控制剂主要性能 承受压差：10—15Mpa
转向剂样品
压裂液中溶解性
a、80℃时,1小时微 溶,1.5小时全溶,滤饼 4.5小时全溶 b、100℃时,0.5小时 微溶,1小时全溶，滤 饼3小时全溶
带裂缝胶结岩心的封堵试验结果(50℃) 4ty80-1 参数 20 岩心长度（cm） 3.5×3.5 岩心截面尺寸（cm） 25.74 孔隙度（%） 38.45 孔隙体积（ml） 0.09 基质渗透率Km(μm2) 注水压力与流量关 系 (cm水柱—ml/min) 裂缝渗透率 Kf(μm2) 滤饼阻力系数(Fr’) 突破压力梯度 (MPa/cm) 封堵率/% 9.16x + 0.08 30 79.6 0.12 99.2
同层中堵老缝造新缝典型案例
堵老缝造新缝重复压裂技术在中原油田、大 庆油田、吉林油田进行了40多口井施工实验 ， 从压力变化、产量变化并参考微地震测试结 果分析，转向压裂效果是令人鼓舞的。
裂缝转向的判断，国内目前没有好的办法，争 议较大。国内只能通过几方面综合判断。判断 方法：施工压力变化曲线、产量变化、全过程 的微地震监测。进行测试压裂，目的是为了观 测原裂缝方向和该层的破裂压力值。待余波消 失后加入控制剂进行主压裂。取差值
13-10
递减快，几年来陆续转 注4口井（共对应7口水
13-19 13-24
-3 42 5
N13-15 13-609
N13-15
13-25
-3425
13-22
13-601 13-43
13-41
13-17
13-609
-3 40 0
井），油井仍不见效， 虽然后期进行过重复压 裂，但措施有效期短， 油井处于低液量、高含
110-30本次是第4次压裂,前2次无效,本次压裂日增液6.4吨,日增油 5.7吨,与其初产水平相当. 朝110-30井第三层初次压力19兆帕：第二次压力35兆帕，相 对第一次压裂，压力有明显增高 ,微地震方位由71.2度转向变化 86.0度.
胡109井压裂施工曲线
胡109井裂缝监测结果
小型压裂 东翼缝长 西翼缝长 53.5m 69.4m 主压裂 128.5m 154.3m 差值 75m 84.9m
13-2 13-3
施2口油井新13-12、 13-609，这2口井投产 初期产能较高，但产量
N
13-6 13-607 13-5
50 -34
13-7 13-8
13-11
13-603 13-604 13-602 13-12 13-606 13-600 13-13
13-605 13-608
N13-12
N13-12
裂缝方位
裂缝高度
45.01°
35m
147.7 °
45m
77.31 °
10m
8 7 6 5 4 3 2 1 0
2004年11月15 2004年11月29 2004年12月13 2004年12月27 2005年1月10日 2005年1月24日 2005年2月7日 2005年2月21日 2005年3月7日 2005年3月21日
控制机理
DX型裂缝延伸控制剂，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 粒进入井筒的炮眼，部分进入地层中的裂缝端部或高 渗透层，在炮眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，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 置发生变化。 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。
废井4口)，注采井数比1:1.13。开油井22口(包括报废井4口)，
11.98%，为典型的双低单元。开水井16口(包括报废井3口)，
日注水平633m3，平均单井日注45m3，月注采比1.65，累 积注采比1.93。 区块自然递减28.93%，综合递减14.86%。
文13北块区域注采井网图
主要是在构造高部位实
wen 13-12
1250 1333 排量 (CuM/min)
57
7.0
1417
8.5
68
9
27
46 Time (min)
64
83
101
120
文13-12井3月底实施转向压裂（ S3中71-3+7811），3448.5-3534.0m，20.4 m/12层 ，实施转 向压裂，根据应力差和转向条件综合计算需暂堵 剂量为80Kg，总计加砂41.6m3
其他封堵技术
悬浮性堵剂因为紊流作用和炮眼变形难以形成 很大的压差阻力，封堵率只能达到70％，不能形成 滤饼。
地下交联型堵剂，小剂量达不到所需压力， 剂量大会形成新的伤害，虽然可以形成滤饼但地下 反应不稳定，达不到所需的强度。
地面一次交联的颗粒堵剂，自身强度大，但 因为在地下很难形成滤饼，同样存在封堵率不好， 压裂液滤失问题。
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，裂缝也可能沿着已经改变的 裂缝方向继续生长较远。
产生新裂缝需要更高的破裂压力值，因此需要一 种合适的堵剂，这种堵剂具有以下性能：
(1) 堵剂能够在一定程度上预先成胶，优势在于① 能有效封堵裂缝；② 不渗入地层孔隙从而不会堵 塞岩石孔隙。 (2) 要求堵剂有高的强度、良好的粘弹性，也就是 很好的抗拉性及与岩石表面强的粘附力。以保证 重复压裂时裂缝偏离最大主应力方向，堵剂强度 至少要高于产层破裂压力值。
N
43.5° W
33.9 N
S
S
通过全过程裂缝监测显示，本次转向压裂转向角度9.6°。
类别
前置压裂
正式压裂
方位 43.5 33.9
长度 89.4 131.4
高度 28 35
倾向 北东 北东
文13-609井产液对比情况
86.1t/d
13.4t/d
11.3t/d 0.4t/d 97% 89.1%
13-609井6月底实施转向压裂（ S3中78-11）， 4mm油嘴生产，油压17MPa,日增液量72.7t/d，初期日 增油量10.9t/d，取得效果显著
压裂裂缝延伸控制技术
目前重复压裂的两种方式
一.延伸老裂缝



老裂缝失效 老裂缝产量下降 压裂规模不够、支撑裂缝短、裂缝导流能力低 这是一般意义上的重复压裂概念


二.层段压出新裂缝(堵老缝造新缝)
同层开新缝 同井开新层

重复压裂的现状
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。[1,2] 油气井生产/注入对原地应力场的影响[3-10]。Bruno和Nakagawa[3]用实验证明，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。他们认为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，他们的想法是建立在静态条件上的。而Detournay，Boone[4] 和Berchenko[10]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。 Elbel和Mack[11]用一套完全耦合的二维数值模型表明了在前次裂缝周围孔隙压力随 时间变化的影响。他们证明长期生产能逐渐改变地应力场，使得应力能发生反转。 在这种情况下，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，使新裂缝最大限度地延伸。 初次裂缝对应力场的影响 [12-15] ,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，平行于初次裂缝方位延伸。
转向压裂井 对应水井
13-42 13-40 N13-29 13-37 N13-26 13-30
N13-31 13-31
13-32
13-33 13-35
-3 5 37
N13-39
N13-30
13-45 13-36 13-47
-3 3 50
13-57 13-48
水状态。今年对这2口
沙三中7
井实施转向压裂，效果
1083
2.5
22
1167
33
4.0
砂密度 (Kg/CuM)
油压 (MPa) 45
5.5
文13-12井产液对比情况
80.5t/d 7.4t/d 12.1t/d 1.8t/d 70.1% 85%
压后日增液量73.1t/d，日增油量10.3t/d， 效果显著。
文13-12井裂缝监测结果
转向压裂前
N
转向压裂后
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） Nhomakorabea30℃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 3.5 4 4.5 5
文13-609井裂缝监测结果
转向压裂前
转向压裂后
N
S
通过全过程裂缝监测显示，本次转向压裂转向角度20°
类别
前置压裂
正式压裂