微裂缝发育储层压裂技术研究

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中国石油大学（华东）硕士学位论文微裂缝发育储层压裂技术研究姓名：王卫国申请学位级别：硕士专业：油气田开发工程指导教师：陈德春20071001 微裂缝发育储层压裂技术研究王卫国(油气田开发工程)指导教师：陈德春(副教授)摘要文留及濮城油田部分低渗透储层微裂缝比较发育，压裂施工中由于微裂缝的影响导致压裂成功率低．通过对国内外微裂缝发育储层压裂技术发展现状进行调研，找出造成微裂缝发育储层压裂成功率低的原因。开展了微裂缝储层地质特征研究、降滤失材料选择、压裂液配方研究、设计优化技术研究、压裂诊断识别及净压力特征曲线研究、返排技术研究等系统工作。在实施压裂过程中，选用油溶性降滤剂，采用具有低伤害、易破胶、返排快等特点的压裂液，以及应用压裂诊断技术等，现场实践20井次，施工成功率lOO％，有效率100％，单井增油1715．2t，取得较好的增产效果。该研究对于提高徽裂缝发育储层压裂蓬工的成功率和有效率有着积极的意义。关键词：微裂缝，储层，压裂技术，研究 TheResearchoftheFracturingTechnologyforTinyFissuresGrowthReservoirsWANGWei—gIl砷DiIandGasFieldDevelopmentEngineering)DirectedbyVice-FrofessorCHENDe-chumAbstractfracturingsuccess-ratiowaslowerbecauseofthetinyfissuresinWenLinandPuChenglowpermeabilityreservoirs．BasedOntheresearchstatusoffracturmgtechnologyforthetinyfissmesreservoir,thecausesofthelowerfracturingsuccess-ratiowe托analysed．Accordingly，aseriesofworksweTcaccomplishedincludethegeologycharacteristicsstudyofthetinyfissuresgrowthresm_voir,thematerialselectionofdescendingtofilterloss,thecontentofthefrac．Ⅱingli叫d，thetechnologyofoptimizationdesign,thefiltcturingcfiagnosisandreturnproductiontechnique，andSOOILAtsainctime，theoilfieldapplicationswereimplementedin20wellsandthefrac姐-mgsuccess-ratiowas100％．Theoil-increaseeffectwasbetterwhichtheoil-increaseproductionwas1715．2)．Theresearchhasm缸币叭觚troletoincreasethefracturingsuccess—ratioandefficiencyofthe丘瓤血lringintiI黟fissuresgrowthfl嚣ervoits．Keywords：TinyFisstues,Reservoir,FracturingTechnologytResearch 关于学位论文的独创性声明本人郑重声明：所呈交的论文是本人在指导教师指导下独立进行研究工作所取得的成果，论文中有关资料和数据是实事求是的。尽我所知，除文中已经加以标注和致谢外，本论文不包含其他人已经发表或撰写的研究成果，也不包含本人或他人为获得中国石油大学(华东)或其它教育机构的学位或学历证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对研究所做的任何贡献均已在论文中作出了明确的说明．若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。学位论文使用授权书本人完全同意中国石油大学(华东)有权使用本学位论文(包括但不限于其印刷版和电子版)，使用方式包括但不限于：保留学位论文，按规定向国家有关部门(机构)送交学位论文，以学术交流为目的赠送和交换学位论文，允许学位论文被查阅、借回和复印，将学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，采用影印、缩印或其他复制手段保存学位论文．保密学位论文在解密后的使用授权同上．学位论文作者签指导教师签名：／2,Elf)7日，尹R|rEt 串互石油大学(华东)瑗士学位论文第一章前言1．1问题的提出中原油田渗透率低，稳产难度大，水力压裂已成为中原油田油气勘探开发中必不可少的一种有效手段。但由于中原油田断块多，储层岩石坚硬致密而较脆，一些区块储层中总是伴随有多种状态、型式的天然微裂缝系统，使其具有较强的非均质性和各向异性，对实施水力压裂都起到严重的制约作用，使压裂设计、现场实施、效果预测与评估都更为复杂。微裂缝发育储层压裂中遇到的主要问题是：人工裂缝在延伸中会遇到天然微裂缝系统，形成多条裂缝，大量的液体滤失到微裂缝中。使裂缝宽度变窄。如果采用常规压裂技术．常常会出现早期脱砂，不能按设计完成加砂任务，达不到设计的支撑缝长，也就达不到预期的增产目的，甚至还会出现卡管柱造成大修等事故。中原油田文13块、文90块、文213块、濮85块等是典型的微裂缝发育区块，在这些区块的水力压裂施工中，砂堵现象时有发生，加不完砂的井就更多了。表1．1是中原油田典型的微裂缝发育区块2001年以来砂堵井统计资料。表1-I微裂缝发育储层压裂砂堵井统计资料区块名井号文气13-2、文13．118、文13．296、文13．332、文13-364、文13．文13块(1l口井)369、文13-377、文13-608、文13-424、文13—118、文13-425文90块(4口井5井次)文90-43、文90-44两次、文9047、文90-21文213块(11：3井2井次)文213—8两次、文213-20浪85块(4口井)濮85-6、濮85．13，浪8s—17，浪85-20、浪B5-4由以上统计资料可看出，裂缝发育储层水力压裂过程中，砂堵机率较大，施工成功率80％左右，明显低于常规压裂井。微裂缝发育储层压裂的难点在于：(1)储层介质的非均质性强微裂缝发育储层介质的强非均质性，主要表现在储层介质中天然裂缝的分布情况非常复杂，随空间位置不同而任意分布，至今尚不能很好提供其分布规律。(2)压裂裂缝的起裂延伸复杂 第一章前言天然微裂缝的存在，使得就地应力场更为复杂。研究表明此类储层压裂易出现如图1-1所示的多裂缝，尚无规律可循，这就为室内模拟水力裂缝的形态和延伸动态带来了较大困难。，严㈣龋溢村jn。翻j锈瑶圈1．1压裂中多裂缝发育Fi91—1Fissuredfraetureiag微裂缝发育储层介质中固有的天然裂缝和在外力作用下可张开的潜在裂缝的存在，使得在压裂施工中液体的滤失系数呈两特点：一是滤失系数是动态变化的：二是滤失系数比相同条件下的均质介质大得多．这是此类储层压裂砂堵率高的一个重要原因．1．2国内外关于微裂缝发育储层水力压裂简况在提高微裂缝发育储层施工成功率方面，国内外普遍在采取降滤措施的同时，还采用加大稠化剂用量来提高压裂液粘度，增加前置液用量以提高压裂液的造缝效率，实现裂缝深穿透，保证施工成功。吉林油田大情字区块储层微裂缝发育，廊坊压裂酸化中心根据该区块微裂缝特点，对压裂设计进行了优化，提高了该区块的施工成功率．他们采取的措施有：(1)采用粉砂降滤．(2)增大前置液比例和尽可能提高施工捧量；为了提高砂液比、砂量和保证施工的顺利进行，采用全三维压裂软件进行裂缝模拟，考虑到裂缝延伸中可能形成多条裂缝，前置液百分数为50％～60％．(3)采用高粘压裂液体系，保证施工期间，能把全悬浮的高浓度支撑剂轻易泵入，并产生足够的缝宽，以避免支撑剂沉降在套管或缝内而发生砂堵。他们要求压裂液在地层温度，170So剪切速率下，90rain后粘度保持在300mPa．s以上。现场施工4口井，取得明显的压裂效果，见表1．2．2 中胃石油大学(华东)硬士学位论文表l-2吉林油田大情字区块4口井压裂效果统计井号返排率(％)日产液(m’日产油(m’日产水(m’黑5884．737．4O黑67l∞lL938．9情3-99036O36情16-224204平均91．627．315．112．2河南油田安棚地区属特低孔特低渗储层，核三下段平均孔隙度4．53％，平均渗透率1．09x10-3tun2，该区微裂缝发育。河南油田勘探部与廊坊压裂酸化中心合作，研制出了一套适合本区储层特征的压裂液体系和压裂工艺技术，经现场实施也取得了十分显著的增产效果，使该区勘探取得了重大突破，发现和探明了近千万吨级储量的油田，并为该区下步建成10x104t产能的油气田提供了技术支撑．2000年6月至2001年4月，先后进行了12井次的单井压裂方案设计，并进行了现场实旌，燕工总体上取碍成功。统计的5口劳的现场施工平均单井用液量158．0m3，平均摊量4．0m3／min，平均加砂量22．8m3，平均砂液比28，O％，压后效果见表I．3。表1-3河南油田安棚地区5口井压裂效果统计压裂前压裂后井号生产日产油日产气日产水生产日产油日产气日产方式(m3)甜)∽方式(m，)∞水(m，)SmmB252抽汲4．63少量o．1499．41570H0O自喷8mmB253铡试05243．753．9648123105自喷B97抽汲O．92微量0抽汲23．O少量0．45B246抽汲1．28微量O抽喷17．015532．678manA29抽汲0．6O34．O800O自喷安棚地区探井压裂后效果比较明显，有效率达77．8％，其中有5口探井7个井次压后获较高产工业油气流，已累计增油lll00t，取得了较好经济效益。安棚地区南部中浅层系安29、泌97井两口老井复查重新试油，经压裂改造获较高产工业油气流，发现了新油层，扩大了含油面积；泌252并压后获高产工业油气流，使安棚深层系勘探取得重大突破；泌253井压后在大仓房组获高产工业油气流，发现了一套新的含油气层系；安棚地区目前已初步拿到1000x104t新增探明储量，取得了良好勘探效果。3 第一章前言由以上可知，尽管取得了较好的增产效果，但为了能保证施工成功，他们在采取降滤措施的同时，还采用提高聚合物浓度来增加压裂液粘度，并且尽量增加前置液用量，使压裂液的初始粘度高达500mPa．s以上，这样的压裂液摩阻高，不便于提高施工排量、压裂液返排困难、破胶后大量的残渣将滞留于地层和裂缝中，对其造成二次污染．1．3裂缝几何形态研究进展大量室内研究和现场施工表明，节理、断层、层面、天然缝等地质上的不连续对水力压裂的实旄过程．所形成水力缝的几何形态有着显著影响，主要表现在控制裂缝的起裂位置及延伸方向；阻止裂缝垂向延伸：在近井和远井带形成多裂缝或裂缝分支；在篪工中增大液体滤失，使裂缝变短；旌工中由于裂缝扭曲、转向、形成多裂缝、裂缝转移等使近井筒摩阻增加，进而使施工压力增加，缝内净压降低，以致影响支撑荆携带和铺置，造成压裂早期砂堵。关于节理、断层、层面、天然缝等地质上的不连续对水力压裂的实施过程、所形成水力缝的几何形态影响的研究由来以久，Lamontg在1963年就进行了天然缝对裂缝延伸影响的研究【ll，Teufel在1979年研究了层面对裂缝延伸的影响【21，在随后的几年中，Blanton、Warpinski、Zimmerm越和Tcufel等人13]先后就地应力、节理、断层、地层特性等因素对水力压裂和裂缝几何形态的影响进行了相应的研究，Blanton的研究结果[41表明，当水力缝遇到天然微裂缝时，存在三种情形：(1)水力缝穿过天然缝继续延伸：(2)水力缝沿天然缝延伸一段长度后在天然缝面上重新造缝；(3)天然缝被压开．水力缝沿天然缝延伸。而相应的地应力变化对水力缝的延伸为当水平地应力差小于14MPa时，如果最大主应力方向与天然缝之间的渐近角小于30。，则水力缝将沿着天然缝延伸(图1．2情形1)；当地应力差小于3．5MPa时，水力缝将沿着所有角度渐近角的天然缝延伸。当渐近角为90。时，出现上述情形2(图1-2)；地应力差越小，水力缝越容易沿天然缝延伸，越容易出现多裂缝、多裂缝分支和高旅工压力等情况．Teufel、Clall【j阳Andfrson等人研究了层面对裂缝几何形态的影响，结果表明，裂缝在遇到层面后几乎停止延伸，只穿透了2．50m～5．0cm，注入的支撑剂大部分都沿着层面铺置。此时上覆层面地应力比下层高0．7MPa～1．4MPa，说明在摩擦力和地应力差的共同作用下，可以很好控制裂缝延伸。4 中国石油大学(华东)硕士学位论文Warpinski和Teufel从1981到1987年通J由viineback实验研究了各种地质不连续如节理、断层和天然缝等因素对水力压裂的影响，通过他们的研究发现，当天然缝、节理、层面等各种地质不连续情况同时存在时，水力裂缝的延伸非常复杂(图1-3、图1．4)，从挖出来的岩石变化情况可以看出，在天然缝发育区，由于天然缝被压裂液充填，单一裂缝很难见到，大多数都是同时出现几条主控缝及其分支．在岩性发生变化处和与节理相连处也出现了相似的裂缝分支和裂缝扭曲。+．，!情形l，，，：，，气然缝-，7图1-2天然缝地层水力裂缝延伸情况Figl-2reservoirfracturingextensionofnaturalfracture图1-3存在天然缝、节理和层面等因素时复杂裂缝形态r唱1-3Complexfracturemorphologyofnaturalfracture、jointandbeddedplane图l一5可以称为是节理发育段水力裂缝发育延伸的典型代表，从图中可以看出当裂缝与节理相交时即产生2～3个分支缝，其中有一些分支缝在延伸不远处就消失，而其。伞●Jq●J箩呵，， 第一章前言它缝能延伸到很远处。值得指出的是，在这项实验中，渐近角范围是300～900，最小主应力为0．69MPa，水平应力差为2MPa～2．8MPa。实验研究表明，由于断层区的应力变化，断层对裂缝几何形态影响较为严重，多数情况下水力裂缝在遇到断层后就停止延伸，即使穿过断层，也不会延伸很远。实际挖掘实验也验证了这一点，在应力差为2．8MPa的条件下在断层区进行压裂实验，设计缝长为23m，而实际延伸缝长仅为Im，且只在断层内发现少量的压裂液和支撑剂垆J．主图1-4水力缝在天然缝和节理处出现分支Vtgl-4Bnnchofhydropowerfracturebetweennaturalfractureandjoint裂垃延伸方向·6-aztL·6图1-5水力裂缝在节理地层几何形杏Flgl-5BedgeometryofHydropowerfracture在前人所进行的关于水力裂缝能否穿过天然缝继续向前延伸研究的基础上，进行了一系列的室内实验来研究不同渐近角和地应力差下天然缝(节理)对水力裂缝的影响。实验参数和结果见表1．4和图1．6和图1．7旧。图1．6所示的实验样品为20．3x15．24x15．24cm的Coconino砂岩，可以三轴加压。实验中其垂向压力一直保持在17．24MPa，最小水平应力为3．45MPa，水平应力差在6．9MPa～13．8MPa范围内变化，岩心样品在实验前人工6 中盈石油大学(华东)硕士学位论文加工出一条节理(裂缝)，使其渐近角分别为300、600和900，并在每块样品中心加工一个直径0．69cm的井眼，上部下入直径为0．64cm钢管封隔器，下部为直径为0．64cm，长为8．9cm的实心钢柱，上下两段用环氧树脂固结，只在中部留下2．54cm的裸眼段，以保证裂缝从中心部位起裂。在不同实验条件下产生三种实验结果：①裂缝穿过节理；②由于液体沿张开或胀开的节理流动使得裂缝停止延伸；③由于节理剪切滑移，没有液体沿节理流动，从而阻止裂缝延伸。从图l-7可以看出，裂缝几何形态为水平应力差和渐近角的函数，只有在高应力差或渐近角大于等于600时水力缝才能穿过节理；在应力差较低、渐近角较小时，由于缝内流体压力较高。从而使得节理张开、液体转而沿着节理面流动，因此水力缝不可能穿过节理；当地应力差较大、渐近角为300，水力缝的延伸由于节理面上的剪切滑移而停止．这些结果与Blanton)听进行的大样品水力压裂实验结果一致。表1-4实验参数及结果渐近角B最大水平应力最小水平应力应力差实验(o)(MPa)结果3073．5节理胀开30lO．53．57节理胀开30143．510．5剪切滑移6073．5节理胀开60lO．53．57节理胀开60143。5lo．5穿过节理9073，5，．5节理胀开9010．53．57穿过节理90143．510．5穿过节理如m。震l金孟卜、、口min一掏节理／图l-6实验示意图F喀l一6Conventienaldiagramoftheexperiment7 第一章前言置钢1000R倒卧*⋯O0102030405060T0BO90新近角B【·)圈1．7水平应力差与渐近角对水力缝影响实验结果。eigl-7ResultsofHydropowerfractureexperiment2000年，Beugelsdijk和Pater等人对最新进行的天然缝对水力压裂裂缝影响的实验研究进行了详尽的描述。他们选取不同地应力差、液体粘度、排量等参数进行实验，研究不同参数变化对水力压裂裂缝几何形态的影响。实验模型由Portland水泥制作，水泥和水的比例为40：100，模型制成2天后放入温度为200"(2的烤箱14天进行脱水，形成收缩缝，用来模拟地层的天然缝。加热后将其加工成0．3m见方的实验模型，并在其上钻井眼．实验进行后，将模型进行切片，利用高压灯观察天然缝和水力裂缝的几何形态。图上所示的白色缝为新形成的水力裂缝，虚线为水力缝与天然缝相交部分，黑色为天然缝，图1．8为进行处理后的标准图片【刀。图1-8实验模型F蜒l-8Experimentalmodel8 中目石油大学(华东)硕士学位论文在进行一系列各项参数变化敏感性实验之前，首先进行基础实验[gl，求得该实验条件下的结果，实验参数分别为：g=8．3x10"gm3／s，／c=100mP&s，ox=8MPa，ay=10MPa，oz=20MPa，／F100Pa．s，船F町．25(gh=az—O"x／ay)·图l-9为基础实验结果，从图中可以看出，基本形成了一条主控人工裂缝，人工缝只部分与天然缝接触，天然缝影响不大。图1．9基础实验结果mgl-9Theresultsofbasleex：periment其它参数不变，增大地应力差，在毛分别为l和2．5时进行水力压裂模拟实验，图1．10为实验结果。从图上可以看出，毛为l和2．5时的差鄹不大，都形成了一条明显的主控裂缝，且水力裂缝穿过天然缝，几乎不受其影响．图1．10改变地应力差后实验结果F龟1-10Theexperimentresultsofalterationformationpnmure9 第一章前言保持其它参数不变，只改变其(q．p部．3x10"SN．m、8．3x10-6N．m)，进行q．值敏感性实验，当q．旷8．3x10"SNm时，尽管液体压力大于实验围压，液体还是都滤失进入天然缝，从压力曲线上看不到造缝的迹象，由于增压速率太低，无法形成新裂缝，因此在井筒周围没有形成主裂缝(图1．11、图1-12)。虽然在后期提高了排量，但也没有形成新裂缝，只是使得天然缝在原来的基础上继续张开和延伸。而当采用两种排量和粘度同样q．值时(8．3xl酽Nm)时，情况发生比较大的变化．由于增压速率较快，两个实验的结果大致相同，都形成了一条只与天然缝少部分相交的主裂缝。在上述改变q．值实验的基础上，进行了变排量压裂模拟实验，实验结果表明(图1．13)，天然缝地层的变排量压裂不利于形成主控水力裂缝，一旦天然缝被滤失进入的液体胀开，就很难再改变裂缝的几何形状形成新的水力裂缝．不同的应力系统对水力压裂也起着至关重要的影响，实验中考虑了构造地应力的影响，将各向地应力参数设置为O"z=6MPa、仃，=12MPa和仃。=9MPa进行压裂模拟实验，实验结果表明(图1．14)，在井筒附近形成了几何形态类似于基础实验裂缝且与天然缝相交的主控裂缝，但在远井筒处，由于天然缝延伸方向改变，使得裂缝出现分支，尽管液体部分滤失进入天然缝，但新裂缝继续沿原方向延伸。图1-11q．p=8．3x10"SNm时压裂模拟实验结果FIg1-11Theffiracturingsimulatedexperimentresultswhenq．p4．3xlO'SNm10 中田石油大学(华东)硕士学位论文伽(sac)图1-12q．p4．3x10"SNm时压裂模拟实验结果mg1-12Thefracturingshnulatedexperinaentresultswhenq．p=8．3xlO'SNm图1．13变捧量压裂模拟实验结果mgl-L3Thefracturesimulatedexperimentresultsofalterationdeliveryvolume图1．14考虑构造应力影响模拟压裂结果Figl-14Thefracturesimulatedexperhnentresultsoftectonic$(1-etMJll 第一章前言不但地应力差大小、地应力系统、液体粘度和捧量对水力缝几何形态有影响，通过实验发现，天然缝的分布模式也对水力压裂裂缝的几何形态有影响。图1-15为多边网状天然裂缝和放射状天然裂缝模式的模拟压裂结果，从图中嘲可以看出，多边网状天然裂缝模式压裂时容易引起裂缝扭曲，滤失量大，不易形成新裂缝，对裂缝形态影响较大，而放射状天然裂缝模式压裂时容易形成多裂缝。放射状天然裂缝图1．15不同天然缝模式的模拟压裂结果nzl-lsThefracturesimulatedexperimentresultsofdifferenceaalnralfracture综上所述，可以得到以下认识网：(1)以前人们认为只要在井简周围形成光滑的裂缝。就可以使裂缝保持为一条直线。但实验表明，尽管在近井周围扭曲度小，由于天然缝的影响，远井带也要出现较大的扭曲．(2)提高捧量和液体粘度可以减少天然缝的影响。(3)人工裂缝要克服天然缝面上的岩石强度才能穿透天然缝，因此需要剪切力超过其岩石张力．而低排量时滤失进的液体成为了润滑剂减少并消除剪切力，阻止裂缝形成。(4)压裂初期使用高粘流体防止出现多裂缝．1．4微裂缝发育地层水力压裂影响因素在对天然缝发育地层进行大量的水力压裂施工后，发现天然缝发育地层的水力压裂存在下面几个问题【10】：(1)由于射孔孔眼不足或水力缝在近井筒处发生扭曲、反转、窜层和形成多裂缝等(图1．16)因素造成的近井筒摩阻增加，缝内净压力下降，压裂早期砂堵． 中国石油大学(华东)硕士学位论文(2)由于水力裂缝在远井地带发生反转和扭曲造成的缝内净压力增加，闭合压力较高或两者的综合反应，从而使得裂缝停止延伸，施工被迫停止。1995年优化射孔减少压裂早期砂堵在美国阿科拉荷马州的Anadarko盆地气田得到应用【l¨，在原来射孔设计的基础上，采用不定向、零相位角、大孔眼、低密度和小层段射孔技术，进行了射孔技术改进，结果取得了显著的效果，大大降低了近井筒多裂缝的形成，避免低砂浓度条件下的砂堵，将砂浓度由原来的2．5mg／L提高到8mgL以上．图1一16引起近井筒摩阻增加的四种裂缝类型Fi91—16TypeoffracturecausingfrictionofnearwenboreGeoffreyARoberts等人所叙述的澳大利亚Cooper盆地的100D施工井中，有lo％在施工中出现近井筒摩阻增加，摩阻增加达到4MPa～10MPa，因此造成施工压力增加，早期砂堵等问题的产生。在经过近五年多的研究后，他们发现了引起近井筒摩阻增加的原因，并研究出了相应降低摩阻的对策。通常来讲，首先确定地层破裂压力梯度，当破裂压力梯度大于0．0237MPa／m时，则采取油藏衰竭的方法降低地层破裂压力，然后采用高排量、高粘度流体造缝；如果确定地层破裂压力梯度小于0．0237MPa／m，则可以采用注入交联液段塞，注100m细砂段塞、加长低砂比段、加大前置液用量、减小支撑剂粒径等方法降低近井筒摩阻，进行压裂施3-1啪．对于增加液体粘度能否真正降低近井筒摩阻的实验测试，已经在密西根盆地Amrim页岩地层进行【”】，测试结果见表1．5，从表中可以看出，高粘流体可以在一定程度上降低近井筒摩阻。 第一章前言表l_5密西根盆地Antrim页岩地层高轱流体降阻实验结果地层测试参数裂缝扭曲增加的摩阻(MPa)水2．2Nor,roodlbbl浓度为101b／t0009al的压裂液2．1lbbl浓度为10lb／10009al的压裂液0．7永o-39Lachinelbbl浓度为101b／10009al的压裂液0．42lbbl浓度为101b／10009al的压裂液0．2l圈1．17全产层段射孔裂缝分布示意圈rag．t-17]F'raeiuredistributionconventiOnalIdiagramofperforationeompletely圈I．18优化射孔后裂缝展布示意图ngl-1SF隋c佃ndistributionconventionaldiagramofperforatiomopttmf瞄aoa对于大段天然缝发育地层水力压裂研究在委内瑞拉的OROCUALFIELD斜并进行，通过他们的实践研究发现，改进射孔设计对压裂的成功实施至关重要，当采用全产层段常规射孔时，由于出现多个垂直鲥141($1-17)，使得施工压力较高，压裂早期出14 中国石油大学(华东)硕士学位论文现砂堵；而将射孔进行重新设计优化后(图1．18)，射孔井段减少，孔密孔径加大，压裂中只形成单一裂缝，施工成功。前后两种射孔方式的对比见表1-61”1．根据该油田现场压裂施工经验，认为采用增加孔密孔径、减小射孔厚度；选择射开低渗透、天然缝不发育层段；选择在靠近页岩遮挡层的顶部射孔；避免射开天然缝方向垂直或平行最大主应力方向层段的优化射孔方式可以减少或避免裂缝扭曲和形成多裂缝的可能性，减少砂堵机会，降低施工风险【161．表l-6优化射孔参数前后对比射孔方式射孔厚度Cm)孔密(孔／m)孔径(eml相位角(o)常规射孔14200．63560优化射孔340～592．8601．5研究思路和技术路线如果在满足造缝和携砂的同时，尽量降低聚合物浓度；筛选高效降滤失剂及采取合理的降滤措施，有效控制压裂液滤失；应用三维软件模拟计算来确定合理的设计参数；通过压裂诊断识别及净压力特征曲线研究，及时调整施工参数；同时针对低压地层开展返排技术研究，提高返排效率和排出程度，必将提高中原油田微裂缝发育区块的整体成功率和有效率。因此，根据本文的研究目的，重点从以下几方面进行研究分析：选取不同地应力差、液体粘度、拌量等参数进行实验，研究不同参数变化对水力压裂裂缝几何形态的影响；文留、濮城油田微裂缝发育区块地层特征、微裂缝发育情况研究：控制液体滤失，降低压裂液对地层污染的研究等。 第二章文留、蠢城油田徽裂缝发育区块地层特征第二章文留、濮城油田微裂缝发育区块地层特征2．1文13块油藏地质特征2．1．1地质特征文13断块北起文9井，南到文203井，南北长8公里，东西宽3公里，范围约25平方公里。区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼文13构造高点，处于文东断层下降盘，徐楼断层以东．文13断块之所以含油较富集，一个重要因素，是本区构造条件较好。为油气聚集的主要场所。从整个文东这个东倾单斜层而言，构造比较单一，发育了三个局部高点，即文16、文13、文112高点，其中文13高点面积和辐度最大，是一个可观的局部构造。根据沉积相分析，文13块沙三中亚段主要为深水．半深水环境中重力流沉积体系。根据其构造沉积特征，文13块被划分为东、西、北三块，各区块的基本地质参数见表2．1．表2-l文13块基本地质参数、、、逼塞北西东参致＼地质储量00'0732】∞917基8可采储量(×104t)143377414采收率(％)19．5434．6223．15综合含水率(呦75．665．8373．59累计产油(x1矿t)73250300．84原始地层压力(MPa)6157～6253～54原始油层压力系数I．71～l_741．72～1．88目前油层压力系数1．41．01．2地层倾角3。～406。～7。7。～80地质采出程度(呦9．792316．83工业采出程度(呦51．056672．67开发层系划分沙三中5～8沙三中5～7，3，9沙三中4～6，7～102。1．2油层物性特征及流体性质文13块沙三中油藏取心井油层物性统计结果表明(见表2-2)，碳酸盐含量、粒度中值、粒度分选系数在纵向、平面上变化不大，碳酸盐含量介于8．6％"-14．3％之问，粒度中值介于O．066mm～O．095ram之间。粒度分选系数介于1．33～1．82之间。孔隙度一般在15％～18％之问，纵向和平面上变化不大．渗透率在纵向上变化较大，沙三中4．6渗透率一般大于15x10。3lam2，沙三中7．9小于15xlOdltm2。沙三中4-6砂组主力油16 中国石油大学(华东)硕士学位论文层渗透率平均值通常大于50x10-3pm2，沙三中7-9砂组个别油层渗透率平均值可以达到30xlO"：‘¨皿?，但绝大多数层渗透率小于lOxlO"3pm2。平面上，文13东、西块好于文13北块。在沙三中5，文13东块与文13西块相当，在沙三中6，文13北块与文13东、西块相当。一般油气层渗透率高于水层。文13断块地面原油密度为0．83，粘度3m_Pa．s～5mPa．s，含硫0．08％～0．4％，含胶质沥青2．8％，凝固点28℃～36℃，具有轻质组分多，低密度，高凝固点，低粘度，微含硫的特点．地层水总矿化度为30x104mg／L～37x104mg／L，水型caCl2，氯离子浓度18x104mg／L～21x]04mg／L，地层水性质体现了地层封闭性强，与外界连通和交换差等特点．表2-2文13断块油层物性统计表Table2-2OillayerphDiealpropertyofweal3block孔隙度渗透率碳酸盐含量粒度分析砂层组区块(％)(x10-31Jm：)(％)分选系数中值(姗)文13北17．814．0513．351．62O．0166沙三中5文13西15．7l60．4510-621．330．07文13东17．0864．8iO．78文13北19．4371．1310．161．490．068文13西15．7962．319．211．40．095沙三中6文13东17．8l47310．151．64O．084文13北17．246．4410．571．55O．075文13西17．0414．310．261．320．083沙三中7文13东15|412fs12．791．67O．084文13西15．027．748．821．460．0166沙三中8文13东18．0711．2211．431．50．085文13西16．159．78．621．520．0912沙三中9文13东12．584．9112．031．740．嘶92．1．3粘土矿物对储层的伤害(1)速敏实验：从文13-45、文13—85井两块样品分析来看，速敏指数分别为0．58和0．35，属于中等速敏。本区伊利石含量为20％～80％，多以分散、充填等方式存在于孔隙壁上或粘附于颗粒表面或桥塞在喉道处，由于和颗粒表面或孔隙内壁的胶结不 第二章文宙、溃城油田徽裂缝发育区块地层特征是很紧密。当孔道内流体流速过大，尤其是高剪切力的流体流动时，很容易被冲刷下来，随流体一起流动并在狭小的喉道处形成堵塞．(2)水敏实验：从文13．20等六口井的试验结果分析看，水敏指数为0．29～0．74，平均为0．52，属中等偏强性质。但根据确i射分析，牯土矿物中以伊利石含量最高，膨胀性粘土伊．蒙混层含量仅5％"-20％，故储层不应有如此强的水敏程度。通过电镜观察表明，大部分伊利石呈松散状分布，非常容易产生迁移，所以渗透率的降低，可能是颗粒迁移造成的．(3)酸敏实验：酸敏性是指岩石中的绿泥石与酸反应生成Fe(Oi-ib沉淀使渗透率发生下降而言。绿泥石含量为10％～50％，因此也是伤害油层的因素之一．2．1．4微裂缝发育情况开发初期，资料证实文13块存在天然裂缝。从电镜照片上可看到微裂缝存在的痕迹，特别是文13．85、文200-6、文16．4--=13并作图像分析时，从铸体薄片上可清楚看到长度、宽度、闭合程度不等的微裂缝，部分岩样还有较大的溶洞。一般缝长0．06mm～3mm，宽0．01nun～O．1nun，主要为石英颗粒碎裂，长石，斜长石脆性破裂以及板状交错层理的垂直微细裂缝，被沥青充填，有的被白云质充填，部分未充填。该区微裂缝发育情况在动态上也有反映：(1)在投产初期产量很高，一个月内即递减60％～70％，然后递减逐渐减缓，产量急剧变化可能与微裂缝闭合有关。(2)油田开发初期，测压力恢复曲线计算出的有效渗透率普遍高于岩心分析的空气渗透率。(3)油田注水开发初期，注水状况良好，一般在井口压力22MPa下，单井注水量较大，可达190m3，与文南等低渗透油田对比较大．2．2文213块油藏地质特征(1)区块基本概况文213断块区包括2个断块(文213块、濮92块)，区域构造位于濮城油田南部文、濮构造结合部，构造面积7．8kⅢ2，探明地质储量708xloh，含油面积1．gkm2。动用地质储量156×10h．(2)储层分布文213断块、濮92断块储层主要发育沙三中3一lO砂组，平面上，砂体在文127-2和文侧127附近较厚，向北到213-6井。向西南W94和51-192井附近砂体减薄，物源主要来自东部。纵向上，沙三中4-6砂组的砂体欠发育，区域上砂体分布不稳定，砂层lS 中国石油大学(华东)硕士学位论文层数少，砂体厚度小，在O．8m～10．7m之间，一般为lm～2m。沙三中7砂组的沙滩发育，分布稳定，砂体厚度大，在20m～30m之间，单砂体厚度为lm～3m，最厚达7m，砂组连通率82％左右．2．3濮85块油藏地质特征(1)构造形态濮85断块区位于文留、濮城构造结合部文东断层与濮南断层的下降盘，属于濮卫次洼向南的翘倾端。濮85断块区被断层分割为三个小断块：濮85．1块，濮85块，濮85南块。濮85．1块为一个地堑块，断块内地层较为平缓，地层倾角在40～10。之间，倾向为70。～1100，具明显的向斜特征，其北东向与濮卫次洼相连。濮85块是一个由濮85断层和濮85-4断层夹持的地垒块，断块内地层较平缓，地层倾角在3～100之间，倾向为80'，沙三中7的中、下部倾向变为3500左右。濮85南块钻遇井少，构造认识程度低。(2)断层特征濮南断层：由濮城主体延伸过来的一条大断层，断距由北向南逐渐减小，在濮85断块区落差70m～130m，断层延伸长度大于5km。断层走向ICE，倾向NW，倾角300～450。文东断层：是一条区域性大断层，延伸长度大于5km。该断层形成时问较晚，但活动强烈，断距较大，一般落差为100m～300m，断层走向NE，倾向SE，倾角400～600．部3断层：属于濮南断层的次生断层，断层落差100m～200m，延伸长度为1．0kin左右，断层走向SSE，倾向SWW，倾角600～800。文90．31断层：属于文东断层的次生断层，断层落差90m左右，延伸长度为2．01an左右，断层走向NEE，倾向SSE，倾角600～700。濮85断层：属于文东断层的次生断层，断层落差30m～160m，延伸长度为1．51an左右，断层走向NEE，倾向卜孙丹r，倾角350～500。濮85-4断层：属于文东断层的次生断层，断层落差70m～90m，延伸长度为1．5kin，断层走向NEE，倾向SSE，倾角350～500．(3)地层特征19 第二章文留、凌城油田徽裂缝发育区块地层特征濮85断块区的岩性特征与东涣凹陷其他地区具有相似特征，现将沙河街组与区域岩性特征的不同点描述如下：沙一段：共分上、中、下三个亚段，地层总厚度约为300m～400m。上部以灰色泥岩与浅灰色白云质泥岩呈不等厚互层，夹薄层浅灰色含膏泥岩。中下部为一套灰色含膏泥岩，含盐泥岩，灰白色盐岩的盐韵律层，区域上较稳定。沙二段：分上、下两个亚段，沙二上厚约300m，岩性变化较大，主要为灰白色膏泥岩，浅灰色含膏泥岩与深灰色、紫红色泥岩、棕色粉砂岩呈不等厚互层，并逐渐向紫红色泥岩、棕色粉砂岩夹薄层紫红色粉砂质泥岩过渡．沙二下厚约250m，主要为紫红色、灰色泥岩与棕色粉砂岩、灰色灰质粉砂岩呈不等厚互层。由于文东断层的切割，该段大部分断缺。沙三段：共分上、中、下三个亚段。(1)沙三上主要为深灰色泥岩与棕色粉砂岩呈不等厚互层，由于文东断层的切割，该段地层大部分断缺。(2)沙三中地层厚约580m，按其电性和岩性特征可分为10个砂组。1．4砂层组厚约250m左右，主要为灰白色盐岩，浅灰色含膏泥岩和深灰色泥岩、页岩呈不等厚互层。5．10砂层组厚约330m左右，以深灰色泥岩灰色粉砂岩为主，局部发育深灰色页岩、含膏泥岩及灰白色盐岩．(3)沙三下为深灰色泥岩、浅灰色含膏泥岩、灰色粉砂岩呈不等厚互层，局部夹灰褐色油页岩。(4)储层分布及油水关系濮85断块区的主要含油层位为沙三中5-7砂组，其砂体属于半深湖相—深湖相浊流沉积。沙三中5砂组的砂体欠发育，砂层厚度约在0．8m～5，8m之间，单砂层厚度薄，一般为lm～2m，最大3．9m。区域上该砂层组砂体分布不稳定，到文51-129、文90-31井附近逐渐尖灭。物源主要来自西南方向的文16块和东部的文127块．沙三中6砂组的砂体不发育，砂层厚度在1．6m～lO．7m之间，纵向上砂层层数少，砂体厚度小，单砂层最大厚度为4．9m，物源主要来自东部和西部。沙三中7砂组的砂体发育，是濮85断块的主力含油层位。物源主要来自东部和西北方向。由于物源在该断块区相互叠加，造成该区的砂层厚度大，砂层厚度在10m～44m之间，单砂层厚度一般为lm～3m，最厚达7m。 中目石油大学(华东)硕士学位论文(5)储层物性沙三中5砂层组储层孔隙度为17．1％～21．3％，平均19．37％，渗透率1．8×103¨m2～65xlO-3[j,m2，平均23．14xlO-3p．m2，碳酸盐含量O．6％～2．4％。沙三中7砂层组孔隙度为9,6％～14．6％，平均13．23％，渗透率0．3x10"31．tm2～4．3xlOdum2，平均2．57x10-alan2，碳酸盐含量4．0％～23．O％，粒度中值为0,045mm～O．105mm，分选系数为1．26～2．13，泥质含量2％～25％。2．4文90块油藏地质特征(1)基本概况文90断块区油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带北部，濮城、卫城和文留三个构造的结合部，该断块区南接濮85块，北与卫79断块区西南部相接，东部与文51块南段相连，构造东西宽约1．4kin，南北长约2．7km，构造面积约2．4km2，主要开发层位沙--"e6-7，含油面积1．6km2，有效厚度10．4m，地质储量141×10h。目前已全部动用，2003年底标定采收率34．04％，可采储量48x104t。(2)构造特征文90断块区是由文西2号断层和南界断层所构成的地垒块，该断块呈条带状沿北东方向展布，从东向西，垒块逐渐变窄，直至消失．块内地层向东倾斜，倾角约15—200，南界断层走向北北东，倾向南偏东，倾角40～500，落差500m～lOOOm，有5口井钻遇(文28、文90、文90-I、文90-2、文121)。文西2号断层走向北东东，倾角约300，落差500m～800m，有6口井钻遇(卫76、文26、28、90-1、98、121)一个西高东低的半背斜构造，该断块区被北北东向90．1断层划分为东西两块，相对而言，东块含油面积大，储量多，也是方案主要研究对象。东块由一条近似平行南界断层的文90-1l断层，把该块划分为南北两块，南块由一系列的次生断层：90-32、90-29、90-30断层划分为三个小块：即90-11块、90一20块、90．3l块。(3)油层分布及性质文90断块区主要含油层系为沙三中7砂组，在纵向上发育有两套油水系统，上油组为沙三中7的l_4号小层，该油组连通程度高，油层厚度较大，但含油面积小，油水界面-2975m，其中3号小层最为发育，分布面积广，单层厚度可达9m：下油组为沙三中7的5-7号小层，油层较上油组薄，连通程度略低，但分布面积大，油水界面一3400 第二章文留、濮城油田徽裂缝发育区块地层特征m，其中5号小层为主力小层．在构造高部位油层发育，连通程度高，向构造低部位砂层发育变差，连通程度较低．(4)储层物性及流体性质该断块区沙三中7的储层岩性主要为粉砂岩，胶结类型以孔隙式胶结为主，结合邻区块的情况．该断块的平均孔隙度为20％。空气渗透率71xlO-3Ⅲn2，碳酸盐含量3．4％～26．6％，泥质含量2％～25％，孔隙度中值半径O．018Ilnl～O．118ttm。文90断块区目前没有高压物性资料，统计地面原油性质：具有低密度、低粘度、低含硫、高凝固点等特点，地面原油密度约为O．8459／伽3、地面原油粘度6．13mPa．s，原始油气比165m3／t，含硫0．28％，凝固点31"0，地层水总矿化度26×104mg／L～30x104mg／L，离子含量15x104mg／L～16×104mg／L，水型CaCl2型。文90断块区原始地层压力46．84Mpa，压力系数1．53，属于异常高压油藏，油藏温度10512。文213块、濮85块、文90块这三个区块没有收集到相关的微裂缝是否发育的资料，但从以往这些区块压裂施工成功率和压后压裂资料数据拟合分析表明，这三个区块都有微裂缝地层特征。 中国石油大学(华东)硬士学位论文第三章压裂液选择微裂缝发育储层压裂与常规低渗油藏的水力压裂的最大差别在于压裂液体的滤失机制，常规油藏水力压裂过程中，流体的滤失主要受基质渗透率、压裂流体性质和油藏流体压缩性控制；而微裂缝发育储层水力压裂过程中，流体滤失主要受天然裂缝控制，在滤失过程中与净压力有关，在进行设计时很难预估【17l。由于天然裂缝呈网状分布以及近场地应力与远场地应力的差别，将引起水力裂缝方位的变化，易发生水力裂缝的扭曲、交叉、以及形成多条缝与多股缝。所以，微裂缝发育储层水力压裂时，其压裂液的滤失机制更为复杂，这严重影响单条裂缝的宽度，易过早引起支撑剂在裂缝中形成桥塞。此外，在人工裂缝延伸过程中，会遇到天然裂缝，造成滤失增加．当前置液在裂缝中大量滤失，使其前缘造缝效果不好而使支撑剂在接近裂缝端部处也将发生桥塞而过早出现脱砂，压力急剧上升，致使压裂施工失败，因此在施工程序中必须有效地控制向天然裂缝的滤失问题。控制液体滤失是优化水力压裂施工的重要因素，其主要目的是保证裂缝达到深穿透、支撑剂很好铺置和防止液体侵入地层过多，对地层造成伤害的目的。对于微裂缝发育地层，由于地层内天然缝的存在，该类地层在压裂施工中的滤失量是很大的。关于天然缝对地层滤失特性、裂缝张开条件和压力敏感滤失方程的研究已经很多。在原始储层条件下(裂缝内压力等于原始地层压力)，裂缝近于闭合状态，当液体刚进入时，液体压力小于裂缝闭合压力，裂缝为闭合状态，但此时已存在滤失，随着液体压力增加，等于或大于闭合压力，此时裂缝张开，滤失加大；当滤失量增加到一定量时，出现脱砂【嘲。当缝内净压超过裂缝张开压力时，滤失系数将增加50倍。Bmee在1997的天然缝滤失研究表明天然缝的滤失系数为基质滤失系数的lO倍左右1191。V'mod等人的实验研究表明，低渗天然缝地层和高渗地层具有相似的滤失特性1201．总而言之，天然缝发育地层的滤失系数远比均质地层大，因此，如何很好地控制压裂液向天然缝内滤失，减少滤失量，提高液体效率是减少施工中砂堵和保证施工成功的关键。为保证施工成功，我们采用粉砂或细砂和油溶性树脂降滤剂相结合进行综合降滤，其作用机理是压裂形成的主裂缝在延伸过程中遇到微裂缝时，砂子及降滤剂在与微裂缝相交处形成堵塞，达到控制和减少压裂液向微裂缝的滤失。粉砂可支撑微裂 第三章压裂液选择缝，油溶性树脂在压裂中保持颗粒状态，压裂后可以溶解于原油，可以减少对储层和裂缝导流能力的伤害。对气井，则选用柴油作为降滤失剂．3．1JLl降滤失剂降滤性能评价(1)基本性质常用的压裂液降滤失剂有硅粉、粘土等，这类材料的缺陷是进入地层会永久性堵塞一些孔隙通道，造成新的伤害。为解决这一问题，筛选了JLl降滤失剂。JLl降滤失剂是一种可在原油中溶解，在水中不溶的浅黄色粉末状降滤失剂。由裂解石油制备过程中的C9组分制备，细度(过卯目标准筛)大于95％，软化点大于70"C，其溶解情况(见表3-1)。表3-lJkl降滤失剂溶解情况Table}lDissolyesituatlouofJkI伽Idlossliddithe溶剂酸液淡水煤油P,．-I浓度(％)2溶解情况不溶全溶结果表明，JLl降滤失剂在水、酸液中不溶解，仍保持固体颗粒的特性，在煤油中溶解量大，能保证在排液投产后无固体颗粒残留物堵塞油流通道。(2)降滤效果评价实验用现场压裂液配方配制的冻胶压裂液，试验仪器用高温高压失水仪。表3-2是在温度24"C，压力2MPa下，JLl降滤失剂的降滤试验结果。当Jbl降滤失剂加量1％时，延迟15rain出液，造壁性滤失系数降低了近I／2，当JLl降滤失荆加量2％时，造壁性滤失系数降低值更大。可以看出，压裂液中加入Jbl降滤失剂，有明显的降滤失效果．实际施工中，一般设计降溏剂的比例为2％，即可获得较好的降滤效果，可满足微裂缝地层压裂施工要求。表3-2JI，l降滤失剂降滤失效果总滤失量C3项目(m／rainl’试验现象(mL)空白样12．58．5x104加压后滤液很快滤出1％JLl7．24．6x1矿加压后滤液15min滤出2％JLl6．O3．5xl旷加压后滤液30rain滤出(3)岩心实验研究 中国石油大学(华东)硕士学位论文为分析JLl降滤失剂对岩心渗透率的影响。分析了降滤失剂在水基冻胶压裂液中对岩心渗透率的伤害(表3-3)。表3-3JLl降滤失剂对岩心渗透率的影响几．1浓度岩心数量(10l【g"3tun3)K油0K油1总滤失量伤害率(呦(块)(10．3∞(10。tlm3)㈣(％)10．1～O316．6413．843．6216．825．2249．7～25．616．1S13．722．3615．2从表3·3看出，加入了降滤失剂的冻胶压裂液总滤失量下降了34．8％，伤害率下降了9．5％。由此表明，加入降滤失剂可有效降低压裂液的滤失量，以减轻压裂液滤液产生的地层伤害。3．2柴油降滤性能评价针对气井，如何在较低的压裂液粘度下进行高砂比压裂施工，其中关键因素是提高压裂液的有效率。可在前置液中加入高效柴油降滤失剂，降低液体滤失。图5．1分别是柴油降滤失剂的滤失系数测定曲线，从曲线上分析，加入柴油后，压裂液有较好的降滤失性能。图3-15％柴油对动态及静态滤失的影响1堍,3-1Affect0f5％dieselontodynamicandstaticmira／ion图中，曲线1表示未加柴油时的动态滤失试验；曲线2表示加入降滤剂后的动态滤失试验；曲线3表示加入5％柴油后的动态滤失试验；曲线4表示加入5％柴油后的静态滤失试验．滤去量，毫开 第三章压裂液选择3．3粉陶或细陶降滤性能评价通常压裂液部分滤失到无数的细微裂缝之中，没能起到延伸裂缝的作用，且压裂结束后，压开的裂缝很快闭合，最好的办法就是在前置液中加粉陶．粉陶能够进入许多细微的裂缝和通道，这样将可以减少压裂液向这些裂缝的滤失，100目(o．15mm)的压裂砂在56MPa的闭合压力下，其渗透率为4000×10’3lam2(见表3．4)。粉陶的加入量视压裂规模及地层．微裂缝发育情况通过软件模拟确定，一般控制在8m3以内。表3420-401100目混合支捧砂的渗透事(1矿pm2)闭合压力100％65％100目35％100目100％(MPa)100目35％20．40目65％20—40目20-40目连续性的792009150183501600001637214850091301731015舢1580002873∞8970158∞140000146274260008600137∞9800012578564000705012120250006230加入粉陶的优点在于：一是粉砂首先进入压裂时形成的细裂缝中，有效地阻止压裂液滤失，提高液体效率。保证造缝效果，降低前置液用量，从而减少了入井液总量，降低压裂液对储层的伤害；二是地层破裂时产生的细微裂缝可以得到粉陶的有效支撑成为较高导流能力的天然气通道，提高增产效果和有效期。这样，在压裂施工结束后，地层向并眼摔流的导流通道不仅有主裂缝，而且也有许多小裂缝和天然裂缝。10000导舶∞蕹60m力∞加扣∞O10∞∞∞加∞闭台压力(PSI)图3-2为不同闭合压力下粉砂的导流能力Fi93-2Flowconductivityofdistinctdosedpressure室内试验和实践证明，O．09mm～O．224mm粉陶比0．224mm～0．45ram细陶有更好的降滤效果．但细粒支撑剂在生产过程中，可能会进入主裂缝，降低主裂缝导流能力，影响压裂效果。 中国石油大学(华东)硕士学位论文3．4稠化剂优选针对微裂缝发育储层，降低压裂液对地层污染的途径：一是采用优质稠化剂。二是降低压裂液粘度和尽可能减少压裂液的甩量。过去压裂施工时，为避免因地层滤失量大而出现砂堵现象，一般采取提高压裂液粘度。并且尽量增加前置液用量来，压裂液初始粘度达到400mPa．$以上，这样的压裂液破胶后大量的残渣将滞留于地层基质和天然裂缝中，对其造成污染。通过对储层进行系统分析，在开展室内试验研究的基础上，确定了适合微裂缝发育区块的低浓度、低残渣、低伤害压裂液体系，压裂液初始粘度已由原来的300mPa．s～400mP&s降到200mPa．s～150mPa．s左右，并且在不同旋工阶段使用不同粘度的压裂液，最后的高砂比阶段压裂液粘度降到lOOmPa．s以下，这样可有效地降低压裂液残渣、滤液对油气层的伤害。室内实验和现场实践证明：该压裂液具有滤失量小，高效防膨性，快速破胶，返捧效率高等优点，能有效降低压裂液对地层基质的伤害，确保压裂效果，能够满足微裂缝发育储层压裂改造的要求。稠化剂是水基压裂液中最重要的添如剂之一，众多的稠化剂如田菁粉(或改性田菁粉)、槐豆胶、羧甲基纤维素(CMC)、胍尔胶(或改性系列产品)中，改性胍胶(羟丙基胍胶-m,G)是最优良的稠化剂。水基压裂液残渣的沉积将很大程度地降低裂缝中支撑剂的毛细空间，在一定条件下，残渣会导致裂缝导流能力的急剧下降。当聚合物浓度高，聚合物残渣含量高时，容易降低裂缝导流能力。为了减少压裂主剂中固相物质对油气层的第二次污染，我们选择了三种羟丙基胍胶进行了基本性能评价，其性能指标见表3-5。在压裂液配方中选用低残渣2。胍尔胶，从而降低了聚合物残渣对裂缝导流的有害影响。表3-5稠化剂的主要性能指标对比＼类别＼1。2。3。指卜外观淡黄色粉状固体粘度(rePeLS)350327335残渣(呦5．863．194．38pH值8．07．57．7水份(％)8。255．766．83在室内摸拟地层条件，利用导流实验仪和驱替仪对不同浓度压裂液作基质伤害实验和支撑剂的导流能力测试。实验用人造岩心用RPTA．124驱替仪作基质伤害实验和用 第三章压裂液选择API㈣[，铺砂浓度为10kg／m2，在52MPa压力下，压实后采用蒸馏水和驱入不同压裂液的水化液进行导流能力实验，试验表明，稠化剂的用量对岩心基质伤害和支撑裂缝的导流能力有较大的影响。表3．6压裂液对支捧荆导流能力和伤害实验性能评价Table3-6Performanceevaluationofflowconductivityanddamage稠化剂使用比例(％)导流能力(gin2．cm)伤害率(％)空白1097O．3226814．5O．3524615-20．4016416．80．4611019．7因此在保证压裂液具有良好流变性能，以及造缝和携砂能力前提下，尽量降低稠化剂使用浓度可以降低压裂液对地层的伤害。据实验结果。稠化剂浓度为0．40％的压裂液经过75分钟剪切后还具有良好粘度和粘弹性，能满足微裂缝发育储层压裂施工要求。3。5粘土稳定剂研究压裂施工中，压裂液以小分子水溶性滤液进入孔隙。水溶性介质对储集层粘土矿物潜在膨胀、分散和运移，对堵塞油层有较大的影响。如果不采取粘土稳定措施将导致储层渗透率不可逆转的下降。为了尽可能地降低压裂液对油层的伤害，在压裂液中必须加入一定的粘土防膨剂。在粘土稳定性能实验中，KCL有较优良的粘土稳定性。这是因为氯化钾不仅提供了充分的阳离子浓度防止阳离子交换，压缩使粘土膨胀的扩散双电层，而且钾离子大小恰能进入粘土的硅氧四面体的六角空间，防止粘土膨胀、分散、运移。加入氯化钾还可以提高压裂液矿化度，使之与地层水矿化度相匹配；在室内用粘土和石英以一定的比例混合后，放入压持器中，在5MPa下压持5min后，取出样品用NP-0]页岩膨胀仪做粘土防膨实验，KCL的防膨效果好。当KCL浓度达到2％时，防膨率可达到9∞‘。3．6表面活性剂优选压裂后压裂液是否及时返捧出地面是减小二次伤害的主要因素，且要最大限度的减少压裂液在地层孔隙中的液堵。而影响压裂液返排的主要因素是地层压力、粘滞力和毛细管力等，对低压低渗油气层影响尤其严重．在压裂液中加入了表面活性剂，用来作表面张力降减剂和地层调节剂，降低储层表面和界面张力．改变储层润湿性，促 中墨石油大学(华东)硬士学位论文进返排，防止和处理井眼附近的水锁。在室内对常规表面活性剂和Fc一3B表面活性剂进行了对比实验，FC--3B表面活性剂可降低水的表面张力并减小毛细管压力，结果油气只需较低的能量来消除克服界面的水锁，穿过地层骨架而运移。室内配制不同比例的溶液，用K100(德国克鲁式)型自动界面张力仪进行对比评价实验，其测定结果如表3．7。表3-7压裂液的表面活性(蒸馏水的表面张力为72nlN／m)使用比例(，万)O．5l2345J)(一0143．041．638．734．232．929．OZF-20145．o44．338．235．231．629．4IFC-3B18．517．416．215．214．914．8因此，为了充分降低压裂水化液的表面张力，在压裂液中加入3历FC--3B表面活性剂和0．20％的JS—Ol表面活性剂。3．7压裂液配伍性研究当外来的高速流体进入地层后，易和地层流体形成乳化液，取文东原油和地层水，与压裂液破胶水化液做配伍性实验，压裂液水化液的粘度为3mPa．s，将地层原油和破胶水化液分别按3：l、3：2、l：3的体积比混合，高速搅拌后，恒温在9513的水浴锅内，观察记录2h后，破乳率为98％；然后取破胶水化液与地层水，按l：2、l：l、2：l的体积比混合，恒温在70"(2的水浴锅内，无沉淀和絮凝现象。由此说明：压裂液与地层流体具有较好的配伍性，可满足地层要求。(1)导流能力伤害评价宜兴烧结新安腾飞山西垣曲郑州冶金四川成都贵州林海1％KCL溶液70．8138．O154．085．1123．o117．4O．32％压裂液水化液60．2112．8136．676．3106．4102．6O．35％．fK裂液水化液58．1109．6133．774．2103．798．30．40％压裂液水化液55．4107．3131．271．8101．696．5O．46％压裂液水化液54．2104．2129．569．199．393．8在室内摸拟地层条件，利用导流实验仪对压裂液进行支撑剂的导流能力测试．实验仪器采用API标准导流槽，铺砂浓度为10kg／m2，在52MPa压力下，压实5min，然后采用I％KCL溶液和驱入不同瓜胶浓度压裂液水化液进行导流能力实验，其结果见表 第三章压裂渣选择3-8。试验表明，压裂液对支撑裂缝的导流能力有一定影响，但导流能力降低不超过25％。(2)岩心伤害试验取文13-428井岩心进行压裂液伤害评价实验，其实验结果如表3-9。以上实验数据可知，该压裂液体系对地层的具有较小的伤害能力．表3-9压裂液伤害实验性能评价l井号井段(m)原始渗透率伤害后渗透率滤失系数m／mine·5(ttm2)Ott02)伤害率(％)l文13-4283652—0。1532x1矿0．1290×|0-,15．85．83x10r4I文13-4283654．60．1493xl矿0．1247×10-,16．55．23×1矿 中国石油大学(华东)硕士学证论文第四章微裂缝发育储层压裂设计技术研究微裂缝发育地层中天然裂缝分布的随机性，压裂裂缝起裂、延伸的复杂性以及施工中压裂液滤失的不确定性，严重影响着此类储层压裂设计的针对性。在压裂设计时，要考虑压裂液的滤失特性。压裂液的滹失除受基质渗透率、液体粘度和油藏压缩性控制外，还要受到天然裂缝的控制，大量的压裂液滤失在天然裂缝中，容易造成压裂过早脱砂，导致施工失败，这就增加了压裂优化设计的复杂性。因此，在裂缝性油藏压裂设计时，需合理选取设计参数．4，l微裂缝发育储层压裂设计思路微裂缝发育储层压裂中形成的裂缝在延伸过程中会遇到天然裂缝，形成多条裂缝，大量的液体滤失到天然裂缝中，使裂缝的宽度变小。会导致压裂过早脱砂。针对微裂缝发育储层压裂中存在的问题，提出以下解决思路：(1)采用细砂和油溶性树脂相结合进行降滤的措施采用细砂和油溶性树脂相结合迸行降滤，控制和减少压裂液向天然裂缝的滤失，减少对储层和裂缝导流能力的伤害。(2)优化前置液比例和施工排量尽管加入了降滤失剂，微裂缝发育储层中液体的滤失还是大于非裂缝储层中液体的滤失。为了提高砂液比，砂量和保证藏工的顺利进行，采用三维压裂软件进行裂缝模拟。(3)采用低伤害压裂液体系针对区块储层特征，优选压裂液体系。其主要技术特点是：①选用优质植物胶稠化剂羟丙基瓜尔胶，可以减少稠化剂用量，从而减少因水不溶物引起的压裂液对储层的损害；②选用高效防膨剂，提高防膨能力；③使用优质表面活性剂，降低压裂液的表面(界面)张力，减少压裂液返排阻力，提高压裂液返排效率，同时，减少压裂液与原油的乳化。减少地层损害。4，2压裂设计优化研究4．2．1粉砂、粉陶对裂缝导流能力影响研究水力压裂的目的在于将汇集于井筒的径向流变成与井筒相连通的导流裂缝中的线性流，裂缝中的导流能力必须远远大于地层中的导流能力，要获得高导流能力的裂缝，必须加入支撑剂，支撑剂的作用在于支撑裂缝的两壁，以使停止泵注后，井底压 第四章徽裂缝发育储层压裂设计技术研究力下降到小于闭合压力，而通向油气井眼的导流裂缝依然保持张开．裂缝的导流能力至少要大到能消除井下的大多数径向流并允许线性流从油层进入到裂缝中。为达到这一目的，必须使支撑裂缝内的渗透率比油层岩石的渗透率大几个数量级。影响裂缝导流能力的因素如下：(1)支撑剂组分；(2)支撑剂的物理性能；(3)支撑剂充填层的渗透率；(4)闭合后裂缝内聚合物浓度影响；(5)地层中细小微粒在裂缝中的移动：⑩支撑剂长期破碎性能。图4-1支撑剂对裂缝导流能力的影响(照)f)-It髓94-1Affectofproppanttofracturecapacity(photo)-I：＼＼．I：器器：麓～f＼＼～一＼＼÷一，。、、、●Ot0加304060∞砷∞a■婀s¨●-Pa)图4-2支捧卉味对裂缝导流能力的影响_2Xn94-2Affectofproppanttofracturecapacity-2当压裂旌工时造缝的几何形状和铺置的支撑剂量及支撑剂材料一定时，地层中细小微粒(包括加入地层的粉砂、粉陶)在裂缝中的移动影响到裂缝导流能力，也就影响到压裂效果，压裂设计中一定要优化粉陶粒径和用量．鲫湖雹卸佃∞o冒■童萱毒g，占 中国石油大学(华东)硕士学位论文ProductionCompariton隐lIk·Ⅱ3■‘．+枷md|t鸯漤h=口一融-1Qh，∞Omd-ft黼=”．穰—‘一俏∞蚋¨渐念并iS∞量—竹-1卯0md-a阿=’∞■耕-¨h+硼md-Iq义§乏、．＼≮漆皇=一～—弓蔫—‘葛『一一I●∞柚∞日∞■n∞T哺也，．图4-3裂缝导流能力对产量的影响Fi94-3Affectoffracturecapaeh'ytoouleome表4-l仅加降滤帮及细陶压裂井应用效果统计井段中砂量压后日累计增油井号层位降滤剂种类及用量(m)(m’)产油(t)(t)3066．O～JL-1800kg+0．224-0．45mmlO10．41748文90-47沙三中7陶粒1,0m33073．33405．5～JL-I1000kg+o．224-0．45mm文213—14沙三中7陶粒1．8m31013．615393422．43333．6～濮85．24沙三中7JL-18∞l【g1414．613963366．13360．4～濮侧85-2沙三中7Jkl1000kg2115．65543390．73360．O～JL-I1500kg-tO．224-0．45mm4010．21230文新13-323沙三中9陶粒6．3m33400．93300．O～Ⅱ，11000kg+0．224-0．45mm文13-270沙三中62652．464173314．3陶粒4．8m33473．7～文13—159沙三中7JLl1500kg2816．84603529．83542．8～J1．,-i800kg+o．224-0．45mm文13．428沙三中7陶粒3．0m3189．43413560．93237．5～文气13—2沙三中5，2533．48713244．0小微粒在裂缝中的移动对裂缝导流能力的影响可用下面的半定量分析说明，假设所用陶粒都是均匀的理想球体，且在裂缝中均呈紧密堆积方式排列，则相邻的四个球形成一个空腔，设该空腔中存在一个内接球，此内接球可认为是这些理想的陶粒形成导流通道的吼道，该球的直径通过几何推理可证明为实球直径的O．1547倍，对压裂用33柏舶∞柚∞|■●-tEt，，2● 第四章徽裂缝发育储层压褒设计技术研究的0．45mm～0．90mm的支撑剂98％以上粒径在此范围内，因而形成的导流通道的吼道直径分布范围应在0．069mm～0．14mm之间，根据l／3架桥原则，该通道允许直径0．023mm以下的颗粒自由通过，O．023mm～0．14mm的颗粒将堵塞吼道，大于0．14ram下的颗粒自由捧斥在外。0．023ram以下的碎块虽然可自由通过原始导流通道，但仍有可能成为较大碎块形成的次级通道的堵塞源，因而可认为所有粒径在0．2mm以下的固体颗粒都有可能影响裂缝的最终导流能力。因此在压裂设计中，我们在能保证施工成功的情况下，不加粉陶或尽可能采用0．224mm～0．45ram细陶和油溶性降滤剂．表4．1为仅加降滤剂及细陶的压裂井统计表．4．2．2裂缝导流能力优化根据经济评价可确定优化的压裂规模(包括缝长及导流能力)，目前实际操作中，往往对缝长与导流能力之间的关系注意不够，多半从支撑剂的强度及在设备与压裂液携砂能力的范围内，根据实验室的数据给出支撑剂的导流能力。支撑剂导流能力与地层渗透率、缝长之间存在一个众所周知的关系，叩无因次导流能力最。：Pco=(WKf)／KX：(4-n式中。矿为缝宽，m；鬣，为裂缝渗透率，pm2；置为地层渗透率，lan2sZ，为半裂缝长，m。无因次导流能力表示支撑剂导流能力与地层供液能力的比，对于低渗特低渗储层，在压裂设计时满足％值等于或大于30。式中的地层渗透率对无因次导流能力影响比较大，可由NMR测井曲线给出较准确的值．由等式可知，不管裂缝半长取值多少，只有满足上式的缝长才是对增产有效的缝长，即支撑剂的导流能力与储层的供给能力之比大于30：1的缝长，对增产才能有效。从这个观点出发，设计时必须考虑缝长延伸方向上各处的铺砂位置的铺砂浓度等将影响％的参数，是否都满足大于30：l这一条件，如果有不满足的铺砂位置，那么大型压裂取得的长缝，就不一定都对增产有效。4．2．3施工参数优化通常，我们希望压后能在地层中以近井地带为中心形成最大宽度和铺置浓度的楔形剖面，获得这一合理支撑剖面取决于压裂过程中的支撑剂与液量的合理分配，即加砂程序的优化设计．为保证旌工取得成功并取得较好的效果，必须优化施工参数，确保现场旌工成功和获得最佳效果． 中国石油大学(华东)硕士学位论文(1)前置液量确定前置液量的优化在压裂设计中是一项非常重要的内容，在确定前置液用量时，应充分考虑液体性质、地层吸收能力、滤失状况及井斜等。在满足造缝和携砂的前提下尽量减少前置液用量，降低油气层伤害。软件模拟优化计算结果表明，根据目前的压裂液性能，加入降滤失烈后，前置液量占总液量的35％～4∞0可满足微裂缝压裂旄工要求．对于微裂缝较发育的储层，可在前置液中加入一定浓度的细砂(或细陶)。这些细砂在天然裂缝与水力裂缝相交处形成桥塞，达到控制压裂液向天然裂缝的滤失。同时，细砂还有另外三个作用：一是充填天然裂缝，使天然裂缝成为可渗流通道。增加了泻油面积；二是多余的细砂易被携带到缝尖处，提高了支撑裂缝的导流能力：三是细砂可摩蚀炮眼及缝口，减小其对压裂液的剪切，提高压裂液的携砂能力。粉砂粒径及用量根据各井层的滤失情况进行优化，滤失情况可以通过小型测试压裂加以确定．根据储层实际滤失情况，合理调节粉砂加入量，粉砂用量一般控制在lm3～8m3．(2)砂比的确定施工砂液比是衡量压裂设计、施工水平高低、检验设备性能的主要指标，同时也是裂缝导流能力的间接反映，砂比高，填砂裂缝导漉能力高，压裂增产效果好．对低渗地层，在造长缝的前提下，应尽量提高施工砂比。由于裂缝宽度与地层参数和施工摔量相关，提高排量有助于提高缝宽。因此，如果由于缝口宽度限制，即使形成足够长的裂缝，但限于窄的缝口，瞬时砂比不能超过临界值，否则将会形成缝口脱砂。同时，由于裂缝宽度的限制，即使形成足够的动态缝长，但随着携砂液的运动，在其向裂缝推进的过程中，由于压裂液的滤失，砂浓度逐步增大，在动态缝宽满足不了支撑剂运移要求的部位，会发生脱砂．通过拟合回归求得的模拟地层参数进行计算，可以求出从缝口至裂缝端部一系列动态缝宽数据，并通过三维软件可获得合理的施工程序及施工参数，模拟计算自缝口开始的铺砂浓度分布情况，使二者相匹配，取得合理的泵注程序。以往微裂缝发育储层压裂表明，砂堵常发生于瞬时砂液比提高至30％左右时，个鄹井层压裂砂堵甚至发生在砂液比10％右时。表现出压裂压力对砂浓度较为敏感的规律。为此在砂液比的设置时应以低起点、小增量、多段、控制最高砂液比的方案，应将主要加砂量设计在砂渡比30％阶段前，施工平均砂比达到25％～28％即可满足低渗地层的裂缝导流能力要求． 第四章徽裂缝发育储层压裂设计技术研究(3)施工排量施工排量的选择主要基于以下四方面的考虑：一是支撵剂沉降；二是井口限压；三是裂缝垂向延伸；四是地层的滤失情况。对于滤失较大的微裂缝发育储层压裂旄工，随着裂缝的延伸，滤失在不断发生变化，如果泵入地层的液体不能弥补地层滤失，应以压裂施工压力动态为依据，在限压和设备允许的情况下尽量提高泵注排量，一般设计排量在3．8m3／min～4．5m3／min。．(4)优化设计实例～文13-270井文13-270井是一口老井，完钻井深3434．Om，完井日期1993年4月23日。该井1993年投产，先后于95年、98年进行了两次补孔，到2002年由于低产而关井。为提高产量，经认真研究和对比分析，认为原投产层段沙三中6层段仍有开发潜力，因此决定对该井实施卡封压裂扶躺。压裂改造层段：3300．0m～3314．3m，7．1m／2n，地层温度125℃。①设计泵注程序表4-2文13-270井泵注程序表程序液体名称用量砂比砂量捧量备注∽(％)Cm5(m3／min)预前置液活性水10平衡压力iOMPa冻胶15前置液冻胶2030．685m3+降滤剂tOOOkg冻胶2061．2+o．224～0．45m陶粒冻胶2091．8冻胶10121．2冻胶10121．23．8～42冻胶204．0携砂液冻胶25287．0平均砂比90．6m3冻胶20357．O28．7％冻胶10404．0冻胶5．6502．8替置液活性水15．240．5合计200．84．8+26②裂缝几何尺寸 中冒石油大学(华东)硕士学位论文图4．4文13-270井裂缝几何尺寸示意图用霉“splitgeometryconventionaldiagramofwen13-270③压裂旅工现场通过前置液中加入细砂等技术措施，施工获得成功，累计注入地层液体201．7m3，施工排量4．0m3／min～4．3m3／min，地面泵压50．0IvlPa～68．5MPa，共加入细砂4．8m?，中砂26m3，施工平均砂比28．6％。2’昌≥3●啦H橱l±至堡!!墅塑二：!=苎三堡曼鱼：!鱼i生I图4-5文13-270井压裂施工曲线F电4-SFractureconstructcurveofwenl3270④压后效果该井压裂后效果非常显著，采用5mm油嘴自喷生产，初期日喷油62．舭，目前日喷油42．4t，累计增油8417t．∞的蚰∞m0勺自。坦聪 第五章压裂诊断厦净压力特征曲线研究第五章压裂诊断及净压力特征曲线研究大量压裂数据表明，压裂液和支撑剂从井筒进入主裂缝时，经常会造成提前脱砂，使裂缝长度、裂缝导流能力等参数达不到预期的要求，影响压后效果．经研究分析认为，这主要是由近井筒效应及地层微裂缝发育引造成压裂液滤失加大引起的。为提高压裂施工成功率和有效率，可采用压裂诊断和净压力实时分析技术进行量化分析，以采取相应措施．5．1近井筒效应分析水力压裂中经常存在近井筒高摩阻损失的现象，这通常会造成裂缝净压力升高、近井筒缝宽增长受限而增如了脱砂形成砂堵的可能性。造成这种近井筒高摩阻损失的主要原因就是近井筒效应，即压裂施工时近井筒的裂缝弯曲、孔眼摩阻及多裂缝现象。5．1．1弯曲摩阻水力压裂形成的裂缝一般与最小主应力方向相垂直，但是在近井筒地带由于井斜或射孔方位的影响，水力裂缝可能是非平面的或s型缝，即井筒附近的裂缝与远离井筒的裂缝延伸方向不一致，从而使压裂通道产生额外的阻力，限制了流体流动，且裂缝宽度较窄，影响高浓度支撑剂的进入．(1)井斜引起的裂缝弯曲在大斜度井压裂中普遍存在着裂缝弯曲现象，由于井斜方位与远场裂缝延伸方向不一致，随着裂缝缝高的增长，在起裂点的上下都将出现裂缝的拐弯，图5．1简单地表示了裂缝如何转向、扭转使其与远场裂缝方向一致。圈5-1裂缝发生转向、扭转示意圈Fig孓lConventionaldiagramoffractureveerandtwist 中田石油大学(华东)硕士学位论文(2)射孔相位不当引起的裂缝弯曲射孔方位与远场裂缝面不一致，也会引起裂缝弯曲．如果孔眼方向与远场裂缝面夹角很大(通常loo以上)，裂缝不会在孔眼出起裂，流体会通过套管外窄小的环空与裂缝沟通，且该通道与裂缝主体相连处会形成一尖点，严重限制流体及支撑剂的进入(图5-2)·当在裂缝从射孔孔眼处起裂时，井筒附近的裂缝和远场裂缝也会存在一个角度，它们之间的通道是一个狭窄通道，仍会限制支撑剂的通过(图5-3)．圈5-2射孔引起的裂缝弯曲示意圈1№5-2Splitbendconventionaldiagramcausingbyperforation5．1．2孔眼摩阻图5-3射孔引起的裂缝扭转示意图F195-3Splittwistconventionaldiagramcausingbyperforatio,,图5-4孔眼摩阻对压裂施工的影响FigS-4Fractureingconstructionaffectioncausingbyaperturefriction射孔数量不足、孔眼清洁差或堵塞严重等因素会造成极高的孔眼摩阻，可能导致井筒脱砂．若孔眼大小和相位适当，孔眼摩阻对压裂施工的影响一般忽略不计。如果凰～葡—r蠲一1If入：}!I注液耕裂李{；一～ 第五章压裂诊断及挣压力特征曲线研究不是这种情况，则认为在籀工前置液过程中孔眼摩阻保持不变，在携砂液期闻由于孔眼受到支撑剂侵蚀，直径增大，而孔眼摩阻逐渐减小(图5—4)。5．1．3多裂缝的影响多裂缝现象通常发生在斜井和长井段压裂中，由于产生许多平行的相互竞争的多条裂缝，使得每条裂缝缝宽都非鬻窄，并且由于平行裂缝之向的相互竞争，改交了相互之间原始的应力状况，使每条裂缝的就地应力上升，提高了地层破裂压力，更主要的是窄的裂缝达不到满足支撑剂进入裂缝的最低要求，使大颗粒支撑荆无法通过，造成只迸液不进砂的情况。斜井多裂缝的产生根源在于每个射孔孔服形成的垂向裂缝的投影分布在一个较宽的跨度上，有些多裂缝会在离并井筒一段距离后合并成为单一的或较少的裂缝，但近井筒处的多裂缝是很普遍的情况；另一些多裂缝只有发生转向才有可能合并成单一的裂缝，这种克服最大水平主应力发生的转向产生的可能较小，从而使得斜并的多裂缝广泛存在，而如果裂缝的投影方向与井筒的投影方向一致时，多条裂缝的合并可以通过裂缝的上下延伸完成，就不会发生多裂缝。韭-量图5-5斜井多裂缝的产生黔Get．rationofslant喇伍翱呻j5．2压裂诊断I通过小型压裂诊断可求得压裂液效率、地层闭合压力、近并摩阻等参数以及进行微裂缝与多裂缝识别等数，这些结果可用于主压裂设计模拟的输入参数，优化施工泵注程序，提高设计符合程度和施工成功率．一般在正式压裂前可采用降排量测试和压降测试来分析近并筒效应，使用降排量测试可以区分和粗略量化近井筒的弯曲摩阻和孔眼摩阻，分析近井筒效应类型，采取相应的技术措施。40 中田石油大学(华东)硕士学位论文近井筒的压力损失主要为孔眼摩阻4％和弯曲摩阻4只．。∥即Ⅲ：田y=4％+4己，舭．(5-1)孔眼摩阻蜴与泵注捧量的平方乘～比例常数成正比：心兰Kv／qt‘(5-2)f矿为比例常数，由流体密度、孔眼直径、孔眼数等决定。而弯曲摩阻d乙。。晰。则租略地与泵注摊量小于l的指数成正比：4只州‰。兰X。_m6D。gf9(5．3)其中置。．吼．为比例常数，幂律指数声在0．25至1之间，大多数应用中取值为O。5是合适的。这标志着裂缝进入摩阻两部分在泵注捧量上的差异，可在降排量测试中清楚地区分开。5．2．1降排量测试降排量测试是在注入施工后，以每步1／5～1／3逐渐降低泵注排量直至降为0，每一步保持排量稳定约15秒N20秒，确定每次捧量变化时并底压力的变化，绘制裂缝进入摩阻APcnu'y与泵注排量的关系图，使用下式：‰“)=bx吼2)+k。×q，啦)(5-4)X皇Q，=置触zQ2+X群Q啦0-5)I／2<∥<2(5-6)近井●阻压力封窜由曩阻阻——·———·———-’夏注捧量图5-6裂缝进入摩阻与泵注捧量的关系Fig“Therelationshipbetweenfrictionanddeliverycapacity41 第五章压裂诊断及净压力特征曲线研究与降捧量测试获得的数据进行拟合，确定拟合值x∥和置，。。，计算出任一捧量下的蜴和创：，。啦，确定进入摩阻中是弯曲摩阻还是孔眼摩阻占主导地位。如果孔眼摩阻高，则需重新射孔；如果近井摩阻高，可在前置液中泵入一段或多段低浓度的含砂液(砂段塞·Prol，pantslug)。在微裂缝发育储层压裂中，采用段塞技术有三个目的：一是希望在一定程度上起降滤失剂作用；二是试探性加砂，了解含砂液进入地层裂缝的难易程度；三是“打磨”近井筒裂缝的扭曲，使后续正式加砂顺利进行。5．2．2压力降落测试压力降落测试可求取地层滤失系数及闭合压力等，通过滤失系数可得到压裂液效率和拟合地层渗透率，对主压裂设计起到指导作用。准确确定闭合压力也是至关重要的，它涉及到支撑剂的选择，以及运用闭合压力迸行净压力实时分析．闭合压力(Pc)是使已存在裂缝张开的缝内流体作用在裂缝壁面最小的平均压力，它不同于地层的最小主应力，但又与最小主应力有关。在均质，单层内进行压裂时，闭合压力就等于压裂层的最小主应力。当裂缝穿过在横向或纵向非均质的多层时，由于各层或各层内的最小主应力不同，使裂缝高度剖面上的应力也不同，这时裂缝的闭合压力就是穿过各层的最小主应力的平均值。因此，可以说地应力是局部参数，而闭合压力是裂缝(在无支撑剂条件下)自由闭合的整体特性参数。大型加砂压裂后的闭合压力，要考虑更多的影响因素。闭合压力的数值可以用矿场测试和计算方法得到．(1)小型压裂求闭合压力通过小型压裂(或称压裂测试)获得的数据绘制压力随时问的平方根曲线可以确定闭合压力，对后续的大型压裂施工具有很好的指导作用．一一‘0叫图5-7闭合压力解释F／gS-7Explanationof"closingpressure 中曩石油大学(华东)硕士学盈论文对闭合压力的计算是基于地下的三向主应力分布和岩石力学参数，层破裂压力(，F)和闭合压力(Pc)的计算公式：斥：煎盏蔓竺2-,41p,竺尼；(壹生I-：A!，：,／：2竺：延伸压力取尸印与破裂压力PF的最小值；PE=册加(PF，PFp)％时[高]o，仆争，(5-7)(5-8)(5-9)(5一10)式中，葺为单翼裂缝长度，mtE为岩石弹性模量，Pa；爿。为孔隙弹性常数，Ape=划l-v；’，为泊松比；口为毕奥特常数，口=l一鲁；。为岩石压缩系数，P一；c宠为综合压缩系数，(不渗透介质口=1)Pa"1；墨为上覆层应力，Pa：瓯为在无上覆层和孔骧压力条件下的初始水平应力，Pa；唧为岩石抗张强度，Pa；E为地层内孔隙压力，Pa。上述计算方法，常因参数取值问题，得到的PC值与实际情况稍有出入。5．2．3G函数曲线识别判断微裂缝对裂缝发育储层，可以用G函数分析判断徽裂缝是否发育、滤失大小，为设计优化提供依据．G函数曲线上理想的裂缝闭合特征是压力呈直线反应，进一步的扩展是用关于G函数的压力导数分析．(1)标准滤失地层G函数曲线特征当停泵期间裂缝面积为常数并且滤失通过的是单一的岩体，采用G．函数导数分析，当导数为常量并且该叠加导数曲线位于一条通过原点的直线上时为标准滤失．当叠加导数曲线从该直线向下的偏离时认为裂缝闭合．(2)强滤失地层(裂缝发育)G函数曲线特征 第五章压裂诊断爰净压力特征监线研究通过在叠加导数曲线的“隆起”部分插入一条标准滤失数据直线，“隆起”相应的表明地层微裂缝发育。在隆起的末尾，叠加导数曲线与外插直线会合时被认定为是裂缝的张开压力。当该叠加导数曲线从外插的直线向下偏离时为裂缝闭合，在裂缝闭合以前的阶段通常认定为强滤失特性。标糊失p镰图5-8标准滤失G西教导簸曲线FigS-8DerivativecurveofG-functionofstudardizedfll／ratlom与■失帼蔓的压力(曩■张开)图5-9强滤失(镥噶黻育)地层B函数导数曲线用g铀DerivativecurveofG-funcflonofpowerJfhlfiltration5．2．4典型井例分析—文13--7．23井(1)基本情况文13—223井为提高该并产能，决定对本并进行压裂改造，设计要求压裂半缝长180m，考虑到该区块地层微裂缝发育，加上该井油层井斜大(43’，篪工难度大，决定在主压裂旄工前进行一次测试压裂诊断，准确求取地层参数，确保捕I--次成功a(2】压裂层段小层数据压裂层段小层数据见表5一1． 中国石油大学(华东)硕士学位论文表5-l文13-223井压裂层段小层数据射开井段厚度声波时差含油孔隙度层位序号孔数岩性结论(m)(嶂／m)(呦753460．4～3462．62．235288．463．118．O水淹4级763463．4～3473．410．O80287．679．521．8水淹3级773474．1～3475．31．219254．72l_l9．8干层S3中9粉砂783476．9～3477．80．914248．85．28．0干层793479．8～3481．41．626263．463．617．O油层803484．0～3484．90．914272．548．115．3油层(3)小型压裂程序表5-2文13-223井小型压裂程序程序液体名称用量Cmb砂比(％)砂量(m’排量(m3／min)备注l活性水12．04．5迅速达到设计捧量2活性水lo．O4．5～0逐车停泵，降捧量测试3停泵测压降30min～60min4冻胶15．04．55冻胶4．0150．64．50．45romeo．90ram陶粒6冻胶5．04．57活性水18．O4．5逐车停泵．降捧量测试8停泵测压降60min～90min(4)初步加砂压裂程序(小型压裂后调整)表5-3文13-223井初步加砂压裂程序程序液体名称用量(一)砂比(％)砂量(m3)排量备注(m3／min)预前置活性水104．0～4．5冻胶15+降滤剂1200kg前置液冻胶4150．6冻胶15砂段塞118m3301．2冻胶4冻胶30冻胶5042．0携砂液冻胶410O．4平均砂比150mj冻胶15162．430．4％冻胶15223．3冻胶30288．4冻胶603420．4冻胶20408．O冻胶6452．7替置液活性水16．2+1．0合计294．249．4 第五章压裂诊断及挣压力特征益线研究(5)小型压裂诊断①水注入时的G函数曲线。图5-10文13-223井水注入时的G函数曲线_龟5-lOGfunctioncurveofwenl3-223flooding②胶注入时的G函数曲线图5-11文13—223并胶注入时的G函数曲线FigS-11GfunctionOllrVOofweal3．．223impregnation(回诊断分析结果 中目石油大学(华东)硕士学位论文小型压裂分析结果表明地层微裂缝发育，为强滤失性地层，液体效率仅17．4％．因此，对原设计现做了重大修改，前置液118m3增加到150m3，前置液段塞砂量由2．8m3改为前置液加粉砂6．9m3，降滤失剂由1200kg蝴]2000kg。C7)修改后的泵注程序表5—4文13-223井修改后的泵注程序用量砂比砂量排量程序液体名称(曲C％)(呐(m3／min)备注预前置液活性水10冻胶30+降滤剂2000kg前置液冻胶303O。9冻胶4062．4O．09ITl．m～150m3O．2：弭衄冻胶4093．6冻胶10冻胶6100．64．O～4．5冻胶15162．4携砂液冻胶15223．3[6,4．m3冻胶30288。4平均砂比冻胶703423．830．S％冻胶22408．8冻胶6452．7替置液活性水16．2+1．0合计340．26．9+50(8)加砂压裂施工随后按修改后的设计施工。一次成功，施工曲线如下：罨，妻i母H栩圈5-12文13-223井加砂压裂箍工曲线lqgs-12Sandhat'taringconstructcurveofwenl3-223(9)压后效果压后自喷，4mm油嘴，日产油33．1t，压后累计增油5910t。 第五章压裂诊断及净压力特征曲线研究5．3净压力实时分析压裂压力分析的基本原理是基于水力裂缝的起裂和在三维空间的延伸都与施工压力有关，停泵后井底(井口)压力的下降速率反映了地层的溏失性，因此，借助于压力变化能够确定裂缝的延伸规律和地层的滤失特性．压裂压力的分析方法是应用压裂施工过程和停泵后裂缝内的流动方程和连续性方程，结合裂缝几何参数计算模型，由压裂压力变化，确定出裂缝几何参数和压裂液效率等。地层天然裂缝的存在影响着水力压裂人工裂缝的延伸，我们可以用净压力(井底压力减去闭合压力)与时间的双对数实时曲线判定裂缝延伸动态，根据裂缝延伸动态，及时调整旄工参数保证施工成功。在压裂压力分析中，一般都不直接使用实测的井底或井121压力，而是使用井底或裂缝内的净压力，因此精确确定裂缝闭合压力对压裂压力分析结果的可靠性是至关重要的．5．3．1施工过程压力分析施工过程中井底压力随时间的变化，在一定程度上反映地下水力裂缝的延伸规律。对施工过程中压力曲线的分析，可以确定裂缝的延伸方式和施工期间任意时刻裂缝的几何参数，对停泵后压力曲线(称为压降曲线)的分析，能为压裂设计提供重要的设计参数，如地层有效滤失系数、压裂液效率等。因而对压裂压力曲线的分析可以提高压裂施工的成功率和有效率．压力的变化规律与所使用的数学模型及地层特性和施工参数有关，大量的矿场实测曲线表明，虽然施工压力曲线多种多样，但一般都可以归纳为四种类型，它们分别表示了不同的裂缝延伸规律。(1)旆工压力与时间变化关系对PKN模型，舡过程中井底净压力随时间的变化为：己r似r‘丽‰“<焘(5-11)对KGD和径向(Penny)模型，同样可以得到与上式类似的压力与时间变化关系，其比例关系如下：KGD：县