压裂裂缝延伸控制技术

压裂裂缝延伸控制技术压裂过程中裂缝延伸形态重复压裂过程中裂缝形态原缝张开新缝张开单一的原缝重复张开缝长缝宽等参数变化平面上裂缝方向发生转向裂缝的倾角发生变化纵向上中低渗透层压开新缝裂缝方向与最小主应力方向垂直,一定净压力下纵向上高渗层及最小主应力相对小的层先张开首次压裂提高砂比砂量堵老缝造新缝裂缝延伸控制技术思路裂缝延伸控制技术可以分成两个方面：一种是促进主裂缝的延伸。同粒径段塞技术则是利用其本身的高导流能力构造好的主裂缝，从而使次要裂缝不再延伸。一种是抑制主裂缝的进一步延伸,利用可降解的裂缝延伸抑制剂主要是暂堵主裂缝，抑制高导流能力裂缝进一步延伸,从而压开新缝延伸成为新的油流通道。停泵同粒径段塞技术操作方式:在主压裂前根据小型压裂的分析结果，设计一定砂比的支撑剂段塞去处理近井地带问题，停泵分析段塞进入地层后的曲线变化，根据结果决定是否进一步处理。要解决的问题:多裂缝，弯曲摩阻,较高的岩石模量等造成的压裂施工困难一般方法:提高前置液量、增大压裂液粘度、粉陶段塞技术等方法停泵同粒径段塞:是指与主压裂具有相同粒径段塞（20/40mesh）作为处理近井多裂缝，弯曲摩阻的主要手段。同粒径段塞理论依据延伸方向接近于垂直最小主应力方向的裂缝的最容易开启，因此更容易被支撑剂填充。停泵等裂缝闭合后重新启泵，支撑剂填充多的裂缝由于导流能力高于其它裂缝，在重新开启时首先张开，而其它裂缝不会再张开，通过这种方式促进主裂缝的延伸，保证足够的缝宽。由于该技术必须保证主裂缝的导流能力，因此必须采用较大粒径的支撑剂作为段塞。W-裂缝平均缝宽Dprop-支撑剂平均直径发生砂堵时，砂比与裂缝的缝宽并不是线性关系，而是存在临界值的关系，它的存在意味着：如果通过某种技术使裂缝平均缝宽超过该临界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍的提高。这一点在多裂缝储层更加明显。砂比（PPG）桥桥堵发生在W/Dprop“实际统计桥堵发生在W/Dprop“实验室结果0.5–2PPG1.15–2.01.82-5PPG2.0-3.02.25-8PPG3.02.6发生桥堵时砂比与缝宽的对比关系典型案例多裂缝储层的压裂腰英台油田应当属于国内近几年发现的典型的低渗透裂缝性油气藏，其地质条件的特殊性给压裂改造带来了一定的难度，地质条件的特殊性主要表现：压裂主要难点：天然裂缝发育，压裂液滤失大，易脱砂以至压裂失败；由于储层物性差，造缝困难，提高裂缝的导流能力有一定难度；压裂规律不好确定，给整体压裂改造带来一定的难度。由于该区块地质构造特点，导致加砂难度大，加砂规模小，砂比低。在采用该技术之前，该区块采用过提高前置液量、增大压裂液粘度、粉陶段塞技术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过10%通过同粒径段塞技术后，该井平均混砂比26%最高混砂比40%（7PPG），最低混砂比12%加砂22.5M3。低渗气藏的压裂大49井鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡东段塔巴庙低幅鼻状构造带上的一口探井,渗透率0.1-2.58×10-3μm2，孔隙度3.1-8.5%，属低渗油气藏。该区块裂缝延伸较难，即使冻胶不加砂注入，压力仍然一直攀升。变排量分析结果表明近井地带摩阻与排量指数关系约为1。该区块高砂比加砂较难，最高砂比一般在33%左右，部分井可以提高到40%。采用同粒径段塞技术后，最高砂比提到52%。应力变化值与新裂缝产生附加条件ABCDEF-----+10MPa-----+7MPa-----+3MPa--------3MPa-------7MPa孔隙弹性重复压裂新的造缝方向A:不形成方向变化B：堵老缝，原生裂缝发育或采用特殊工艺C：堵老缝DE:（同时）开启堵老缝F：近90度垂直缝BC为偏转型，EF为近垂直型变化同一条件下:渗透率、弹性模量、围压、孔隙弹性系数等储层岩石性质。纵向上中低渗透层压开新缝地应力条件暂堵滤饼所引起的静压力提高值大于不同渗透层的纵向上最小主应力差值或渗透率的反转渗透率差异地应力差异压裂裂缝控制剂对裂缝方向的控制对支撑剂铺置方向的控制对有效缝长的控制在同层中堵老缝,造新缝在套变井\落物井上的应用转向控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，转向剂颗粒进入井筒的炮眼，部分进入地层中的裂缝端部或高渗透层，在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置发生变化。产生桥堵的转向剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。控制机理转向剂样品编号控制剂在压裂液中溶解性:控制时间范围：1－4小时30℃小号转向剂溶解曲线02040608010012000.511.522.533.5时间（h）%水10%HCl压裂液30℃大号转向剂溶解曲线02040608010012000.511.522.533.544.555.5时间（h）%水10%HCl压裂液50℃小号转向剂溶解曲线02040608010012000.511.522.533.544.5时间（h）%水10%HCl压裂液50℃大号转向剂溶解曲线02040608010012000.511.522.53时间（h）%水10%HCl压裂液80℃小号转向剂溶解曲线0204060801001200102030405060时间（min）%水10%HCl压裂液高温控制剂100度溶解曲线02040608010012000.511.522.533.5水10%HCl压裂液电脑平流泵中间容器烧杯165.312g填砂段药剂顶替液天平一级压力传感二级压力传感三级压力传感恒温箱控制剂主要性能承受压力：10—85Mpa技术特点在地层可以形成滤饼―――很好的封堵率所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小在压裂液中可以完全溶解内含含F表面活性剂，有利于返排投入方法简单，不会给压裂工艺带来新的负担。高强度――――很高的承压能力控制压裂裂缝平面转向技术在中原油田、大庆油田、吉林油田进行了20多口井施工实验，从压力变化、产量变化并参考微地震测试结果分析，转向压裂效果是令人鼓舞的。现场试验：对裂缝方向的控制110-30本次是第4次压裂,前三次无效,本次压裂日增液6.4,日增油5.7吨,与其出产水平相当.朝110-30井第三层初次压力19兆帕：第二次压力35兆帕，相对第一次压裂，压力有明显增高,微地震方位由71.2度转向变化86.0度.中原油田采油二厂卫357井转向压裂砂层厚度声波时差孔隙度含油饱和度综合mμs/m%%解释砂三中3443593.53596.5348217.42.10干层砂三中3453598.13599.51.422220.25.67.3干层砂三中3463600.83601.60.8132329.913.1干层砂三中3473603.83605.31.52423810.448.8油层砂三中4503625.83626.8116212.55.60干层砂三中4513628.43630.11.727232.210.628.2油层砂三中4523630.53631.91.422236.610.331.7油层砂三中4533638.43640.92.540238.910.545.1油层砂三中45436443645116223.28.235.6干层砂三中4553646.93649.12.23523710.758油层砂三中4563652.43653.51.118233.210.244.7油层砂三中4573654.13655.61.524231.69.939.8油层孔数以上S三中3-419.1m/12层已射待压裂层位层号井段m•压裂同时进行了微地震监测,以判断该井在压裂转向施工过程中是否出现转向,是否出现新缝.卫357井2004年8月12日压裂。首先监测了前置压裂，该压裂的目的是打开老缝。加入暂堵剂堵住老缝后，再次压裂，以图压开新缝.卫357施工曲线010203040506070809010014:08:5614:25:3514:42:1514:58:5515:15:3515:32:1515:48:5516:05:3516:22:15油压,(0-100)MPa套压,(0-100)MPa排量,(0-10)m3/min密度,(0-2000)kg/m3液量,(0-300)m3沙三中3沙三中4测试过程1小型压裂，测原缝2停泵30分钟3停泵时连入加控制剂管线4正式压裂阶段，测新缝井名层方位(度)长度(米)高度(米)倾角(度)倾向上层前置-68.93396.57.223东北砂三中3再次-70.231910.715东北下层前置-74.7493.631.482东北砂三中4再次76.4524.4261东北卫357井卫357井人工裂缝监测结果357微地震测试结果分析1、原缝小规模测试阶段，两个层的原缝方向基本相同，说明在上次压裂过程中，两段已经被同时压开，反映出在纵向上的最小应力差值不大，原始的水平最小应力方向也相同，各层已经全部压开，本次压裂在纵向上不可能有新缝。2、分析在笼统压裂条件下，平面上沙三中3与沙三中4方向产生差别的原因是由于沙三中4有相对良好的物性使之成为主要的出液层，本井已经产液6973吨，在沙三中4层附近产生了有利于裂缝平面转向的附加应力，所以在暂堵老缝的条件下，新缝偏转了。中原油田大部分井初产高，液量大，压力下降快，差值大，为重复压裂裂缝转向带来有利条件。主力油层多数会发生平面上的转向，增大泄油面积，与老缝一同成为主力产油通道。3、沙三中3在平面上没有转向，但在倾角上发生变化,分析原因是在老缝被堵住后,由于压裂液的转向对于天然多裂缝斜井，多为压裂液转向天然裂缝造成的，同时反映此区块地层平面上存在一定的非均质性的。沙三中3沙三中4加入控制剂后反方向铺置压裂有效缝长控制技术典型井实例民38-7井周围4口油井（+38-7、+38-05、+36-7、+38-9）产液量较高，平均，含水较高，平均达70%。而该井产液量、产油量、含水均较低，压前日产液1.3t/d，日产油0.9t/d，含水只有30.8%压裂有效缝长控制技术民38-7井12号小层上次压裂时间是97年3月，至本次压裂时隔5年7个月，压裂周期较长，原裂缝已不适应该井区地质和井网条件下的生产要求。压裂有效缝长控制技术民38-7井两次压裂施工压力曲线02040600102030405060时间（min)压力（MPa)民38-7井12号小层投控制剂后压裂裂缝延伸方向及缝长+38-05+36-738-738-538-9+38-7+38-9东翼有效缝长增长了为29.1m，64.5m主要目的达到了民38-7井人工裂缝方位和长度监测成果表井号小层号压裂井段(m)压裂次序裂缝方位观测缝长(m)有效缝长(m)西翼东翼西翼东翼38-7121143.6-1154.0一NE152.6º15553.1103.335.4二NE152.2º119.996.779.964.5监测成果表明：第一次压裂人工裂缝方位为NE152.6º，西翼有效缝长为103.3m，东翼有效缝长为35.4m。第二次压裂人工裂缝方位为NE152.2º，西翼有效缝长为79.9m，东翼有效缝长为64.5m。压后测试结果分析东翼有效缝长增长了为29.1m，主要的达到了。两次压裂产生的人工裂缝延伸方向在近井地带附近出现一定的夹角，夹角约为30º。后一次压裂的裂缝延伸方位，从井筒开始以约30º的夹角延伸到30m处，裂缝很快又按前一次压裂裂缝的方向延伸。由压后生产动态分析，压后取得了理想的增产效果，达到了压裂改造的目的。民38-7井于新民油田开发初期1991年9月13日投产。其中投产的12号小层为主力油层，该层自投产以来历经三次压裂，本次压裂为第三次压裂。第一次压裂是19991年8月29日投产压裂，加砂12m2，压后日产液9.5t,日产油4.9.2t；第二次压裂是1997年3月10日，因套串加砂8m2，压后日增液3t,日增油1.9t，本次是第三次压裂,日增液16t,日增油4.4t。本次压裂与以往压裂对比分