壓裂裂縫延伸控制技術(shù)

壓裂裂縫延伸控制技術(shù)第1頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四壓裂過程中裂縫延伸形態(tài)

第2頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四重復(fù)壓裂過程中裂縫形態(tài)

原縫張開新縫張開單一的原縫重復(fù)張開縫長縫寬等參數(shù)變化平面上裂縫方向發(fā)生轉(zhuǎn)向

裂縫的傾角發(fā)生變化縱向上中低滲透層壓開新縫裂縫方向與最小主應(yīng)力方向垂直,一定凈壓力下縱向上高滲層及最小主應(yīng)力相對小的層先張開首次壓裂

提高砂比砂量

堵老縫造新縫第3頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四裂縫延伸控制技術(shù)思路裂縫延伸控制技術(shù)可以分成兩個方面：一種是促進主裂縫的延伸。同粒徑段塞技術(shù)則是利用其本身的高導(dǎo)流能力構(gòu)造好的主裂縫，從而使次要裂縫不再延伸。一種是抑制主裂縫的進一步延伸,利用可降解的裂縫延伸抑制劑主要是暫堵主裂縫，抑制高導(dǎo)流能力裂縫進一步延伸,從而壓開新縫延伸成為新的油流通道。第4頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四停泵同粒徑段塞技術(shù)

操作方式:

在主壓裂前根據(jù)小型壓裂的分析結(jié)果，設(shè)計一定砂比的支撐劑段塞去處理近井地帶問題，停泵分析段塞進入地層后的曲線變化，根據(jù)結(jié)果決定是否進一步處理。

要解決的問題:多裂縫，彎曲摩阻,較高的巖石模量等造成的壓裂施工困難一般方法:提高前置液量、增大壓裂液粘度、粉陶段塞技術(shù)等方法

停泵同粒徑段塞:

是指與主壓裂具有相同粒徑段塞（20/40mesh）作為處理近井多裂縫，彎曲摩阻的主要手段。第5頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四同粒徑段塞理論依據(jù)

延伸方向接近于垂直最小主應(yīng)力方向的裂縫的最容易開啟，因此更容易被支撐劑填充。停泵等裂縫閉合后重新啟泵，支撐劑填充多的裂縫由于導(dǎo)流能力高于其它裂縫，在重新開啟時首先張開，而其它裂縫不會再張開，通過這種方式促進主裂縫的延伸，保證足夠的縫寬。由于該技術(shù)必須保證主裂縫的導(dǎo)流能力，因此必須采用較大粒徑的支撐劑作為段塞。第6頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四W-裂縫平均縫寬Dprop-支撐劑平均直徑發(fā)生砂堵時，砂比與裂縫的縫寬并不是線性關(guān)系，而是存在臨界值的關(guān)系，它的存在意味著：如果通過某種技術(shù)使裂縫平均縫寬超過該臨界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍的提高。這一點在多裂縫儲層更加明顯。砂

比（PPG）橋橋堵發(fā)生在

"W"/Dprop“實際統(tǒng)計橋堵發(fā)生在

"W"/Dprop“實驗室結(jié)果0.5–2PPG1.15–2.01.82-5PPG2.0-3.02.25-8PPG3.02.6發(fā)生橋堵時砂比與縫寬的對比關(guān)系第7頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四典型案例

多裂縫儲層的壓裂腰英臺油田應(yīng)當屬于國內(nèi)近幾年發(fā)現(xiàn)的典型的低滲透裂縫性油氣藏，其地質(zhì)條件的特殊性給壓裂改造帶來了一定的難度，地質(zhì)條件的特殊性主要表現(xiàn)：

壓裂主要難點：

天然裂縫發(fā)育，壓裂液濾失大，易脫砂以至壓裂失??；由于儲層物性差，造縫困難，提高裂縫的導(dǎo)流能力有一定難度；壓裂規(guī)律不好確定，給整體壓裂改造帶來一定的難度。由于該區(qū)塊地質(zhì)構(gòu)造特點，導(dǎo)致加砂難度大，加砂規(guī)模小，砂比低。在采用該技術(shù)之前，該區(qū)塊采用過提高前置液量、增大壓裂液粘度、粉陶段塞技術(shù)等方法效果都不理想，最高混砂比在25%左右。一般加砂7M3左右，部分井最高混砂比不超過10%第8頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四通過同粒徑段塞技術(shù)后，該井平均混砂比26%最高混砂比40%（7PPG），最低混砂比12%加砂22.5M3。

第9頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

低滲氣藏的壓裂大49井鄂爾多斯盆地北部伊陜斜坡東段塔巴廟低幅鼻狀構(gòu)造帶上的一口探井,滲透率0.1-2.58×10-3μm2，孔隙度3.1-8.5%，屬低滲油氣藏。該區(qū)塊裂縫延伸較難，即使凍膠不加砂注入，壓力仍然一直攀升。變排量分析結(jié)果表明近井地帶摩阻與排量指數(shù)關(guān)系約為1。該區(qū)塊高砂比加砂較難，最高砂比一般在33%左右，部分井可以提高到40%。采用同粒徑段塞技術(shù)后，最高砂比提到52%。第10頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四第11頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四第12頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四應(yīng)力變化值與新裂縫產(chǎn)生附加條件ABCDEF-----+10MPa-----+7MPa-----+3MPa--------3MPa-------7MPa孔隙彈性重復(fù)壓裂新的造縫方向A:不形成方向變化B：堵老縫，原生裂縫發(fā)育或采用特殊工藝C：堵老縫DE:（同時）開啟堵老縫F：近90度垂直縫

BC為偏轉(zhuǎn)型，EF為近垂直型變化同一條件下:滲透率、彈性模量、圍壓、孔隙彈性系數(shù)等儲層巖石性質(zhì)。第13頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四縱向上中低滲透層壓開新縫地應(yīng)力條件

暫堵濾餅所引起的靜壓力提高值大于不同滲透層的縱向上最小主應(yīng)力差值或滲透率的反轉(zhuǎn)滲透率差異地應(yīng)力差異第14頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四壓裂裂縫控制劑對裂縫方向的控制對支撐劑鋪置方向的控制對有效縫長的控制在同層中堵老縫,造新縫在套變井\落物井上的應(yīng)用第15頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

轉(zhuǎn)向控制技術(shù)的實施方法是在施工過程中實時地向地層中加入控制劑，該劑為粘彈性的固體小顆粒，遵循流體向阻力最小方向流動的原則，轉(zhuǎn)向劑顆粒進入井筒的炮眼，部分進入地層中的裂縫端部或高滲透層，在炮眼處和高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，使后續(xù)工作液不能向裂縫和高滲透帶進入，從而壓裂液進入高應(yīng)力區(qū)或新裂縫層，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置發(fā)生變化。產(chǎn)生橋堵的轉(zhuǎn)向劑在施工完成后溶于地層水或壓裂液，不對地層產(chǎn)生污染。

控制機理第16頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四轉(zhuǎn)向劑樣品編號控制劑在壓裂液中溶解性:

控制時間范圍：1－4小時第17頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四電腦平流泵中間容器燒杯165.312g填砂段藥劑頂替液天平一級壓力傳感二級壓力傳感三級壓力傳感恒溫箱

控制劑主要性能承受壓力：10—85Mpa

第18頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四技術(shù)特點

在地層可以形成濾餅―――很好的封堵率所需的壓力和封堵時間，可以通過應(yīng)用量劑大小

在壓裂液中可以完全溶解

內(nèi)含含F(xiàn)表面活性劑，有利于返排投入方法簡單，不會給壓裂工藝帶來新的負擔(dān)。

高強度――――很高的承壓能力第19頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四控制壓裂裂縫平面轉(zhuǎn)向技術(shù)在中原油田、大慶油田、吉林油田進行了20多口井施工實驗，從壓力變化、產(chǎn)量變化并參考微地震測試結(jié)果分析，轉(zhuǎn)向壓裂效果是令人鼓舞的。現(xiàn)場試驗：對裂縫方向的控制第20頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

110-30本次是第4次壓裂,前三次無效,本次壓裂日增液6.4,日增油5.7噸,與其出產(chǎn)水平相當.

朝110-30井第三層初次壓力19兆帕：第二次壓力35兆帕，相對第一次壓裂，壓力有明顯增高,微地震方位由71.2度轉(zhuǎn)向變化86.0度.第21頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四中原油田采油二廠衛(wèi)357井轉(zhuǎn)向壓裂

壓裂同時進行了微地震監(jiān)測,以判斷該井在壓裂轉(zhuǎn)向施工過程中是否出現(xiàn)轉(zhuǎn)向,是否出現(xiàn)新縫.衛(wèi)357井2004年8月12日壓裂。首先監(jiān)測了前置壓裂，該壓裂的目的是打開老縫。加入暫堵劑堵住老縫后，再次壓裂，以圖壓開新縫.第22頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四沙三中3沙三中4

測試過程1小型壓裂，測原縫2停泵30分鐘3停泵時連入加控制劑管線4正式壓裂階段，測新縫衛(wèi)357井人工裂縫監(jiān)測結(jié)果第23頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

357微地震測試結(jié)果分析

1、原縫小規(guī)模測試階段，兩個層的原縫方向基本相同，說明在上次壓裂過程中，兩段已經(jīng)被同時壓開，反映出在縱向上的最小應(yīng)力差值不大，原始的水平最小應(yīng)力方向也相同，各層已經(jīng)全部壓開，本次壓裂在縱向上不可能有新縫。

2、分析在籠統(tǒng)壓裂條件下，平面上沙三中3與沙三中4方向產(chǎn)生差別的原因是由于沙三中4有相對良好的物性使之成為主要的出液層，本井已經(jīng)產(chǎn)液6973噸，在沙三中4層附近產(chǎn)生了有利于裂縫平面轉(zhuǎn)向的附加應(yīng)力，所以在暫堵老縫的條件下，新縫偏轉(zhuǎn)了。中原油田大部分井初產(chǎn)高，液量大，壓力下降快，差值大，為重復(fù)壓裂裂縫轉(zhuǎn)向帶來有利條件。主力油層多數(shù)會發(fā)生平面上的轉(zhuǎn)向，增大泄油面積，與老縫一同成為主力產(chǎn)油通道。

3、沙三中3在平面上沒有轉(zhuǎn)向，但在傾角上發(fā)生變化,分析原因是在老縫被堵住后,由于壓裂液的轉(zhuǎn)向?qū)τ谔烊欢嗔芽p斜井，多為壓裂液轉(zhuǎn)向天然裂縫造成的，同時反映此區(qū)塊地層平面上存在一定的非均質(zhì)性的。

沙三中3沙三中4第24頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四加入控制劑后反方向鋪置壓裂有效縫長控制技術(shù)

第25頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四典型井實例民38-7井周圍4口油井（+38-7、+38-05、+36-7、+38-9）產(chǎn)液量較高，平均，含水較高，平均達70%。而該井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水均較低，壓前日產(chǎn)液1.3t/d，日產(chǎn)油0.9t/d，含水只有30.8%

壓裂有效縫長控制技術(shù)

第26頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

民38-7井12號小層上次壓裂時間是97年3月，至本次壓裂時隔5年7個月，壓裂周期較長，原裂縫已不適應(yīng)該井區(qū)地質(zhì)和井網(wǎng)條件下的生產(chǎn)要求。

壓裂有效縫長控制技術(shù)

第27頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

民38-7井12號小層投控制劑后壓裂裂縫延伸方向及縫長+38-05+36-738-738-538-9+38-7+38-9東翼有效縫長增長了為29.1m，64.5m主要目的達到了第28頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

民38-7井人工裂縫方位和長度監(jiān)測成果表井號小層號壓裂井段(m)壓裂次序裂縫方位觀測縫長(m)有效縫長(m)西翼東翼西翼東翼38-7121143.6-1154.0一NE152.6o15553.1103.335.4二NE152.2o119.996.779.964.5

監(jiān)測成果表明：第一次壓裂人工裂縫方位為NE152.6o，西翼有效縫長為103.3m，東翼有效縫長為35.4m。第二次壓裂人工裂縫方位為NE152.2o，西翼有效縫長為79.9m，東翼有效縫長為64.5m。壓后測試結(jié)果分析東翼有效縫長增長了為29.1m，主要的達到了。兩次壓裂產(chǎn)生的人工裂縫延伸方向在近井地帶附近出現(xiàn)一定的夾角，夾角約為30o。后一次壓裂的裂縫延伸方位，從井筒開始以約30o的夾角延伸到30m處，裂縫很快又按前一次壓裂裂縫的方向延伸。由壓后生產(chǎn)動態(tài)分析，壓后取得了理想的增產(chǎn)效果，達到了壓裂改造的目的。

第29頁，共33頁，2023年，2月20日，星期四

民38-7井于新民油田開發(fā)初期1991年9月13日投產(chǎn)。其中投產(chǎn)的12號小層為主力油層，該層自投產(chǎn)以來歷經(jīng)三次壓裂，本次壓裂為第三次壓裂。第一次壓裂是19991年8月29日投產(chǎn)壓裂，加砂12m2，壓后日產(chǎn)液9.5t,日產(chǎn)油4.9.2t；第二次壓裂是1997年3月10日，因套串加砂8m2，壓后日增液3t,日增油1.9t，本次是第三次壓裂,日增液16t,日增油4.4t

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