压裂裂缝控制技术.docx

压裂裂缝控制技术.docx

《压裂裂缝控制技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《压裂裂缝控制技术.docx（11页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

压裂裂缝控制技术

压裂裂缝控制技术

濮阳市多凯特油气技术有限公司

压裂裂缝控制技术

目前在我国，压裂作为油田开发、综合治理、控水稳油的一项重要组成部分，随着现代压裂技术的发展，单一的加大规模、投球限流等分压和重复压裂技术已不能满足油田开发增产稳油的发展。

亟需引进先进裂缝控制技术提高压裂效果。

压裂裂缝控制技术是我公司开发应用的一项新型工艺技术。

在长庆油田、延长油田、中原油田、克拉玛依油田等国内油田进行了现场应用，取得了较好的压裂效果。

一、技术原理

压裂裂缝控制技术是应用新型化学裂缝控制剂使压裂液在地层中发生转向,在压裂中可以暂堵压裂层段中、高渗层或已压开的加砂缝,实现分压、选压从而造出新缝或使压裂砂在裂缝中均匀分布,主要作用有：

纵向剖面的新层启动；重复压裂的平面上的裂缝转向；裂缝单向延伸的控制。

此技术可广泛应用于新投压裂、重复压裂、细分层压裂、套变井及落物井压裂。

近年来在裂缝转向技术、多裂缝压裂、有效缝长控制领域中得到了广泛的应用。

压裂裂缝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中、高渗透层的炮眼或地层中的裂缝，产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值,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。

针对不同储层特性、不同封堵控制的作用，经过拟合计算确定不同的有效用量。

通过特殊工艺技术,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长度、实现多裂缝的形成、实现重复压裂裂缝转向等充分挖掘剩余油富集区域、调整注采关系的改造工艺技术。

在一定的用量范围内（相对小剂量）,可以使支撑剂均匀分布在裂缝中；

在一定的用量范围内（相对中剂量）,可以控制裂缝的有效缝长；

在一定的用量范围内（相对大剂量）,加砂中或二次加砂前,可形成多裂缝；

在一定的用量范围内（相对大剂量）,可以形成新的裂缝,在地应力决定条件下可以使裂缝方向发生变化。

二、技术特点

强度高：

具有很高的承压能力；

形成滤饼：

在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好；

可溶性好：

在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害；

有利于返排：

内含含F表面活性剂，有利于助排；

方法操作简单：

投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担；

时间可控：

所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗

粒大小控制。

三、压裂裂缝控制剂主要性能

承受压差：

＞85MPa/M

溶解速度：

压裂液中溶解性（根据井温可调）

A、30C时,4小时微溶,5.5小时全溶

B、80C时,1小时微溶,1.5小时全溶，滤饼4.5小时全溶；

C、100C时,0.5小时微溶,1小时全溶，滤饼3小时/m

四、压裂用高温裂缝控制剂强度测试评价报告

压裂过程中经常使用的裂缝控制剂在压裂过程中起着关键的作用，它关系着

压裂施工的成功和失败，裂缝控制剂的强度是关键，本测试评价报告主要是通过测试其突破压力来确定裂缝控制剂的强度，达到评价裂缝控制剂的目的。

试验采用“流动实验仪”测定其突破压力，来确定裂缝控制剂的强度的方法。

1、试验步骤及结果

突破压力试验，是采用通过人造充填岩心的方法，使用岩心流动试验仪来评

价的。

岩心使用压裂砂充填而成。

充填后的岩心基本参数见表1:

表1试验岩心基本参数

岩心编号

岩心长度

岩心直径

注水压差

平均水相渗透率（um2）

01

5cm

2.54cm

0.128MPa

2.66

02

5cm

2.54cm

0.135MPa

2.21

03

5cm

2.54cm

0.147MPa

1.93

04

5cm

2.54cm

0.153MPa

P1.63

05

5cm

1.6cm

0.137MPa

2.03

06

5cm

1.6cm

0.177MPa

1.12

（1）、分散态突破压力测试

试验分别测试了模拟压实后为5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。

样品的使用量采用计算体积的方法使用排开体积来计量的，用温度为80度压裂液浸泡3-5分钟后开始测试。

试验使用01、02、03、04号岩心分别测定

5cm、1cm、0.5cm、0.7cm厚度的突破压力。

试验结果见表2:

表2分散态突破压力测试结果

岩心编号

01

02

03

04

药品体积（cm3）

35.34

7.07

3.53

5.39

模拟厚度（cm）

5

1

0.5

0.7

突破压力（MPa）

44Mpa突

破

23Mpa突

破

无

0.7

备注

出开始注入阶段有液体后堂全封堵。

形读。

有力盖压本斗封H基成不

、有絮状物构成封堵。

从以上的实验结果可以看出，模拟压实后滤饼厚度1cm以上，其分散态药剂可以通过二次交联形成封堵滤饼，其突破压力23Mpa。

模拟压实后滤饼厚度小于1cm，其分散态药剂不能有效形成圭寸堵滤饼，并随着驱替不断溶解而流出。

（2）、预制胶结态突破压力的测试

从表2的实验结果可以看出，分散态的药剂由于其本身的颗粒性质在小于1cm的情况下不能够形成有效封堵，因此我们采用溶解后风干的方法，制成厚度为0.9cm和0.5cm厚度的药饼，并分别使用05、06号岩心进行了突破压力的测试，其结果见表3。

表3突破压力测试结果

岩心编号

厚度（cm）

突破压力（MPa）

备注

05

0.9

23Mpa突破

已经达到平流泵上限。

06

0.5

12.3

突破前只有少量的液体流出。

从以上的实验数据可以看出，该药剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高,

滤饼厚度达到或超过0.9cm就很难突破。

2、室内实验结论

（1）、裂缝控制剂在分散态情况下，其压实厚度大于或等于1cm时23Mpa不能突破，压实厚度小于0.7cm时不能形成有效封堵，没有突破压力，只是随着液体流出。

（2）、裂缝控制剂在胶结态情况下，其厚度大于或等于0.9cm时23Mpa不

能突破，厚度在0.5cm时其突破压力为12.3Mpa,突破压力梯度为大于

2.175Mpa/mm

（3）、如滤饼厚度增加则突破压力提高，本次最高突破压力为44Mpa,如要获得高突破压力可以应用增加滤饼长度的方法.

五、与其它裂缝控制技术的区别

我公司生产的裂缝控制剂是在高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的多元聚合物，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并聚，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高封堵率。

该剂用量少，耐压差大，压后完全溶解无污染的特点。

炮眼球：

（塑料球、尼龙球、橡胶球、钢心橡胶球）易脱落、封堵效果差；易嵌在炮眼处产生堵塞，而且不能够自溶，解除困难；

悬浮性堵剂：

因为紊流作用和炮眼变形封堵率只能达到70％，易污染目的层，承受压差相对小；

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不易解除，地下胶联反应不稳定，达不到所需的强度；

常规交联的颗粒堵剂，自身强度大，但因膨胀后强度低、易碎，存在封堵率不好、耐压差小压裂液滤失问题。

六、压裂裂缝控制剂的现场应用与效果压裂过程中实时的加入裂缝延伸控制剂，通过破裂压裂、裂缝延伸压力的变化可实现启动新层、改善支撑剂的有效分布等目的，拓展分层压裂的应用领域。

其适用范围：

A、可解决同层内层间差异，实现选压；纵向上启动新层，改善油井产出剖面;

B、平面上裂缝转向，沟通新的泄油区；

C、控制有效缝长，改善裂缝内支撑剂的有效分布；

D、可在同一井段实现多裂缝压裂；

E、在老井同层重复压裂中堵老缝，造新缝；

F、在隔层小、套变井、落物等无法实施分压井上实现分层压裂。

1.对裂缝方向的控制

我们在大庆油田十厂共施工5口井13个层，转向压裂结果是令人鼓舞的，从破裂压力变化、产量变化并参考微地震测试，可以判断有70％的压裂层观测

到压裂转向。

（1）在大庆油田十厂，13个层中有11个层压裂转向，其中未发生转向的层是转向剂量剂未达到转向要求，说明裂缝控制剂的加入时机及加入量、加入方法起主要作用。

（2）发生压裂转向，两次压裂的破裂压力应该有明显的不同，第二次压裂

的破裂压力应显著升高。

（3）在同一因素控制下的裂缝转向，也可能出现小角度转向。

此类转向尽

管偏离的方向小，但受到的转回原来方向的约束力也小，可以出现较长的新缝。

如朝75-105井的第二层，新裂缝始终保持着直线延伸。

（4）如裂缝发生转向，新裂缝与原来的裂缝不是同一条缝，观测到的裂缝高度也会有所差别。

（5）裂缝二翼分别存在不同的转向机制，如朝148-68井，东翼发生转向，西翼压出新缝。

2、对支撑剂铺置方向和对有效缝长的控制

压裂裂缝控制剂能够促使支撑剂的铺置方向发生改变。

在一定井网条件下，有效抑制单翼裂缝的过度延伸，实现支撑剂均匀分布在多裂缝中，完善整体单元内的注采关系。

只有支撑剂进入裂缝才真正形成有效裂缝。

应用压裂裂缝控制剂可以有效抑制压裂液在某一方向的延伸，形成缝端阻力差，可使支撑剂的铺置终止在一定的缝长范围内，大剂量的压裂有效缝长控制剂，可以使支撑剂的铺置方向发生变化，从而使支撑剂均匀分布在多裂缝中。

如图1是压开裂缝；图2是支撑剂

进入，可以看处，因为缝端压力和两侧射孔方向不同及地层非均质性设使支撑剂铺置不对称，只是偏向一侧。

这不但影响压裂效果，而且对以后的注水开发产生影响

民38-7井周围4口油井（+38-7、+38-05、+36-7、+38-9）产液量较高，含水较高，平均达70%。

而该井因为38-5的注入水被加密井+38-7、+38-05>+36-7截流干扰，所以产液量、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%

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。

本次应用控制技术使支撑剂相反方向延伸了30米.

民38-7井两次压裂施工压力曲线

二次破裂压力达到并稍高于一次破裂值，表明裂缝控制剂达到了改变两侧阻压值的目的.

井号

小层

号

压裂井段

压裂次数

观测缝长m

有效缝长m

西翼

东翼

西翼

东翼

38-7

12

1143.6-1154.0

第一次

155

53.1

103.3

35.4

第二次

119.9

96.7

79.9

64.5

-WJ叫

托fl

■1*

■

-JMJ

4

-3d

*

-M

q

-LHJ

i*

■

匕1

Q

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，相对应注采关系得到有效改善。

3、分层压裂及多裂缝压裂上的应用

二十世纪六十年代，孔眼圭寸堵球与限流技术联合被广泛应用，圭寸堵球被用

在压裂过程中不同时间的注入提高井眼压力。

Webster限流技术是利用单层之

间的应力差，最低应力层在某一注入压力下首先被压开，而该注入的压力小于其他层的应力，随后注入一定数量的封堵球堵塞该层的孔眼使另一个低应力层被压开。

然而封堵球易脱落、封堵效果差；易嵌在炮眼处产生堵塞，因其不能够自溶，解除困难，现已被裂缝控制剂所取代。

对于两个以上的射孔层段进行压裂时，压裂液先进入低地应力层段。

压开

这一层后，把控制剂加到前置液中，当控制剂与孔眼接触，即阻止了压裂液进入，从而在孔眼内造成压差，使得滤饼严密封堵这一层的孔眼，再对第二层进行压裂。

如此重复，直到把所有层段处理完毕。

压后井底压力下降，控制剂在孔眼内完全溶解随返排液带出地面。

所以利用该裂缝控制技术即使在同层也可产生新多缝的可能性。

只要裂缝控制剂所产生的压差大于剖面上最小主应力差值，就可以在一定条件下产生纵向上多裂缝细分层压裂的效果.

4、典型井例效果分析

2006年8月-9月，在蟠龙采油厂实施转向重复压裂10口井，累计增油4000多吨，取得了明显的效果。

通过前后施工参数对比，转向压裂井在施工排量与第一次压裂相同情况下破压平均上升10.7Mpa，其中蟠2011-3井，上升了

14.0Mpa，说明堵老缝压新缝的转向重复压裂的目的得到了实现。

部分井效果统计表

井号

时间

措施前日产

措施后正常日产

日增t

净油

有效天数

累计增油t

液量t

油量t

液

量t

油量t

蟠2016

2006.8.16

1.0

0.3

4.5

1.8

1.5

150

225

蟠2019

2006.8.17

1.1

0.2

7.5

1.5

1.3

180

234

蟠2013-1

2006.9.20

0.49

0.4

10

6.5

6.1

105

640.5

蟠2011-3

2006.9.20

0.4

0.36

8

6.0

5.64

156

880

七、结论

1、该压裂裂缝控制技术是一种新型裂缝控制技术；

2、该技术中裂缝控制剂封堵强度高》85MPa/m，不污染储层，可满足中深井施工需要；

3、利用该裂缝控制剂可解决同层内层间差异，实现选压；纵向上启动新层,改善油井产出剖面，

4、利用该裂缝控制剂平面上裂缝转向，沟通新的泄油区；

5、利用该裂缝控制剂可控制有效缝长，改善裂缝内支撑剂的有效分布；

6、利用该裂缝控制剂可在同一井段实现多裂缝压裂；

7、利用该裂缝控制剂可在老井同层中实现重复压裂；

8、利用该裂缝控制剂可在隔层小、套变井、落物等无法实施分压井上实现分层压裂。