压裂裂缝延伸控制技术
压裂过程中裂缝延伸形态
首 次 压 裂
重 复 压 裂 过 程 中 裂 缝 形
裂缝方向与最小主应力方向垂 直,一定净压力下纵向上高渗层 及最小主应力相对小的层先张 开 原 缝 张 开 单一的原缝重复张开 缝长缝宽等参数变化 纵向上中低渗透层压开新缝 平面上裂缝方向发生转向
提 高 砂 比 砂 量
38-7 +36-7
+38-9
38-9
东翼有效缝长增长了为 29.1m， 64.5m主要目的 民38-7井12号小层投控制剂后压裂裂缝延伸方向及缝长 达到了
民38-7井人工裂缝方位和长度监测成果表
井号
小 层 号
压裂 井段 (m)
1143. 61154. 0
压 裂 次 序 一 二
裂缝方 位
•压裂同时进行了微地 综合 震监测,以判断该井在 解释 干层 压裂转向施工过程中 干层 是否出现转向,是否出 干层 现新缝 . 卫 357 井 2004 油层 年 8 月 12 日 压 裂 。 首 干层 油层 先监测了前置压裂， 油层 该压裂的目的是打开 油层 老缝。加入暂堵剂堵 干层 住老缝后，再次压裂， 油层 以图压开新缝.
7.2 10.7 31.48 26
23 15 2 1
东北 东北 东北 东北
测试过程 1 小型压裂，测原缝 2停泵30分钟 3 停泵时连入加控制剂管 线 4 正式压裂阶段，测新缝
357微地震测试结果分析
1、 原缝小规模测试阶段，两个层的原缝方向基本 相同，说明在上次压裂过程中，两段已经被同时压 开，反映出在纵向上的最小应力差值不大，原始的 水平最小应力方向也相同，各层已经全部压开，本 次压裂在纵向上不可能有新缝。 2、分析在笼统压裂条件下，平面上沙三中3与沙三 中4方向产生差别的原因是由于沙三中4有相对良好 的物性使之成为主要的出液层，本井已经产液6973 吨，在沙三中4层附近产生了有利于裂缝平面转向 的附加应力，所以在暂堵老缝的条件下，新缝偏转 了。中原油田大部分井初产高，液量大，压力下降 快，差值大，为重复压裂裂缝转向带来有利条件。 主力油层多数会发生平面上的转向，增大泄油面积， 与老缝一同成为主力产油通道。 3、沙三中3在平面上没有转向，但在倾角上发生变 化,分析原因是在老缝被堵住后,由于压裂液的转向 对于天然多裂缝斜井，多为压裂液转向天然裂缝造 成的，同时反映此区块地层平面上存在一定的非均
同粒径段塞理论依据
延伸方向接近于垂直最小主应力方向的裂 缝的最容易开启，因此更容易被支撑剂填充。 停泵等裂缝闭合后重新启泵，支撑剂填充多的 裂缝由于导流能力高于其它裂缝，在重新开启 时首先张开，而其它裂缝不会再张开，通过这 种方式促进主裂缝的延伸，保证足够的缝宽。 由于该技术必须保证主裂缝的导流能力，因此 必须采用较大粒径的支撑剂作为段塞。
压裂有效缝长控制技术 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。
民38-7井两次压裂施工压力曲线
60
压力（MPa)
40
20
0 0 10 20 30 时间（min) 40 50 60
38-5 +38-7 +38-05
新 缝 张 开
态
裂缝的倾角发生变化
堵 老 缝 造 新 缝
裂缝延伸控制技术思路
裂缝延伸控制技术可以分成两个方面： 一种是促进主裂缝的延伸。 同粒径段塞技术则是利用其本身的高导流 能力构造好的主裂缝，从而使次要裂缝不再延 伸。 一种是抑制主裂缝的进一步延伸 , 利用可 降解的裂缝延伸抑制剂主要是暂堵主裂缝，抑 制高导流能力裂缝进一步延伸 , 从而压开新缝 延伸成为新的油流通道。
水
水
10%HCl
10%HCl
10%HC
压裂液
压裂液
压裂液
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
0
10
20
30 时间（min ）
40
50
60
时间（h）时间（h）30Fra bibliotek大号转向剂溶解曲线
50 ℃大号转向剂溶解曲线
高温控制剂100度溶解曲线 120 100
水
% 120 100
80 60 40 20 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 时间（h） 3.5 4 4.5 5
典型案例
多裂缝储层的压裂
性油气藏，其地质条件的特殊性给压裂改造带来了一定的难度，
地质条件的特殊性主要表现：
压裂主要难点： 天然裂缝发育，压裂液滤失大，易脱砂以至压裂失败； 由于储层物性差，造缝困难，提高裂缝的导流能力有一定难度； 压裂规律不好确定，给整体压裂改造带来一定的难度。 由于该区块地质构造特点，导致加砂难度大，加砂规模小，
停泵同粒径段塞技术
操作方式:
的压裂施工困难
要解决的问题 :多裂缝，弯曲摩阻,较高的岩石模量等造成
在主压裂前根据小型压裂的分 一般方法:提高前置液量、增大压裂液粘度、粉 析结果，设计一定砂比的支撑剂段 陶段塞技术等方法 停泵同粒径段塞: 塞去处理近井地带问题，停泵分析 是指与主压裂具有相同粒径段塞（20/40mesh）作为 段塞进入地层后的曲线变化，根据 处理近井多裂缝，弯曲摩阻的主要手段。 结果决定是否进一步处理。
油层 油层
卫357井人工裂缝监测结果
卫357施工曲线
100 90
沙 三 中 中 3 4 沙 三
80 70 60 50 40 30 20 10 0 14:08:56 14:25:35
油压,(0-100)MPa 套压,(0-100)MPa 排量,(0-10)m3/min 密度,(0-2000)kg/m3 液量,(0-300)m3
165.312g
平流泵
填砂段
烧杯
药剂
顶替液
中 间 容 器
技术特点
高强度――――很高的承压能力 在地层可以形成滤饼―――很好的封堵率 在压裂液中可以完全溶解 内含含F表面活性剂，有利于返排 所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小 投入方法简单，不会给压裂工艺带来新的负担。
现场试验：对裂缝方向的控制
控制剂在压裂液中溶解性:
控制时间范围：1－4小时
编号
转向剂样品
30℃小号转向剂溶解曲线
50 ℃小号转向剂溶解曲线
80 ℃小号转向剂溶解曲线
% 120
100 80 60 40 20 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
% 120 100
80 60 40 20 0
3.5
水
% 120 100
80 60 40 20 0
% 120 100
80 60 40 20 0
水
10%HCl
10%HCl
80 60 40 20
压裂液
压裂液
水 10%HCl 压裂液
5.5
0
0.5
1
1.5 时间（h）
2
2.5
3
0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5
电脑
一级压力传感
二级压力传感
三级压力传感
恒温箱
天平
控制剂主要性能 承受压力：10—85Mpa
腰英台油田应当属于国内近几年发现的典型的 低渗透裂缝
砂比低。在采用该技术之前，该区块采用过提高前置液量、增大压 裂液粘度、粉陶段塞技术等方法效果都不理想，最高混砂比在
25%左右。一般加砂7 M3左右，部分井最高混砂比不超过10%
通过同粒径段塞技术后，该井平均混砂比 26% 最高混砂比40%（7PPG）， 最低混砂 比12% 加砂22.5M3。
应力变化值与新裂缝产生附加条件
A B C D E F -----+10MPa ----- +7MPa -----+3MPa ------- -3MPa ------ -7 MPa

A: 不形成方向变化 B：堵老缝，原生裂缝发育或采用特殊工艺 C： 堵老缝 DE: （同时）开启堵老缝 F：近90度垂直缝 BC为偏转型，EF为近垂直型变化
低渗气藏的压裂
大49井鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡东段塔巴庙低幅鼻状构造带上 的一口探井 , 渗透率 0.1-2.58×10-3μ m2 ，孔隙度 3.1-8.5% ，属低 渗油气藏。 该区块裂缝延伸较难 ，即使冻胶不加砂注入，压力仍然一 直攀升。变排量分析结果表明近井地带摩阻与排量指数关系约为 1 。该区块 高砂比加砂较难 ，最高砂比一般在 33% 左右，部分 井可以提高到40%。采用同粒径段塞技术后，最高砂比提到52%。
14:42:15
14:58:55
15:15:35
15:32:15
15:48:55
16:05:35
16:22:15
井名 层 卫357井 上层 前置 砂三中3 再次 下层 前置 砂三中4 再次
方位(度) 长度(米) 高度(米) 倾角(度) 倾向
-68.93 -70.2 -74.7 76.4
396.5 319 493.6 524.4
发生桥堵时砂比与缝宽的对比关系
砂比
（PPG）
桥桥堵发生在
"W"/Dprop―
实际统计
桥堵发生在
"W"/Dprop―
实验室结果
0.5 – 2PPG
2-5PPG 5-8PPG
1.15 – 2.0
2.0-3.0 3.0
1.8
2.2 2.6
W- 裂缝平均缝宽
Dprop-支撑剂平均直径
发生砂堵时，砂比与裂缝的缝宽并不是线性关系，而是存 在临界值的关系，它的存在意味着：如果通过某种技术使裂缝 平均缝宽超过该临界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍的提 高。这一点在多裂缝储层更加明显。