【正文】 壓裂改造技術(shù)對策 壓裂改造技術(shù)對策 提高壓裂效果的關(guān)鍵： 降低壓裂液的傷害 減少進入地層的液體量 減少前置液量 減少壓裂液殘渣含量 使用優(yōu)質(zhì)、低聚合物、清潔壓裂液、變配方壓裂液體系 提高返排率 提高破膠劑濃度、改變破膠劑加入方式、強制閉合技術(shù) 提高裂縫長期導(dǎo)流能力 使用與地層匹配的支撐劑、提高砂比 消除裂縫彎曲摩阻： 對濾失較大的地層：前置液加粉陶段塞 對濾失不大的地層：前置液加低砂比段塞 采用前置液較攜砂液更高粘的雙組分壓裂液體系 防止多裂縫產(chǎn)生： 減小射孔井段： 施工初期采用高排量，并盡快提升排量到設(shè)計值： 前置液加入支撐劑段塞： 壓前注入診斷測試，分析近井摩阻、多裂縫、微裂縫和液體濾失 高強度支撐劑的選擇與評價 應(yīng)選擇粒徑規(guī)范合格，適合高閉合壓力下高強度，高導(dǎo)流能力的支撐劑，即隨著閉合應(yīng)力的增加，導(dǎo)流能力下降應(yīng)較緩。以獲得最大，最經(jīng)濟的壓后產(chǎn)量為目標(biāo)函數(shù)來優(yōu)化裂縫支撐半長。 大密度射孔，降低地層破裂壓力 優(yōu)化水力裂縫設(shè)計，求取裂縫支撐長度 在地層評估的基礎(chǔ)上對壓裂的施工規(guī)模，水力裂縫的幾何尺寸，水力裂縫在垂向和水平方向的延伸進行預(yù)測。 近井筒摩阻大，主裂縫難以有效延伸 由于天然裂縫系統(tǒng)，存在近井筒 “ 多裂縫現(xiàn)象 ” 和 “ 裂縫迂曲現(xiàn)象” ，導(dǎo)致主裂縫延伸有限。 施工過程中易出現(xiàn)砂堵 壓裂過程中縫寬小、裂縫的高濾失都可能導(dǎo)致砂堵，引起砂堵原因有兩種：近井帶脫砂；裂縫端部脫砂。 壓裂液性能要求高 由于壓裂井段深（ 5000m）、地層溫度高（ 120℃ ），所以要求壓裂液應(yīng)具有良好的耐高溫、耐剪切、低摩阻等性能，同時要求壓裂液應(yīng)具備良好的延遲交聯(lián)性能，以有效利用施工設(shè)備水功率。 施工注入方式選擇性差 由于必須考慮采取保護套管的措施防止套管超壓，在選擇進液方式時只能側(cè)重選擇油管進液。 壓裂管路沿程摩阻高 對于選定的壓裂液配方系列和管柱結(jié)構(gòu)，井段越深，沿程摩阻損失越大，摩阻的增加，直接減少了作用與地層的實際有效作用力。一般說來絕大多數(shù)地層井底破裂壓力的絕對值隨地層深度的加深而增加。 k kx y? 10 1 1 10 隨縫長增加，采出程度變化不大，對縫長不敏感； 隨縫長增加，達到最大采出程度時，矩形 (450m 200m) 矩形 (360m 250m) 正方形 (300m 300m) 。 裂縫性油藏整體壓裂數(shù)值模擬模型開發(fā)與應(yīng)用 油藏整體壓裂數(shù)值模擬技術(shù) 整體壓裂裂縫性油藏中滲流數(shù)學(xué)模型 流動特點 三種滲流通道 ：孔隙介質(zhì) +天然裂縫 +壓裂裂縫 壓裂裂縫改變了井周圍和縫中的流動特征 ：支撐裂縫導(dǎo)流能力高、縫中高速非達西流動出現(xiàn) 滲流方程 +輔助方程 +定解條件 油藏整體壓裂模擬軟件研制 油藏在既定注采井網(wǎng)系統(tǒng)下的整體壓裂模擬；未投入開發(fā)油藏壓裂開發(fā)的整體壓裂模擬；油藏整體壓裂可控參數(shù)的影響性分析 不同井網(wǎng)模式下整體壓裂效果的模擬研究 滲透率各向異性時壓裂裂縫系統(tǒng)與井網(wǎng)不同組合 井網(wǎng)不同泄油形狀 ⊙ 滲透率愈高，采出程度也愈高；而滲透率不同的各向異性程度與不同縫長對應(yīng)的采出程度是不同的，與水力裂縫方向相平行的方向滲透性愈好，采出程度愈高。 油藏整體壓裂數(shù)值模擬技術(shù) 整體壓裂數(shù)值模擬技術(shù)現(xiàn)狀 ? 改造黑油模型： 將裂縫長度、導(dǎo)流能力及裂縫方位作為油藏的性質(zhì)置入黑油模型中，采用 等值滲流阻力法 、 等連通系數(shù)法 進行模擬。 自主開發(fā)的油藏壓裂設(shè)計與分析系統(tǒng)（ FRADS） 整體壓裂改造優(yōu)化設(shè)計 低滲油藏整體壓裂開發(fā)技術(shù)已在部分油藏成功應(yīng)用 ? 低滲均質(zhì)整裝砂巖油藏：吉林乾安、大慶朝陽溝、吐哈善鄯等油田 ? 以直井壓裂投產(chǎn)開發(fā)為主 低滲復(fù)雜砂巖油藏整體壓裂開發(fā)技術(shù)需開展基礎(chǔ)研究 ? 裂縫性低滲透油藏 ：壓裂數(shù)值模擬的技術(shù)難度、壓裂工藝技術(shù)難度 ?復(fù)雜斷塊低滲油藏 ：壓裂數(shù)值模擬的技術(shù)難度、斜井 /水平井壓裂工藝 技術(shù)難度 ?直井 +水平井整體壓裂開發(fā)油藏 ：壓裂數(shù)值模擬的技術(shù)難度、水平井壓 裂工藝技術(shù)難度 整體壓裂開發(fā)技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀 整體壓裂數(shù)值模擬在方案設(shè)計中的重要性 ? 整體壓裂數(shù)值模擬是編制方案的一個強有力工具。 國外壓裂軟件 （ 集總?cè)S及擬三維軟件 FracPro 、 Meyer+全三維設(shè)計軟件 GOHFER 、 Stimplan ）、 國內(nèi)自主開發(fā)的三維壓裂優(yōu)化設(shè)計軟件 ?單井 壓裂方案模擬。 地應(yīng)力巖心試驗 、 現(xiàn)場水力壓裂測量 、 測井分析 等配套分層應(yīng)力剖面計算技術(shù) ?單井 壓裂方案的優(yōu)化 。 1990年以來在低滲透油田的開發(fā)與調(diào)整中得到了廣泛的應(yīng)用。 應(yīng)用效果 圖7 X B 6 5 井重復(fù)壓裂增產(chǎn)效果曲線01020304050607080900 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12重復(fù)壓裂后生產(chǎn)時間，m o n產(chǎn)油、產(chǎn)水和含水率日產(chǎn)油 (t/d)日產(chǎn)液 (m3/d)含水率 (%)圖8 F 7 2 井重復(fù)壓裂增產(chǎn)效果曲線0204060801000 2 4 6 8 10 12重復(fù)壓裂生產(chǎn)時間, m o n產(chǎn)油、產(chǎn)水和含水率日產(chǎn)油 ( t / d )日產(chǎn)液 ( m 3 / d )含水率 ( % )長慶油田 進一步開展的工作 （ 1）物理模擬 （ 2）裂縫監(jiān)測 采油新技術(shù)與新理論 (New Technology amp。 (3) 良好的剪切稀釋性，有利于泵入和流動。 (2) 要求堵劑有高的強度 、 良好的粘彈性 ， 也就是很好的抗拉性及與巖石表面強的粘附力 。 1 050510150 10 20 30 40 50距離井眼距離(m)應(yīng)力變化(MPa)切向誘發(fā)應(yīng)力徑向誘發(fā)應(yīng)力24252627280 10 20 30 40 50距離井眼距離( M )總應(yīng)力(MPa)初始最小水平應(yīng)力方向初始最大水平應(yīng)力方向 總應(yīng)力 ? ① 重復(fù)壓裂井中發(fā)生了應(yīng)力重定向 ， 并在距井眼一定距離處 （ 應(yīng)力各向同性點 ） 應(yīng)力重新轉(zhuǎn)向 ， 逐漸恢復(fù)到初始應(yīng)力水平； ? ② 重壓縫長方向上 ， 井眼到應(yīng)力各向同性點之間的差應(yīng)力隨初始差應(yīng)力的降低而增加；超過應(yīng)力各向同性點后 ， 差應(yīng)力隨初始差應(yīng)力的增加而增加； ? ③ 應(yīng)力重定向的發(fā)生和應(yīng)力各向同性點的距離與很多因素有關(guān)，其中初始水平應(yīng)力差是決定應(yīng)力轉(zhuǎn)向和和應(yīng)力各向同性點位置的關(guān)鍵因素，如果重復(fù)壓裂過程中差應(yīng)力大于某一值，應(yīng)力轉(zhuǎn)向根本不可能發(fā)生。 012345670 10 20 30 40 50距離井眼距離( m )應(yīng)力變化(MPa)最小水平應(yīng)力方向上誘導(dǎo)應(yīng)力最大水平應(yīng)力方向上誘導(dǎo)應(yīng)力 生產(chǎn)誘發(fā)的應(yīng)力變化 ? ① 空間上 ， 距離井眼和裂縫端部距離越近 ， 應(yīng)力變化越大； ? ② 在間上 ， 生產(chǎn)初期 ， 由于生產(chǎn)速度快 ， 孔隙壓力下降幅度大 ，引起應(yīng)力變化幅度最大 ， 生產(chǎn)時間增加到一定程度后 ， 應(yīng)力隨時間變化不在明顯 ， 近隨空間距離變化； ? ③ 在垂直初始裂縫方向（重復(fù)壓裂新裂縫方向）上，最大水平主應(yīng)力下降的速度大于最小水平應(yīng)力方向上的應(yīng)力下降。 ③ 垂直于裂縫方向上 （ 重壓新裂縫方向 ） 所誘導(dǎo)的水平應(yīng)力最大 ，在初