支撑剂段塞处理技术技术在改善加砂条件中应用

1、支撑剂段塞处理技术在改善加砂条件中的应用压裂施工中的砂液比是衡量压裂技术水平的一个重要标志，砂液比的提高可以减少压裂液总量，降低压裂液伤害程度的同时在地层中构造更好的支撑裂缝，从而获取更好的裂缝导流能力，提高增产效果。提高砂液比的核心问题就是避免砂堵的问题。一、 造成加砂困难的主要原因分析碎屑岩的加砂、微裂缝储层的加砂、火山岩加砂压裂，酸压与加砂压裂联作、复合压裂水力压裂联作等，由于受多裂缝、弯曲摩阻或滤失、缝高的失控等因素的影响，难以形成主缝，造成加砂困难甚至导致砂堵，其要问题是多裂缝（主要是天然裂缝）和弯曲摩阻（主要是射孔问题）所导致的。加砂压裂成功的关键在于对近井地带对多裂缝的处理，形成

2、主缝，满足加砂条件。1、 地层本身原因特殊地层的影响储层的特殊构造，碎屑岩储层、微裂缝储层、火山岩加砂压裂、碳酸岩地层等特殊储层，本身压裂过程中难以形成主裂缝，造成加砂困难，另外致密岩性构造地层当层段低于5000英尺时，明显的近井筒弯曲摩阻问题并不是适于所有油藏。然而，当深度超过8000英尺，大部分垂直井都存在近井筒弯曲摩阻的问题，同时多裂缝问题也可能存在这些致密油层中。地层倾斜的影响大斜度地层由于局部运动改变了原始沉积状态而带来的活动的构造特征。如果这种活动时发生在近期的地质时代，这时垂直于目前的最小主应力裂缝面的方向有可能与垂直井筒方向不一致（井筒也可能不垂直）。PFP的方向可能与初始的

3、PFP方向并不一样。裂缝的方向有可能形成弯曲的形状从井筒开始，然后进入大斜度的地层。同时，多裂缝起裂，即多个平行的裂缝也很有可能在射孔处出现。小薄层构造的地层当储层非常薄，有多个小薄层被非产层或低孔隙层隔开（即我们常说的砂泥岩交互的多小薄层）。由于受距离的影响，我们不得不采用多个段射孔，合层压裂的方式。即使在最好的射孔情况下，由于压力连通的明显变化存在，同时不同射孔段岩石韧性的不一样。许多情况下，有些射孔段方向与地应力决定裂缝面方向更一致，而有些方位差别较大，这种条件下很难形成单一裂缝。2、射孔与弯曲摩阻问题 当射孔方位与PFP 方向一致时，大多数裂缝起裂是在射孔该方向一端形成双翼主裂缝，同时

4、指出，射孔其他方向有时也可能形成一定长度的裂缝，但不是主裂缝。（见图1）这是种反常的现象。改变射孔角度与 PFP 的夹角（见图2），包括0相位射孔和60度的相位射孔，可以看到这些射孔情况下典型的裂缝起裂的情况。在后来的压裂发展中，人们发现裂缝的开启并不一定总是在射孔端，而有可能是在套管外的微小空隙中。Abass教授 指出射孔方向与PFP 不一致时造成的近井地带弯曲摩阻如图3所示，当与 PFP 交角30度或低于30时，射孔交角大于30度的各种情况。 弯曲摩阻限制了压裂液在裂缝中的流动，易导致砂堵，弯曲摩阻主要与射孔有关。另外一个需要提及的问题，一般在油田射孔中，我们所射的孔数很多，但在实际压裂中

5、，我们不需要这么多的射孔长度。既有时减少射孔长度，同样可以改造我们未射孔的油层段。3、压裂液滤失问题压裂液的滤失也是导致砂堵的原因之一，我们认为考虑压裂液滤失问题时，必须从两方面区别考虑，一个是压裂过程中产生的多裂缝引起的正常滤失，另一个是天然裂缝引起的额外滤失。因为这两方面对产生砂堵的影响程度是不一样的。压裂过程中产生的多裂缝的滤失：在此引入RES 公司FracPro 模型中多裂缝示意图：FracPro 模型将压裂产生的多裂缝归纳为以下三种情况。理想状态多裂缝数目 (Mv)参与滤失多裂缝数目 (Ml)参与缝宽竞争多裂缝数目 (Mo)裂缝未交叠的情况331部分重叠322裂缝交叠共同参与缝宽竞争

6、313对比简化模型的三个图，三种情况下的裂缝的截面积相差不大，因此滤失量也接近。而最容易造成砂堵的是第三种情况，是因为三条裂缝相互作用，竞争缝宽，不能产生足够的缝宽，从Gruesbeck 的支撑剂桥架准则中可以得到理论解释。因此压裂本身产生多裂缝所导致压裂液滤失并不是导致砂堵的主要因素。天然裂缝的滤失大幅度的压裂液滤失导致砂堵情况是存在的,但主要存在于天然裂缝的油藏中。水力压裂中的流体滤失理论基础是建立在一维线性流体（又称为Carter卡特流体滤失理论）的基础之上的。当裂缝侧面（缝长和缝高的一面）的声波速度比裂缝正常的流体滤失速度要快一些时，该方法是有效的。如果压裂裂缝沟通了天然裂缝或裂隙（正

7、常油藏条件下，岩石中具有的渗透率很低的天然裂缝），此时压裂液的滤失速度与(Pnet - Pnetc)3成正比。StimPlan软件中的额外滤失的滤失速度等于×(Pnet - Pnetc)3，其中：为天然裂缝的密度。Pnet 裂缝中的净压力 Pnetc 地层孔隙压力以下对天然裂缝密度和Nolte-Smith双对数曲线判断天然裂缝做简要阐述： 天然裂缝的密度：为天然裂缝的密度，是与压裂裂缝连通的天然裂缝的密度。由于该参数为一个固有的但不可知的参数，一般通过小型压裂测试静压力变化动态来估算一个密度值。1为非常高的该参数数值，数值为0则相当低。缝内净压力：变化动态如下图所示，如果存

8、在有天然裂缝，在压裂作业过程中，Nolte-Smith双对数曲线上会出现一个临界压力，临界净压力"Case 1"为550 psi，表明天然裂缝发育很好。达到该点以后，作业压力一直保持在这一压力水平上。临界净压力"Case 2"为300 psi，但是天然裂缝的密度却很低，自该点以后，临界压力值仍然有所上升直至600 psi。二、 提高砂比的有效途径1 Gruesbeck 的支撑剂桥架准则Gruesbeck 的支撑剂桥架准则支撑剂浓度与裂缝缝宽的关系在Gruesbeck孔眼架桥试验的基础上，通过水力半径模拟来计算支撑剂的桥堵。计算中认为：水力半径大致为水力裂

9、缝平均宽度的二分之一即W/2，为射孔孔眼直径的四分之一即d/4。据此分析，并根据如下实验数据，得到的关系式为：体积分数>0.17时(约 5 lb/gal)，如果裂缝宽度 "W" < 3 倍支撑剂直径，则发生桥堵；体积分数<0.17时，如果裂缝宽度  "W" < (1 + 2 Cv/0.17) 倍支撑剂直径，则发生桥堵；砂 比（磅/加仑）桥堵发生在（实际统计）"W"/Dprop"桥堵发生在（实验）"W"/Dprop"0.5 to 2 PPG1.15 to 2.01

10、.82 to 5 PPG2.0 to 3.02.25 to 8 PPG3.02.6W- 裂缝平均缝宽 Dprop-支撑剂直径结论：发生砂堵时，砂比与裂缝的缝宽并不是线性关系，而是存在临界值的关系，它的存在意味着：如果通过某种技术使裂缝平均缝宽超过该临界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍的提高。这一点在多裂缝储层更加明显。2、段塞处理技术从Gruesbeck 的支撑剂桥架准则知道，如果压裂时只产生一条裂缝或较少的裂缝，即我们理想中的裂缝，砂比可以成倍的提高，而且前置液体可以大幅度降低。它能够提到的程度多大，这个问题很难回答。在这里引用Dr. Michael Cleary 的压裂观点，当液体和砂量的

11、比值低于3时才能算是最好的压裂，这个观点是指采用停泵同粒径段塞技术后可以达到的施工难度。注意：这里仅从施工上能达到得难度，并没有考虑低渗油藏不需要太高的导流能力的问题（即无因次导流能力）为了防止砂堵，通常采用提高前置液用量、降低砂比、提高排量、适当提高压裂液粘度、添加降滤失剂。发展到后来，出现了支撑剂段塞技术和高粘度冻胶段塞技术。其中效果最明显的是支撑剂段塞技术。支撑剂段塞使用情况表弯曲摩阻MPa支撑剂粒径推荐段塞体积m3支撑剂浓度%<2.0与主支撑剂粒径相同61520402.0-3.5与主支撑剂粒径稍小61510302.04.0与主支撑剂粒径相同6155154.07.0100目或40/

12、70目5105154.07.040/70目或小于主支撑剂5105305.07.5100目或40/70目615515>7.0交联凝胶段塞或100目615010>7.040/70目或小于主支撑剂615520>7.0100目或40/70目510515支撑剂段塞技术已经成功的应用于处理弯曲摩阻、多裂缝压裂施工中。主要分两种段塞技术（1）施工不停泵注入小粒径支撑剂段塞, (2)一定砂比和用量的停泵段塞技术。小粒径段塞技术小裂缝被段塞堵塞，强迫更多的排量进入未被堵塞裂缝，并且迅速的增大它们的宽度。但段塞本身有可能导致砂堵。该方法通常采用比主压裂小的粒径陶粒（或砂子），大部分施工是采用10

13、0目砂子作为段塞。采用不停泵段塞的两个例子：该例子是PT公司采用的粉陶做段塞的一个典型案例。从曲线可以看出加入粉陶后，弯曲摩阻被有效的处理。DD5-3井 压裂施工曲线当7%砂比的粉砂进入地层后，压力迅速降低，摩阻有7 MPa 的降低，解释为弯曲摩阻的减少。采用不停泵的段塞技术，加入段塞后对地层的控制很难预先判断清楚。在加入的时机、砂比、砂量很大程度上取决于经验。有时加砂本身就会导致严重的砂堵，同时由于其采用低粒径的砂子，它是以牺牲近井地带的一定导流能力为代价。统计表明，过量采用粉陶，会导致压裂产量的明显降低。同粒径段塞技术与PFP 方向一致的裂缝裂开时所克服的岩石应力相对较小，比其它

14、裂缝应当更宽，可以接受更多的支撑剂。停泵后等所有的裂缝都闭合。再重新起泵时，好的裂缝会在一个较低的压力下首先开启，其它裂缝不会再开启或开启较难，这样压裂液可以更集中的作用于好的裂缝，获得足够宽的裂缝，从而可以允许更高的砂比通过。由于该技术可以采用较大粒径（不低于40/70目）的支撑剂作为段塞，因此保证了近井地带具有好的导流能力。同粒径段塞技术则是利用其本身的高导流能力构造好的主裂缝，从而使次要裂缝不再延伸。同粒径段塞是指与主压裂具有相同粒径段塞（20/40mesh）作为处理近井多裂缝，弯曲摩阻的主要手段，而多裂缝，弯曲摩阻也是压裂施工困难的主要原因(其理论基础来自Gruesbeck 的支撑剂桥

15、架准则)。其操作方式为, 在主压裂前根据小型压裂的分析结果，设计一定砂比的支撑剂段塞去处理近井地带问题，停泵分析段塞进入地层后的曲线变化，根据结果决定是否进一步处理。同粒径段塞理论依据是：延伸方向接近于垂直最小主应力方向的裂缝的开启需要克服的岩石应力较小，因此更容易被支撑剂填充，停泵等裂缝闭合重新启泵后，支撑剂填充多的裂缝由于导流能力高于其它裂缝，逐渐拉大主次裂缝的差距，在重新开启时首先进液容易张开，而其它裂缝不会再张开，通过这种方式促进主裂缝的延伸，保证足够的缝宽。由于该技术目的是保证主裂缝的导流能力，因此必须采用较大粒径的支撑剂作为段塞。三、压裂配套工艺技术1、变排量测试变排量测试是判断近

16、井地带是否存在问题的主要方法。另外，停泵后的净压力模拟计算渗透率和估算压裂液效率也是重要的。这些判断技术在PT软件中存在，并已经被国内大多数压裂工作者所掌握。这里仅仅补充两点我们在使用时需要注意的问题。在计算近井区域摩阻时，判断一口井施工是否加砂困难，是根据其指数大小来判断的 (或者说曲线的形状特征)，而与其弯曲摩阻的实际值没有直接关系。这一点在多裂缝地层施工时尤其注意（多裂缝施工时，很有可能弯曲摩阻计算是非常小的）。在小型压裂停泵做净压力模拟时，有时拟合好反而会得到错误的答案。多常见在加砂困难井，这主要是由于近井地带弯曲摩阻的存在，导致弯曲处已经闭合，近井地带裂缝与远端裂缝已经不联通所至。这

17、种情况下会得到滤失系数偏小的错误结论。2、压裂液与支撑剂的优选压裂液优选满足施工条件保护地层支撑剂的优选类型优选粒径及不同粒径组合四、 应用情况分析通过室内以及现场实验，我们已成功掌握了此方法的技术核心，以下为我们做过的一些典型井的情况腰英台油田应当属于国内近几年发现的典型的低渗透多裂缝油气藏，其地质条件的特殊性给压裂改造带来了一定的难度，地质条件的特殊性主要表现：1、多裂缝储层（DB18-2-2、DB27）1、低孔低渗：青一段、青二段、泉四段平均孔隙度分别为11.6%、13.5%、12.32%;渗透率均分布在0.110×10-3m2。2、油层物性差，碳酸盐、泥质含量高：青一段碳酸盐

18、含量一般为0.9-28.7%,平均为11.7%，泥质含量一般为1.6-29.5%,平均为13.9%，青二段碳酸盐含量一般为4.9-51%,平均为20%，泥质含量一般为10.3-23.7%,平均为14.6%；3、杨氏模量高：青一段、青二段、青三段杨氏模量分布范围为3166341076MPa，平均为38412 MPa；4、天然裂缝发育：比如岩芯观察，青一段、泉四段裂缝较青二段发育，其裂缝密度分别为平均每米0.312条和0.159条 。压裂主要难点： 天然裂缝发育，压裂液滤失大，易脱砂以至压裂失败；由于储层物性差，造缝困难，提高裂缝的导流能力有一定难度；在采用该技术之前，该区块采用过提高前置液量、增

19、大压裂液粘度、粉陶段塞技术等方法效果都不理想，最高混砂比在25%左右。一般加砂7m3左右，部分井最高混砂比不超过10%。通过同粒径段塞技术后，DB18-2-2井平均混砂比26% 最高混砂比40%（7PPG）， 最低混砂比12% 加砂22.5 m3。DB27井最低混砂比12.0%，最高混砂比36.0% ，平均混砂比 25.2%，加砂17.8M3。低渗气藏井的压裂（大49）大49井鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡东段塔巴庙低幅鼻状构造带上的一口探井,渗透率0.1-2.58×10-3m2，孔隙度3.1-8.5%，属低渗油气藏，该区块裂缝在高度上延伸较难，主要在长度上延伸，即使冻胶不加砂注入，压力一直攀升。变排量分析结果表明近井地带摩阻与排量指数关系约为1/2，该区块最高砂比一般在33%左右，部分井可以提高到40%。本次压裂主要实施低砂比前置液加砂，获得较长的支撑裂缝，采用同粒径段塞技术处理后，最高砂比提到52%。加砂57方该井技术突破主要有以下经验：(1)实施无前置