韩东，李良川，吴均，黄坚毅，程谟骥

（中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004）



斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺

韩东，李良川，吴均，黄坚毅，程谟骥

（中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004）

韩东等.斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：93-97.

摘要随着井斜增大，实施压裂措施的难度不断增大，压裂时表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难等现象，压裂效果很难达到设计要求。通过分析认为，加砂难度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三轴模拟实验系统，实验了在不同井层条件下的裂缝扩展形态，结合现场压裂井情况分析，明确了南堡A断块斜井加砂困难的主要原因。通过制定相应的压裂技术对策，现场实施压裂的成功率明显提高，砂比最高可从18%提高至40%，取得较好效果。

关键词压裂；斜井；裂缝扩展机理；对策

斜井压裂人工裂缝起裂机理较常规直井储层起裂方式更加复杂和多样化，不确定因素多，施工时掌控难度大。斜井水力压裂裂缝的起裂和扩展与井眼周围的应力分布和原始地应力密切相关，且裂缝易发生转向[1]。储层地应力分布、天然裂缝发育程度、节理、断裂韧性、弹性模量等影响着裂缝的扩展[2-3]。射孔工艺、压裂工艺设计、施工参数、压裂液性能、支撑剂性能等决定着裂缝的最终扩展形态[4]。南堡油田A断块Ed2储层属滩海低渗透油藏，以细砂岩为主，埋藏深，温度高，油层厚度薄，渗透率低。由于受地域限制，开发多以定向井为主，井斜大，加砂困难，油水井表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难，压裂效果很难达到设计要求。由于影响斜井人工裂缝形态的因素较多，结合南堡油田A断块油藏开发特点，利用大尺寸真三轴模拟实验系统，实验了在不同井斜角、方位角、相位角、水平应力差条件下的裂缝扩展形态，并结合现场压裂井施工情况，明确南堡A断块斜井加砂困难的主要原因，制定相应的压裂工艺，提高压裂成功率。

1　斜井压裂砂堵原因分析

南堡A断块油藏埋深3 200～3 400 m，斜深3 800～4 200 m，实施整体压裂[5]以来累计实施压裂30余井次，其中在第2批实施的7口定向井中，4口井发生砂堵，其余3口井加砂后期压力均有不同程度上升，平均砂比15.6%，施工时最高砂比在15%～18%附近发生砂堵，措施成功率低，严重影响了压裂效果。通过分析认为，相比实施的第1批压裂井，第2批井的储层厚度平均变薄3.1m，目的层段跨度增大77.4 m，井斜角增大41.3°。压裂工艺上提高了施工排量，增加粉陶段塞，但措施成功率偏低。

根据该区块X31井测试压裂分析可以看出，G函数曲线在开始阶段明显上翘，表明压裂初期液体滤失较快，由于该断块天然裂缝不发育，结合射孔参数、测井曲线和应力剖面计算结果，可以判定压裂初期存在多裂缝。通过压裂压力拟合分析得出缝宽为0.087 cm。由于缝宽窄会导致施工摩阻增大，压裂液的剪切力增大，支撑剂易堆积[6-7]，导致加砂困难。因此，如何减少斜井压裂初期产生多裂缝或裂缝扭曲程度是下一步研究的重点。

2　斜井近井裂缝扩展机理研究

在给定应力场条件下，与直井不同的是，斜井由于受井斜角、方位角和射孔相位等影响，裂缝起裂后先发生扭曲、偏转，然后再沿着最大主应力方向延伸。裂缝几何形状的延伸离开井筒后完全与近井筒效应无关，对总体的裂缝形态不会产生较大影响[4]，因此解决斜井水力压裂问题，主要就是解决近井地带人工裂缝的起裂和扩展问题。

2.1大尺寸真三轴模拟实验研究

研究所采用的模拟压裂实验装置是中国石油大学（北京）岩石力学实验室设计组建的一套大尺寸真三轴模拟实验系统。结合南堡A断块储层特点，实验分别在井斜角（40°、80°），方位角（80°、120°），射孔相位角（60°、90°）条件下模拟不同水平应力差值条件下的裂缝扩展形态。在制作试件前，用直径2 mm、长30 mm的纸卷插入井筒上预制的小孔中以模拟现场的射孔孔眼。

物模实验结果表明，应力差大则易出现转向并伴随次级裂缝，应力差小则出现多条主裂缝及扭曲缝；起裂点数与应力差相关，水平应力差大时（≥3 MPa），起裂点少（1～2个），一般在与水平最大主应力方向夹角较小的孔眼处起裂，之后发生转向。应力差越小（＜3 MPa），起裂点多（2～5个），裂缝扩展曲面越复杂，扭曲程度越高。南堡A断块水平应力差值为10～17 MPa，起裂点数相对较少，对压裂时减少多条裂缝起裂较为有利，但破裂压力会相应增加。

实验模拟了井眼方位与最大主应力夹角α为60°、水平应力差为3 MPa、射孔相位角60°条件下不同井斜角对应的裂缝形态。得到：井斜角较小（＜20°）或较大（＞60°）时，裂缝扭曲程度较小，次级裂缝扩展区域少；而井斜角在30°～60°之间时裂缝扭曲程度较大，次级裂缝扩展区域大。因此，井斜角在30°～60°之间的井是压裂设计优化研究的重点。

实验模拟了井斜角40°、水平应力差3 MPa、射孔相位角60°条件下，不同的井眼方位与最大主应力夹角α对应的裂缝形态。得到：井眼方位与最大主应力夹角α越大，裂缝扭曲程度越大，次级裂缝越多。

2.2实例对比

统计了南堡A断块19口压裂井的井斜角及不同井眼方位与最大主应力夹角α条件下压裂井的加砂情况，结果见图1。

图1井斜角、井眼方位与水平主应力夹角条件下压裂井的加砂情况

从图1可得出，当井斜角大于30°、井眼方位与水平最大主应力夹角大于60°时，施工中加砂困难，不能按设计完成加砂，与物模实验结合有较大吻合度。4-39井因试验了0.224～0.45 mm陶粒（其他为 0.45～0.90 mm陶粒），压裂施工顺利完成。在现有的井层条件下，采用较小的支撑剂粒径能满足施工要求，但必须达到人工裂缝需要的导流能力。

同时选取了4口典型井进行对比分析，见表1。南堡1#井和南堡2#井井斜角相差大，压裂设计参数基本相同，施工时因南堡2#井井斜角为38.3°，导致2#井砂比提升至25.2%时施工压力上升明显，未完成加砂。南堡3#井与南堡4#井井眼方位与水平最大主应力夹角相差43°，设计和施工参数基本相同，最终顺利完成加砂。根据对比分析结果得出，井眼方位与水平最大主应力夹角大小未对2口井施工造成影响。因此，结合南堡A断块储层特点，压裂设计优化时应重点针对井斜角在30°～60°的井开展参数优化，从而达到提高措施成功率的目的。

表1　南堡A断块4口压裂井施工参数统计表

3　斜井压裂工艺

通过大尺寸真三轴物理模拟实验和现场压裂井施工情况的分析表明，南堡A断块最大最小主应力差值大，为10～17 MPa，造成斜井加砂困难的主要原因是井斜。因人工裂缝开启时裂缝发生扭曲，并伴随少量次生裂缝，造成人工裂缝狭窄，较高砂比（砂比超过15%～20%）时通过困难，导致施工失败。通过减少人工裂缝弯曲程度，减少缝内摩阻，增加裂缝有效宽度，在满足导流能力条件下采用与之相匹配的支撑剂粒径，提高支撑剂通过裂缝的能力，是压裂设计优化的主要方向。

3.1射孔参数

当斜井井眼方位设计不合理时，裂缝弯曲是影响压裂施工的主要因素。裂缝弯曲段缝宽较窄，造成支撑剂桥堵，影响压裂施工规模。如果前期已经完井，只能通过改变射孔参数、压裂工艺及施工参数等来减少裂缝弯曲效应带来的影响[8-10]。针对斜井采用合理的射孔工艺，尽量采用定向射孔减少裂缝扭曲，增加孔密孔径，缩短射孔井段，减少射孔层数，尽可能控制压裂液分流，避免近井多裂缝产生，保证液体有效造缝，最大程度地憋宽裂缝，增加裂缝弯曲处过砂通道。根据油田实际情况，将射孔相位从90°调整至60°，减少裂缝弯曲。同时控制射孔有效厚度在2～4 m范围内，射孔层数小于等于2层，尽可能减少裂缝扭曲和多裂缝。

3.2压裂液体系

压裂液是压裂改造的重要组成部分和关键环节，其性能优劣决定压裂施工的顺利与否和效果好坏。前置液主要作用是造缝，要求必须具有很好的耐温耐剪切能力，有形成滤饼的能力，保证压裂液在裂缝内形成足够的压力，以促使裂缝往前延伸。对于斜井压裂，优化好前置液，确保压裂初期形成较好的裂缝是压裂成功的关键。

假设液体为牛顿流体，在斜井压裂中，裂缝的转向曲率半径R表示为[4]：

式中，E为杨氏弹性模量；E＇为平面应变模量，E＇=E/（1-v2）；μ为流体黏度；q为施工排量；hf为缝高；L为缝长；σh为最小水平地应力；κ为最大水平地应力和最小水平地应力的比值，无因次；λ是一个实验系数，可由实验数据导出。

从式（1）和式（2）可知，提高压裂液黏度和施工排量是降低弯曲摩阻、增加裂缝宽度的有效途径。南堡A断块目的层斜深超过3 500 m，提高施工排量必然大幅增加沿程摩阻，可操作难度大，提高液体黏度方法可行，不但能增加裂缝宽度，还能提高悬砂性能、减缓支撑剂在裂缝中的沉降速度。

根据经验公式，支撑剂进入裂缝的宽度应为2.5～3倍支撑剂颗粒直径，液体黏度增加量应与需要的缝宽相匹配，过大地增加瓜胶浓度会带来较大的基质和人工裂缝伤害。南堡A断块应用的压裂液中稠化剂浓度为0.3%～0.35%。从表2可知，随着瓜胶浓度的增加，压裂液的黏度逐步增大，且在30 min后黏度下降明显。从图2可知，瓜胶浓度在超过0.40%时，体系滤失系数和滤失量迅速降低。因此，对于斜井压裂，增加液体黏度的同时控制好液体滤失性能，可增加缝宽，增加施工成功率。

图2　不同瓜胶浓度静态滤失实验测定结果

表2 不同浓度压裂液体系耐温耐剪切实验结果统计（120 ℃）

由于裂缝弯曲主要发生在近井地带，采用PKN模型的缝宽计算公式[11]，参数选取施工排量为3.5～4.0 m3/min，支撑剂粒径为0.425～0.85 mm，泵送至17%砂比段时[4]压裂液用量为120～150 m3，30 min内缝内压裂液黏度应不低于177 mPa·s，选取0.3～0.6 mm支撑剂粒径时，需要的压裂液黏度应不低于70 mPa·s。根据液体静态滤失情况和缝宽过砂需求计算结果得出，斜井压裂中，选用0.425～0.85 mm支撑剂时，压裂液瓜胶浓度需提高至0.45%；如果不提高现有体系黏度，可选用较小粒径支撑剂（0.3～0.6 mm）。

3.3压裂工艺

通过对已压裂的19口井统计，目的层段跨度大于40 m，压裂层数大于6层，加砂量难以达到设计要求，见图3。分析认为，目的层纵向开启层数多，由于工艺均为投球分压和笼统合压，施工时多层同时开启，层间产生应力干扰，且单层缝内进液量少，缝内净压力低，缝宽窄，支撑剂通过能力低，加砂困难。对于满足分层条件的井，采用扩张式封隔器实施机械分层，逐层压裂，可以提高措施成功率。同时压裂施工时首先用1.5～2 m3/min排量减少初期多裂缝的产生，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撑剂段塞，可以起到降低弯曲摩阻的作用。

图3　已压裂井跨度和层数分布图

4　应用效果

南堡5号井施工层位为46、49、51号层，层厚16.2 m，井斜角为35.29°，由于层间距离较小，且没有较好的泥岩隔层，采用投球分压工艺，压裂液体系为0.35%稠化剂的低浓度瓜胶压裂液。第1次压裂施工时在第1层加砂时发生砂堵，最高排量为4.2 m3/min，最高砂比为15%，累计加砂4.2 m3。第1次失败后及时进行了措施调整，在现有条件下将瓜胶浓度提高至0.5%，增加了前置液量，同时适当增加了施工排量和支撑剂段塞，降低了加砂台阶幅度和最高砂比。第2次施工最高排量为5 m3/min，平均砂比为14.8%，最高砂比为22%，累积加砂22 m3。阶段套压仍有上升趋势，表明储层已有脱砂趋势，加砂开始变得困难。南堡6号井与南堡5号井互为邻井，压裂施工层位42、44、49号层，层厚22.2 m，井斜角为38.6°，在南堡5号井第2次措施的基础上，采用K344封隔器分3层逐级改造，减少了因液体分流造成裂缝狭窄导致砂堵的风险。该井3层累积加砂52 m3，累积用液660 m3，平均砂比为18.6%，第3段最高砂比提升至40%，顺利完成加砂。

5　结论

1.南堡A断块东二段储层加砂难度大，主要原因是井斜大，人工裂缝开启时裂缝发生扭曲并伴随少量次生裂缝，造成人工裂缝狭窄，较高砂比通过困难，导致施工失败。

2.水平两向应力大，裂缝易出现转向并伴随次级裂缝，起裂点少；水平两向应力差小，则出现多条主裂缝及扭曲缝，起裂点多，裂缝扩展曲面越复杂，扭曲程度高。

3.井眼方位与最大主应力夹角α越大，裂缝扭曲程度越大，次级裂缝越多，但相对水平主力差值和井斜角影响来看，裂缝复杂程度影响相对较小。

4.针对斜井压裂，在优化射孔参数的同时，提高压裂液体黏度和施工排量是降低弯曲摩阻增加裂缝宽度的有效途径。采用机械卡封逐层压裂工艺，从另外一种途径提高缝内进液量，达到增加缝宽，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

中图分类号：TE357

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0093-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.019

基金项目：国家科技重大专项“渤海湾盆地黄骅坳陷滩海开发技术示范工程”（2011ZX05050）。

第一作者简介：韩东，1983年生，工程师，2006年毕业于西南石油大学应用化学专业，现主要从事储层改造工作。电话 15383759115；E-mail：jd_handong@petrochina.com.cn。

收稿日期（2016-3-1；HGF=1603N1；编辑王小娜）