采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理赵世龙 发表时间：2020-01-13T14:19:21.927Z 来源：《基层建设》2019年第28期作者：赵世龙[导读] 摘要：采油井的重复压裂技术为油田整体的开发创造了非常大的价值，在油田产量越来越高、油田工作量越来越多的时候节省了大量的人力物力，解决了许多的问题，但是也仍然发现有重复压裂技术失效的情况，本文分析了重复压裂失效的原因，并且探析了相应对策以供参考。 玉门油田分公司油田作业公司甘肃省酒泉市 735000摘要：采油井的重复压裂技术为油田整体的开发创造了非常大的价值，在油田产量越来越高、油田工作量越来越多的时候节省了大量的人力物力，解决了许多的问题，但是也仍然发现有重复压裂技术失效的情况，本文分析了重复压裂失效的原因，并且探析了相应对策以供参考。 关键词：采油井；重复压裂；裂缝失效； 随着油田开发工作的发展，采油井压裂选井面也在逐渐变小，面对这种情况，重复压裂的现象是不可避免的， 一、油井重复压裂的作用 1.1油井重复压裂的原因 油井重复压裂是指油井在第一次的压裂后生产一段时间因为某些方面的原因产量下降，然后再在同一层上再进行第二次或者第三次压裂的工艺。重复压裂主要是要改变油流的模式，从而来减少油流入井的阻力值，另外是重新压开过去已经堵塞或产生闭合的裂缝系统从而解除井筒附近的堵塞；最后是冲洗裂缝中的残渣进行重新布砂，提高整体地层的渗流能力。 1.2重复压裂的作用 （一）提高油井的生产能力，对于整体剖面进行改善，保证油田的产量； （二）在出油率高的情况下，再次压裂能够加大裂缝的延伸，增大油井距离，直接降低成本，减少开发的费用； （三）改造特低渗透油田的藏油情况，注重低渗油田的开发情况，对其改造后再进行压裂能够提高油田的开采价值。 （四）重复压裂能够改造中低含水层，提高渗透段的生产能力，让油层的每一层面都能够尽可能的出油，提高油井产油率。 （五）将油层堵塞的情况清除，减少油流的阻力，解堵压裂的整体效果； （六）改变层间的液体流向情况，让水线均匀的推进，提高注水效率。 （七）在多层井中补孔压裂，实现层次间的接替，特别是一些老井的延长组需要重新进行射孔，重新进行检查每层的孔况，再压裂上的效果比较好。 二、采油井重复压裂裂缝失效原因分析 2.1重复压裂效果的影响因素 （一）地层基础因素地层是对储油的基础，也可以说，地层的情况是决定的储层供油情况的好坏，所以地层也是影响重复压裂效果的非常重要的因素，地层中包括有油储存的厚度、孔隙情况初始含油的饱和情况、渗透率、电阻率以流体的粘度等几项重要的指标。 （二）开发因素 开发因素主要是指整体采出程度及能量保持情况，其中具体内容包括有投产最初的含水情况及日产油量数据，措施前的含水情况及日产油量数据、最后是累计产油量、剩余产油量、剩余可采量以及地层的压力。 （三）工程因素 工程因素是初次改造的程度，一般涉及的内容有水平段长、布缝的密度、整体发行的段路、入地液量、排量、产液量、砂比、砂量及试油产油量，工程因素是整体影响压裂效果的直接因素。 （四）岩石力学因素岩石力学因素是重复压裂后造成了复杂裂缝的重要因素，同样也是储层改造的主要原因。在这其中包括了多个方面，有岩石的脆性、储层应力差、两回应力差、天然裂缝的密度等情况。 2.2重复压裂裂缝失效原因 （一）沉积和结垢 油田作业在实施时因为温度及酸碱条件的影响，在许多传输设备及地层通道都很容易产生结垢的情况，比如泥浆结垢或者油结垢，一般都是岩石或者是裂缝的缝隙位置容易出现结垢情况，倘若结垢情况出现一些化学或物理反应就会导致腐蚀、堵塞或卡死的问题，这些都会导致不良影响。一般产生结垢会先出现盐类分子，接着再转化成精粒化，最后晶体的堆积导致整体面积增大最终出现结垢问题。 （二）微粒运移 堵塞一般是由于微粒的运移而产生的，黏土也会在胶结储层的缝隙或者孔洞中沉积，而且地层不中的微量元素也会因为受到外来水的影响导致整体矿化度产生变化，地层水内部的阳离子及黏土的中性平衡效率都会出现变化，导致微粒出现分散运移的情况而产生堵塞。 三、采油井重复压裂裂缝失效处理措施 3.1物理措施 采取物理措施来消除防垢问题主要是用催化或辐射的作用，辐射作用主要是将设备放在流水必经之路，促使光量子吸附来快速的催化水中的无机盐，以达到辐射目的。而催化却是通过相关催化设备来加快胶体晶体的形成速度，防止结垢的产生。 3.2化学措施 在化学防垢的操作中，应用较多的是化学防垢剂来防垢，用这种方式首先就是分散作用，是通过化学剂进行溶解的作用来防止结垢中的微晶体与聚离子相交集，从而降低出现沉积的可能性，最后又通过流体排除，在金属的传热表面就无法出现结垢。另外就是增深作用，水中含有许多的垢离子，通过有针对性的化学试剂来促进垢离子的结合，在晶体变形时，相关化学溶剂的整合作用促进其与水整合，做到整合成垢金属离子，来控制晶格内部的战胜，这种促使晶的变形能够很好的制约晶体沉积的发展。 3.3其它措施情况
哈里伯顿压裂裂缝微地震监测说明 2015年4月
1.微地震数据采集方式 井下微地震裂缝监测理论源于研究天然地震的地震学，主要为利用在水力压裂过程中储层岩石被破坏会产生岩石的错动（微地震）来监测裂缝形态的技术。井下微地震监测法将三分量地震检波器（图1）,以大级距的排列方式，多级布放在压裂井旁的一个或多个邻井的井底中（图2）。三分量微地震检波器在压裂井的邻井有两种放置方式：一种是放置在邻井中的压裂目的层以上，用于邻井压裂目的层已射孔生产情况，由于收集微地震信号的检波器非常灵敏；为防止监测井内的液体流动对监测造成井内噪音，必须在射孔段之上下入桥塞封隔储层，然后将检波器仪器串下入到桥塞之上的位置。另一种方法是将检波器放置在邻井中的压裂目的层位置上，这种情况检波器和水力裂缝都位于相同的深度和储层，此时声波传播距离最近、需要穿过的储层最少，属于最佳的观测位置，这种方式用于邻井的目的层未实施射孔生产的情况。 图1 三分量地震检波器
图2 三分量地震检波器下井施工现场 图3显示一个由5级检波器组成的仪器串在压裂井的邻井下入的两种布局方式：图中左边表示邻井已射孔的情况下，射孔段以上经过桥塞封堵，检波器仪器串放置在该井的目的层以上；图中右边表示邻井为新井的情况下，目的层未实施射孔，检波器仪器串放置在该井的压裂目的层位置上。井下微地震压裂测试使用的三分量检波器系统检波器以多级、变级距的方式，通过普通7-芯铠装电缆或铠装光缆放置在压裂井的邻井中。哈里伯顿使用采样速率为0.25ms的光缆检波器采集系统采集和传输数据。常规的电缆一方面数据传输速率低，另一方面对于低频震动信号易受电磁波的干扰大。采用铠装光纤进行数据传输不但传输速度快，并且允许连续记录高频事件，提高了对微小微地震事件的探测能力同时 对微地震事件的定位更加准确，监测到的裂缝形态数据最为可靠。 图3 多级检波器系统在邻井的两种放置方式 另外，由于检波器非常灵敏，井筒中的油气流动会很大程度的影响监测微地震事件的 信噪比，如果监测井为已经射孔的生产井，需要在射孔段以上20米的位置下入桥塞，检
压裂技术详解 第一节压裂设备 1．压裂车： 压裂车是压裂的主要设备，它的作用是向井内注入高压、大排量的压裂液，将地层压开，把支撑剂挤入裂缝。压裂车主要由运载、动力、传动、泵体等四大件组成。压裂泵是压裂车的工作主机。现场施工对压裂车的技术性能要求很高，压裂车必须具有压力高、排量大、耐腐蚀、抗磨损性强等特点。 2．混砂车： 混砂车的作用是按一定的比例和程序混砂，并把混砂液供给压裂车。它的结构主要由传动、供液和输砂系统三部分组成。 3．平衡车： 平衡车的作用是保持封隔器上下的压差在一定的范围内，保护封隔器和套管。另外，当施工中出现砂堵、砂卡等事故时，平衡车还可以立即进行反洗或反压井，排除故障。 4．仪表车： 仪表车的作用是在压裂施工远距离遥控压裂车和混砂车，采集和显示施工参数，进行实时数据采集、施工监测及裂缝模拟并对施工的全过程进行分析。
5．管汇车： 管汇车的作用是运输管汇，如；高压三通、四通、单流阀、控制阀等。第二节压裂施工基本程序 1．循环： 将压裂液由液罐车打到压裂车再返回液罐车。循环路线是液罐车-混砂车-压裂泵-高压管汇-液罐车，旨在检查压裂泵上水情况以及管线连接情况。循环时要逐车逐档进行，以出口排液正常为合格。 2．试压： 关死井口总闸，对地面高压管线、井口、连接丝扣、油壬等憋压30-40Mpa，保持2-3min不刺不漏为合格。 3．试挤： 试压合格后，打开总闸门，用1-2台压裂车将试剂液挤入油层，直到压力稳定为止。目的是检查井下管柱及井下工具是否正常，掌握油水的吸水能力。 4．压裂： 在试挤压力和排量稳定后，同时启动全部车辆向井内注入压裂液，使井底压力迅速升高，当井底压力超过地层破裂压力时，地层就会形成裂缝。5．支撑剂： 开始混砂比要小，当判断砂子已进入裂缝，相应提高混砂比。 6．替挤：
收稿日期：20131204；改回日期：20140519 基金项目：国家自然科学基金“页岩气储层低频脉冲水力压裂增渗机理研究”（51304258）；“863计划”页岩气勘探开发新技术“页岩气压裂裂缝微地震监测技术研究” （2013AA064503）作者简介：潘林华（1982－）， 男，工程师，2006年毕业于中国石油大学（北京）土木工程专业，2013年毕业于该校油气田开发工程专业，获博士学位，现主要从事岩石力学、地应力和压裂裂缝起裂和扩展等方面的研究工作。 DOI ：10.3969/j.issn.1006－6535.2014.04.001 页岩储层水力压裂裂缝扩展模拟进展 潘林华 1，2，3 ，程礼军1，2，3，陆朝晖1，2，3 ，岳 锋 1，2，3 （1.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室重庆地质矿产研究院，重庆400042；2.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心 重庆地质矿产研究院，重庆400042； 3.油气资源与探测国家重点实验室 重庆页岩气研究中心，重庆400042） 摘要：页岩储层低孔低渗，水平井多级压裂、重复压裂和多井同步压裂为主要的增产措施，压裂缝扩展和展布对于页岩压裂设计和施工、裂缝监测、产能评价至关重要。对大量相关文献进行了调研和分析，得出以下结论：①水力压裂室内实验是评价页岩复杂裂缝形态最直接的方法，但难以真实地模拟实际储层条件下的水力压裂过程；②扩展有限元、边界元、非常规裂缝扩展模型、离散化缝网模型、混合有限元法及解析和半解析模型为页岩气常用的复杂裂缝扩展模拟方法，但各种方法都有其优缺点和适用性，需要进一步改进和完善才能真实地模拟页岩复杂裂缝扩展；③天然裂缝分布和水平主应力差共同决定页岩复杂裂缝网络的形成，天然裂缝与水平最大主应力方向角度越小、水平主应力差越大，复杂裂缝网络形成难度越大；天然裂缝与水平最大主应力方向的角度越大、水平主应力差越小，越容易形成复杂裂缝网络。研究结果可以为页岩储层缝网压裂裂缝扩展模拟和水力压裂优化设计提供借鉴。 关键词：页岩气；水平井；水力压裂；压裂技术；裂缝扩展；室内实验；数值模拟中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1006－6535（2014）04－0001－06 引言 页岩储层孔隙度、 渗透率极低，给页岩气的经济高效开发带来了极大的困难和挑战，长水平井段钻井和多段大排量水力压裂施工是页岩气开发的关键和核心技术 ［1－2］ ，能最大程度地增加压裂裂缝 的改造体积和表面积，最终达到提高产量和采收率的目的。页岩储层脆性大，天然裂缝和水平层理发育，压裂过程中容易发生剪切滑移和张性破坏 ［3］ ， 压裂裂缝不再是单一对称的两翼缝，可能形成复杂的网状裂缝，给页岩水力压裂设计、裂缝监测及解释、压后产能预测等带来诸多不便。压裂裂缝的展布特征和裂缝形态可以通过室内实验和数值模拟方法进行评价。笔者广泛调研了目前页岩储层水平井压裂技术、复杂裂缝室内实验模拟和数值模拟方法的现状，分析了各种页岩水力压裂技术及压裂裂缝模拟方法的优缺点，对后续页岩储层水平井水 力压裂技术的选择以及压裂设计具有指导意义。 1页岩储层水力压裂技术 页岩储层水力压裂是个复杂的系统工程，用液 量大、施工车组多、耗时长、资金耗费量大。页岩储层水力压裂涉及压裂设计、压裂工艺选择、压裂液选择与配置、压裂设备和井下工具选择、压裂裂缝监测等问题，需要进行系统的考虑和处理。1.1 页岩储层水平井多级压裂技术 水平井多级压裂技术是页岩储层开发的关键技术，长水平井段、多级水力压裂使页岩储层能够形成多条压裂裂缝，可以增大页岩储层与井筒的渗流通道［4］ 。目前常见的页岩水平井压裂主要有4 种。 （1）水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术 ［5－6］ 。该技术是国内外常用的页岩储层水力压
重复压裂技术综述 一重复压裂技术的发展历程 1.1 20实际50年代 受当时技术与认识水平的限制，一般认为，重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第一次压裂作业的2-4 倍，才能获得与前次持平的产量，否则重复压裂是无效的。这一时期重复压裂只是简单的增加施工规模，并未从机理方面深入研究，而且开展的并不多。 1.2 20实际80年代 随着油气价格的变化和现代水力压裂技术的发展，国外( 主要是美国) 又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生出新的水力裂缝；重复压裂应重新优选压裂材料；对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度；对于高渗透性油气藏，则应提高裂缝的导流能力。 1.3 20实际90年代 因认识到转向重复压裂会接触到储层的剩余油区或未衰竭区而极大地提高产量和可采储量，这就更加激发了各国学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制，因此最先发展起来的是重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术，在这时期国外研制出可预测在多井( 包括油井和水井) 和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距
离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。 1.4 21世纪至今 进人21 世纪转向重复压裂技术进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术：经过一段时间的开采，油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量，这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进人并封堵原有裂缝，但不能渗人地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位( 最佳方位是垂直于原有裂缝的方位) 重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。 二重复压裂理论 水力压裂是低渗透油气藏改造的主要措施，但经过水力压裂后的油气井，生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝造成的堵塞、以及压裂后其它作业对近井地带的污染等原因，造成产量下降，甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区，最有效的措施是开展重复压裂。 2.1 压裂失效原因 不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种：
长庆油田 王39-0211井压裂裂缝监测解释报告 井别：采油井 现场施工：张杰 解释：张博 审核： 西安华中石油科技有限公司 二○一〇年八月
王39-0211井压裂裂缝监测 前言 压裂裂缝监测有多种方法：示踪剂方法、电位法、地倾斜方法等等。微地震裂缝监测方法能够实现实时监测，控制范围大，适应面广，近年来在国际上是应用最多的一种监测方法。微地震人工裂缝监测能够即时得到裂缝的长度、方位、高度和产状，这对于确定油水井的驱替模式和井位布置、优化井网、确定二次/三次采油和压裂处理的潜在区域等具有积极指导作用，同时能够根据油藏特性和经济条件优化最佳的实际裂缝长度、根据作业能力、储层裂缝扩展特征确定最佳的井间行距和布井密度，因此该方法在各油田得到了广泛的推广。 压裂裂缝监测解释结果完全依据现场监测资料，可以定量给出裂缝方位、最大高度、最大长度及倾向。在能够部署全包络网络的情况下，裂缝方位误差小于8°，长度误差小于15%，高度误差小于30%，倾向误差小于5°。 2010年8月8日我们监测了王39-0211井的水力压裂过程，该井压裂层位为长611-2，压裂深度为1434-1441.5米，压裂层段中部深度对应垂深为1227米。 1．王39-0211井人工裂缝监测结果 王39-0211井位移较大，因此在实际监测施工时，我们围绕压裂层段中深点在地面的投影部署监测台网，实际台站的坐标如表1-1所示。 表1-1.王39-0211井监测台站的坐标
图1-1. 王39-0211井监测结果平面图 图1-1中，每个格的尺寸为100米；水平轴东西向，向东为正；竖直轴沿南北向，向北为正。从实测平面图可以看出，主裂缝条带走向为北东向；西翼裂缝左旋明显。过井口存在一条北西西接近东西向的支缝；东翼裂缝远端有较小支缝存在。 表1-2. 王39-0211井人工裂缝监测结果参数表 表1-2是依据现场数据的后分析结果。尺度是最大尺度；方位是所有微地震点的统
第33卷第4期2011年7 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 33 No. 4 July 2011 章编号：1000 – 7393（2011 ） 04 – 0088 – 03 多裂缝压裂工艺研究及现场实践 何育荣1 何 骁2 向 斌2 杜林麟3 （1.中国石化股份公司石油工程管理部，北京 100102；2. 中石油西南油气田公司低效油气开发事业部，四川成都 610017； 3.东方宝麟科技发展（北京）有限公司，北京 100083） 摘要：受储层地应力状态控制，双翼对称水力裂缝控制泄流面积有限，压裂油气井表现为初期产量高，产量递减快。多裂缝压裂是以增加主裂缝数目，并严格控制其裂缝形态为主要特征的新型压裂工艺，通过合理的施工参数和施工工艺控制主裂缝的条数和延伸方向，多方位沟通油气储集体，大幅度增加油气泄流面积，达到高产稳产的目的。在研究多裂缝产生机理的基础上，归纳出多裂缝的测试压裂特征和G函数特征。现场应用表明，多裂缝压裂技术能够极大地提高油气井产能。 关键词：多主裂缝；压裂机理；G函数；净压力 中图分类号：TE357.1 文献标识码：A Research and field application of multiple fracturing technology HE Yurong1, HE Xiao2, XIANG Bin2, DU Linlin3 （1. Department of Petroleum Engineering Management in Sinopec Corp., Beijing 100102, China; 2. Low-Ef?ciency Hydrocarbon Development Department of Southwest Oil&Gas Field Company, Chengdu 610017, China; 3. Orient Baolin Technology Development （Beijing） Ltd, Beijing 100083, China） Abstract: Under the control of the formation stress, the two-wing hydraulic fracture geometry has a limited controlling drainage area. Oil & gas well with this type fracture generally have a high initial production rate, but it declines rapidly. The multiple fracturing is a novel stimulation technique that not only increase in the number of the main fractures but also can rigorously control the fracture geometry. The number of directions of the main fractures can be controlled by the appropriate treatment parameters and technologies. In this way, these fractures can reach multiple the hydrocarbon reservoir areas simultaneously, which will increase the drainage area dramatically and keep the production rate in a higher level for a longer time. Based on the creating mechanism of multiple fractures, the feature of the minifrac and the G-function?in?multiple?fracturing?are?induced.?The?field?application?indicates?that?multiple?fracturing?technique can greatly enhance the productivity of the well. Key words: multiple main fractures; fracture mechanism; G-function; net pressure 经典断裂力学理论（包括弹塑性断裂力学理论）认为，受地应力场的影响和控制，水力压裂时储层中将形成以井筒为中心的双翼对称水力裂缝，裂缝沿垂直最小主应力方向延伸。压后生产过程中，由于双翼对称裂缝控制泄流区域较为有限（局限在水力裂缝周围的区域），表现为初期产量高，产量递减快。 然而，含有油、气、水的岩层，具有多裂隙的颗粒材料、多相介质、强烈的非均质性、各向异性、非连续等特点，多孔介质或裂缝介质在强载荷作用下，形成复杂波系和高压及高应力梯度的状态，具有惯性和速度、破坏和流动、流体和固体等的耦合特征［1］。岩石的非均质性将会导致不规则的水压破裂路径产生，当岩石中晶粒和缺陷的随机分布的影响逐渐起主导作用时，它将引起在岩石内部应力场的不均匀 作者简介： 何育荣，1963年生。1984年毕业于华东石油学院，2005年获中国石油大学（华东）油气井工程专业博士学位，现从事石油工程技术开发及管理工作，高级工程师。E-mail：yuronghe@https://www.doczj.com/doc/8b10565702.html,。
体积压裂 体积压裂是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期。其主要特点有以下几点。 (1) 复杂网络裂缝扩展形态 常规压裂以形成双翼对称裂缝为目的，在致密油藏中垂直于裂缝面方向的基质渗流能力并未得到改善。体积压裂的裂缝是在三维方向卜形成相互交错的网状裂缝或者树状裂缝，在缝网区域形成一定的改造体积，增大了泄油体积。 (2) 复杂渗流机理 油气在复杂缝网中的渗流机理至今仍没有理想的研究成果。文献[7」研究了页岩基质向复杂缝网中的渗流，考虑裂缝中达西流和基质中扩散流的双机理渗流以及压敏性对渗透率的影响，建立了天然裂缝发育的双重孔隙度模型，但求解用拟压力的方法进行了标准简化。目前比较主流的观点是采用分形理论来精确刻画缝网内的渗流特性，利用缝网中主裂缝与次裂缝的自相似性，建v.油气在复杂缝网中的渗流模型。 (3) 裂缝发生错断、滑移、剪切破坏 剪切缝是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，在岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状，具有自我支撑特性的裂缝。体积压裂过程中裂缝的扩展形式不是单一的张开型裂缝，当压力低于最小水平主应力时，产生剪切断裂。(4) 诱导应力和多缝应力干扰裂缝发生转向 当裂缝延伸净压力大于2个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易在主裂缝卜产生分叉缝，分叉缝延伸到一定距离后又恢复到原来的裂缝方位，最终多个分叉缝便形成复杂的裂缝网络。 体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两方面因素。 1.1地质因素 (1)储集层岩石的矿物成分储集层岩石的矿物成分会影响岩石的力学性质，从
重复压裂方式 重复压裂是在原有压裂井的基础之上再次或者多次进行压裂的一种方式。目前国内外的重复压裂方法主要有3种：原有裂缝延伸、层内压出新裂缝和转向重复压裂。 原有裂缝延伸 在油田的不断开采中，由于地层压力、温度等环境条件的不断变化，很多原来存在的裂缝已经不能正常工作，这样将导致原有的渗透率降低，产量减少。面对此情况，只需要对原有的裂缝进行延伸，这也是目前最常用的重复压裂方式。例如压裂所产生的裂缝会随时间的增长而有所闭合，像这样的油井则需要加砂重新撑开原有的裂缝，以增大其导流能力，提高油井产量。 层内压出新裂缝 由于厚油层在纵向上的非均质性，油层内见效程度不同，会导致层内矛盾突出而影响开发效果，因此可以通过采取补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得很好的效果，国内目前主要基于这种认识展开理论和实践探索。 转向重复压裂 经过长时间对油田的不断开采，油田的渗透率不断降低，很多油田基本上都是处于高含水期，再对油井进行开采也不会产生很大的油量。由于可以渗透的油藏已接近枯竭，因此要求我们对原来已有的裂缝进行封堵，通过该途径采油可能减少水的进入。与此同时对该井再次进行压裂，这样就能压裂出新的裂缝。而暂堵剂的强弱会直接影响对地层封堵的效果，封堵原有的老裂缝，保证堵水采油的进行，Chevron、Unocal、Dowell和Lost Hill等大公司的试验都表明其具有可实施性。由于最小主应力原理的存在，因此在对油井进行封堵的前提下进行压裂，虽然有可能使压裂液还是向着最小应力的方向进行压裂，但是封堵会使压裂液进行变向，这样就改变了压裂的方向，使压裂能够较为合理地进行，从而能更大程度地对油井进行再次开发，增加经济效益。
文章编号:1001-1986(2001)03-0020-03 煤层气井压裂施工压力与裂缝形态简析 郝艳丽,王河清,李玉魁 (中原石油勘探局井下特种作业处,河南濮阳 457061) 摘要:根据煤层气试验井的施工资料,分析了煤层压裂施工压力的特点以及井深、R o 与破压梯度的关系,并根据裂缝监测(测井温法、大地电位法和微地震法)测量的裂缝方位和缝高,对煤层压裂形成的裂缝特点进行了分类和总结,提出了指导性的建议。关 键 词:煤层气;压裂;施工压力;裂缝中图分类号:P 618.11 文献标识码:A 1 引言 煤层气是指形成于煤化作用过程中,目前仍储集在煤层中的优质天然气。它的开发是一个排水降压的过程,由于煤层的低渗透特点,决定了需要进行水力压裂激化才能有效地分配井孔附近的压降,加速脱水增加产能。本文针对煤层压裂的复杂性,从压裂施工压力与裂缝形态方面,对煤层压裂裂缝的扩展进行了分析和总结,希望能给以后的煤层气开发提供有益的帮助。2 煤层压裂施工压力分析 压裂主要是通过高压注入流体,破裂地层,从而在地层中形成高导流能力的裂缝。施工过程中流体在岩石中流动产生的压力变化在一定程度上反映了裂缝延伸的复杂现象,煤层压裂施工分析主要是针对压裂施工压力进行分析。2.1 煤层破裂压力分析 煤层的特殊性决定了其不同于常规储层的压裂特点。国外曾把煤层压裂的非常规性总结成4个方面:①异常高的压裂压力;②裂隙限制于煤层,即使裂隙中的压力远高于围岩带的原位应力;③伴随着孔底压力增加的支撑剂注入;④初始液体注入过程中闭合压力的显著增加。为此我们首先分析了试验区的破裂压力梯度情况,做出了井深、R o 与井底破压梯度的散点图。(图1,2)由图1中看出试验井的煤层破压梯度在0.017～0.064M Pa /m 之间,一般都为0.023～0.045M Pa /m 。而且根据我们收集的资料 表明,同一煤层测试压裂与加砂压裂的破压梯度存 在着大约0.002～0.007M Pa /m 的差别,也就是说煤层的高滤失特点会造成大约0.002～0.007M Pa /m 的压降,损失在流体注入煤层引起孔隙压力增高而产生的孔隙弹性效应上,也有一部分加砂压裂破压梯度小于测试压裂的破压梯度的情况,这与压裂流体对煤层的冲刷有关。另外,从煤层镜质体反射率与破压梯度的散点图上(图2)看出,煤层破压梯度有随镜质体反射率增大而增大的趋势,即变质程度高的煤层,其煤层不易破裂。而且从变化趋势看,R o 几乎与破压梯度呈线性相关关系,这是否是普遍规律,有待于进一步进行理论和实验数据的分析 。 图1 井深与破压梯度的散点图 图2 R o 与破压梯度的散点图 收稿日期:2000-05-15 作者简介:郝艳丽(1968—),女,河南清丰县人,中原石油勘探局井下特种作业处工程师,从事煤层气研究工作. · 20·煤田地质与勘探 CO A L G EO L O GY &EX PLO RA T ION V ol.29N o.3Jun.2001
企业简介 东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司，主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。著名压裂大师Michael J. Economides和美国两院院士Christine A.Ehlig-Economides为公司董事及高级技术顾问，并与美国A&M大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。 公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、CO2清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。目前公司在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。
●技术原理 裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。 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，控制剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在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。 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、实现裂缝转向等。 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。 ●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
水力压裂裂缝暂堵转向机理与转向规律研究储层改造是页岩油气、致密油气等非常规油气开发的核心技术,通过水力压裂形成复杂裂缝网络,实现体积改造是水力压裂施工的目标。当储层可压性较差或应力差较大时,难以形成复杂裂缝网络,通过暂堵逼迫裂缝转向是增强缝网扩展复杂性的重要手段。 到目前为止,虽然现场实践已取得较好成效,但裂缝暂堵转向的力学机理、扩展规律和调控方法等尚处于探索阶段,迫切需要开展人工裂缝暂堵转向机理和规律研究。本文探索了新的实验方法,发展了水力压裂数值算法,通过岩芯测试、物理模拟和数值模拟研究,对非常规储层的可压性和转向能力、转向剂对裂缝的暂堵规律、裂缝转向扩展规律进行了研究,主要取得成果如下:(1)致密储层成缝能力测试与评价。 储层成缝能力(可压性)是裂缝转向的基础和重要影响因素。实验发现:(1)页岩存在强微观非均质性,并与矿物成分、天然裂隙和TOC含量等一起,是影响页岩储层成缝能力的重要因素。 (2)流体对页岩的岩石力学性质具有显著影响,并与页岩储层的超低含水饱和度、粘土含量、TOC和微纳米孔隙有关。(3)基于基质脆性、天然裂隙密度和声发射活动性,建立了综合评价致密储层成缝能力的新方法。 油田现场应用说明此方法是可行的。(2)裂缝转向机理和规律的真三轴模拟实验研究。 利用真三轴水力压裂物模实验装置,研究了纤维暂堵裂缝的转向扩展规律,得出裂缝转向的主要控制因素为储层成缝能力及其非均质性、水平主应力差、天然裂缝分布、初级裂缝宽度、纤维浓度、粘度与排量等,得到了暂堵形成的条件
与图版,并给出了裂缝发生转向时的临界应力差;并以人工裂缝倾角、地应力差、成缝能力和缝内流压为主要参数,建立了裂缝转向能力的评价模型。(3)基于PGD 法(Proper Generalized Decomposition),针对水力压裂裂缝转向和网络化扩展数值模拟需要,建立并求解了完全耦合条件下水力压裂裂缝扩展模型,PGD算法 适合于高效、快速求解以非线性、瞬态、耦合为特征的水力压裂问题,计算速度明显快于传统的有限元方法。 (4)应用PGD算法进行了裂缝转向的模拟,结论与真三轴物理模拟结果一致。裂缝转向主要控制因素为储层性质、水平主应力差、缝间干扰、裂缝暂堵效率、粘度与排量等。 在低应力差、较短裂缝间距条件下,缝间干扰强,裂缝端部较容易发生转向;天然裂缝剪切滑移对裂缝转向具有明显影响,在剪应力和流体压力联合作用下,裂缝更易转向;在转向处裂缝宽度和净压力发生突变,缝宽变窄,净压力降低。本文研究成果将为非常规油气转向压裂改造提供理论依据和技术支持。
采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理 摘要：传统的油田开发技术并不能有效地帮助采油工作的顺利进行，因此目前 很多的企业都使用了重复压裂的技术，虽然在一定程度上解决了采油的问题，但 是却又引发了产生了裂缝的问题，阻碍了采油的进程。本文主要描述了具体有哪 些原因是使用了重复压裂技术而导致的裂缝以及如何有效地解决这些问题的措施，让更多地人了解到裂缝对油田开发的不良影响。 关键词：采油井；重复压裂裂缝；失效原因；处理方式 前言：随着一些采油技术的不断更新，采油井重复压裂技术成为了目前使用 率最高的技术，同时也是具体实施效果最好的一项技术。可是由于一些外部与内 部的因素，如：堵塞问题等，使得此技术出现了失效问题，从而导致采油效果不佳，下文就主要描述了这些问题以及具体的处理方式。 一、失效的原因 （一）形成了很多污垢并沉积 由于采油的环境有所不同，可能处于酸性、碱性或者温度高低不一致的环境下，同时采油需要使用到很多的仪器，不仅仅是采油时的设施，还有运输和装载 的设备等，但是这些设备处于不同的环境中时会形成一些难溶物质并沉积下来， 这些污垢通常是在处理岩石裂缝等时产生的。由于外界环境与时间的影响，使得 这些沉淀物越来越多，同时和外界接触时间过长，还会发生一些反应，导致出现 一些腐蚀与堵塞问题，进而破坏了仪器设备的质量性。这些结垢的形成过程中， 会出现很多的变化，如：脱离水的溶解之后，表面会出现盐类分子等。 （二）微粒的影响 主要是会发生堵塞的问题，是由于哪些地面上的黏土会在泥质胶结储层形成 污垢物进而沉积下来。微粒的变化主要存在地层水中，这些水中含有一定的微量 元素，地层水以外的外界水又会影响这些元素，使得其本身的矿化度受到影响而 变化，水的酸碱度又会影响地层水中的正离子。因为水层周围的粒子不发生迁移 的现象，水中的一些粒子就会慢慢的累积到一起，进而产生堵塞的现象，直接影 响到地层水流动很缓慢。 （三）化学物质的影响 主要是会受到磷的影响。PH值等于数值7周围时最不低于磷在沉积物的释放，而水质处于酸性和碱性的环境下时有利于磷的释放。水中不免会生长植物，植物 进行光合作用时会吸收溶解于水的二氧化碳，从而减少水中的碳酸根和碳酸氢根 离子，就会使水的PH值大于7，水就容易呈碱性，富含更多的氢氧根离子，氢氧根会夺取磷酸盐中的磷，使得磷就会大量被释放出来。同时水中还有微生物和细菌，它们经过代谢之后，会产生酸性物质，那么水质整体的PH值又低于7，水再次呈现酸性，此时酸根离子会夺取沉积物中的磷，推动了磷在沉积物中的分解。 总之，水中过酸或者过碱都不利于环境的保护，都会使得沉积物中的磷得到释放，进而加大了水中磷沉积物的数量。 二、具体的解决方式 （一）采用物理解决方式 采用这种方式可以在一定程度上解决沉淀物的沉积问题，需要使用到其辐射 和催化两种功能，前一种需要使用的原材料是无机盐，主要是水中的物质，运用 无机盐增加大量的光量子被吸附掉而不是沉积下来，再通过催化的方式来改变其 自身结构，而这一过程所使用的仪器设施需要放到排放水的位置，这些能够帮助
SPE 167097 Influence of Fracturing Fluid and Reservoir Temperature on Production for Complex Hydraulic Fracture Network in Shale Gas Reservoir Charles-Edouard Cohen, Xiaowei Weng, Olga Kresse, Schlumberger Copyright 2013, Society of Petroleum Engineers This paper was prepared for presentation at the SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition-Asia Pacific held in Brisbane, Australia, 11–13 November 2013. This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contents of the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright. Abstract Production from shale reservoirs depends greatly on the efficiency of hydraulic fracturing treatments. Cumulative experience in the industry has led to several best practices in treatment design, which have improved productivity of these reservoirs. Nevertheless, shale reservoirs still bring challenges to stimulation engineers, due to the complex physics involving interactions with natural fractures, stress shadow effects and proppant transport in complex fracture network. One of the challenges regards fluid and proppant selection, in particular, the issue is how to achieve the desired fracturing fluid viscosity inside the fracture for optimum proppant placement into an expanding complex fracture network. The rheological properties of the fracturing fluid depend on its temperature history, hence understanding the temperature distribution in the hydraulic fracture network is a key consideration for a successful treatment and a more accurate fracture prediction. This paper investigates the relation between reservoir temperature, fracturing fluid properties and production through fracturing-to-production simulation workflow. The paper first presents a temperature model implemented into the UFM model, which is a comprehensive complex fracturing simulator for shale reservoirs, accounting for interaction with natural fractures, stress shadow effects, and proppant transport in a complex networks. Based on the fracture geometry, proppant placement, and reservoir properties, a semi-analytical production model UPM is used to estimate the production. This workflow is used to first understand the temperature distribution in the expanding fracture network and understand its evolution as a function of several parameters such as reservoir temperature and rheological properties of the fracturing fluid. Then the associated production forecast provides guidelines on how to achieve optimum proppant and fluid selection based on the reservoir temperature for maximizing production. Introduction One particular aspect of shale plays compared to conventional resources regards the critical role that the design and execution of the hydraulic fracturing treatments plays in well productivity. The industry has learnt through many years of trial and error several best practices regarding hydraulic fracturing of shale reservoirs. Often the learning curves begin with the past experiences on conventional reservoirs where the fracture is believed to be bi-wing. Shale reservoirs bring new challenges due to the complex physics involving interactions with natural fractures, stress shadow effects and proppant transport in complex fracture network. One important parameter to consider is the rheology of the fracturing fluid, which depends on the temperature history inside the fracture network. This will affect both the geometry of the hydraulic fracture network (HFN) and the proppant placement inside the network. Therefore, understanding the temperature distribution in the HFN is important in order to optimize fracture complexity, proppant placement, and ultimately production. The objective of this paper is to investigate the relation between the temperatures inside the HFN, the fluid and proppant selection, and the production, through a simulation workflow. The simulation workflow uses the UFM model (Weng et al., 2011) for simulating the hydraulic fracturing process. It accounts for interaction with natural fractures, stress shadow effects, and proppant transport in a complex networks. Then the workflow automatically exports the properties of the resulting HFN (geometry, conductivity, ect.) as well as the appropriate reservoir properties to the semi-analytical production model UPM to estimate the production. This workflow was previously described in Cohen et al. (2012) and a previously published parametric study by Cohen et al. (2013) illustrated how it can help understanding some of today’s best practices and be used to optimize treatment design. To simplify the analysis, this