新疆油田三叠系油藏纵向上百口泉组（T₁b）、克拉玛依下组（T₂k₁）和克拉玛依上组（T₂k₂）等3套主力含油层系叠置，累计动用地质储量6 214.93×10⁴ t，为新疆最大的砾岩II类油藏。该油田X区块百口泉组油藏1979年投入开发，2005年进入高采出程度（21.8%）、高含水含水阶段，油藏水窜严重，产量递减程度逐年加大，年产油量不断降低。为提高油井产量，最初采取大套笼统压裂，后期采取机械隔离分段压裂和细分层段压裂^[1]，虽然措施精细程度越来越高，但常规储层采出和改造程度高，同时受制于井况变差、储层非均质程度高等问题，改造措施有效率不高，单井增产难度很大。

针对老井重复压裂或分层压裂，J. L. Elbel等人^[2]提出了转向压裂技术，也称为堵老缝造新缝压裂技术，主要包括转向压裂机理、选井选层、裂缝模拟、暂堵材料、现场施工工艺和压裂后评估等方面，但该技术进展缓慢。国内郭大立等人^[3]最早开展了该技术研究，在长庆、新疆、中原等油田进行了应用，取得较好的应用效果，并得到了迅速发展^[4-6]。

笔者根据致密油体积压裂技术思路^[7-9]，研制了高强度水溶性暂堵剂，通过多级转向压裂产生平面复杂缝，形成主裂缝和分支缝结合的裂缝网络，沟通储层更多渗流通道，增大油层泄油面积，提高缝控可采储量，实现储层有效动用。多级转向压裂技术在新疆油田X区块应用后，措施井年产油量递减率由48.2%降至37.8%。多级转向压裂技术使难动用储量转变为可动用储量，提高了储层的采收率。

1.   多级转向压裂技术原理

压裂施工过程中，实时向地层中加入暂堵剂，流体遵循向阻力最小方向流动的原则^[10]，暂堵剂进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差，后续流体不能进入裂缝和高渗透带，使压裂液进入高应力区或新裂缝，促使新缝的产生和支撑剂的铺置发生变化^[11-12]，从而达到以下效果：1）开启原来净压力难以开启的微裂缝；2）可以形成新的分支裂缝。在主裂缝周边产生大量的微裂缝和分支缝，从而形成复杂的网格裂缝，实现体积改造的目的（见图1）。暂堵剂在施工完成后可以溶于地层水或压裂液，不会对地层产生污染。

图  1  多级转向压裂技术

Figure  1.  Multi-stage deflective fracturing technology

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2.   多级转向压裂技术研究

为了克服制约新疆油田X区块常规压裂的储层因素，需采用暂堵转向工艺，配合使用高强度暂堵材料，最大程度实现缝网的复杂化，修复老裂缝的导流能力，并形成新裂缝，沟通剩余油气储量。因此，开展了暂堵转向起裂机理研究，研制了高强度水溶性暂堵剂，研究形成了多级转向压裂技术。

2.1   暂堵转向起裂机理

岩石在水力压裂作用下，有3种裂纹开裂模式：张开型、滑开型和撕开型（见图2）^[13]。这3种开裂模式中，前者属于拉伸破坏，后两者属于剪切破坏。水力压裂形成裂缝的过程，具体是拉伸破裂还是剪切破裂取决于原始地应力和岩石的特性。岩体裂纹的扩展是一个裂纹尖端脆性断裂的过程，裂纹扩展准则选择临界应力准则，且假设裂纹形成和延伸的方向与最大水平主应力方向一致。

图  2  压裂裂纹开裂模式

Figure  2.  Initiation mode of induced fracture

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2.1.1   产生剪切破裂的力学条件

对于低渗透储层，当最大最小水平主应力之差较小时，利用大排量施工，提高裂缝内净压力，使之大于最大最小水平主应力之差，在裂缝延伸过程中具备了偏转条件，当主裂缝延伸遇阻，缝内净压力逐渐升高，达到一定程度便可改变原有裂缝的延伸方向，产生剪切裂缝。凹凸不平的裂缝面错位支撑，闭合后仍能保留一定缝隙，具有一定的导流能力。

根据岩石杨氏模量判断岩石能否发生剪切破裂的标准为：1）杨氏模量不小于34.5 GPa，岩石发生剪切破裂；2）杨氏模量为7.0～34.5 GPa时，岩石部分发生剪切破裂；3）杨氏模量小于7.0 GPa时，岩石不会发生剪切破裂。

剪切滑移的应力条件为：缝内净压力大于最大最小水平主应力之差时，将导致裂缝面粗糙和剪切偏移，从而提高剩余裂缝的导流能力，不连续条件下剪切位移能引起裂缝断面不闭合。

剪切破裂满足以下关系式：

式中：${p}$为剪切力，MPa，${p} < {\sigma _{\rm{h}}}$；$\alpha$为剪切破裂面与最大水平主应力方向的夹角，（°）；（r, θ）为某点的极坐标；φ为岩石内摩擦角，（°）；${\sigma _{\rm{c}}}$为岩石单轴抗压强度，MPa；${L_{\rm{f}}}$为裂缝长度，m；${\sigma _{\rm{h}}}$为最小水平主应力，MPa；${\textit{ν}}$为泊松比。

2.1.2   分支裂缝的产生条件

根据新疆油田X区块克拉玛依下组和克拉玛依上组的岩石力学试验结果，计算得到克拉玛依下组和上组的最大最小水平主应力差分别为15.64和6.63 MPa，2个地层的最大最小水平主应力之差均较大，裂缝转向延伸困难。

根据储层最大最小水平主应力之差与裂缝延伸净压力的关系^[14-15]，裂缝延伸的净压力要大于最大最小水平主应力之差与岩石抗张强度之和（即2次破裂压力之差），才能形成主裂缝和分支裂缝相组合的“网络”裂缝（要求水平应力差不超过30%）。

产生的分支裂缝须满足以下关系：

式中：p_f为井底破裂压力，MPa；p₀为孔隙流体压力，MPa；σ_H为最大水平主应力，MPa；σ_f为岩石抗张强度，MPa；${\phi _{\rm{c}}}$为岩石触点的孔隙度；$\phi$为岩石孔隙度。

2.1.3   裂缝起裂延伸机理

转向压裂新裂缝的延伸过程为：1）转向压裂新裂缝先在应力转向区内垂直于初始裂缝缝长方向稳定延伸至应力各向同性点；2）超过应力转向区后，转向压裂新裂缝将逐渐转向到垂直于最小水平应力方向上的延伸；3）转向压裂新裂缝转向到垂直于最小水平主应力方向上的稳定延伸。裂缝的起裂延伸方式取决于水平应力差系数^[16]：

研究表明：水平应力差系数为0～0.1时，水力裂缝表现为多方向多条裂缝同时起裂延伸；水平应力差系数为0.1～0.3时，地应力的控制作用逐渐增强，多裂缝现象减弱，裂缝在延伸过程中可能出现分叉延伸现象；水平应力差系数大于0.3时，裂缝沿垂直最小水平主应力方向延伸，水力压裂形成单一裂缝。

2.2   暂堵剂的研制与性能评价

暂堵转向用可降解材料及配套的转向压裂技术已成为储层酸化、压裂改造技术发展新方向^[17-18]，但国内的暂堵剂存在溶解时间较长、溶解程度不高、耐压强度低等问题，无法满足储层高效改造的要求，因此需要研制高强度水溶性暂堵剂。

根据暂堵剂材料的溶解试验、强度测试及暂堵剂材料对储层渗透率的伤害测试结果，采用水溶性较好的聚乙烯醇作为酸化可降解暂堵材料及中低温条件下的压裂可降解暂堵材料，其与对苯二甲酸二甲酯（DMT）、间苯二甲酸二甲酯-5-磺酸钠（SIPM）、1,2-丙二醇（PDO）等进行酯交换–缩聚反应，最终制备了GPZD-XA系列高强度水溶性暂堵剂。该暂堵剂的酯交换反应是基于酯化反应的可逆性进行的，酯交换反应中的醇与酯溶液中少量的游离酸进行酯化反应，新的酯化反应生成新的酯和新的醇。水溶性聚酯合成过程中，通过加入一定量的二元醇进行共缩聚反应，使大分子链规整性降低，变成非结晶的或残留少量结晶的聚合物，从而提高聚合链的柔顺性，降低聚合物的熔点、玻璃化温度及结晶度等。因此，GPZD-XA系列水溶性暂堵剂具有强度高、可溶性好和易返排的特点。

GPZD-XA系列高强度水溶性暂堵剂分为颗粒和粉末暂堵剂：颗粒暂堵剂粒径为1.0～3.0 mm，可封堵裂缝缝口；粉末暂堵剂粒径为20/60目，可封堵裂缝远端。两者其他性能参数相同，密度为1.0～1.4 kg/L，抗压强度大于40 MPa，溶解时间2～48 h可调，溶解率大于98%，进入地层的水溶性暂堵剂在地层条件下溶解于水，压裂施工结束后失去堵塞作用，不会给返排或解堵带来困难。

3.   现场应用

2016—2019年，新疆油田X区块134口井应用了多级转向压裂技术，总有效率达到93.3%，平均单井日增油量4.1 t，为常规压裂井增油量的2.0倍，有效期较常规压裂井延长50%。X区块采收率提高2.51百分点，可采储量增加269.3×10⁴ t，为低渗透难采储层开发提供了技术支撑。

新疆油田X区块J井是第一口进行多级转向压裂的油井，该井采用注水泥固井套管射孔完井方式，油层套管为ϕ139.7 mm×7.72 mm N80套管，固井质量合格。2004年8月，该井克拉玛依组初期试油效果差，2007年1月不产油长期关井，累计产油量961 t，累计产水量226 m³，累计生产时间342 d。

2015年9月，根据含油系数确定J井的Ⅰ类油层，先对老缝重复压裂一次，再加入颗粒暂堵剂，封堵老缝缝口，重点改造I类油层；最后投入粉末暂堵剂，在新缝内形成分支缝。通过调整施工参数达到设计要求^[19-22]，设计缝长140 m。该井压裂施工时注入地层总液量421.4 m³，支撑剂用量65 m³，最高砂比38.5%，施工泵压36～46 MPa，施工排量3.5～3.6 m³/min，压裂施工曲线如图3所示。

图  3  J井压裂施工曲线

Figure  3.  Fracturing operation curve of Well J

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从图3可以看出，投入暂堵剂后，在施工排量相近的情况下，地面施工压力上升明显，微地震监测结果表明，该井投入颗粒暂堵剂后转向形成一条新的分支缝；同时，投入粉末暂堵剂后形成4条微裂缝，微裂缝单翼长约66.00 m，主裂缝单翼长125.00 m。截至2019年1月，该井已生产1 188 d，累计增油量7 230.9 t，平均日增油量6.08 t，增产效果显著，日增油量为常规压裂井的3.0倍，有效期比常规压裂井延长了66.7%。

4.   结　论

1）多级转向压裂技术通过压开新的分支裂缝或沟通更多微裂缝，增大油层泄油面积，为进一步提高新疆油田X区块采收率探索了一条新途径，并为同类油藏剩余油挖潜提供了一种新的技术思路。

2）多级转向压裂技术在一定程度上解决了新疆油田X区块井网适应性差的问题，促使压裂裂缝向注水水线靠近，解决了因油井注水长期不见效或见效差导致的无法建立注水压力驱替系统的问题。

3）多级暂堵转向压裂技术为油层跨度大、薄互层发育和常规分层压裂技术无法充分改造的低品位油藏的高效开发提供了技术支持。