暂堵转向压裂关键参数优化及裂缝扩展实验研究

doi:10.12422/j.issn.1006-396X.2026.04.008

摘要/Abstract

摘要：

为解决油藏开发中老缝窜流、储层动用不均及采收率提升受限的问题，通过物理模拟实验优化暂堵转向压裂参数，系统分析了裂缝扩展规律；探究了粒径为0.31~0.34 cm的颗粒暂堵剂与粒径为0.10~0.18 cm的粉末暂堵剂质量比、暂堵剂总质量及压裂液注入速率等对封堵效果的影响，并结合大型物理模拟实验分析了裂缝转向特征。结果表明，各参数存在协同最优关系：当颗粒暂堵剂与粉末暂堵剂质量比为5∶5、压裂液注入体积为2 000 mL、暂堵剂总质量为50 g、注入速率为100 mL/min时，封堵效果最优，封堵层稳定承压达9.54 MPa，成型时间仅为81 s；在大型物理模拟实验中，该参数组合下裂缝转向角最大达167.5°，可有效阻断老缝延伸，迫使压裂液向储层未动用区域拓展。本研究明确了最优参数体系与裂缝扩展机制，为现场老裂缝改造提供了可靠的实验依据与理论支撑。

关键词: 暂堵转向压裂, 大物理模型, 参数优化, 裂缝转向, 封堵效果

Abstract:

To address the problems of channeling through existing fractures, uneven reservoir stimulation,and limited recovery enhancement during reservoir development,the parameters of temporary plugging and directional fracturing were optimized through physical simulation experiments, and the fracture propagation laws were systematically analyzed.The effects of the mass ratio between granular temporary plugging agents (particle size: 0.31~0.34 cm) and powdery temporary plugging agents (particle size:0.10~0.18 cm), the total mass of temporary plugging agents,and the fracturing fluid injection rate on the plugging performance were investigated. Combined with large-scale physical simulation experiments, the fracture deflection characteristics were further analyzed. The results indicate a synergistic optimal relationship among the parameters.When the mass ratio of the two agents is 5∶5, the fracturing fluid injection volume is 2 000 mL, the total agent dosage is 50 g, and the injection rate is 100 mL/min,the sealing effect is optimal,with the sealed zone withstanding a stable pressure of 9.54 MPa and forming in just 81 s. In the large-scale physical model, the fracture deflection angle reached a maximum of 167.5° under this parameter combination, effectively blocking the propagation of existing fractures and forcing the fracturing fluid to expand into undeveloped areas of the reservoir. This study clarifies the optimal parameter system and fracture propagation mechanism,providing reliable experimental evidence and theoretical support for the in-situ remediation of existing fractures.

Key words: Temporary plugging and directional fracturing, Large-scale physical model, Parameter optimization, Fracture deflection, Plugging effectiveness

中图分类号:

TE357

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图/表 10

图1 实验用暂堵剂与压裂液（a）颗粒暂堵剂（b）粉末暂堵剂（c）压裂液

Fig.1 Experimental temporary plugging agent and fracturing fluid

图2 实验用仿真暂堵转向模拟装置与钢制渐缩管（a）仿真暂堵转向模拟装置（b）钢制渐缩管

Fig.2 Simulation of temporary blockage in a turn-off simulation test setup with steel reducing pipe

图3 暂堵实验流程示意图

Fig.3 Experimental structure flowchart

表1 不同暂堵剂质量比的封堵时间和压力统计表

Table 1 Statistical table of sealing times and pressures for temporary plugging agents with different mass ratios

m(颗粒暂堵剂)/m(粉末暂堵剂)	封堵时间/s	压力/MPa	裂缝滞留量/g
1∶9	420	6.23	5.2
3∶7	520	8.72	12.6
5∶5	240	9.06	16.3
7∶3	732	10.18	22.9
9∶1	-	-	28.4

图4 不同暂堵剂质量比下的压力曲线与质量比为5∶5时的封堵形态

Fig.4 Pressure curves under different mass ratio conditions for the plugging agents and the plugging pattern at a mass ratio of 5∶5

表2 暂堵剂总质量对封堵效果的影响

Table 2 Effect of total mass of temporary plugging agent on plugging performance

m（颗粒封堵剂）/g	m（粉末封堵剂）/g	是否成功封堵	封堵时间/s	压力/MPa	裂缝滞留量/g
10	-	否	-	-	9.8
30	-	否	-	-	29.6
50	-	否	-	-	48.2
-	10	否	-	-	2.4
-	30	否	-	-	4.5
-	50	是	149	11.06	6.8

图5 50 g粉末暂堵剂下的压力曲线与封堵形态

Fig.5 Pressure curve and sealing profile of 50 g powder temporary plugging agent

表3 暂堵剂在不同注入速率下的封堵时间与封堵压力

Table 3 Plugging time and plugging pressure of temporary plugging agent at different injection rates

注入速率/（mL·min^-1）	封堵时间/s	压力/MPa
50	212	9.26
100	81	9.54
150	177	9.15

图6 暂堵转向压裂实验压力曲线

Fig.6 Temporary blockage-induced fracturing test pressure curve

图7 岩石破裂形态（a）第一组（b）第二组（c）第三组（d）第四组

Fig.7 Rock fracture patterns

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