体积压裂与缝网压裂技术

体积压裂与缝网压裂技术2012年11月MIEnergyCorporationavalueaddedoil&gaspartner2021/6/271MIEnergyCorporation目录一、体积压裂二、缝网压裂三、压裂工艺四、DB22-3缝网压裂设计要点五、DB22-3缝网压裂实施要点六、初步评价七、下步建议2021/6/272MIEnergyCorporation一、体积压裂

以水力压裂技术手段实施对油气储集岩层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采气井的产量。2021/6/273MIEnergyCorporation

体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向技术，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制材料，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量，在主裂缝侧向强制形成次生裂缝，并实现次生裂缝继续分枝，形成二级乃至多级次生裂缝，最终使主裂缝与多级次生裂缝相互交织，形成立体的裂缝网络系统，实现储层内天然裂缝、岩石层理的大范围有效沟通。

一、体积压裂2021/6/274MIEnergyCorporation

体积压裂可以使垂直井纵向动用更多的层，水平井横向动用更多的段。目前体积压裂改造水平井段长一般可达到1000—2000米，分段10段—20段，直井压裂5层—10层。该技术在国外油气田得到了有效应用。在国内还处于试验应用阶段

一、体积压裂2021/6/275MIEnergyCorporation原理是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值，就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统。二、缝网压裂2021/6/276MIEnergyCorporation

对于期望形成的人工裂缝和天然裂缝共同作用的形态，如果在直井实施称为缝网压裂，在水平井实施称为体积压裂。

这种技术的实施对地应力的状况有一定的要求，最大主应力和最小主应力差不能过大，转向压裂一般不超过10兆帕，缝网压裂要求的应力差就要更小些。同时与储层厚度、砂泥层之间的应力差也有一定的关系。

二、缝网压裂2021/6/277MIEnergyCorporation二、缝网压裂

实施手段方面：一是采用变参数射孔、二是压裂时变排量变粒径加砂、三是适时停泵。

这种技术目前的描述主要还停留在理论层面，因为缺乏有效的地下形态监测技术，现有的大地电位法、微地震法、井温测试法都无法有效的监测这种技术形成的裂缝形态，至少是精度很难达到实际的需求。

2021/6/278MIEnergyCorporation

压裂工艺体现了“两大、两小”特征，“两大”是指：①大排量，施工排量10m3/min以上；

②大液量，单井用液量2000～5000m3。“两小”是指：①小粒径支撑剂，支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒，②小砂比，平均砂液比为3%～5%，最高砂液比不超过10.0%。

三、压裂工艺2021/6/279MIEnergyCorporation

压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。

水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～6簇射孔，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°。三、压裂工艺2021/6/2710MIEnergyCorporation三、压裂工艺

分段压裂技术施工参数：

施工排量为12.7～19.0m3/min每段用量2000～5000m3；支撑剂单井用量为60～190m3，100目（0.15毫米）支撑剂30～360kg/m3斜坡递增浓度，40/70目（0.45/0.25毫米）支撑剂30～600kg/m3斜坡递增浓度。2021/6/2711MIEnergyCorporation

三、压裂工艺2021/6/2712MIEnergyCorporation

三、压裂工艺2021/6/2713MIEnergyCorporation油井基础数据四、DB22-3缝网压裂设计要点

地理位置吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米开钻日期2006.6.10固井质量合格不同壁厚mm下深mP110*7.722117.23-2119.97；P110*7.722118.84-2121.56；套管鞋

2385.51；完钻日期2006.6.16套管规范mm139.70完钻井深m2386.0射孔枪型102水泥返深m1678.0孔密16套管接箍m人工井底m2373.56套管头至补心距m4.82021/6/2714MIEnergyCorporation射孔层段数据四、DB22-3缝网压裂设计要点序号层号射孔井段(m)厚度(m)孔密（孔/m）孔数自至夹层射开有效应射实射1123-22208.72204.3

4.44.416707021022192.72191.711.61.01.01616163922190.12189.11.61.01.01616164822181.92180.77.21.21.21619195612156.12154.424.61.71.71627272154.12152.70.31.41.41622222021/6/2715MIEnergyCorporation压裂层段MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点层序层号井

段(m)砂岩厚度(m)有效厚度(m)上隔层厚度(m)下隔层厚度(m)1q4122208.7~2204.38.44.411.6-以往生产简况

2006年9月压裂投产，初期产液3.9吨/天，产油2.1吨/天，产量较高。截至到2012年4月份，提捞产液量0.2吨/天，产油0.2吨/天，稳定产量基本不变。生产情况见下图1。2021/6/2716MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点2021/6/2717MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点地质状况该井位于吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米处，是松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地大安构造的一口开发生产井。改造的目的层为泉头组12-6号层，测井解释储层平均有效孔隙度6.8％，渗透率0.2mD，平均泥质含量21.3％，属于低渗储层。大安油田22口取心井中共观察到裂缝508条，对裂缝的观察分析如下根据岩心观察本区张裂缝占29.0％，张剪性裂缝占34.17％，剪切裂缝占36.75％，反映本区裂缝以剪性和张剪性裂缝为主，其次为张裂缝该区以高角度裂缝为主，其中倾角大于45°的占64.6％。而倾角小于30°的裂缝多分布于泥岩之中，为近水平的滑脱缝。2021/6/2718MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点解释层号射开井段

m射开厚度

m压前停泵mpa前置液

（m3/min；m3）携砂液

（m3/min；m3）平均砂比%替挤液

（m3/min；m3）陶粒

（m3）排量实际排量实际排量实际设计实际122210-2205.64.415.33.019.73.043.520.73.05.29.09.010-82194-21823.217.03.231.23.262.719.63.26.612.012.362157.4-2154.03.418.33.224.73.247.318.23.25.48.08.62006年8月30日压裂，通过分层改造，三个层施工参数见下表：2021/6/2719压裂液选择MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点液体名称编号产品名称单位用量压裂液I型1220m31Z_PJXkg24402kclkg122003JZ_Pkg2440压裂液II型600m34Z_PJXkg12005kclkg6000冻胶压裂液200m36改性瓜胶kg8007助排剂kg2008破乳剂kg1009碳酸钠kg36010碳酸氢钠kg7211防膨剂kg2000交联液12有机膨kg400现场准备13过硫酸钾kg30014高温破胶剂kg502021/6/2720MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点

支撑剂选择依据本井地质情况及目的层的埋藏深度并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》，并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗压52MPa（20-40目）陶粒20m3（目数=25.4/直径*0.65）2021/6/2721MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点步施工时间（min）工

序排量(m3/min)压裂液用量(m3)骤阶段累积阶段累积111测试压裂221212测试压裂334313测试压裂448414测试压裂5513515测试压裂6619616测试压裂7726739测试压裂824508110测试压裂55559111测试压裂2257106071停泵测压降

备注：选用压裂液I型进行小型压裂测试DB22-3井q412层测试压裂施工工序表2021/6/2722MIEnergyCorporation四、DB22-3缝网压裂设计要点步施工时间工排量支

撑

剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用

量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m31108.3108.3I型液6.0650.0650.02120.0228.3II型液5.0600.01250.03110.0338.3I型液5.0550.01800.082.7341.0I型液6.016.01816.092.8343.8I型液6.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.7345.5I型液6.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5358.0冻胶4.050.01892.71610.3368.3冻胶4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6386.9冻胶4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3408.2冻胶4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8416.0冻胶4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6417.6冻胶4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5420.1替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。平均砂比%9.31清水比例%84.57DB22-3井q412号层主压裂施工工序表表2-12021/6/2723

步施工时间工排量支

撑

剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用

量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3192.992.9I型液7.0650.0650.02120.0212.9II型液5.0600.01250.03110.0322.9I型液5.0550.01800.082.3325.2I型液7.016.01816.092.4327.6I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5329.1I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5341.6冻胶4.050.01892.71610.3351.9冻胶4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6370.5冻胶4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3391.8冻胶4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8399.6冻胶4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6401.2冻胶4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5403.7替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporationDB22-3井q412号层主压裂施工工序表表2-2四、DB22-3缝网压裂设计要点2021/6/2724步施工时间工排量支

撑

剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用

量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3181.381.3I型液8.0650.0650.02120.0201.3II型液5.0600.01250.03110.0311.3I型液5.0550.01800.082.0313.3I型液8.016.01816.092.4315.7I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5317.2I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5329.7冻胶4.050.01892.71610.3340.0冻胶4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6358.6冻胶4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3379.9冻胶4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8387.7冻胶4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6389.3冻胶4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5391.8替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporationDB22-3井q412号层主压裂施工工序表表2-3四、DB22-3缝网压裂设计要点2021/6/2725五、DB22-3缝网压裂实施要点

2012年11月01日施工动用8台2500型泵车，50方拖罐18台，40方软体罐10部，其他罐车5台，合计罐33台（部），全部罐容积1400方。

实现总液量1910.5方、最高排量7.67方、最高压力59.2兆帕、停泵压力17.3兆帕、加陶粒7.4方。