油溶性蜡球为缝内暂堵的堵剂 蜡球是由多种油溶性物质原料、按不同组份混合配 制。性能如下表:
表４-11 油溶性蜡球实验评价结果
溶解时间(h) 内容 配方A 煤油 8.5 原油 8.5 含水 原油 23 软化 点 50。C 物理性能 滴点 130。C 比重 1.11g/ml
配方B
7
7
23
50。C
130。C
边井
董志区 540×130 菱形反九 点 170 角井 150 20 3040 3545 3035
压后主压裂裂缝尺寸拟合分析结果
井号 砂量 m3 42 51 50.3 28 30 40 排量 砂比 m3/mi % n 45.3 27.6 30.2 20.8 30.7 42.8 1.9 2.5 2.4 2.5 2.4 2.9 前置液 量 m3 18.7 28 31.8 22.0 21.8 35 携砂液 量 m3 92.8 188.7 166 134.6 98 94 支撑缝长 m 102.2 149.7 136 127 131 136
研究的主要内容是：
(1)对目的层岩石进行岩石力学参数测试和地应力测试，进而得到研究区块的应
力场分布； (2) 建立初次压裂后考虑裂缝存在的二维应力场有限元方法计算模型，研究初 次压裂后二维应力场分布规律； (3) 建立初次压裂后随时间变化渗流场的有限元方法计算模型； (4) 通过初次压裂后的应力场的数值模拟，研究应力场随时间的变化规律； (5) 研究重复压裂裂缝的方向与初次压裂裂缝方位的关系，与初裂缝平行前扩 展距离较长为目的，求重复压裂的最佳时机。 (6) 形成重复压裂计算软件，进而方便研究各种参数对于重复压裂施工最佳时 机的影响。
1.09g/ml
表பைடு நூலகம்-12
蜡球粒度组成 蜡球粒度组成
粒径 （mm) 质量百 分数
0.5-10 1.0-2.0 1 2.4
2.0-3.0 30.5
3.0-4.0 145
4.0-5.0 21.1
安塞油田总体上处于开发中期，根据标定的采收率（18％），单井采出 量应为12000～14000t，目前平均单井采出水平侯市区为5000t左右，杏 河区7000t左右，王窑老区已经达到10000t以上，处于开采后期。 选层 1）有充足的物质基础，剩余可采储量至少在50%以上 ； （2）适宜的压力保持水平；
目标井地层压力保持水平，地层压力保持在原始压力80－100％时，复压
效果最好，而超过100%时，重复压裂后含水大幅上升，效果变差； （3）油井含水在30%以下，注水见效周期较长或不见效油井
统计2002－2004年压裂前含水高于20％的8口井，其增产量随含水上升
而下降。2003年王窑老区3口见水井复压后基本无效，含水上升14～31 个百分点。二次压裂时机，一般应在油井见水前或含水低于30％。安塞 油田，见水井重复压裂有很大的不确定性； （4）有较好的水驱条件，区域井网完善，水驱双向或多向受效。
图4-1 菱形反九点井网不同夹角情况下井组累产油对比图 从图中可以看出，随着菱形井网长对角线与人工裂缝方向的夹
角的增加，累计产油量降低，但是当角度从45o增加到90o时，油 产量又大幅度增加，但与0o时相比，效果还是较差。
水力裂缝导流能力与储层渗流能力适配性研究
支撑裂缝导流能力是裂缝支撑层的渗透率（Kf）与裂缝支撑缝
21786
585
17
2003
2004 合计
69
69 163
96
92 93
1.87
1.81
207
202
35720
17644 75150
297
164
46
58 121
Elbel和Mack用二维数值模型表明了在前次裂缝周围孔隙压力随时间变化， 证明长期生产能逐渐改变地应力场，使得应力能发生反转。 新裂缝有可能垂直于前次裂缝延伸。当应力改变达到一个最大值后，会 随着油气田的继续开发而减小。这种应力改变可供选择一个最佳的时机实 施重复压裂。 ④ 地层各向异性对应力场的影响。Mack和Elbel认为水平渗透率各向异 性导致了的应力改变，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会有 影响。
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；另外一个认识是，重复压裂要对老缝进行暂堵， 重新压出新裂缝，进而提高单井产量。近年来长庆油田，从 油田地质特征、产能影响因素 进行了缝内暂堵压裂产生新缝 研究、取得了良好效果。
地应力场的变化 ① 邻井裂缝对应力场的影响。1987年美国能源部在多井试验中进 行改变应力的压裂试验，首先证明了地应力场受邻井裂缝影响。 ② 初次裂缝对应力场的影响。Dowell公司根据试验和模拟地应力 研 究认为，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。 ③ Bruno和Nakagawa用实验证明，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。而Detournay，Boone和 Berchenko则表明，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。
的裂缝导流能力在15～20μm2cm左右。
水力裂缝缝长与井网、储层适配性研究 图4-5是当渗透率为0.5×10-3μm2，井网为540×180m,导流能力为
30μm2·cm的条件下，压后3个月平均单井日产量与半缝长的关系曲线。
从图中可以看出，当半缝长达到130m～150m以后，产油量增加的幅 度明显变缓。因此，对于渗透率为0.5×10-3μm2储层，合理的半缝长
3 3
上,四个月的平均月递减率13.11%。与油层性质均与本区近似的邻区
相比，平均单井试油产量高2.0-4.6m /d,邻区前四个月的平均月递减 率为25.03%。ZJ60井区共压裂33口井，总投入577万元，四个月油
3
产量的净现值为2628万元，压裂投资回收期不到一个月[ 9]。
② 菱形井网对人工裂缝方位的敏感性 如果菱形井网长对角线与人工裂角为0o15o、30o 、 45o、90o对开发效果的影响见下图。
从2002年-2004年，共施工163井次，有效率 93％，共累计增油75150吨。 表4-11 2002-2004年重复压裂应用效果
年度
施工井 数
有效率 %
有效井平 均日 增油 （t）
当年平均 单井增 油(t)
截至目前 累计 增油 （t）
平均有效 天数
仍有效井 (口)
2002
25
92
1.73
190
• 长庆靖安ZJ60井区的产层为延长组长62和长61的长石细砂岩,厚24.5m, 面积6.0km ，深度1700-1900m,孔隙度12%,渗透率1.267mD储量 483×10 t,原始地层压力12.18MPa。平均有效渗透率0.7mD，最大水 平主应力方向基本为NE70 。 • 做了井网与裂缝匹配和井网与裂缝穿透率关系的数模研究。经济技术 对比后选定960×360m的矩形井网，井排方向为NE70 ，裂缝穿透率 0.7，裂缝半长170m。实际实施生产井距480m,注水井距960m生产井 排与注水井排的距离为165m。
在130m～150m之间。
6 5
压后3月产量(t/d)
4 3 2 1 0 0 50 100 150 200 250 300 350 缝长（m）
西峰油田优化施工参数表
区块
井网形式
支撑缝长 m
导流能力 μm2· cm
支撑剂量 m3
砂比 %
边井 白马区 540×180 菱形反九 点 150 角井 130 30 2535 3040 3540
6 5
单井1 年产油（t /d）
4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 导流能力（μ m2 .cm）
从这两图可以看出，单井日产量随裂缝导流能力而总体增加，但
当达到20～30μm2· cm左右以后，单井日产量增加的幅度变缓，因此， -3 对于有效渗透率在0.5×10 μm2左右的储层，合理的裂缝导流能力 在20～30μm2.cm左右。 -3 图4-4是在Ke=0.1×10 μm2的条件下，单井1年后日产量与裂缝的 导流能力的关系曲线。由图可以看出，单井日产量随裂缝导流能力而 总体增加，但当达到15～20μm2· cm左右以后，单井日产量增加的幅 -3 度变缓，因此，对于有效渗透率在0.5×10 μm2左右的储层，合理
井产量及采收率之间的关系，在井网部署中考虑
人工裂缝的长度、方位，
１、水力裂缝与井网的适配
（１）井网与水力裂缝方位适配性研究 ①开发井网形式
根据储层物性大小、裂缝发育程度，提出了三种井网形式：对于裂缝 不发育，见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距 300—350m，正方形对角线方向为最大地应力方向；对于天然和人工裂缝方 位较稳定的区块，采用菱形反九点注水井网，使菱形长对角线与最大主应力 方向一致，井距450-500m，排距150-180m，对于储层物性差、裂缝发育且 最大主应力方位清楚的井区，采用矩形井网，井排与裂缝平行，排距130165m，井距500-550m，注水井距1000-1100m，中后期拉通水线形成排状 注水
⑤ 孔隙压力变化诱导了局部剪切应力改变，导致新裂缝近似垂直 于前次裂缝，或与前次裂缝成一锐角。
目前还没有一个计算模型来定量描述垂直裂缝井重复 压裂前各种因素诱导产生的应力场分布状况，因此， 不能定量地描述重复压裂造新缝机理、重复压裂新裂 缝产生的条件和最佳重复压裂时机、新裂缝的起裂方 位、裂缝延伸轨迹。 （２）缝内暂堵压裂转向研究（以安塞油田为例） 建立首次压裂后井筒附近由裂缝生成和油井生 产引起的应力场变化，为油气井重复压裂提供科学的 设计依据。