破压力11.71 MPa, 提高6.29 MPa。
(3) 优选的上转向剂KR2在M井进行了现场试验, 压后分析得出, 压裂裂缝缝高10 m, 上缝高距离水层底界5.8 m, 上转向剂的加入取得了良好的控缝高效果。
Application of artificial barrier technology to fracture height control in fracturing wells
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摘要: 压裂施工中，如果隔层的遮挡能力较差，裂缝就会穿过隔层，含水层离产层较近的情况下还会引起含水急剧上升，影响压裂效果，甚至造成压裂失败。为了提高压裂作业的成功率，对缝高控制技术进行深入研究，实验分析了人工隔层上转向剂和下转向剂的上率浮、沉降率、上浮相对速率、沉降相对速率及隔层应力提高率，优选出了上转向剂KR2（上浮率为97%，上浮相对速率1.78，突破压力提高7.23 MPa）和下转向剂KR4（沉降率为98%，沉降相对速率1.83，突破压力提高6.29 MPa）。现场试验中，上转向剂的加入很好控制了裂缝在高度上的延伸，控缝高效果显著，人工裂缝高度降低2.7 m且未压穿水层，为以后控缝高压裂井的施工提供了很好的参考。Abstract: In the process of fracturing, fractures can run through barriers whose their barrier capacity is poorer. And if the aquifer is closer to the producing zone, water cut will rise sharply and fracturing effect will be impacted and even fail. To increase the success ratio of fracturing operation, the fracture height control technology was studied deeply in this paper. The floating diversion agent and settling diversion agent of artificial barrier were experimentally analyzed in terms of floating rate, settling rate, relative floating speed, relative settling speed and barrier stress improvement rate. And accordingly, floating diversion agent KR2 (floating rate 97%, relative floating speed 1.78 and breakthrough pressure increase 7.23 MPa) and settling diversion agent KR4 (settling rate 98%, relative settling speed 1.83 and breakthrough pressure increase 6.29 MPa) were adopted. In the field test, the adding of floating diversion agent implements the best control on fracture height extension, presenting remarkable fracture height control effect. It can be used as the reference for the construction of fracturing wells with fracture height control.
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图 1 上转向剂KR1、KR2压裂曲线
Figure 1. Fracturing curve of floating diversion agents KR1 and KR2
图 2 下转向剂KR3、KR4压裂曲线
Figure 2. Fracturing curve of settling diversion agents KR3 and KR4
图 3 未加上转向剂的FracProPT模拟
Figure 3. FracProPT simulation without floating diversion agent
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图(6) / 表 (5)
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