转向压裂

压裂裂缝延伸控制技术目前重复压裂的两种方式一.延伸老裂缝老裂缝失效老裂缝产量下降压裂规模不够、支撑裂缝短、裂缝导流能力低这是一般意义上的重复压裂概念二.层段压出新裂缝(堵老缝造新缝)同层开新缝同井开新层重复压裂的现状邻井裂缝对应力场的影响。1987年美国能源部在多井试验中进行改变应力的压裂试验，首先证明了地应力场受邻井裂缝影响。[1,2]油气井生产/注入对原地应力场的影响[3-10]。Bruno和Nakagawa[3]用实验证明，孔隙压力的改变也会影响新裂缝的重新定向。在原地应力没有起控制作用的情况下，裂缝会转向局部孔隙压力更高的方向。他们认为靠近裂缝末端的局部孔隙压力梯度控制了裂缝的发育方向，他们的想法是建立在静态条件上的。而Detournay，Boone[4]和Berchenko[10]则表明，裂缝的发育方向是由孔隙流体扩散到基质，引起原地应力改变所决定的。这种现象引起应力强度因子随时间而变，而应力强度因子是支配裂缝发育速率和方向的一个重要因素。Elbel和Mack[11]用一套完全耦合的二维数值模型表明了在前次裂缝周围孔隙压力随时间变化的影响。他们证明长期生产能逐渐改变地应力场，使得应力能发生反转。在这种情况下，新裂缝有可能垂直于前次裂缝延伸。当应力改变达到一个最大值后，会随着油气田的继续开发而减小。这种应力改变可供选择一个最佳的时机实施重复压裂，使新裂缝最大限度地延伸。初次裂缝对应力场的影响[12-15],Dowell公司根据试验和模拟地应力研究认为，地层中存在的支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂裂缝的起裂方位垂直于初次裂缝方位，离开井眼一定范围再发生转向，平行于初次裂缝方位延伸。国内大庆油田:使用二次胶联堵剂,暂堵老缝造新缝,今年将突破3000口井,占全部的60%。吉林、中原、克拉玛依、吐哈:与大庆油田原理相同。长庆油田:使用液体堵剂或腊球进入裂缝中部产生支裂缝。西南石油学院：针对高含水井，使用永久性堵剂堵老缝造新缝。裂缝转向理论分析水力裂缝方向主要是由内部应力状态控制的，而裂缝方向的改变的关键是主应力方向的改变。从地层采出液体需要消耗油藏压力，而应力发生方向改变的关键是油藏不均匀的压降。水力裂缝将导致一个椭圆形压降区。油藏压降就发生在这个椭圆形区域内，该区域内裂缝的长轴比垂直于裂缝的轴要长的多。因此平行于该水力裂缝的总水平应力的降低值要比正交方向上（最小）的应力值大的多。因此原应力场的状态发生变化。重复压裂形成的裂缝将会偏离于原来压裂所产生的裂缝方向。沟通了油层中非泄油区或低压降区如果重复压裂裂缝超过椭圆形泄油区的边界，裂缝延伸就可能顺应最初原始应力方向。然而，由于受裂缝生长惯性的影响，裂缝也可能沿着已经改变的裂缝方向继续生长较远。孔隙弹性重复压裂新的造缝方向产生新裂缝需要更高的破裂压力值，因此需要一种合适的堵剂，这种堵剂具有以下性能：(1)堵剂能够在一定程度上预先成胶，优势在于①能有效封堵裂缝；②不渗入地层孔隙从而不会堵塞岩石孔隙。(2)要求堵剂有高的强度、良好的粘弹性，也就是很好的抗拉性及与岩石表面强的粘附力。以保证重复压裂时裂缝偏离最大主应力方向，堵剂强度至少要高于产层破裂压力值。悬浮性堵剂因为紊流作用和炮眼变形难以形成很大的压差阻力，封堵率只能达到70％，不能形成滤饼。地面一次交联的颗粒堵剂，自身强度大，但因为在地下很难形成滤饼，同样存在封堵率不好，压裂液滤失问题。地下交联型堵剂，小剂量达不到所需压力，剂量大会形成新的伤害，虽然可以形成滤饼但地下反应不稳定，达不到所需的强度。其他封堵技术与其他封堵技术的区别我们所应用的堵剂，在地面在高温高压通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型堵剂，是化学反应与物理势能相互催化的复合体。一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼。从而即具备颗粒性的高强度，又具备了交联型堵剂的好封堵率。具备了用量少，形成压差大（10－15MPA以上），压后完全溶解无污染的特点DX型裂缝延伸控制剂，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，控制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。产生桥堵的控制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a、80℃时,1小时微溶,1.5小时全溶,滤饼4.5小时全溶b、100℃时,0.5小时微溶,1小时全溶，滤饼3小时全溶参数4ty80-1岩心长度（cm）20岩心截面尺寸（cm）3.5×3.5孔隙度（%）25.74孔隙体积（ml）38.45基质渗透率Km(μm2)0.09注水压力与流量关系(cm水柱—ml/min)9.16x+0.08裂缝渗透率Kf(μm2)30滤饼阻力系数(Fr’)79.6突破压力梯度(MPa/cm)0.12封堵率/%99.2带裂缝胶结岩心的封堵试验结果(50℃)控制剂主要性能承受压差：10—15Mpa压裂液中溶解性转向剂样品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，有利于返排高强度――――很高的承压能力堵老缝造新缝重复压裂技术在中原油田、大庆油田、吉林油田进行了40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。同层中堵老缝造新缝典型案例裂缝转向的判断，国内目前没有好的办法，争议较大。国内只能通过几方面综合判断。判断方法：施工压力变化曲线、产量变化、全过程的微地震监测。进行测试压裂，目的是为了观测原裂缝方向和该层的破裂压力值。待余波消失后加入控制剂进行主压裂。取差值110-30本次是第4次压裂,前2次无效,本次压裂日增液6.4吨,日增油5.7吨,与其初产水平相当.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.胡109井压裂施工曲线胡109井裂缝监测结果小型压裂主压裂差值东翼缝长53.5m128.5m75m西翼缝长69.4m154.3m84.9m裂缝方位45.01°147.7°77.31°裂缝高度35m45m10m胡109井压裂后气产量曲线0123456782004年11月152004年11月292004年12月132004年12月272005年1月10日2005年1月24日2005年2月7日2005年2月21日2005年3月7日2005年3月21日0100020003000400050006000700080009000油气胡109井压后产量对比截至2006年6月，文13北块共有油水井52口(包括报废井12口)，其中油井27口(包括报废井8口)，水井25口(包括报废井4口)，注采井数比1:1.13。开油井22口(包括报废井4口)，日产液水平356t，日产油水平23t，单井日产液23.7t，单井日产油1.5t，综合含水93.79%，采油速度0.11%，采出程度11.98%，为典型的双低单元。开水井16口(包括报废井3口)，日注水平633m3，平均单井日注45m3，月注采比1.65，累积注采比1.93。区块自然递减28.93%，综合递减14.86%。2、开发现状文13北块区域注采井网图13-609N13-1213-4713-35N13-1513-1113-613-213-41-335013-4813-33-337513-32-340013-4513-4013-3713-22N-342513-2413-1913-608-345013-57N13-3913-3613-3013-43N13-2913-42N13-3013-31N13-26N13-3113-17沙三中713-813-60213-60113-513-1213-60613-2513-60013-60513-60413-607-342513-1013-1313-60313-713-3N13-12N13-1513-609转向压裂井对应水井主要是在构造高部位实施2口油井新13-12、13-609，这2口井投产初期产能较高，但产量递减快，几年来陆续转注4口井（共对应7口水井），油井仍不见效，虽然后期进行过重复压裂，但措施有效期短，油井处于低液量、高含水状态。今年对这2口井实施转向压裂，效果很好。文东2004年部分常规重复压裂效果统计表文13北2006年部分转向压裂效果统计表转向压裂及压后效果这12口井中，13-53井为近期施工井，压裂效果还有待观察，我们分析其余11口井可以看出，平均日增油9.0t/口，压裂效果明显优于同区块常规压裂井。文13-12井3月底实施转向压裂（S3中71-3+78-11），3448.5-3534.0m，20.4m/12层，实施转向压裂，根据应力差和转向条件综合计算需暂堵剂量为80Kg，总计加砂41.6m3文13-12井转向压裂现场施工曲线wen13-12砂密度(Kg/CuM)10831167125013331417排量(CuM/min)2.54.05.57.08.5油压(MPa)2233455768Time(min)927466483101120压后日增液量73.1t/d，日增油量10.3t/d，效果显著。文13-12井产液对比情况7.4t/d80.5t/d1.8t/d12.1t/d70.1%85%通过全过程裂缝监测显示，本次转向压裂转向角度9.6°。类别方位长度高度倾向前置压裂43.589.428北东正式压裂33.9131.435北东转向压裂前转向压裂后WSNNNS43.5°33.9文13-12井裂缝监测结果13-609井6月底实施转向压裂（S3中78-11），4mm油嘴生产，油压17MPa,日增液量72.7t/d，初期日增油量10.9t/d，取得效果显著文13-609井产液对比情况13.4t/d86.1t/d0.4t/d11.3t/d97%89.1%通过全过程裂缝监测显示，本次转向压裂转向角度20°类别方位长度高度倾向前置压裂8381.425.6北东正式压裂63120.835.3北东转向压裂前转向压裂后SN文13-609井裂缝监测结果2006.07．15对3503.3-3546.0m井段（24m/15n），进行二次加砂转向压裂，首先在33-39号层实施转向压裂，根据应力差和转向条件综合计算需暂堵剂量为50Kg，总计加砂40m3。文13-603井转向压裂现场施工曲线压后初产16.6t/d，目前产油12.1t/d，日增油11.9t/d文13-603井压裂前后产液情况02040608010012013579111315171921232527时间(天)液量(m3)日产液日产油日产水文13-603井产液对比情况通过全过程裂缝监测显示，本次转向压裂转向角度22.1°类别方位东翼缝长西翼缝长倾向前置压裂57.977.260.9北东正式压裂35.8108.272.3北东转向压裂前