一种直井缝内暂堵转向压裂实验方法与流程

本发明属于致密油气藏水力压裂的技术领域，具体的涉及一种直升井缝内暂堵转向压裂实验方法。

背景技术：

为了提高油气井产量，储层开采过程中会进行压裂施工，传统压裂工艺往往只能形成简单裂缝，裂缝覆盖体积较小，影响油田高效开发。对低渗透油气藏，需要复杂裂缝增加油藏接触体积来提高单井产量及控制储量。暂堵转向压裂是形成复杂裂缝的一种工艺，在形成主缝的同时，通过暂堵提升裂缝净压力，形成次生裂缝或开启天然裂缝，有效沟通各方位储集体，增加储层的渗流通道，从而提高油气井的产量。

现有实验条件下，一般是通过一次压裂后将岩样剖开，人为将暂堵剂铺置在一次裂缝表面，再将岩样闭合，然后对岩样进行二次压裂观察实验效果。但是目前的这种实验方法与现场实际施工差异，不能模拟暂堵剂注入、堆积、暂堵转向过程，不能模拟实际直井缝内暂堵转向压裂过程。

技术实现要素：

鉴于现有技术中的上述缺陷或不足，期望提供一种直升井缝内暂堵转向压裂实验方法，以解决上述背景技术中提出的问题。

本发明提供的技术方案:一种直井缝内暂堵转向压裂实验方法，包括以下步骤：

在岩样设置井眼，将井筒设置于所述井眼中，所述井眼的深度为所述岩样厚度的2/3，所述井筒的长度为所述井眼深度的1/2；

首先沿x方向对所述岩样均匀施加第一应力，其次沿y方向对所述岩样均匀施加第二应力，最后沿z方向对所述岩样均匀施加第三应力，其中，所述x方向与所述井眼深度方向相同；

将压裂液和暂堵液的混合液以50ml/min～100ml/min泵注入所述井筒；

监测泵注过程，采集泵压数据；

观察所述岩样外部和内部裂缝形态。

进一步地，所述井筒通过环氧树脂胶水固定于所述井眼。

进一步地，所述井筒的外壁设置螺纹，靠近所述井眼底部的所述井筒一端缠绕生胶带，其中，所述井筒的材料为不锈钢。

进一步地，在所述岩样的表面a、b和c均设置胶皮垫和钢板，一所述胶皮垫设置于一所述钢板和所述岩样表面a之间，另一所述胶皮垫设置于另一所述钢板和所述岩样表面b之间，再一所述胶皮垫设置于再一所述钢板和所述岩样表面c之间，

通过电控系统加压所述第一应力的大小，所述第二应力的大小和所述第三应力的大小。

进一步地，所述第一应力的大小大于所述第二应力的大小，所述第二应力的大小大于第三应力的大小，

所述第一应力的大小15mpa，所述第二应力的大小10mpa～13mpa，所述第三应力的大小2mpa～5mpa。

进一步地，在步骤：将压裂液和暂堵液的混合液以50ml/min～100ml/min泵注入所述井筒之前，泵注纯净的所述压裂液。

进一步地，所述暂堵液按照质量百分比计，含有0.4％～1.0％可降解纤维颗粒，所述纤维颗粒呈细长条状，其粒径在微米级别，其长度大小小于1mm，悬浮于所述暂堵液。

进一步地，以所述泵压为竖轴，所述泵压的单位为mpa；以时间为横轴，所述时间的单位为分钟，制作泵注压力随时间变化的关系图。

进一步地，在观测所述岩样内部裂缝形态之前，对所述岩样ct扫描。

进一步地，通过直线加速器无损检测系统进行所述ct扫描，空间分辨率2lp/mm，密度分辨率0.4％。

本发明的实验方法，通过分析泵注压力变化规律分析暂堵转向效果；实现了直井缝内暂堵转向压裂的模拟，将暂堵剂通过压裂液携带进缝内，模拟实际暂堵压裂中裂缝起裂、扩展、延伸规律。

附图说明

通过阅读参照以下附图所作的对非限制性实施例所作的详细描述，本申请的其它特征、目的和优点将会变得更明显：

图1是本发明的岩样结构示意图；

图2是本发明的岩样剖面结构示意图；

图3是实施例1经缝内暂堵转向压裂的岩样示意图；

图4是实施例1经缝内暂堵转向压裂打开后的岩样内部示意图；

图5实施例1经缝内暂堵转向压裂后岩样的ct扫描示意图；

图6实施例1缝内暂堵转向压裂过程中的泵注压力随时间变化的关系图；

图7是实施例2经缝内暂堵转向压裂的岩样示意图；

图8是实施例2经缝内暂堵转向压裂打开后的岩样内部示意图；

图9实施例2缝内暂堵转向压裂过程中的泵注压力随时间变化的关系图；

图10是实施例3经缝内暂堵转向压裂的岩样示意图；

图11是实施例3经缝内暂堵转向压裂打开后的岩样内部示意图；

图12实施例3缝内暂堵转向压裂过程中的泵注压力随时间变化的关系图；

图1-12中：1、岩样，2、井眼，3、井筒，4、环氧树脂胶水，5、生胶带，6、第一裂缝，7、第二裂缝，8、纤维颗粒，9、第一步，10、第二步。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释相关发明，而非对该发明的限定。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与发明相关的部分。

实施例一

本发明实施例的具体实施过程如下：

1.参考图1，在生产现场选取天然碳酸盐岩露头，切割一300mm×300mm×300mm立方体岩样1。

参考图2，在岩样1中钻取一直径为22mm、深度为200mm的井眼2。将不锈钢304材质加工的井筒3设置于井眼2中，井筒3的外径为18mm、内径为16mm、长度为100mm，井筒3的外壁设置有0.7mm深的凹槽螺纹。

将环氧树脂胶水4注于井眼2与井筒3之间的间隙，静置岩样1直至环氧树脂胶水4完全凝固，上述凹槽螺纹增强了井筒3固定在井眼2中的强度。其中，井筒3的一端部与井眼2口齐平，井筒3的另一端部设置有生胶带5，且该端部到井眼2底部留有长度为100mm的裸眼段。设置有生胶带5的井筒3端部，能够避免环氧树脂胶水4进入井眼2底部。

2.参考图1和图3，在岩样的表面a、b和c均设置胶皮垫和钢板，胶皮垫位于岩样的表面与钢板之间。胶皮垫的外形轮廓、钢板的外形轮廓与岩样表面的正方形轮廓大小相等。施加于钢板上的力，借助钢板和胶皮垫均匀施加于岩样上。

设置x轴，y轴和z轴，x方向与井眼深度的方向相同，x轴，y轴和z轴两两相互垂直。

首先通过电控系统沿x方向施加第一应力于岩样的表面a上的钢板，第一应力的大小为15mpa。

其次电控系统沿y方向施加第二应力于岩样的表面b上的钢板，第二应力的大小为10mpa。

最后电控系统沿z方向施加第三应力于岩样的表面c上的钢板，第三应力的大小为2mpa。

上述操作使得岩样产生第一裂缝6。

3.制备1000ml纯压裂液，按压裂液的质量百分比计，压裂液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、99.23％清水。

暂堵液能暂时降低地层渗透性或暂时封堵高渗透油层的物质。与水溶性聚合物混合后注入裂缝内，在压差的作用下能够迅速形成薄而致密的油层暂堵带，经过一定时间后可自行或人工解堵。

暂堵液中含有悬浮状的可降解纤维颗粒，可降解纤维颗粒呈细长条状，其粒径在微米级别，其长度大小小于1mm。

制备1000ml暂堵液和压裂液的混合液，用玻璃棒将暂堵液与压裂液搅拌均匀，使得纤维颗粒均匀混合在压裂液中。按混合液质量的百分比计，混合液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、1％纤维(长度小于1mm)、98.23％清水。

参考图6，采用分步泵注程序，将分裂液或混合液压注到井筒中。第一步9，将1000ml压裂液以排量为100ml/min泵注入井筒，压裂液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压的作用下撑开第一裂缝6。

第二步10，将1000ml暂堵液和压裂液的混合液以排量为100ml/min泵注入井筒，混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压作用下产生第二裂缝7。

4.在泵注过程中，对泵压数据实时采集。以泵压为竖轴，泵压的单位为mpa；以时间为横轴，时间的单位为分钟，制作泵注压力随时间变化的关系图，如图6所示，实时显示泵压曲线。

5.参考图3，首先肉眼观察岩样表面的裂缝形态。其次利用ipt4106d直线加速器的无损检测系统对岩样进行ct扫描，其空间分辨率2lp/mm，密度分辨率0.4％，可以清晰完整反映岩样内部裂缝形态。

参考图5，沿岩样表面的裂缝打开岩样，岩样内部存在两条裂缝。一条裂缝垂直于第三应力方向，该裂缝与ct扫描出的裂缝走向相吻合，即第一裂缝6。

另一条裂缝近似平行于第三应力方向，即第二裂缝7。暂堵液和压裂液的混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，暂堵液遵循向阻力最小方向流动的原则，暂堵液随压裂液进入第一裂缝6。在压差作用下聚集并产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入第一裂缝6，同时第二裂缝7沿着与人工形成的第一裂缝6不同的方位起裂和延伸。

参考图4，观察岩样内部，暂堵液中的纤维8进入第一裂缝6较深，铺设面积较大，憋起较高压力后，在井筒2附近出现第二裂痕7。

本实施例缝内暂堵转向压裂过程中的泵注压力随时间变化关系图，能够看出第一裂缝破裂明显，破裂压力较高，破裂压力远远高于延伸压力。注入暂堵液后，压力波动幅度较大，并出现了数次超过10mpa的压力波动，最大幅度达到了16.15mpa。

本发明的实验方法，通过分析泵注压力变化规律分析暂堵转向效果；实现了直井缝内暂堵转向压裂的模拟，将暂堵剂通过压裂液携带进缝内，模拟实际暂堵压裂中裂缝起裂、扩展、转向规律。

实施例二

本发明实施例的具体实施过程如下：

1.参考图1，在生产现场选取天然碳酸盐岩露头，切割一300mm×300mm×300mm立方体岩样1。

参考图2，在岩样1中钻取一直径为22mm、深度为200mm的井眼2。将不锈钢304材质加工的井筒3设置于井眼2中，井筒3的外径为18mm、内径为16mm、长度为100mm，井筒3的外壁设置有0.7mm深的凹槽螺纹。

将环氧树脂胶水4注于井眼2与井筒3之间的间隙，静置岩样1直至环氧树脂胶水4完全凝固，上述凹槽螺纹增强了井筒3固定在井眼2中的强度。其中，井筒3的一端部与井眼2口齐平，井筒3的另一端部设置有生胶带5，且该端部到井眼2底部留有长度为100mm的裸眼段。设置有生胶带5的井筒3端部，能够避免环氧树脂胶水4进入井眼2底部。

2.参考图1和图7，在岩样的表面a、b和c均设置胶皮垫和钢板，胶皮垫位于岩样的表面与钢板之间。胶皮垫的外形轮廓、钢板的外形轮廓与岩样表面的正方形轮廓大小相等。施加于钢板上的力，借助钢板和胶皮垫均匀施加于岩样上。

设置x轴，y轴和z轴，x方向与井眼深度的方向相同，x轴，y轴和z轴两两相互垂直。

首先通过电控系统沿x方向施加第一应力于岩样的表面a上的钢板，第一应力的大小为15mpa。

其次电控系统沿y方向施加第二应力于岩样的表面b上的钢板，第二应力的大小为13mpa。

最后电控系统沿z方向施加第三应力于岩样的表面c上的钢板，第三应力的大小为5mpa。

上述操作使得岩样产生第一裂缝6。

3.制备1000ml纯压裂液，按压裂液的质量百分比计，压裂液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、99.23％清水。

暂堵液能暂时降低地层渗透性或暂时封堵高渗透油层的物质。与水溶性聚合物混合后注入裂缝内，在压差的作用下能够迅速形成薄而致密的油层暂堵带，经过一定时间后可自行或人工解堵。

暂堵液中含有悬浮状的可降解纤维颗粒，可降解纤维颗粒呈细长条状，其粒径在微米级别，其长度大小小于1mm。

制备1000ml暂堵液和压裂液的混合液，用玻璃棒将暂堵液与压裂液搅拌均匀，使得纤维颗粒均匀混合在压裂液中。按混合液质量的百分比计，混合液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、0.7％纤维(长度小于1mm)、98.53％清水。

参考图9，采用分步泵注程序，将分裂液或混合液压注到井筒中。第一步9，将1000ml压裂液以排量为50ml/min泵注入井筒，压裂液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压的作用下撑开第一裂缝6。

第二步10，将1000ml暂堵液和压裂液的混合液以排量为50ml/min泵注入井筒，混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压作用下产生第二裂缝7。

4.在泵注过程中，对泵压数据实时采集。以泵压为竖轴，泵压的单位为mpa；以时间为横轴，时间的单位为分钟，制作泵注压力随时间变化的关系图，如图9所示，实时显示泵压曲线。

5.参考图7，首先肉眼观察岩样表面的裂缝形态。其次沿岩样表面的裂缝打开岩样，岩样内部存在两条裂缝。一条裂缝近似垂直于第三应力方向，即第一裂缝6。

另一条裂缝近似垂直于第二应力方向，即第二裂缝7。暂堵液和压裂液的混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，暂堵液遵循向阻力最小方向流动的原则，暂堵液随压裂液进入第一裂缝6。在压差作用下聚集并产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入第一裂缝6，同时第二裂缝7沿着与人工形成的第一裂缝6不同的方位起裂和延伸。

参考图8，观察打开的岩样，暂堵液中的纤维8呈分散铺设状态，主要分布在第一裂缝的表面。由于第一裂缝较窄，松散暂堵也起到较好的堵塞作用，憋起压力较高。第一条裂缝面颜色发黄，主要是层理面，第二条裂缝7从井筒2附近起裂，也为层理面。第二次起破裂点不明显，也证明第二条裂缝为层理面。暂堵后憋起较高压力，开启层理面，形成了形态较复杂裂缝。

本实施例暂堵分段压裂过程中的泵注压力随时间变化关系图，能够看出纯压裂液注入阶段，压力迅速升高，岩石迅速破裂，破裂压力明显。暂堵压裂液注入阶段，压力上升较高、波动幅度较大，这是由于纤维进入裂缝中，形成高阻力带，增加了净压力。

实施例三

本发明实施例的具体实施过程如下：

1.参考图1，在生产现场选取天然碳酸盐岩露头，切割一300mm×300mm×300mm立方体岩样1。

参考图2，在岩样1中部垂直于层理面钻取一直径为22mm、深度为200mm的井眼2。将不锈钢304材质加工的井筒3设置于井眼2中，井筒3的外径为18mm、内径为16mm、长度为100mm，井筒3的外壁设置有0.7mm深的凹槽螺纹。

将环氧树脂胶水4注于井眼2与井筒3之间的间隙，静置岩样1直至环氧树脂胶水4完全凝固，上述凹槽螺纹增强了井筒3固定在井眼2中的强度。其中，井筒3的一端部与井眼2口齐平，井筒3的另一端部设置有生胶带5，且该端部到井眼2底部留有长度为100mm的裸眼段。设置有生胶带5的井筒3端部，能够避免环氧树脂胶水4进入井眼2底部。

2.参考图1和图10，在岩样的表面a、b和c均设置胶皮垫和钢板，胶皮垫位于岩样的表面与钢板之间，胶皮垫的外形轮廓、钢板的外形轮廓与岩样表面的正方形轮廓大小相等。施加于钢板上的力，借助钢板和胶皮垫均匀施加于岩样上。

设置x轴，y轴和z轴，x方向与井眼深度的方向相同，x轴，y轴和z轴两两相互垂直。

首先电控系统沿x方向施加第一应力于岩样的表面a上的钢板，第一应力的大小为15mpa。

其次电控系统沿y方向施加第二应力于岩样的表面b上的钢板，第二应力的大小为13mpa。

最后电控系统加压沿z方向施加第三应力于岩样的表面c上的钢板，第三应力的大小为5mpa。

上述操作使得岩样产生第一裂缝6。

3.制备1000ml纯压裂液，按压裂液的质量百分比计，压裂液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、99.23％清水。

暂堵液能暂时降低地层渗透性或暂时封堵高渗透油层的物质。与水溶性聚合物混合后注入裂缝内，在压差的作用下能够迅速形成薄而致密的油层暂堵带，经过一定时间后可自行或人工解堵。

暂堵液中含有悬浮状的可降解纤维颗粒，可降解纤维颗粒呈细长条状，其粒径在微米级别，其长度大小小于1mm。

制备1000ml暂堵液和压裂液的混合液，用玻璃棒将暂堵液与压裂液搅拌均匀，使得纤维颗粒均匀混合在压裂液中。按混合液质量的百分比计，混合液包括0.3％胍胶、0.02％柠檬酸、0.15％调节剂(yc-150)、0.3％交联剂(zfj-8793)、0.4％纤维(长度小于1mm)、98.83％清水。

参考图12，采用分步泵注程序，将分裂液或混合液压注到井筒中。第一步9，将1000ml压裂液以排量为50ml/min泵注入井筒，压裂液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压的作用下撑开第一裂缝6。

第二步10，将1000ml暂堵液和压裂液的混合液以排量为50ml/min泵注入井筒，混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，在泵压作用下产生第二裂缝7。

4.在泵注过程中，对泵压数据实时采集。以泵压为竖轴，泵压的单位为mpa；以时间为横轴，时间的单位为分钟，制作泵注压力随时间变化的关系图，如图12所示，实时显示泵压曲线。

5.参考图10，首先肉眼观察岩样表面的裂缝形态。其次沿岩样表面的裂缝打开岩样，岩样内部存在两条裂缝。一条裂缝与第三应力方向成一定夹角，即第一裂缝6。

另一条裂缝与第三应力方向几乎垂直，即第二裂缝7。暂堵液和压裂液的混合液通过井眼底部进入第一裂缝6，暂堵液遵循向阻力最小方向流动的原则，暂堵液随压裂液进入第一裂缝6。在压差作用下聚集并产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入第一裂缝6，同时第二裂缝7沿着与人工形成的第一裂缝6不同的方位起裂和延伸。

参考图11，观察剖开的岩样，暂堵液中的纤维8呈分散铺设状态，主要分布在第一裂缝6的表面。第一条裂缝面颜色发黄，主要是层理面，第二条裂缝7从井筒2附近起裂，也为层理面。第二次起破裂点不明显，也证明第二条裂缝为层理面。暂堵后憋起较高压力，开启层理面，形成了形态较复杂裂缝。

本实施例暂堵分段压裂过程中的泵注压力随时间变化关系，能够看出纯压裂液注入阶段，压力突然下降后又迅速升高，最高点为岩石破裂压力点。暂堵压裂液注入阶段，压力逐渐上升，波动较为明显，最高点超过了20mpa，说明纤维在缝内形成了高阻力带，起到了很好缝内暂堵的作用。

上各实施例仅说明发明的技术方案而非对其限制，尽管参照各实施例对本发明进行详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。