工厂化压裂技术及现场试验

工厂化压裂技术及现场试验汇报提纲一配对井井间裂缝连通机理二井间裂缝连通现场试验三变应力压裂原理四现场实践及认识“井工厂”压裂是对2口或2口以上的配对井进行同步压裂、顺序压裂或交叉压裂，采用压裂液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积，利用井间裂缝连通的优势来增大目标区域水力裂缝的程度和强度，促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的裂缝网络，增加有效改造体积（ESRV），提高初始产量和最终采收率。

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells交叉压裂123456789

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells同步压裂

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells顺序压裂：最大限度利用左右裂缝的诱导应力场123123

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells

SimultaneousVolumeFracturingofMultiplewells交叉布缝相对布缝相对布缝交叉布缝Mechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect同步压裂技术核心：适时的应力变化可以将邻井的裂缝转向至未压裂到的地层中去，在生产能力上产生了一个重大的改进，超出了一口单井压裂处理模式。同步压裂比单独压裂产量上可提高20-55%。裂缝复杂指数FCI定义为微地震波监测的裂缝族的总宽度与总长度的比值压裂改造体积SRV是指由微地震波监测到的增产区面积与储藏厚度的乘积RFPA2D裂缝扩展模拟：H1、H2井同步压裂裂缝扩展过程Mechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect同步压裂技术核心：适时的应力变化可以将邻井的裂缝转向至未压裂到的地层中去，在生产能力上产生了一个重大的改进，超出了一口单井压裂处理模式。同步压裂比单独压裂产量上可提高20-55%。数值模拟模型水压驱动下引导裂纹的扩展过程：(a)液压梯度分布(b)渗流场(H1=1.1MPa)(c)应力分布(H1=3.2MPa)(d)应力分布(H1=4.0MPa)

(e)应力分布(H1=4.1MPa)

(f)应力分布(H1=4.4MPa)

Mechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect结果分析：模拟方案为使2号孔中保持不同的恒定水压力(分别为0.6MPa,0.8MPa,1.1MPa,1.5MPa),其结果都是裂纹自引导裂纹起裂后逐步向2号孔偏移,2号孔中的恒定水压力越大,裂纹的偏移扩展趋势越强。(a)2号孔压为0.6MPa，1号孔失稳压力4.7MPa(b)2号孔压为0.8MPa，1号孔失稳压力4.4MPa(c)2号孔压为1.1MPa，1号孔失稳压力4.1MPa(d)2号孔压为1.5MPa，1号孔失稳压力3.7MPaMechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect(a)数值模拟结果(b)物理实验结果(H2=0.6MPa，压力梯度)

Mechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect(c)数值模拟结果(d)物理实验结果(H2=1.5MPa，压力梯度)MechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnectMechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect平台1/2“工厂化”压裂井场平台3“工厂化”压裂井场Mechanismofthefracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect汇报提纲一配对井井间裂缝连通机理二井间裂缝连通现场试验三变应力压裂原理四现场实践及认识

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fracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect①:FZP10-1V距HY17-9:80m（74m）②:FZP10-2V距HY17-9:130m（102m）③:FZP10-2V距FZP10-1V:208m（205m）④:FZP10-2V距HY18-9:170m（85m）对FZP-2V注水：对FZP-2V注水：

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fracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnectHH37P1井于11月9日9:00发现液面上涨到285m处，19:00发现液面上涨到20m，检测氯根10971mg/L（原有氯根45443mg/L），9月2日测试液面,液面位置为790m，10月28日，液面位置789m。第八段以11月9日10:16-11:35期间压裂，同时，由于压裂工艺的原因地层压裂结束后无法放压，地层长期处于高压状态下，当两口井之间存在相对高渗的连通区域时，很容易造成水窜。

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fracturenetworkbetweenthecoupledwellstoconnect汇报提纲一配对井井间裂缝连通机理二井间裂缝连通现场试验三变应力压裂原理四现场实践及认识Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells〄诱导应力作用下裂缝的扩展〄①②③同步压裂过程中，地层岩石渗透率及其渗流场的显著变化必将导致应力场的变化，进而直接影响岩石的破坏模式，同时，岩石的损伤破裂、裂缝的延伸扩展对岩石渗流-应力耦合作用影响十分显著。应力与渗透率的耦合方程(Louis的变形公式)为：FracturingprincipleofthevaryingstressamongthewellsFracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells混合水压裂：最大限度接触储层面积分三阶段施工：第一阶段MAF滑溜水，第二阶段长效防膨清水、MAF滑溜水交替施工，第三阶段MAF压裂液加砂压裂。长效防膨清水用量320m3，滑溜水1120m3，MAF压裂液200m3，总用液1640m3。施工初期形成以主缝为主的单一裂缝，随着施工过程中净压力的上升，通过井底压力及净压力分析，压裂产生4组分支裂缝，形成以主缝和分支裂缝相组合的网络裂缝。Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells过滤失和裂缝导向理论-逐级提排量，沟通饱和更多天然裂缝，促使其逐次开启Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells过滤失和裂缝导向理论-优化液体特性，实现粘度指进，促使多簇网络裂缝系统形成Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells过滤失和裂缝导向理论-实时多段加入水溶性裂缝导向剂，促使网络裂缝向地层深部延伸利用水溶性裂缝导向剂颗粒暂堵微裂缝，一定程度上降低液体滤失性，达到深度压裂与提高微裂缝导流相统一的目的。Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells过滤失和裂缝导向理论-实时多段加入水溶性裂缝导向剂，促使裂缝转向向地层深部延伸Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells2级导向剂加入后施工压力上升，稳定时间较长Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells过滤失和裂缝导向理论-实时多段加入水溶性裂缝导向剂，促使裂缝转向向地层深部延伸

采用低粘（滑溜水、线性胶）与弱胶液工作液相互配合的方式，制造有一定宽度、一定长度的裂缝网络，提高总体产能。全部采用低粘液体，缝网在近井发育，带宽较大，则裂缝长度受限低渗致密气藏基质渗透率低，仍需要较长的裂缝长度来提高产量前者强调缝网宽度与低的导流能力，后者强调裂缝长度与高导流能力在压裂的早期阶段充分利用低粘液体制造缝网后期阶段利用高粘液体制造长缝需要液体种类：降阻水、线形胶、弱胶液推荐使用低密度陶粒工艺要求：Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells滑溜水配方添加剂外观添加剂比例滑溜水性能高效减阻剂（两种类型）固体粉末0.2%（满足在线混配）降阻率65%-78%乳剂0.2%（满足在线混配）伤害率8.85%复合防膨剂液态0.2%-0.5%表面张力<25mN/m高效增效剂液态0.1%-0.3%粘度2-15mpa·s杀菌剂液态0.01%pH值7-8在东峰2、元页HF-1、焦页1HF、彭页3HF、涪页3-2HF等井成功应用，最大井深4985m，最高闭合压力93MPa，最高泥质含量98%，单段最大加砂126m3，单井最大用液量4.6×104m3，最高排量15.5m3/min，最高段数22段，能够满足水平井大型压裂需求。SRFR滑溜水Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells滑溜水体系降阻性能良好，第五段压裂施工排量12.1-14.1m³/min，泵压80.2-90.0MPa，液体降阻率在70-75%焦页1HF井滑溜水实际携砂能力表现良好，砂比达18％SRFR滑溜水Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells具有粘弹性特征，性能稳定防膨率90%，170s‐1粘度30-45mPa·s携砂能力强，最高可携砂液比32％伤害率<10%，破胶后无残渣配物性好，不存在润湿反转适用储层温度20-240℃配制方便，满足各种水质目前已在元页HF-1、焦页1HF、彭页3HF、涪页3-2HF等井使用，最高砂比32%。砂比为20%覆膜砂悬浮22小时不沉砂焦页1HF井现场静态沉砂测试SRFR线性胶FracturingprincipleofthevaryingstressamongthewellsSRFR线性胶液体表现为粘弹性特征，现场实际应用最高砂比达32％FracturingprincipleofthevaryingstressamongthewellsFracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells井底支撑剂浓度-压力曲线在排量不变的情况下，支撑剂进入地层以后，压力开始出现明显下降；受人工裂缝不规则面影响，支撑剂在裂缝中不断的堆积，导致净压力升高，形成新的裂缝。Fracturingprincipleofthevaryingstressamongthewells汇报提纲一配对井井间裂缝连通机理二井间裂缝连通现场试验三变应力压裂原理四现场实践及认识FieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsWell

1：致密砂岩油，水平段1200mFieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsWell

1：致密砂岩油，水平段1200mFieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsWell

2：致密砂岩油，水平段1000mFieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsWell

2：致密砂岩油，水平段1000mFieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsWell

1：日产液160m3，日产油125.3m3Well2：日产液130m3，日产油113.6m3FieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewellsFieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells井号面积(km2)有效厚度(m)孔隙度

(%)含气饱和度(%)原始地质储量

(108m3)DP43-1H1.131210641.768DP43-2H1.131210641.768DP43-3H0.861210641.346DP43-4H0.861210641.346DP43-5H1.131210641.768DP43-6H1.131210641.768合计6.24

9.764原设计井组控制储量井号面积(km2)有效厚度(m)孔隙度(%)含气饱和度(%)原始地质储量(108m3)DP43-1H1.1711210641.832DP43-2H1.1641210641.822DP43-3H0.8601210641.345DP43-4H0.8591210641.344DP43-5H0.9731210641.522DP43-6H1.0901210641.706合计6.12

9.572目前设计井组控制储量Fieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells根据DP43井组储量计算参数建立DP43-2、DP43-4、DP43-6井模型及理想对比模型，采用局部加密网格模拟人工裂缝。孔隙度：1%有效厚度：12m饱和度：64%压裂缝半长：100m动静比：0.5理想对比模型拟合地质储量：1.58×108m3井组模型拟合地质储量：4.81×108m3井组模型理想对比模型Fieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells模拟试井曲线井号二项式系数模拟无阻流量ab理想井2.25996.626427.4433DP43-2H2.74726.429627.8244DP43-4H0.1436.55827.57163DP43-6H1.56766.585427.5196模拟试井解释结果利用数值模型进行模拟试井，解释结果，井组单井与理想对比模型模拟无阻流量较为一致，均为27.5×104m3左右，井组轨迹调整对气井产能影响很小。Fieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells水平段轨迹方向与最大主应力夹角对产量的影响压裂水平气井不稳定产能方程裂缝角度影响压裂水平气井数值模拟裂缝角度影响Fieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells

井间干扰对产量的影响Fieldapplicationofsimultaneousvolumefracturingofmultiplewells井组压裂泵注程序上需防止井间干扰，避免缝高失控。考虑丛式井组位置及应力干扰，优化井组泵注顺序。不同压裂缝间距数值模拟预测指标压裂缝间距与稳产期采出程度关系压裂缝间距与模拟流量关系1000米压裂段数模拟流量（104m3/d）稳产期

（年）稳产期末累产气量

(108m3)储量采出程度

（%）2015.255.580.60724.8931014.195.420.58924.1436.713.205.250.57023.392512.295.080.55322.6663.310.664.750.51621.1592.59.554.420.47919.651Fieldapplic