老井重复改造及体积压裂推广实施方案.docx

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老井重复改造及体积压裂推广实施方案

一、重复压裂

1、机理

根据弹性力学理论和岩石破裂准则可知：

水力压裂裂缝面总是垂直于最小主应力方向。

基于储层岩石为线弹性体假设条件，重复压裂前储层应力场是在油藏开发前的原地应力场基础上，叠加了水力裂缝诱导应力场和生产过程中引起的应力变化。

垂直裂缝井重复压裂前，由于初次人工裂缝产生的诱导应力和油气井生产过程中孔隙压力降低引起储层应力下降，导致了井眼处及近井眼处应力方向发生了转向。

因此，近井应力分布使重复压裂新裂缝垂直于初次裂缝起裂是可行的，然而，这个影响仅仅适用于距离井口的有限距离。

重复压裂新裂缝的继续延伸过程中，储层中的应力分布在不断变化，并直接影响和控制着裂缝延伸方向：

（1）邻井裂缝和初次裂缝对应力场的影响。

由于邻井裂缝和前次支撑裂缝的存在导致原地应力场的改变，从而引起新裂缝的重新定向，这个结论已被公认。

地应力场受邻井裂缝影响，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，以平行于初次裂缝方位延伸。

（2）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。

在静态条件下，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；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。

（3）、地层参数各向异性对应力场的影响。

地层参数各向异性对重复压裂的影响：

水平渗透率各向异性导致了大规模的应力改变，如果前次裂缝是定向在高渗透率方向，那么这种现象对于重复压裂是有利的；弹性模量的各向异性对应力的重新定向也有一定影响。

由于裂缝所引起的局部孔隙压力对裂缝发育方向的影响在渗透率各向异性油藏有所改变。

在施工过程中，正延伸的裂缝会偏离原方向，而向着最大渗透率方向延伸，但这种情况只在低应力差、低排量和高滤失条件下发生，这是因为压裂液滤失引起背应力效应，导致局部孔隙压力改变，较高围限应力在较高渗透率方向回升，引起裂缝再次调整方向，正交于较高渗透率方向。

（4）、重复压裂裂缝方位测试。

重复压裂可以形成新裂缝，复压新缝与前次裂缝存在一定角度，但并不是相互垂直。

孔隙压力变化导致新裂缝近似垂直于前次裂缝或与前次裂缝成一锐角。

页岩致密气井中的重复压裂裂缝的方位，通过测斜仪的测量数据证明了重复压裂裂缝方位变化规律：

重复压裂新裂缝方向从垂直初始裂缝缝长方向变为与初始裂缝缝长方向平行是一个渐进的过程，而不是突然转向并且为时间的函数。

2、重复压裂工艺技术的选井条件

在压裂的选井方面，目前国内虽然有一些模型和办法，但均不成熟，目前选井大都停留在对地质的认识、构造的认识、结合产状等方面上，无成熟、成功的量化标准。

通过2008-2010年在长庆油田采油三厂的重复压裂实践，在选井选层上取得以下认识：

（1）储层能量方面：

选储层原油丰度高，储量比较充足，但是经过一段时间的生产之后储层能量变低，供液能力不足，需要裂缝改造改变泄油范围，实现提高单井产量、水驱动用程度及采收率的目的。

（2）单井控制面积方面：

选低渗油藏，单井控油面积大，油水井间距长，累计产液量比较多的井，压裂效果会好一些。

（3）压裂的时机方面：

选近井地带地应力已发生较大变化，初次压裂支撑剂为石英砂，填充时间大都在4年以上的井。

目前正是重新改造的最佳时机，通过几口井的试验，说明该技术适合长庆油田的地质特征，具有一定的应用价值。

（4）在含水方面：

在不了解油井对应水井水驱前缘位置的情况下，选低含水的井，效果相对比较好；在能确定油井周围剩余油分布的情况下，选注水弱见效的井，效果比较好；在不了解油井周围剩余油分布的情况下，选高含水井进行重复转向压裂存在一定的风险，需要进行见水分析，出水原因为地层水的井暂不考虑；对于出水原因为注入水，尤其是液量不变含水上升的井作为首选，一般会见到好增产效果，而且能避免含水近一步的上升。

（5）在开发动态方面：

对开发动态表现为主应力方向很快见水，侧向未见效，由于储层物性存在差异，引起平面矛盾，可以在这些部位进行以转向引效为目的的重复压裂，提高侧向动用程度；对开发动态表现为主应力方向明确，平面上注水突进方向明确，压裂裂缝方位明确，侧向油井通过提液引效，未见到效果的井可进行重复压裂改造；对于经分析推测，明显存在天然微裂缝的井，重复压裂可沟通新的天然微裂缝。

（6）重复压裂选井步骤

二、缝内转向压裂技术

1、机理

重复压裂裂缝转向技术是应用化学暂堵剂使流体在地层中发生转向,在压裂时可以暂堵老缝或已加砂缝,使重复压裂的平面上的裂缝转向或纵向剖面的新层开启。

缝内转向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或高渗透层，在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，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原裂缝、高渗透带或较低地应力带进入，从而使压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生。

施工过程中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。

近几年来，随着主力油藏开发程度的提高，越来越多的低渗区块成为最大潜力油藏或主力油藏，压裂是这类油藏的主导措施，而随着现代压裂技术的发展，单一的加大规模、提高砂比的压裂和重复技术已不能适应老油田及低渗区块开发增产稳油的需要。

所以重复压裂作为老油气田综合治理、控水稳油的重要组成部分，所面临的任务更重，急需以技术进步来扭转我国重复压裂成功率低、增产量低、有效期短、科研落后于现场施工等被动局面。

对于处于高含水期开采阶段的井，由于老裂缝控制的原油已接近全部采出，必须实施压开新缝的改向重复压裂，才能有效开采出老裂缝控制区以外的油气，提高油气产量和油气田最终采收率。

因此，开展转向重复压裂技术理论的研究，尤其是加强重复压裂新裂缝造缝机理、延伸规律的研究，对于指导大量的重复压裂施工，提高其工艺可行性和经济可行性，进一步提高低渗透油气藏开发水平，具有重要的现实意义和长远意义。

2、转向控制机理

重复压裂裂缝延伸控制技术是应用化学暂堵剂使流体在地层中发生转向,在压裂中可以暂堵老缝或已加砂缝,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。

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或高渗透层，在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，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。

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）,在加砂中或二次加砂前,可以形成多裂缝；

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。

裂缝延伸控制具有如下的技术特点：

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；

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。

3、对裂缝方向的控制

水力裂缝的延伸方向取决于地层应力状态，其几何形状还受地层岩石力学性质及施工参数控制。

随着油田的开发原始应力场将而发生变化，这对重复压裂新裂缝方向将产生较大的影响。

因此，重复压裂产生的裂缝方向取决于地应力状态以及对原缝的封堵情况。

一般来说，地下受到三个主应力的作用：

垂向主应力，两个水平主应力，对于形成垂直裂缝的压裂作业，新的压开裂缝方位总是垂直于最小水平主应力。

那么，重复压裂的所形成的裂缝可能是在原有裂缝延伸，如果把原裂缝封堵后，是否还是产生新的水力裂缝？

油藏中形成一条水力裂缝，将导致一个椭圆形压降区。

裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力，沿裂缝延伸方向附加应力远小于垂直裂缝壁面的附加应力。

附加应力的增大将改变原应力场的状态。

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，裂缝也可能仍然沿着已经改变的裂缝方向继续生长较远。

近期J.L.Elbel等人研究了此问题,他们根据实验室研究结果,以及模拟地层应力变化后认为:

地层中已存在的支撑裂缝和压裂井因生产造成地层存在孔隙压力梯度这两个变量因素,改变了井眼附近的地应力分布,使得原来最大的水平主应力变为最小,这种局部地应力的变化,使得在重复压裂时,裂缝起裂的方位将垂直于初次裂缝方位。

在离开井眼一定范围以后，其方位发生转向，以平行于初次裂缝方位延伸。

用二维模拟器对两水平主应力差与时间、距离的关系进行模拟计算，结果表明，初始地层中任何一点处的两水平主应力差为5.5MPa，在距井眼30.5m处，由于该井压裂后生产了110d，两水平主应力差由原来的5.5MPa变为-5.5MPa，两水平主应力相对大小发生了变化，这表明此时进行重复压裂，裂缝将以垂直于初次裂缝方位延伸。

三、体积压裂技术

体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。

储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。

数值模拟研究表明，储层改造的体积（SRV）越大，压后增产效果越好。

但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。

1、体积改造技术的缘起

裂缝扩展的三种模式，经典理论以张开型为主导

经典断裂力学——三种裂纹的起裂方式

特点：

假设材料是连续的，预测裂缝产生的基础在于将计算出的应力强度因子与岩石的断裂韧性做比较。

缺点：

不能预测裂缝的起裂过程，不能反映储层的非均质性，假定的初始裂缝都是光滑、线性的。

支撑现代理论发展的基础实验

剪切缝是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移（sliding），岩层表面形成了不规则或凹凸不平的几何形状从而形成了自我支撑的裂缝。

研究表明当压力低于最小水平应力时即形成了这种断裂机理。

从地质力学上来说，形成剪切缝的岩石具有较高的偏应力和强度，是不易发生塑性形变的脆性岩石（杨式模量高，泊松比低），富含强度较低的岩石结构或天然裂缝。

剪切裂缝在径向上更为发育。

图2-4剪切扩张机理图示

2、“钻井技术+改造技术”的进步是形成体积改造技术的关键

体积压裂设计理念：

●裂缝方位及水平井眼轨迹的匹配

●储层具有显著的脆性特征

●射孔段选择重点考虑脆性指数、含气量、伽马值等参数

●水平段越长越好，规模与产量成正相关

●分簇射孔是现实缝网的关键

●裂缝转向有利于提高改造效果

3、微地震技术应用是形成体积改造技术的重要技术手段

美国于2000年3月到2001年12月针对Barnnet页岩成功进行了微地震监测试验，结果表明裂缝扩展呈空间分布特征；这促使人们去思考改造的是体积问题而不是平面问题，是复杂网状缝而不是单一对称裂缝。

监测技术与设计理念的共同进步促进了体积改造技术的产生与发展。

4、体积改造的地层条件

（1）天然裂缝发育，且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。

在此情况下，压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直，容易形成相互交错的网络裂缝。

（2）岩石硅质含量高（大于35%），脆性系数高。

岩石硅质（石英和长石）含量高，使得岩石在压裂过程中产生剪切破坏，不是形成单一裂缝，而是有利于形成复杂的网状缝，从而大幅度提高了裂缝体积。

（3）敏感性不强，适合大型滑溜水压裂。

弱水敏地层，有利于提高压裂液用液规模，同时使用混合水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝扩展到更大范围，大大扩大改造体积。

5、体积压裂效果

2010-2012年共施工压裂3口井，措施后日产液由措施前的2.55m3↑8.22m3,日产油由1.80t↑6.43t，含水由17.0%↓8.0%，日增油4.63t，当年平均单井日增油1.54t，累计增油126.92t。

典型井:

（1）塞391-25

①油层基本数据

②措施依据

该井2007年12月投产，初期产量2.25t，油层29.0m；2010年4月酸化之后，油井提液幅度较小、含水保持稳定；该井2011年测得地层压力13.68MPa，试井导数曲线表明该井裂缝导流能力变差，裂缝堵塞特征明显，因此要求对该井实施分层体积压裂新工艺试验，探索低产井治理的有效手段。

依据体积压裂思路，针对塞392区长6层天然裂缝较发育的特点，采用油套同注压裂方式，通过提高施工排量、变换砂液比造成端部脱砂，从而增加缝内净压力，在主裂缝的壁面开启和沟通天然微裂缝，形成多裂缝系统，增大泄油面积；通过提高加砂浓度增加缝宽，增大裂缝导流能力，从而提高油井产能。

③施工曲线

④压后产量

⑤压裂分析

压裂工艺：

压裂工艺体现了“两大、两小”特征，其中“两大”是指：

①大排量，施工排量6m3/min；②大液量，单井用液量330m3。

“两小”是指：

①小粒径支撑剂，支撑剂采用20/40目陶粒，②低砂比，平均砂液比为5%～15%，最高砂液比不超过20.0%；压裂液为混合水；

从压力曲线看有明显破裂峰值显示，说明有新缝开启，措施后初期日增油0.5t，目前日增油为2.94吨，46天累增油69.92t。

（中间测压关井20天）