裂缝净压力实时分析

实时裂缝净压力分析美国尖端技术公司1实时数据的压裂分析拟合压力历史是必须的，但不能充分的估算裂缝几何尺寸2实时数据的压裂分析动机基本点：增加井的产量和通过优化降低作业成本减少砂堵问题获得“适当的”裂缝导流能力和长度控制裂缝的增长特定层的深部穿透避免临层不期望组分的产量3压裂压力分析–优点每次压裂压裂作业都采集了分析所需的基本数据相对便宜和快捷的诊断注入技术的应用为裂缝入口问题的现场诊断提供功能强大的分析工具根据观察的裂缝特征可以进行现场优化设计4压裂压力分析-局限裂缝入口摩阻评价使用地面压力增加了结果的不确定性近井筒摩阻级值是变化的净压力历史拟合间接的诊断技术-从净压力和漏失情况来推断裂缝几何形态方法非唯一–得到结果的应用需要慎重当结果是综合其它诊断校核过的，该技术特别有用产量数据&试井分析直接压裂诊断5主压裂压力分析压裂入口摩阻的评价射孔摩阻+近井筒摩阻压裂施工问题产生的普遍原因净压力历史拟合“校核”模型来观察压裂压力数据结合压裂设计和估测裂缝几何形状来观察裂缝动态6净压力的定义净压力是裂缝内压力减去裂缝闭合压力净压力=2,500-2,000=500psi7净压力拟合812349模型输入的最低要求岩石力学特性–测井数据重点:扬氏模量和渗透率完井和射孔施工规模，支撑剂和液体性质施工数据应用“锚点”地面压力，砂比和支撑剂浓度的最低取样速率应3秒一点10净压力拟合的要求从服务公司记录的数据获得地面压力从分段输送的液体/支撑剂密度获得静液柱压力从S/D测试获得摩阻构成从压降分析获得裂缝闭合压力11诊断注入的设计和分析诊断注入的目的诊断注入的设计诊断注入的分析闭合应力分析摩阻分析12“典型的”压裂施工数据净压力?闭合?漏失?摩阻?13砂堵净压力?闭合?漏失?摩阻?“典型的”压裂施工数据14净压力?闭合?漏失?摩阻?“典型的”压裂施工数据15

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无法提供足够的数据（锚点）来进行实时数据（净压力）的压裂分析不能对裂缝维数进行可靠的估计

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可以提供你需要的任何的裂缝尺寸，因为实时数据（净压力）压裂分析方法没有限制条件“典型的”压裂施工数据16诊断注入的目的提供实时数据（净压力）分析的锚点获得裂缝中真实净压力的准确值支撑剂输送的诊断和修正近井筒弯曲度射孔摩阻压裂液漏失基础：

提供裂缝几何形状的精确估计17建议的诊断注入程序18现场压裂诊断19“锚点”:裂缝闭合压力20“锚点”:ISIP的大小21“锚点”:摩阻成分22诊断注入的要求100到200Bbl的KCl

水溶液除主压裂外100-500Bbl交联瓜胶(可选择的)同不进行诊断的压裂施工相比，占用压裂机组30min到3小时的时间。每隔1秒采集一次压裂施工数据因此,诊断注入相对快捷，费用低廉23闭合应力测试的重要性提高估算裂缝尺寸可靠性获得净压力的准确值提供闭合应力的大小采用实时净压力拟合液体效率可能的砂堵直接与裂缝尺寸相关联小压裂分析仅仅提供一个闭合应力值更多的注入测试来估计临层的闭合应力支撑剂的正确选择24低净压力下裂缝几何形状的实例裂缝受限扩展25径向裂缝高净压力下裂缝几何形状的实例26获得裂缝闭合应力的不同方法压力降落分析平方根曲线G-函数分析曲线双对数曲线排量标准化曲线霍纳曲线(下限)

脉冲技术

返排测试

阶梯升排量测试(上限)

水力阻抗测试(HIT)27压降分析小压裂后的压力降落阶段存在两种流态：线性流;压力降落取决于:液体漏失速率裂缝的柔度径向流;压力降落取决于:油藏的扩散能力闭合应力（压力）通过两种流态间的转换来确定28从压力降落分析可以得到什么呢？

裂缝闭合压力(最小应力)

液体效率

漏失系数,油藏渗透率和压力估算的裂缝几何形状29压力降落分析–时间方根曲线30压力降落分析－G函数曲线31压降分析–双对数△压力（压差）曲线32阶梯升/返排测试降排量测试开始

小排量逐步增加直到裂缝延伸(»1to10BPM)提供裂缝闭合的上限确定地层完全压开后终止恒速率返排压降分析

-没有明显的斜率变化闭合?闭合?34可能的解决办法:使用脉冲技术张开闭合闭合闭合35脉冲技术获得准确的闭合应力小型压裂区域的平均闭合应力(相对离井筒更远区)简单和便宜的技术:泵注2次或多次相对先前注入的小体积脉冲(比如4bbl以10BPM)和

用现场常规设备测量压力降落特别当压降vs.时间方根曲线上斜率变化不明显时应该使用该技术准确到数十psi36脉冲技术的原理在开启的裂缝中泵注脉冲低的抗挠性由于大的裂缝范围与之相对应的压力增长较小较小的宽度增长压降趋势与泵注前相同在闭合的裂缝中泵注脉冲高的抗挠性由于小的裂缝半径

与之相对应的压力增长较大裂缝宽度变化较大快的压力降落37脉冲技术的原理38降排量测试：可以测量弯曲度瞬时的排量改变,比如30,20,10和0BPM–具体的排量并不重要，但是变化要快。采用泵注管线最容易施工每级排量时间为20秒，压力平稳即可降排量期间裂缝几何形状不应发生改变，总降排量测试体积要小于测试注入体积(注:在降排量测试期间pfrac

与Q1/4

不成比例)利用不同排量摩阻的差异39什么是弯曲度?井筒附近的宽度限制40净压裂压力弯曲导致井眼附近的裂缝内大的压力降落关井后压力井筒裂缝内的距离裂缝端部近井筒摩阻高低41裂缝的扩展趋向于垂直最小主应力方向

–但在井筒附近情况并非如此42支撑剂段塞–‘标准的’有效性43近井筒摩阻VS.射孔摩阻44近井筒摩阻VS.射孔摩阻45什么是弯曲度－简化的弯曲模型46降排量测试可以测量弯曲度Source:“SPEpaper29989byC.A.Wrightetal.射孔孔眼摩阻为主47近井筒摩阻为主降排量测试可以测量弯曲度48施工限压到了－但并没有泵入储层高的入口摩阻高的射孔摩阻严重的裂缝弯曲度重新射孔支撑剂段塞初期泵注高粘度液体增加瓜胶含量增加排量改换完井方式49净压力拟合用“观察的”净压力拟合计算的“模型的”净压力观察的净压力从地面施工和井下压力计压力来获得必须通过裂缝闭合压力、摩阻和静水柱压力进行校正运用以下锚点(下一页)通过改变模型的净压力来拟合观察的净压力50净压力拟合锚点:裂缝闭合应力、液体漏失和ISIP51净压力拟合锚点:裂缝闭合应力、液体漏失和ISIP52净压力历史拟合的关键变量53地层扬氏模量从静态岩芯的测试获得模量(模拟压裂时的条件)动态模量是静态模量的2倍或更多(小心使用!)一旦模量确定，在净压力拟合过程中就应该是一个固定参数扬氏模量增加导致裂缝宽度减小(相同的净压力)对于简单的径向模型:Lfrac

E1/3(对相同的净压力)模拟结果对模量不是非常敏感。54裂缝闭合应力差闭合应力剖面决定裂缝的形状均一的应力剖面，裂缝为径向裂缝(理论上净压力随泵注时间的降低)闭合应力阻挡存在的话，高度增长受限(理论上净压力随泵注时间的增长)阻挡层的有效性取决于闭合应力差净压力水平“常规”砂-页闭合应力差为0.05-0.1psi/ft如果有明显的压力衰竭(~2/3孔隙压力)，应力差会增加如果砂岩和页岩不纯的话比较低55闭合应力剖面闭合应力min

决定开启裂缝的最小压力通常闭合应力随深度增加而增加闭合应力依岩性而变(页岩通常比砂岩高)仅仅描述井临近区域最小主要应力56枯竭:有效应力增加;总应力减少油藏孔隙岩石模块未开采油藏生产油藏有效应力增加总应力减少57众所周知枯竭的许多因素导致应力改变总应力减少:枯竭产层里低的破裂梯度(重复压裂等)裂缝限制在枯竭层段内有效应力增加:油藏受压(地面沉降)支撑缝导流能力减少油藏孔隙度减少(可能还有渗透率)油藏损耗导致:58孔隙压力变化改变裂缝方位source:SPEpaper29625byWrightetal.59孔隙压力变化改变裂缝尺寸60杠杆作用导致高度增长61高度增长取决于应力差异和净压力62平衡裂缝高度开启裂缝的杠杆作用导致高度（高度）增长–如果净压力低于闭合应力差也同样如此。63渗透率阻挡层怎样影响裂缝高度增长极高渗透率阻挡层（10mD地层中的1D）可以限制裂缝高度增长Source:T.Quinn,Ph.D.Thesis,MIT64复合层影响降低了裂缝高度增长65压裂液漏失的影响压裂条件下地层渗透率和产量预测的渗透率差别很大压裂液的相对渗透率天然裂缝的开启通过初始KCl注入压力降落拟合净压力中，渗透率通常是固定的通过测试压裂压力降落确定交联瓜胶的造壁系数压裂施工结束时可表现出与小型压裂是不通的滤失特征.拟合压后压力降的关键是来获得真实的裂缝尺寸66压裂液漏失FractureFiltercakeInvadedZoneReservoir滤失层裂缝侵入层油藏<1/10英寸0.5到

3英尺距离范围100’soffeet67液体滤失方程Ckpvia0046912./CpkCcrrr0037412./CmAw00164.(实验室测定)ki=滤失层渗透率,darciesp =(x+pnet)-p,psi =地层孔隙度,小数a =滤出液粘度,cpkr =油藏液体的渗透率,mdCt =总压缩系数,psi-1r =地层流体粘度,cpm =体积vs时间曲线斜率A =用来测量Cw的中心面积侵入区的液体滤失:未损害层的液体滤失:滤饼的液体滤失:68液体滤失和压裂液效率低的液体效率短裂缝高滤失长裂缝高的液体效率低滤失VpumpedVfrac效率=69裂缝中支撑剂的作用支撑剂可以到达裂缝尖端而架桥产生端部砂堵。在以下情况会发生：液体漏失比较高裂缝中支撑剂体积比高如果端部砂堵发生，裂缝就只能在宽度上增长净压力与体积成线性增长(Nolte’s单位斜率)70支撑剂对流－高浓度砂浆向下的传输71支撑剂沉降－液体中高比重支撑剂颗粒向下运动72支撑剂对流比沉降快w = 裂缝宽度

d = 支撑剂直径比率Vc/Vs~100-1000可能由于支撑剂包裹效应而更高)73由于支撑剂包裹效应对流比其沉降快重砂浆轻砂浆或前置液Source:SPEpaper24825byM.P.Clearyetal.74尖端效应

－岩石非线弹性/“端部作用区”大的压缩应力下岩石的非线性特征在两个方向上大的应力作用而其它方向没有限制下岩石会膨胀端部作用区(裂缝开启)减慢裂缝增长裂缝尖端的宽度比预期的小75尖端效应–增加的裂缝扩展阻力76裂缝尖端作用区Shlyapobersky实验揭示了裂缝作用区作用区的规模是独立的，导致水力裂缝端部多裂缝产生导致高净压力扩展裂缝77尖端效应的结果:增加净压力和裂缝宽度非线弹性模型线弹性模型pnetLf非线弹性模型线弹性模型wfracLf78水力压裂时多条裂缝同时扩展的证据连续取芯及开挖试验直接观察的多条裂缝扩展裂缝在井筒平面外扩展观察高的净压裂压力此后注入的ISIP持续增长结论:多裂缝是必然，而不是偶然79多条水力压裂裂缝扩展的原因80支撑压裂中的多裂缝串NEVADATESTSITEMINEBACKCourtesy:N.R.Warpinski,SandiaLabs81M-SITEBSANDINTERSECTINGWELLCorePhotoProjectedBoreholeFMSImageF11F10F9F8F7F6F5F4F3F2F146754676467746782-1/2in.Coredia.Courtesy:N.R.Warpinski82多条水力裂缝的结果:增加净压力83多条水力裂缝的结果:减少裂缝尺寸和宽度8485慎重使用多裂缝参数来进行模拟高净压力潜在的原因:高度受限的裂缝扩展孔隙压力增加导致裂缝闭合应力增长比预期高的扬氏模量裂缝尖端效应端部砂堵多条裂缝的同时扩展86FracproPT

多裂缝……...来探险更深、更黑的世界F9油藏参数“多裂缝”屏幕FracproPT是目前可用的功能强大的压裂工程系统”使用一把锯和锤子，弄坏你的手指远比制作家具容易方法:仔细的和一致的多裂缝使用(方法论)表格的使用要合理考虑岩石和完井特性!仅仅在泵注过程中改变多裂缝设置不同射孔方案导致不同的裂缝几何形状88FracproPT中的等效多裂缝89应用优化压裂施工设计和改进完井设计解决裂缝入口摩阻问题使常规化前置体积量达到适应地质变化的要求新区块的压裂设计90应用实例--前置液阶段的“超压”地层: 天然压裂白云岩@8900’(gas)完井: 5-1/2”压裂套管柱,最大压力6000psi; 70’射孔弹4SPF,90,0.45”直径;

先前酸化70加仑/英尺20%HCl情形: 越来越低的吸水能力导致前置液阶段超压

诊断: 严重的近井筒裂缝弯曲措施: 前置液中早期加入1和2PPG的支撑剂段塞，砂堵多裂缝91Time(mins)Surfacepressure(psi),Proppantloading(ppg)Slurryrate(bpm),Bottomholeprop.concentration(ppg)

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20.001400psi减少(1stslug)地面压力限制S/D#2:300psi弯曲增加的最大支撑剂浓度S/D#1:1700psi弯曲;小的射孔摩阻.泵注末期的零弯曲92临井早期前置液压力超高早期泵注的支撑剂柱塞(1ppg)阻止了可能的压力超高，减少了弯曲度1400psi。弯曲度的减少可以让泵注作业远低于地面压力限制的6000psi。根据压力反应，最大支撑剂浓度可以实时增加（从4到6ppg）以获得高的裂缝导流能力。压裂的结果为增产3倍（与酸压相比）达到3MMSCFD93应用实例–裂缝半长的实际估计地层: 硬砂岩@7600’(gas)完井: 5-1/2”压裂套管;40’射孔弹4SPF,90

相位,0.31”直径情况:预期的600ft裂缝半长产量让人不敢恭维(根据没有实时反馈的裂缝增长模拟)诊断: 砂/页岩应力差异要比估计的低，导致明显的裂缝高度增长和更短的裂缝长度(250’)办法: 运用压裂压力分析来优化压裂设计94运用初始假设的0.2psi/ft的砂/页岩应力差不能拟合观察的净压力，当砂/页岩应力差异较小时(0.05-0.1psi/ft)，裂缝高度增长明显，导致裂缝半长更小。应用实例–裂缝半长的实际估计95根据偶极声波，初始砂-页岩应力差估计为0.2psi/ft估计裂缝半长为600英尺产量相对较低根据假设的闭合应力差不能拟合净压力，在0.1psi/ft的应力差下净压力拟合实际裂缝半长大约为250英尺直接测量实际的闭合应力，证实了推断的净压力值运用实际裂缝半长和实际数据分析来优化压裂方案应用实例–裂缝半长的实际估计96应用实例–端部砂堵来获得足够的导流能力地层: 6000英尺高渗透层积砂岩(油)完井: 斜井筒，3-1/2”压裂油管柱 30’射孔弹4SPF,180

相位导向射孔,0.5”直径情况: 高渗层中相对低的压后产量诊断: 支撑裂缝导流能力不够方法: 增大压裂规模，运用现场压裂压力分析来获得持续的端部脱砂，以提高裂缝导流能力。97运用测试压裂的漏失校核，进行了TSO设计的前置液量分析。净压力拟合表明，由于发生端部脱砂，压力明显增加

。BreakdowninjectionMinifracPadfluidvolumeadjustedbasedonleakoffbehaviorfollowingcrosslinkgelminifracTipscreen-outinitiation应用实例–端部砂堵来获得足够的导流能力98裂缝导流能力限制产量KuparukA超过90％的压裂施工都发生了端部脱砂校核漏失系数成功确定前置液量每次压裂都开展现场实时闭合应力分析，以确保泵注合适的前置液量应用实例–端部砂堵来获得足够的导流能力99实际数据:日本压裂的实例在日本火成岩油藏，深部气井非常高的净压裂压力由于多水力裂缝在某种程度上的同时扩展实例提供端部影响和多裂缝扩展之间大体的平衡导致很窄的裂缝宽度（低导流能力）和早期的不完全的砂堵产量/压力恢复测试表明，由于1/3支撑剂单层上增加的有效应力，短而有效的裂缝半长(~45ft)同早期产量一起消失了。100压裂施工导致早期近井筒砂堵(Courtesy:JNOC/TeikokuOilCo.,Japan).砂堵3ppg(BHproploading)27,000lbsof20/40目支撑剂101怎么解释非常高的观察净压力?非常小的裂缝高度，几乎完美的包围(需要~7,000psi闭合应力差异)极度的裂缝端部影响大量的多裂缝同时扩展(可能结合端部影响?)??102多裂缝和端部效应之间的平衡（运用简化的弹性/质量平衡），以拟合4000psi