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1、廊坊中石油科学技术研究院压裂酸化技术服务中心2008年12月,“缝网压裂”技术探索及应用,李阳,汇报提纲,一、引言二、“缝网压裂”的基本概念三、“缝网压裂”技术原理四、“缝网压裂”技术的适用条件五、“缝网压裂”技术的工艺设计思路六、“缝网压裂”实例,一、引 言,对于低孔、低渗/特低渗透油气藏压裂而言，仅靠单一的压裂主缝，不管缝有多长、导流能力有多高，由于储层基质向裂缝供气能力较差（垂直裂缝方向是最小主渗透率方向，平行裂缝方向是最大主渗透率方向，这对压裂是非常不利的，但几乎没有办法从根本上改变这个现象），很难取得预期的增产效果，即使初产较高，有效期也难以长期维持。,井筒,水力支撑裂缝 水力支撑裂
2、缝,Kmin如何增加？,kmax,裂缝延伸特性与渗透率各向异性关系,目前低渗、特低渗压裂存在的主要问题是产量低，或虽有一定初产，但递减特别快，这是国内外普遍存在的问题。压裂效果及稳产期的提高，除了井网与裂缝匹配优化、注水或注气保持地层能量以建立有效驱替压力系统、裂缝参数优化及生产制度优化外，必须从压裂工艺本身突破传统观点的束缚。为此提出了适合低孔、低渗/特低渗油气储层的“缝网压裂”技术。国外报道监测到类似“缝网压裂”（国外只说转向）现象,一、引 言,“缝网压裂”的必要性,二、“缝网压裂”的基本概念,“缝网压裂”技术就是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于
3、两个水平主应力的差值与岩石抗张强度之和（即两次破裂压力之差），则容易产生分叉缝，形成初步的“缝网”系统；以主裂缝为“缝网”系统的主干，而分叉缝可能在距离主缝延伸一定长度后，又回复到原来的裂缝方位，则最终可形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统，这种实现“网状”效果的压裂技术称为“缝网压裂”技术。,“缝网”系统形成示意图,“缝网压裂”的定义,近井筒缝网，效果不好,裂缝内多处出现缝网，效果好,二、“缝网压裂”的基本概念,“缝网压裂”不是目前的井网与人工裂缝匹配的开发压裂技术人工裂缝与井网匹配研究仅是“开发压裂”技术中的一项研究，不能称为“缝网压裂”。“开发压裂”形成的裂缝系统基本都是平行的，
4、在垂直主缝方向一般不存在支缝，即最小主渗透率没有得到改善。,“缝网压裂”与直井“开发压裂”的区别,三、“缝网压裂”技术原理,储层两个水平主应力差值的简易推导,由最大水平主应力的公式，可推出储层两个水平主应力差值h的计算公式：,由上边公式可以计算储层两个水平主应力差值，结合裂缝扩展模型中的净压力模拟计算，可判断能否实现“缝网”系统。,水平应力差,最小水平主应力,地层压力,地层破裂压力,地层岩石抗张强度,“缝网压裂”的实现条件分析：改造对象基质孔隙性（天然裂缝不发育，净压力积聚速度大，容易多处转向形成“缝网”）低渗致密砂岩油、气藏，两个水平主应力差异不大。垂直缝井层浅、单层地质条件分析两个水平主应
5、力差相对较小，一般如小于6-10MPa，可能实现无天然裂缝，滤失小，裂缝净压力的积聚速度大，也可能实现施工条件分析开始时控制净压力小于水平应力差值,直到主缝长达到预期要求为止缝长达预期要求后,大液量、高排量、高砂比或加暂堵球，使裂缝内净压力高于两个水平主应力差值，可以在近井筒处实现次生多裂缝（可能有支撑，相当于人造天然裂缝）右上图适当时候可在施工后期进行端部脱砂压裂技术，如施工压力允许,规模进一步增大，分叉缝还要转向，可极大增加泄油气面积左上图,人工主裂缝,井筒,分叉缝,分叉缝,分叉缝,分叉缝,缝网,缝网,四、“缝网压裂”技术的适用条件,五、“缝网压裂”技术的工艺设计思路,压前储层评估：储层两
6、个水平主应力差值分析，储层渗透率各向异性评价（如各向异性小，也意义不大），储层滤失性能评估，岩石力学参数。,实现缝网压裂途径1：控制净压力上升（主要是提排量），但经常见到净压力与排量等不敏感现象，此时也有必要采用2的方法。,实现缝网压裂途径2：通过端部脱砂设计，可使裂缝延伸净压力大幅度增加，最终也能达到1的要求。,压裂优化设计：压裂工艺的优化、施工材料的优选、施工参数的优选，实现优化的主裂缝压裂。,压裂方案的实施评估：是否实现缝网压裂,实现缝网压裂途径3：加入缝内暂堵球控制净压力上升，这种方法净压力上升明显，但加入量及速度控制难度大。,1.丰1-15井概况,初次压裂排量3.6m3/min，加入
7、陶粒5.6m3，平均砂比12.9%。压后初期产油量：34t,初始最大最小主应力差值不大，由于初始裂缝以及地层压力的变化，导致“缝网压裂”前应力差值进一步减小降到5MPa以下，有可能实现缝网！,丰1-15井是位于江苏省兴化市合陈镇王家尖村，苏北盆地白驹凹陷洋心次凹北西斜坡带开阳断块的一口采油井。完钻井深：1900.00m，完钻层位：泰州组。,六、“缝网压裂”实例,一、控制排量,二、高砂比施工,2.实现“缝网”方法研究,从左至右，排量分别为3，4，5，6m3/min的净压力变化，通过提排量净压力提升幅度不大，实现缝网难度大。,三、端部脱砂压裂,丰1-15井净压力对砂浓度不敏感，通过高砂比施工实现“
8、缝网”困难！,需加砂69m3，平均砂液比45%。,净压力较常规压裂升高，但仍不足以形成缝网，且风险大。,六、“缝网压裂”实例,3.现场施工概况及压后效果,加入蜡球，压力上升约3.5MPa（套压为死管柱压力），有可能形成缝网！,2008年12月13日对丰1-15井进行“缝网压裂”施工，施工取得成功。施工排量3.0 m3/min，共泵入总液量136.23m3。其中预前置液（活性水）6m3，破裂压力14.66 MPa；前置液45m3，施工压力1314 MPa；携砂液76.83m3，加砂22m3，最低砂比10.0%，最高砂比50.0%，平均砂比34.57%，施工压力14.518 MPa；顶替液8.5m3，施工压力 18 MPa；停泵压力15 MPa；以上压力均为套压（因未下封隔器，套压直接反映井底压力变化）。加蜡球前套压14.5 MPa，加蜡球后套压上升到18 MPa，蜡球的加入对裂缝起到了封堵作用。从12月18日开始抽油，截至12月24日，含水率从100%下降至17%左右，产油量升至8t/d，且含水率在进一步降低，产油量在进一步增加，远远高于本井初次压裂（3 4t）和邻井压裂效果（3t/d左右）。,本次“缝网压裂”采取缝内加暂堵剂（蜡球）方法实现缝内暂堵，以此来提高净压力，从而引起缝内转向，最终实现缝网。,六、“缝网压裂”实例,感谢各位领导、专家！谢谢大家！,
