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（胜利油田石油工程技术研究院 山东 东营 257000）
摘要：针对压裂井的不断增多，原有人工裂缝的生产潜能越来越小的问题逐渐突出。本文提出暂堵转向重复压裂技术，并从力学方向研究暂堵重复压裂裂缝起裂和延伸机理，从室内试验中研究暂堵剂的性能。通过现场试验表明，暂堵转向压裂技术增产效果明显。
关键词：暂堵转向；重复压裂；暂堵剂；突破压力
胜利油田低渗透油藏储量丰富，油井常常采用压裂投产方式，在措施有效期过后，还必须经过重复压裂改造以维持生产。随着油井开发时间和措施次数的增加，原有人工裂缝的生产潜能越来越小，由于储层平面和纵向上的非均质性，不同区域、层位动用程度存在差异，单一加大规模的重复压裂已不能满足油田增产稳产的发展需要。如何使重复压裂最大限度改造、动用剩余油富集区，提高油井的增油效果已成为函待解决的重要技术难题。为低渗透油气田开发后期的增产挖潜提供新手段、开辟新方向，有利于实现油气田高产稳产、提高采收率。
1.暂堵重复压裂新裂缝起裂和延伸机理
水力裂缝的方向和几何分布主要受地应力状态控制，人工裂缝位于垂直于最小主应力的平面内。垂直裂缝井重复压裂施工前，由于初次人工裂缝产生的诱导应力和油气井生产过程中孔隙压力降低引起储层应力下降，长期注水致使储层温度下降引起储层岩石收缩所引起的储层应力下降，导致了井眼处及近井眼处应力方向发生了转向，如果此时进行重复压裂，将可能产生垂直于初次裂缝方向上的新裂缝。然而，这个影响仅仅适用于距离井口的有限距离，重复压裂新裂缝的继续延伸过程中，储层中的应力分布在不断变化，并直接影响和控制着裂缝延伸方向。这就说明了地层诱导应力场改变是裂缝转向的主要因素。
重复压裂造新缝的力学条件：根据岩石的张性破裂准则和最小主应力原理有，要产生一条与初次人工裂缝垂直的新裂缝，那么在井筒附近的应力方向就应该发生转向，使得初始最大水平应力方向将变为目前最小水平应力方向才行。如果水力裂缝、孔隙压力的变化等因素诱导的应力差大于初始水平应力差，则初始最大水平主应力方向将变为目前最小水平主应力方向。那么重复压裂新裂缝将垂直于初始裂缝方向起裂和延伸。因此，垂直裂缝井重复压裂产生新裂缝的力学条件为：重复压裂前在井眼附近应力分布中存在应力区域。如果井壁处的初始最大水平主应力方向变为当前的最小水平主应力方向，初始最小水平主应力方向变为当前的最大水平主应力方向，则此时重复压裂将产生垂直初次裂缝方向的新裂缝。
2.暂堵剂的性能研究
考虑到堵剂应具有较强的封堵性同时又对地层污染较小，研究选用了水溶性暂堵剂。该堵剂是在地面高温高压条件下，经交联反应得到颗粒型堵剂。在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下继续反应交联，形成高强度的滤饼。
2.1封堵性及承压强度
采用人造充填岩心的方法，通过使用岩心流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度。
2.1.1分散状态下突破压力测试
暂堵剂采用温度为80注裂液浸泡3一5min后，用平流泵分别测试模拟压实为3. 0cm， 1. 0 cm，0. 7cm， 0. 5 cm厚度的突破压力，实验结果见表1
实验结果表明，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，暂堵剂分散状态下可通过二次交联形成滤饼，加压21 MPa不能够突破。滤饼厚度小于1cm不能有效形成滤饼，封堵效果差。
2.1.2预制胶结后突破压力的测试
采用预胶结后制成厚度为1. 0 cm和0. 5 cm厚度的滤饼，并分别进行突破压力的测试，结果（表2）表明，形成滤饼后，突破压力高，滤饼厚度达到或超过1. 0 cm后难以突破。
2.2溶解性
在50℃和80℃条件下，分别测试2.0g暂堵剂在清水和压裂液中的平均溶解时间，结果表明，50℃条件下，5h内可以完全溶解，80℃条件下，3h内可以完全溶解。
2.3水不溶物
称取2.0g暂堵剂，在压裂液中50℃条件下恒温溶解5h测得水不溶物含量为0.9%。
3.现场试验
G21井钻遇砂体厚度16.9 m，油层厚度12 m，电测渗透率2.7md，孔隙度12.62% 。 2008年11月压裂投产，初期改造加砂35 m3，砂比35.6%，排量3.5m3/min；投产即低产，日产液少于1耐。应用模拟软件对造缝阶段（排量3.5 m3/min）进行模拟，得出裂缝关键参数：缝高18.0 m，缝宽8.4 mm，裂缝半长117 m。
表1分散态突破压力测试结果
该区块储层温度为70-80 ℃，远大于暂堵剂软化点40℃，暂堵剂进入裂缝后软化速度快，软化后包裹、桥接支撑剂，使得支撑剂的有效颗粒直径增加（取下限值）。由评价实验得出最终暂堵优化结果为：总混合物密度1343 kg/m3，缝中等效颗粒直径5.5 mm，暂堵距离（单翼）21.4 m，暂堵裂缝体积（双翼）6.1 m3，所需暂堵剂240 kg。
G21井于2017年2月进行暂堵压裂，实际加入暂堵剂210 kg，加入前工作压力为32 MPa，暂堵后最高压力达到41 MPa，新缝开启特征明显，改造后该井日产液4.07 m3，日产油2.7 t，日增油1.9 t，措施效果顯著。
4.结论
4.1 由藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，在此基础上，通过使用暂堵剂改变裂缝起裂方位，可在重复压裂中实现开新缝和使裂缝发生转向。在一定的剩余储量和地层能量条件下，可增添新的泄油面积，获得较好的增产效果。
4.2 水溶性暂堵剂具有较好的封堵效果，且具有良好的溶解性和地层配伍性，其在低温下溶解慢，在高温条件下需数小时才能溶解，符合施工时间的需要。
4.3 暂堵转向重复压裂技术适合胜利油田低渗油藏目前的开发情况，在精细化油藏研究的基礎上，需要针对不同储层特点，进一步优化施工参数，不断完善暂堵转向配套技术，加大暂堵转向重复压裂的应用规模，改善 “三低”油藏的整体开发效果。
参考文献：
[1] 苏良银，庞鹏，达引朋，等.低渗透油田暂堵重复压裂堵剂用量优化与现场试验.断块油气田，2014.21（1）：114-117
[2] 吴勇，陈凤，等.利用人工暂堵转向提高重复压裂效果.钻采工艺，2008.31 （4）：59-61
[3] 付美龙，陈畅，胡泽文.转向重复压裂高效暂堵剂性能评价. 西安石油大学学报（自然科学版），2016.31（5）：43-47
[4] 陈瑜芳，张祖峰，等.低渗透油藏重复压裂机理研究及运用. 西部探矿工程，2010（3）：79-82
摘要：针对压裂井的不断增多，原有人工裂缝的生产潜能越来越小的问题逐渐突出。本文提出暂堵转向重复压裂技术，并从力学方向研究暂堵重复压裂裂缝起裂和延伸机理，从室内试验中研究暂堵剂的性能。通过现场试验表明，暂堵转向压裂技术增产效果明显。
关键词：暂堵转向；重复压裂；暂堵剂；突破压力
胜利油田低渗透油藏储量丰富，油井常常采用压裂投产方式，在措施有效期过后，还必须经过重复压裂改造以维持生产。随着油井开发时间和措施次数的增加，原有人工裂缝的生产潜能越来越小，由于储层平面和纵向上的非均质性，不同区域、层位动用程度存在差异，单一加大规模的重复压裂已不能满足油田增产稳产的发展需要。如何使重复压裂最大限度改造、动用剩余油富集区，提高油井的增油效果已成为函待解决的重要技术难题。为低渗透油气田开发后期的增产挖潜提供新手段、开辟新方向，有利于实现油气田高产稳产、提高采收率。
1.暂堵重复压裂新裂缝起裂和延伸机理
水力裂缝的方向和几何分布主要受地应力状态控制，人工裂缝位于垂直于最小主应力的平面内。垂直裂缝井重复压裂施工前，由于初次人工裂缝产生的诱导应力和油气井生产过程中孔隙压力降低引起储层应力下降，长期注水致使储层温度下降引起储层岩石收缩所引起的储层应力下降，导致了井眼处及近井眼处应力方向发生了转向，如果此时进行重复压裂，将可能产生垂直于初次裂缝方向上的新裂缝。然而，这个影响仅仅适用于距离井口的有限距离，重复压裂新裂缝的继续延伸过程中，储层中的应力分布在不断变化，并直接影响和控制着裂缝延伸方向。这就说明了地层诱导应力场改变是裂缝转向的主要因素。
重复压裂造新缝的力学条件：根据岩石的张性破裂准则和最小主应力原理有，要产生一条与初次人工裂缝垂直的新裂缝，那么在井筒附近的应力方向就应该发生转向，使得初始最大水平应力方向将变为目前最小水平应力方向才行。如果水力裂缝、孔隙压力的变化等因素诱导的应力差大于初始水平应力差，则初始最大水平主应力方向将变为目前最小水平主应力方向。那么重复压裂新裂缝将垂直于初始裂缝方向起裂和延伸。因此，垂直裂缝井重复压裂产生新裂缝的力学条件为：重复压裂前在井眼附近应力分布中存在应力区域。如果井壁处的初始最大水平主应力方向变为当前的最小水平主应力方向，初始最小水平主应力方向变为当前的最大水平主应力方向，则此时重复压裂将产生垂直初次裂缝方向的新裂缝。
2.暂堵剂的性能研究
考虑到堵剂应具有较强的封堵性同时又对地层污染较小，研究选用了水溶性暂堵剂。该堵剂是在地面高温高压条件下，经交联反应得到颗粒型堵剂。在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下继续反应交联，形成高强度的滤饼。
2.1封堵性及承压强度
采用人造充填岩心的方法，通过使用岩心流动实验仪测定其突破压力，来确定暂堵剂的强度。
2.1.1分散状态下突破压力测试
暂堵剂采用温度为80注裂液浸泡3一5min后，用平流泵分别测试模拟压实为3. 0cm， 1. 0 cm，0. 7cm， 0. 5 cm厚度的突破压力，实验结果见表1
实验结果表明，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，暂堵剂分散状态下可通过二次交联形成滤饼，加压21 MPa不能够突破。滤饼厚度小于1cm不能有效形成滤饼，封堵效果差。
2.1.2预制胶结后突破压力的测试
采用预胶结后制成厚度为1. 0 cm和0. 5 cm厚度的滤饼，并分别进行突破压力的测试，结果（表2）表明，形成滤饼后，突破压力高，滤饼厚度达到或超过1. 0 cm后难以突破。
2.2溶解性
在50℃和80℃条件下，分别测试2.0g暂堵剂在清水和压裂液中的平均溶解时间，结果表明，50℃条件下，5h内可以完全溶解，80℃条件下，3h内可以完全溶解。
2.3水不溶物
称取2.0g暂堵剂，在压裂液中50℃条件下恒温溶解5h测得水不溶物含量为0.9%。
3.现场试验
G21井钻遇砂体厚度16.9 m，油层厚度12 m，电测渗透率2.7md，孔隙度12.62% 。 2008年11月压裂投产，初期改造加砂35 m3，砂比35.6%，排量3.5m3/min；投产即低产，日产液少于1耐。应用模拟软件对造缝阶段（排量3.5 m3/min）进行模拟，得出裂缝关键参数：缝高18.0 m，缝宽8.4 mm，裂缝半长117 m。
表1分散态突破压力测试结果
该区块储层温度为70-80 ℃，远大于暂堵剂软化点40℃，暂堵剂进入裂缝后软化速度快，软化后包裹、桥接支撑剂，使得支撑剂的有效颗粒直径增加（取下限值）。由评价实验得出最终暂堵优化结果为：总混合物密度1343 kg/m3，缝中等效颗粒直径5.5 mm，暂堵距离（单翼）21.4 m，暂堵裂缝体积（双翼）6.1 m3，所需暂堵剂240 kg。
G21井于2017年2月进行暂堵压裂，实际加入暂堵剂210 kg，加入前工作压力为32 MPa，暂堵后最高压力达到41 MPa，新缝开启特征明显，改造后该井日产液4.07 m3，日产油2.7 t，日增油1.9 t，措施效果顯著。
4.结论
4.1 由藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，在此基础上，通过使用暂堵剂改变裂缝起裂方位，可在重复压裂中实现开新缝和使裂缝发生转向。在一定的剩余储量和地层能量条件下，可增添新的泄油面积，获得较好的增产效果。
4.2 水溶性暂堵剂具有较好的封堵效果，且具有良好的溶解性和地层配伍性，其在低温下溶解慢，在高温条件下需数小时才能溶解，符合施工时间的需要。
4.3 暂堵转向重复压裂技术适合胜利油田低渗油藏目前的开发情况，在精细化油藏研究的基礎上，需要针对不同储层特点，进一步优化施工参数，不断完善暂堵转向配套技术，加大暂堵转向重复压裂的应用规模，改善 “三低”油藏的整体开发效果。
参考文献：
[1] 苏良银，庞鹏，达引朋，等.低渗透油田暂堵重复压裂堵剂用量优化与现场试验.断块油气田，2014.21（1）：114-117
[2] 吴勇，陈凤，等.利用人工暂堵转向提高重复压裂效果.钻采工艺，2008.31 （4）：59-61
[3] 付美龙，陈畅，胡泽文.转向重复压裂高效暂堵剂性能评价. 西安石油大学学报（自然科学版），2016.31（5）：43-47
[4] 陈瑜芳，张祖峰，等.低渗透油藏重复压裂机理研究及运用. 西部探矿工程，2010（3）：79-82