碳酸盐岩加砂压裂技术.ppt

1、国内外碳酸盐岩储层加砂压裂改造现状,华 北 务 古 1 深 度：5500m 裸眼段：50m 岩 性：灰岩 压裂加砂量：10m3 效 果：无效,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,四川磨溪气田雷一1储层加砂压裂探索实践,四川磨溪,砂堵率高 加砂量少 砂浓度低,长庆气田下古生界奥陶系碳酸盐岩储层加砂压裂实践,长庆气田,砂堵率高 加砂量少 砂浓度低,哈萨克斯坦扎纳若尔油田 物性差：=812%、Ke=1.52.710-3 um2 碳酸盐岩储层，储层裂缝发育， 储层地应力高，最小水平主应力64MPa，梯度0.018MPa/m,水力压裂,加入支撑剂206.3m3，砂液比1030% 井口压力7565MPa 排量44.

2、4m3/min,哈萨克斯坦,扎纳若尔油气田石炭系碳酸盐岩储层加砂压裂施工,哈萨克斯坦,岩性分布上以颗粒灰岩为主，泥晶灰岩次之。 埋 深：5400-6700m； 压力系数：1.08-1.15； 地温温度：120140,奥陶系岩性频率直方图,碳酸盐岩储层油藏地质特征,储集空间类型,碳酸盐岩储层油藏地质特征,基质孔隙度平均为1.29% 、渗透率极低，平均为0.310-3m2 。 纵向上多个缝洞单元， 空间上重叠。纵、横向上极强的非均质性。 同时区域上无明显的油水界面，只有概念上的油水界面，酸压施工后油气井“意外”出水的井例不乏。,储层介质的非均质性强,受碳酸盐岩储层岩溶作用以及构造作用的控制，碳酸盐

3、岩储层往往发育有裂缝或溶洞，储层介质的非均质性强，主要表现在储层介质中天然裂缝和溶洞的分布情况非常复杂，至今尚不能很好描述其分布规律。,碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析,压裂裂缝的起裂延伸复杂，易产生多裂缝,扁平多裂缝,树枝状多裂缝,纵向上多裂缝,碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析,液体滤失难以估算,裂缝性储层介质中固有的天然裂缝和在外力作用下可张开的潜在裂缝的存在，使得在压裂施工中液体的滤失系数呈两特点：一是滤失系数是动态变化的；二是滤失系数比相同条件下的均质介质大得多，通常是数量级的增加。这是此类储层压裂砂堵率高的一重要原因。,碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析,井口压力对砂浓度敏感，砂堵率高、加砂

4、量难以提高,对天然裂缝较为发育的地层进行压裂改造时，压裂裂缝宽度窄，对支撑剂的粒径以及浓度非常敏感。施工砂堵率高，砂浓度、砂量难以提高。,碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析,压裂设计的针对性不强,储层介质中天然裂缝分布的随机性，压裂裂缝起裂、延伸的复杂性及泵注施工中压裂液滤失的不确定性，严重影响着此类储层压裂设计的针对性，压裂设计在现场的因势而变的随机变动性较大。,碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析,储层加砂压裂选井选层研究,储层是储层改造的物质基础；只有充分认识储层才能作出针对性方案设计。 由于塔里木盆地井深、地表条件复杂，目前物探技术尚不能精细刻画碳酸盐岩储层缝洞系统的枝枝叶叶，钻井一般只能钻到地

5、震预测的缝洞发育有利区域。储层改造难度很大，因此储层改造必须建立在很好的选井选层基础上。,储层加砂压裂选井选层研究,1、量化评分确定储层改造可行性 总体原则：充分了解井点所处的沉积相带，以物探资料对储层的预测为主，结合录井、岩心、测井等静态资料对储层进行分类，高度重视勘探阶段唯一动态资料-试井资料对储层的评价。 对储层地质资料、物探资料、录井、测井、测试资料进行细致分析，分别给予量化评分。总分100分，其中储层地质认识15分，物探对储层认识占40分，录井情况占15分，测井20分、测试资料分析10分。 对每一个项进行打分后，综合评分，结合井的具体情况决定是否改造,储层加砂压裂选井选层研究,2、通

6、过测试资料分析预测改造效果 通过统计、分析将测试曲线形态分为五类，每一类改造后地质效果不同。从而可以在改造前优选改造层，提高改造效果。第类波浪型，第类导数曲上翘后下掉，第类“”型，第类小开口型，第类未开口型。 第类、第类改造效果好，一般获得高产，第类一般能获得低产，第类、第类改造效果差。,3、根据储层类型确定改造工艺 根据物探反射响应分为“串珠”、“杂乱”、“丘状”三种反射类型；结合录井、取芯、测井等静态资料将储层分为“溶洞型”、“溶蚀孔洞型”、“裂缝型” 、“微裂缝-基质孔隙型”四种类型。 溶洞型储层： 液体滤失异常大 造缝效率低 裂缝宽度窄 洞内填充物为泥质时，这些泥质填塞物在通过人工裂缝

7、渗流到井筒时会堵塞人工裂缝，影响导流能力，从而影响产量。然而这些泥质类东西盐酸也只能溶解20%。,储层加砂压裂选井选层研究,储层加砂压裂选井选层研究,微裂缝基质孔隙型：（类储层） 溶洞均不发育，主要发育微裂缝，渗流主要靠微细裂缝和基质，加砂施工工艺的成功性大。,裂缝型储层： 液体滤失大，造缝效率低，往往难以形成主缝，施工压力上升快，其裂缝产生、延伸机理较为复杂，加砂压裂成功的可能性不大。,储层加砂压裂选井选层研究,4、根据井层情况确定是否具备加砂压裂条件 根据加砂压裂特点，分析井层具体情况，判断是否具备加砂压裂条件，针对塔里木碳酸盐岩储层，井层必须具备以下条件才可以进行加砂压裂，取得好的改造效

8、果。 （1）作业井段井眼条件满足压裂要求； （2）作业井段无底水，有良好隔层； （3）现今地应力与储集体方向大体一致； （4）预测井周200m范围内储层发育或存在有利的地震响应特征。,5、根据测试压裂情况决定是否实施大型的正式压裂,（1）测试压裂时施工压力很高，压开储层困难，加砂压裂施工工艺成功性小。 （2）测试压裂时遇见缝洞系统，可用酸化（压）进行增产作业。,塔中828井5595.0-5603.0m测试压裂曲线,塔中824井5706.84-5750 m测试压裂曲线,储层加砂压裂选井选层研究,（1）储层温度高，关键技术是解决粘度保持和快速破胶的矛盾。要求压裂液具有良好的耐温耐剪切性能及流变性能

9、，同时还要解决快速破胶返排的问题，尽可能降低入井流体对储层的伤害。,（2）碳酸盐岩储层深井、岩石致密，缝窄，施工压力大，摩阻高，关键技术是要求压裂液具有可控的延迟交联时间。通过压裂液的延迟交联，降低泵压，提高成功率。,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,1、压裂液体系研究评价,（3）储层低孔、低渗，要求压裂液具有低伤害特性。压裂液配方应减少压裂液残渣，消除裂缝内滤饼和浓缩胶的影响。,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,由于碳酸盐岩储层杨氏模量高、地层裂缝发育，压裂过程地层的多裂缝特征，施工过程中随着天然裂缝的开启，液体滤失加大，因此需要中高粘度的压裂液来降低滤失。 中高粘压裂液特点：有效地控制滤失；能够增大缝内净

10、压力，确保裂缝宽度使得支撑剂能够有效安全地泵送；能够降低近井带裂缝弯曲摩阻。 但高粘压裂液一般是采用增加稠化剂加量实现，从而使得压裂液残渣增加，而压裂液残渣对支撑裂缝导流能力影响显著，因此塔里木碳酸盐岩加砂选择残渣含量低的超级瓜尔胶来实现该技术思路。 中高粘压裂液引起的缝内净压力升高会对缝高控制不利，特别是对碳酸盐岩类裂缝遮挡不明显的储层，裂缝高度受压裂液粘度影响更敏感。因此压裂液的粘度必须根据井层具体情况调整在一个合适的范围内。,1、压裂液体系研究评价,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,基础配方: 0.35-0.55%GHPG低伤害超级瓜尔胶 + 26.0%KCl + 1.0%DJ-02助排剂 +

11、1.0% DJ-10 破乳剂 + 0.1%HCHO杀菌剂 + 0.3%DJ-14温度稳定剂 + 0.025%柠檬酸pH调节剂 +5%甲醇 交联液：ZYT-A，ZYT-B有机硼交联剂 破胶剂：0.002-0.04%（NBA-101 + APS）,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,0.50%GHPG （135，交联比100:1.0；0.001%APS）,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,0.55%GHPG （140，交联比100:1.0；0.001%APS）,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,该套压裂液体系具有适应温度范围宽（80-135），耐高温、耐剪切（在135下、170S-1连续剪切90分钟粘度仍能达到100mpa

12、.s以上）、延迟交联、低表面张力、易破乳（破乳率达95%）、低残渣、易破胶返排等特点。达到了施工工艺对压裂液具有良好的耐温耐剪切性能及流变性能，以满足造缝、携砂和降低施工摩阻，降低泵压，提高施工成功率的要求。,1、压裂液体系研究评价,2、压裂支撑剂筛选评价研究,（1）小粒径支撑剂评价研究 根据碳酸盐岩储层杨氏模量高、地层裂缝发育，压裂形成的缝宽窄且易形成多裂缝，加砂压裂优选支撑剂目标是小粒径的支撑剂。 通过实验，在50MPa的闭合压力下，小粒径陶粒支撑剂可提供约13.636.4um2.cm的短期导流能力值。 考虑到地层中支撑剂长期承压破碎、压实、微粒运移等因素对导流能力的伤害，长期导流能力值取

13、短期导流能力值的1/6作为设计用值，这样0.28-0.45mm支撑剂可提供约2.3um2.cm的长期导流能力值；0.356-0.63mm陶粒支撑剂可提供约4.6-6.0um2.cm的长期导流能力值。,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（1）小粒径支撑剂评价研究 裂缝导流与泄流面积内地层流动相匹配进行估算，由下述公式可得：Fcd = Kf.W/Lf.K（以储层基质有效渗透率为0.110-3um2） 只要裂缝半长度在230m以内，0.28-0.45mm支撑剂即可提供足够导流能力；只要裂缝半长控制在460m以内，0.356-0.63mm支撑剂即可提供足够导流能力。由此可得在通常裂缝

14、半长100-300m下，小粒径支撑剂是基本可满足储层基质有效渗透率为0.110-3 um2时压裂裂缝导流需要的。,2、压裂支撑剂筛选评价研究,2、压裂支撑剂筛选评价研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（2） 酸液浸泡对支撑剂性能的影响 考虑到压裂之后可能要进行酸化或酸压的可能，特别对支撑剂用酸浸泡前后的导流能力进行了研究。 试验同一种支撑剂盐酸浸泡2h（20%HCL，90）前后短期导流能力评价结果对比，酸液浸泡前后支撑剂导流能力变化不大，浸泡后其导流能力还略有升高。 分析认为，酸液浸泡后支撑剂导流能力略有升高，可能为酸液浸泡后支撑剂更干净所致。说明在压裂之后，为了某种目的进行酸化或酸压是技术可行的

15、。,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（3）不同粒径陶粒砂柱对渗流影响 为了量化井筒沉砂对渗流阻力的影响，本研究开展了一小型现场试验研究，管径分别为31/2油管和5套管两种管径；支撑剂粒径分别为0.28-0.45mm、0.36-0.63mm、0.46-0.90mm三种不同类型；注入流体分别为破胶压裂液、清水和液氮。 压裂管柱沉砂对产能有明显的影响。随着管柱内砂柱高度的增加，产能明显减小；在初始沉砂阶段，对产量影响尤为明显，增加同样的沉砂高度，初始阶段减小幅度是后续阶段的三倍甚至更高。 加砂压裂要尽量避免井筒沉砂现象的发生。 压裂后应探砂面、冲砂，以更好认识压后生产潜力。,2、压裂支撑剂筛选评价研究,（

16、1）压裂设计的油藏模拟 通过计算，在给定储层厚度及流体粘度等参数下，随着储层渗透率的增加，最佳裂缝长度趋于变短。当产出流体为天然气时，在地层渗透率分别为0.01mD、0.05mD、0.1mD、0.5mD、1.0mD、1.5mD、2.0mD、3.0mD时，优化裂缝半长的变化范围分别为400m、350m、300m、250m、200m、200m、150m、100-150m； 在给定储层厚度及流体粘度等参数下，随着储层渗透率的增加，最佳裂缝导流能力趋于变大。在地层渗透率从0.01mD3.0mD变化时，优化裂缝导流能力的变化范围为1020D.cm。,3、加砂压裂优化设计,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（2）

17、优化设计 压裂施工规模：塔里木碳酸盐岩储层主要根据地震资料确定沟通缝洞发育区的长度确定压裂施工水力支撑缝长，根据地层渗透率结合掌握的天然裂缝发育程度确定支撑缝导流能力。通过优化设计计算施工规模和方案。 前置液量优化：考虑两个因素：地层温度高，给地层降温，并造出一定的缝长。压开足够的缝宽，确保高砂比施工。对于塔里木碳酸盐岩储层，由于天然微细裂缝发育，液体效率较低，施工时随着裂缝的延伸无法预计的天然裂缝开启，加大了液体滤失。因此压裂施工设计应适当加大前置液比率。,3、加砂压裂优化设计,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（2）优化设计 施工排量：塔里木碳酸盐岩储层，储层段上、下没有明显的隔层，大排量施工裂缝

18、高度控制困难。施工排量根据井口条件、设备条件、压裂液摩阻、地层破裂压裂等综合计算。 注入方式：塔里木碳酸盐岩储层埋藏深，施工泵注压力高，大多数井需要下工具保护套管，因此施工注入方式选择油管注入。压裂施工为降低管柱摩阻，采用全井31/2油管。如果管柱必须下如5套管中，则采用31/227/8管柱，尽量减少27/8油管长度。,3、加砂压裂优化设计,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（1）测试压裂 针对碳酸盐岩的特点，测试压裂方案增加了试验性加砂，测试砂浓度对已压开缝的敏感性。 G函数曲线分析：利用G函数曲线分析来认识地层是当前最为流行的作法。G函数曲线分析可以分析从水力裂缝闭合压力、水力裂缝闭合时间、液体效

19、率等等，还可以通过G函数曲线的变化趋势来判断水力裂缝规则程度，是否具备多裂缝特征。碳酸盐岩储层由于天然裂缝发育，大多数井在G函数曲线分析中有多裂缝响应。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（1）测试压裂 裂缝与砂浓度敏感性分析：在塔里木碳酸盐岩储层一般试验加砂规模510t，砂浓度30420kg/m3，根据不同井具体情况设计注入步骤。通过试验性加砂考察水力裂缝对不同砂浓度的敏感性，从而调整正式加砂压裂泵注程序中的砂浓度。 近井裂缝弯曲摩阻分析：通过降排量测试分析，分析近井裂缝情况，考察水力裂缝在近井存在的弯曲摩阻，从而调整施工设计，利用前置液中段塞加砂来消除裂缝弯曲摩阻。塔里木

20、碳酸盐岩储层由于天然裂缝的影响，裂缝弯曲摩阻较大。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（2）多裂缝的识别及控制 储层普遍发育纵横交错的微细裂缝，裂缝的起裂方式、延伸方式比碎屑岩地层复杂得多，既有受地层最小主应力控制的主裂缝延伸，也有受裂缝内净压力影响的众多微细裂缝的逐渐不断撑开。因此过多的天然裂缝的开启会带来施工中形成多裂缝，造成主裂缝延伸受限；天然裂缝的发育和施工中微细裂缝的开启会造成裂缝的严重弯曲，引起裂缝摩阻的急剧增加。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,理论化的碳酸盐岩储层的裂缝网络形态,碳酸盐岩地层压裂中微细裂缝的开启,射孔完井条件下的多裂缝以及裂

21、缝弯曲,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,4、加砂压裂工艺技术研究,（2）多裂缝的判识别及控制,（2）多裂缝的识别及控制 施工时净压力明显高,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,模拟多裂缝引起净压力升高,（2）多裂缝的识别及控制 停泵压降数据异常 多裂缝引起滤失量的增加，在停泵后多裂缝井较理想双翼缝滤失速率快的多。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,（2）多裂缝的识别及控制 控制措施： 优化射孔方案：主要有增加孔密孔径、减小射孔厚度；靠近遮挡层顶部射孔。最理想的射孔是定向射孔，即在最大主应力方向上射孔，减少近井裂缝扭曲即多裂缝产生。而对于最大主应力方向不清或难以确定的

22、井，应采用60相位和较高的射孔孔密；此外60相位角（使得PFP与射孔夹角不大于30）还可以有效的避免近井扭曲。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,适度的压裂液粘度和排量的使用 通过改变排量和液体的粘度，即Q，能够有效控制天然裂缝，形成主裂缝。当Q较小时，液体优先滤失进入天然缝，从压力曲线上看不到造缝的迹象，由于增压速率太低，无法形成新裂缝，因此在井筒周围没有形成主裂缝。即使在后期提高排量，但也没有形成新裂缝，只是使得天然缝在原来的基础上继续张开和延伸。当Q达到一定临界值时，情况发生比较大的变化，能够形成一条只与天然缝少部分相交的主裂缝。 过高的粘度、排量与前置液量会导致天然裂

23、缝大量张开，此时的滤失特性呈压力相关性，压力越高滤失越大，会导致早期砂堵的出现；过高的粘度、排量会使得裂缝高度过度延伸，使得净压力减小，造缝宽度减小，携砂液前缘会更容易接近造缝端部，也易形成砂桥。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,为了尽可能的减小多裂缝的形成以及降低裂缝弯曲的摩阻，在加砂压裂工艺上采用在泵注前置液阶段用100目粉陶进行地层天然裂缝的堵塞，以达到控制过多天然裂缝开启，有效掌控地层滤失。一般是在前置液阶段注入100Kg/m3以下浓度的粉陶段塞4-6个，在射孔方式下，为了有效消除裂缝的弯曲摩阻，在前置液段塞阶段还

24、混入主压裂施工用30/50目或40/60目陶粒以打磨裂缝壁面，规则及光滑裂缝的表面形态。,前置液粉陶段塞来控制多裂缝,（3）砂浓度控制 在碳酸盐岩储层加砂压裂施工中，由于碳酸盐岩储层杨氏模量高、地层裂缝、多裂缝发育，形成的人工裂缝的宽度小，施工过程中施工压力对于砂比的变化极其敏感，60120Kg/m3范围内的砂浓度提高都会带来施工压裂的急剧上升。根据统计和实践反应，施工中最容易发生砂堵或砂堵迹象的砂比段在360Kg/m3，尽管目前最高的砂比在塔中621井达到720Kg/m3，多数井在360Kg/m3以下。 在加砂压裂施工设计及现场实施中，都不以追求高砂比为目标，控制最高砂液比为原则 ，按照砂液

25、比低起点、小台阶提高、一个阶段的砂比完全进入地层平稳后再提升至下一个砂比台阶的砂比控制路线。,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,4、加砂压裂工艺技术研究,选择中高粘度的低伤害超级瓜尔胶压裂液 施工选择小粒径支撑剂 测试压裂调整主压裂方案 适当控制排量 前置液中设计多段塞 砂比设计应按照低起点、小台阶、多步、控制最高砂比的原则。确保工艺成功。,4、加砂压裂工艺技术研究,碳酸盐岩加砂压裂工艺技术,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 1、 总体实施概况,加砂压裂现场试验区块：塔中、轮南和塔河油田塔里木油田在塔中和轮南地区先后成功开展加砂压裂施工19井次，塔河油田进行了3井次现场试验。 平均单井挤入地层液量44

26、0m3，平均单井加砂量35.4m3（40/60目或30/50目陶粒支撑剂）,平均加砂浓度327Kg/cm3。,有效率统计,塔里木碳酸盐岩加砂压裂总体的施工有效率达到了77.3%。,通过在塔里木油田开展的在同一口井(塔中622井)，奥陶系同一层段（4913.524925m）先后三次开展的“小型酸压(化)大型酸压加砂压裂”工艺对比评价试验，从不同工艺的实施、效果及稳产效果对比评价可以得出非常有价值的结论。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,2004年9月23日对塔中622井4913.524925m井段进行了胶凝酸酸压施工，挤入地层总液量103m3，其中胶凝酸1

27、02.2m3。酸压施工排量2.0-4.0m3，施工压力为20-38MPa。该井压前测试6mm油嘴，油压8.825MPa，日产气28936m3，见原油；酸压后求产：5mm油嘴,油压12.463MPa，日产油8.26m3,日产气44270m3，酸压施工取得了较好的效果。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,2004年10月17日，对该井段再次进行了改造，采用了地面交联酸酸压新工艺，泵入井筒总液量560m3, 挤入地层总液量538m3,其中前置液230m3，交联酸230m3，原胶酸56m3。排量3.5-5.6m3/min，泵压58-82MPa，套压20-36MPa

28、。用5mm油嘴求产，油压：14.99-10.03Mpa，套压：0MPa,日产油：19.3m3, 日产气：19906-51485m3。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,该井同一层位进行了加砂压裂改造，泵压：58-60MPa，砂浓度：360Kg/m3，排量：4.5-5.5m/min，挤入地层总液量：451.1m3，40-60目陶粒27.5m3（即45t），20-40目陶粒19.5m3（即36.5t）。2004年12月5日，8:00-18:00工作制度：6mm，油压：9.7-10.1MPa，套压：3.85-4.29MPa，出油：12.14m3，折日产油：29.

29、136m3，日产气：40536-42597m3。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,从稳产的角度上分析，塔中622井在第一次(小型酸压)和第二次（大型酸压）措施后，都出现明显和快速的产量衰减，这也是该井进行多次作业的促进因素。通过递次加大施工规模或改变储层改造工艺技术，在开展加砂压裂措施后该井获得了相对稳产，该井一直生产至今。,塔中622井生产情况,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,塔中622井加砂压裂压降和G函数分析,裂缝闭合压力69.2MPa，

30、裂缝闭合压力梯度0.0146 MPa/m，裂缝闭合时间33min，综合液体效率24%，综合滤失系数为9.810-4m/min1/2 。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,泵压与井底砂浓度响应分析,从泵压与井底砂浓度的响应看，当20-40目的支撑剂刚进入地层，泵压开始上涨。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,取得的认识,1、通过塔中622井的三次不同工艺的实施，仅从该井施工效果评价初步结论，对于类似塔中622井特定的孔隙性碳酸盐岩储层改造，加砂压裂工艺优于酸压工艺。,2、通过施工分析，碳酸盐岩储层进行加砂压裂改造，其人工

31、裂缝的形态极为复杂，不仅对支撑剂粒径大小的敏感度较高，还对支撑剂浓度的敏感度也较高。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,取得的认识,3、支撑剂的选择一般采用40-60目或30-50目陶粒，有的井也采用40-60目和20-40目两种陶粒施工，且采用小陶粒在前，大陶粒尾追在后，在两种陶粒切换时在裂缝中将存在一段大小陶粒的混合段，其导流能力将受到影响，在加上返排时的支撑剂在裂缝中的回流作用，混合段可能加大。,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析, 2、塔中622井加砂压裂典型井例分析,4、从几口井加砂压裂施工砂浓度的对比看，只有塔中621井的最高砂浓度达到了720Kg/m3以上，其余各井的最高砂浓度都不高，且各井的平均砂浓度也较低，基本都在350Kg/m3左右。,TK844井奥陶系5733.41-5800.0m进行了小型加砂压裂测试施工，泵压80-91 MPa，套压40-46 MPa，排量4.8 m3/min，最高砂浓度390 kg/m3，注入井筒总量121.1m3，陶粒7.38 m3，其中挤入地层总量: 96.1m3，陶粒7.38 m3(即 13.15t)。, 3、 TK844井加砂压裂典型井例分析,碳酸盐岩加砂压裂应用实例及分析,从G函数曲线的变化趋势看，人工裂缝极不规则，且发育一