重复压裂
重复压裂技术综述
一重复压裂技术的发展历程
1.1 20实际50年代
受当时技术与认识水平的限制，一般认为，重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第一次压裂作业的2-4 倍，才能获得与前次持平的产量，否则重复压裂是无效的。这一时期重复压裂只是简单的增加施工规模，并未从机理方面深入研究，而且开展的并不多。
1.2 20实际80年代
随着油气价格的变化和现代水力压裂技术的发展，国外( 主要是美国) 又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生出新的水力裂缝；重复压裂应重新优选压裂材料；对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度；对于高渗透性油气藏，则应提高裂缝的导流能力。
1.3 20实际90年代
因认识到转向重复压裂会接触到储层的剩余油区或未衰竭区而极大地提高产量和可采储量，这就更加激发了各国学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制，因此最先发展起来的是重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术，在这时期国外研制出可预测在多井( 包括油井和水井) 和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距
离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。
1.4 21世纪至今
进人21 世纪转向重复压裂技术进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术：经过一段时间的开采，油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量，这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进人并封堵原有裂缝，但不能渗人地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位( 最佳方位是垂直于原有裂缝的方位) 重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。
二重复压裂理论
水力压裂是低渗透油气藏改造的主要措施，但经过水力压裂后的油气井，生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝造成的堵塞、以及压裂后其它作业对近井地带的污染等原因，造成产量下降，甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区，最有效的措施是开展重复压裂。
2.1 压裂失效原因
不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种：
1，裂缝太短，对产层穿透率低；
2，支撑剂强度不够，被压碎；
3，支撑剂浓度低，且铺置不合理，有效支撑作用差；
4，压裂液本身对储层造成伤害，或者在生产过程中粘土或岩石颗粒的运移造成裂缝堵塞；
5，压裂液的大量滤失造成早期脱砂(压裂液应该保持较高砂液比的输送和较低的摩阻)；
6，套管损伤、固井质量差或射孔孔眼堵塞。
2.2 重复压裂压前储层评估
对重复压裂地层进行评估，一般考虑以下内容：重复压裂井的现状；前次压裂的生产历史；对前次压裂裂缝有效程度及失效原因进行评估；对前次压裂及油藏生产历史进行模拟；目前压裂井是否有新注水井点。通过评估，获取重复压裂施工所需信息和参数，如：地层是否具备期望的生产能力、累积产量和期望的采收率；裂缝导流能力大小，确定支撑剂在缝内的状况；裂缝支撑缝高是否适当以及压裂液与地层的配伍性等，复压井层应具有较高的压力系数，同时采出程度较低，具备重复压裂的能量和物质基础。
2.3 重复压裂的选井原则
1，油井具有足够的剩余储量（它是重复压裂后提高产量的物质基础，对于那些剩余可采储量不充分的井，是不具备重复压裂条件的）和地层能量（它是影响重复压裂井有效期长短的关键，也是关系到重复压裂能否成功的重要因素)；2，前次压裂的裂缝规模不够，井的产量下降较快；
3，前次压裂的支撑剂破碎严重，渗透率低，井的产量下降快；
4，前次压裂的裂缝有效支撑范围不够或支撑剂铺置分布不合理，井的产量下
降较快；
5，前次压裂由于施工过程中的问题，致使作业失败，必须针对失败的原因加以改进，进行重新压裂（重复压裂应重新选择压裂材料）；
6，对于致密气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度，对于高渗透性气藏，则应提高裂缝的导流能力。
注：最佳重复压裂时机，即是就地应力方向发生变化的时机，且变化越大，时机越好，可提高波及系数或减少死油区。
2.4 重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术
可预测在多井(包括油井和水井)条件下就地应力场的变化研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于：距离油水井的距离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大，则越容易发生就地应力方位的变化。
2.5 重复压裂时机的选取
压裂增产是有一定期限的，压后生产一般可分三个阶段：一是线形流阶段，即原油从支撑缝前缘通过高导流裂缝流向井筒，为压后高产阶段；二是拟径向流阶段，即原油从支撑缝前缘通过已降低的高导流裂缝流向井筒，也从裂缝两侧岩石中流入井筒，此时产能已低于第一阶段时的产量，但生产能力仍高于油层压裂改造前的产量；三是径向流阶段，此时支撑剂已完全失去了导流能力,原油生产已恢复到压裂前的径向流状态。要选择已处于拟径向流阶段后期或径向流阶段进行重复压裂，过早重复压裂，上次压裂增产期没有充分发挥完。判断油井是否处于径向流阶段，要对该井目前产量与压前比较，并对该井目前的压力水平进行分析，一般来所说，地层压力下降至压裂前的80%以下，重复压裂效果不好。
2.6 压裂液的优选
压裂液的性能是影响压裂工艺成败的重要因素。压裂液的优化包括压裂液性能优化和要求降低压裂液成本两个方面。压裂液在地层中破胶化水后残渣量的多少，对支撑裂缝导流能力有很大影响。压裂液的残渣来源是稠化剂，试验表明，不同植物胶残渣含量不同，胍胶压裂液残渣含量为915—945mg/L，田菁压裂液残渣含量为875—1548mg/L。残渣含量越低，对支撑裂缝的伤害作用越小。
测试的某井靠近过渡带，油层发育差、渗透率低，原油粘度高、含腊量高，进行了4次压裂。前两次压裂毫无效果，第三次压裂日增油7t，但有效期仅保持45天，第四次压裂日增液31t，日增油7t，有效期保持10个月。对比历次压裂的层位、排量、加砂量、砂径、稠化剂、混砂比及周围水井的注水情况发现，第四次压裂层位全部是以往压过的层，且压裂的4段中，只有1段采用多裂缝压裂而且加砂量和进液量都低于前三次，砂径与第三次压裂相当，周围注水井注水状况基本稳定，只有稠化剂发生了改变，由胍胶代替了田菁胶。分析认为胍胶支撑性强，滤失少，残渣含量较低，更适用于油层沉积差、地层渗透率低的重复压裂井。在重复压裂的7口井中，广泛使用了香豆胶增稠剂，重复压裂效果和经济效益显著。
2.7 支撑剂的优选
支撑剂的主要作用就是维持压裂裂缝，防止裂缝闭合，重复压裂时对支撑剂将有比前次压裂更高的要求，因此必须要考虑的因素有：支撑剂在压裂液中的沉降，即选择合适的支撑剂密度；裂缝中的支撑剂在地层闭合压力下的导流能力；支撑剂在地层闭合压力下的破碎率，即支撑剂的强度；支撑剂的圆球度；支撑剂粒径及粒径分布。
三重复压裂机制研究
3.1 重复压裂方位
支撑裂缝和压裂井因生产造成地层存在孔隙压力梯度这两个因素，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大的水平主应力变为最小，这种局部地应力的变化，使得在重复压裂时，裂缝起裂的方位将垂直于初次裂缝方位，在离开井眼一定范围以后，其方位发生转向，以平行于初次裂缝方位延伸（由于在近井眼地带，进行重复压裂时，应力场将会发生转向，使最大、最小主应力发生反转，则裂缝方位就垂直于初始裂缝方位；在距离井眼一段距离以后，地层应力迅速恢复到初始应力状态，这时裂缝将再次发生转向，直至跟原来的裂缝平行。但是由许多现场数据分析表明, 新裂缝起裂一般偏离初始裂缝30～60°，并不是90°）。3.2 重复压裂方式
3.2.1层内压出新裂缝
通过补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂或者压裂同井新层等措施改善出油剖面。
3.2.2 继续延伸原有裂缝
在油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，必然引起油井产量的下降。例如：结蜡结垢堵塞原有裂缝；或者原有裂缝闭合。这类油井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外，压裂改造规模不够、或者支撑裂缝短、或者裂缝导流能力低，这类油井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂量以增加裂缝导流能力。
3.2.3堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术即为转向压裂
适用于油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余
可采储量。希望压裂裂缝延伸方位与原裂缝发生一定角度的偏转，以增大油井的泄油面积,提高水驱波及系数和油藏采出程度,所以需要在重复压裂时加入转向剂封堵老裂缝，促使新裂缝的产生。产生桥堵的转向剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。
新裂缝起裂点到各向同性点的距离xf l 进行了研究，可由下式求出：
''min max min max ()()()()xf xf xf xf x l x l x l x l δδδδ+++=+++
其中，各向同性点处''m in m ax m in m ax δδδδ+=+，井眼为原点。上式表示新裂缝在
初始裂缝方向上某点( x, 0)处起裂时从起裂点到各向同性点的距离。若x = 0，表示在新裂缝在井眼处起裂，否则表示在前次裂缝方向上某点x 处起裂，产生新裂缝。因此，根据新裂缝起裂位置的不同，又可分为缝内转向和缝口转向。 1 缝内转向压裂
所谓缝内转向压裂，就是新裂缝的启裂位置在初始裂缝内，即裂缝产生的应力最弱点在距井眼一定距离的原压裂裂缝内。随着裂缝向远离井筒方向不断延伸，诱导应力场的影响逐渐减小，新裂缝开始转向初始裂缝方向，最终将沿初始裂缝 方向延伸。
2 缝口转向压裂
所谓缝口转向压裂，就是新裂缝的启裂位置在井眼内，新裂缝方向与原压裂裂缝呈一定角度，与缝内转向类似,随诱导应力场的影响逐渐减小，新裂缝将向初始裂缝方向偏移，最终与之基本平行。在缝口转向压裂施工中，通常采用桥堵剂或蜡球暂堵剂等堵塞原裂缝，以便在井眼内其他方位产生新裂缝。在顶替一定量的液体后，主压车开始进行后续的主压裂施工。
3.2.4爆燃压裂
爆燃压裂是以高能气体在地层瞬间爆炸产生的高压压开地层，它受地层应力控制程度小，因而不管是何种性质的地层，在瞬间都可受到冲击而形成一定的裂缝。近年来爆燃压裂在老井复压中也逐步得到应用。有关资料表明，爆压能生成新的裂缝，而且裂缝形态呈空间三维立体张开。所以，此工艺对于解除近井筒地带堵塞，改善油井的出油剖面和储油层内含油饱和度较高的油藏有积极的作用，特别是对油层厚度较大、采出程度较低、含油饱和度较高的储层有很好的适应性。四重复压裂技术展望
4.1 裂缝诊断技术
目前油田普遍使用的裂缝检测仪器不但复杂，而且费用较高，有时一口井的检测费用比压裂费用还要高，有些油田为了节约成本基本不进行裂缝检测实验，也就无法直接考证重复压裂裂缝转向问题。因此开发使用方便而又经济的裂缝监测
仪，来测定重复压裂裂缝方位、裂缝尺寸，是裂缝检测的关键。
4.2 重复压裂产预测模型的完善
重复压裂产量预测模型需要在以下几个方面有待突破：考察不同的转向半径和不同的转向角对提高重复压裂产量的贡献；考察裂缝导流能力在转向缝中的变化并考察这种变化对产量的影响；同时考察长期导流能力对产量的影响；考察渗透率的各向异性对产量的影响。目前国内外对于这三方面的研究还非常有限。4.3 新型压裂材料技术
4.3.1 压裂液
由于重复压裂对压裂液的性能要求比初次压裂的压裂液更高，低固相残渣或无固相残渣、低滤失、易返排、低成本、易操作是总体目标。重复压裂函需开发和完善以下几种压裂液体系：改变相渗的压裂液体系，通过加一种改变润湿和吸附特性的化学药剂，达到增加产烃量和减少含水的目的，国外已有该压裂液成功应用的报道，这对中高含水期的重复压裂而言，尤具吸引力；清洁压裂液体系进一步降低清洁压裂液的成本和提高耐温性能；清水压裂液体系研究与应用。支撑剂上需加强回流控制方面的研究，如液体树脂技术。
4.3.2 支撑剂
支撑剂的主要作用就是维持压裂裂缝，防止裂缝闭合，重复压裂时对支撑剂将有比前次压裂更高的要求，因此必须要考虑的因素有：支撑剂在压裂液中的沉降，即选择合适的支撑剂密度；裂缝中的支撑剂在地层闭合压力下的导流能力；支撑剂在地层闭合压力下的破碎率, 即支撑剂的强度；支撑剂的圆球度；支撑剂粒径及粒径分布。
五 国内外重复压裂应用实例
5.1 吉林乾安油田重复压裂效果
5.1.1 概况
乾安油田是1984年投入开发的低渗特低渗油田, 平均埋深1800m, 地层温度76℃, 渗透率小于32210um -?, 孔隙度为5%～20%, 开始采用反九点法面积注水, 1991～1992年根据油田开发动态, 将反九点法改为行列式注水, 井距300m 。到1993年底, 共有采油井247口, 开井181口, 注水井85口, 开井70口, 综合含水4212%, 地层压力由原始1815MPa 下降到1117MPa 。从1985年到1993年底, 乾安油田共压裂681井次, 目前压裂存在的主要问题是部分井施工压力高, 砂液比低, 压裂效果逐年下降, 有效期从1986年的125天下降到1993年的90天。
5.1.2 现场重复压裂
重复压裂应提高裂缝的导流能力，采用较高砂液比压裂技术路线。五口井的重复压裂设计依据前面所述的油藏模拟研究，设计支撑缝半长为90m ，平均砂液比35%, 排量3.03/min m 支撑剂使用宜兴906陶粒，压裂液使用羟丙基胍胶有机硼压裂液。1994年10月25日至1994年11月2日现场施工五口井, 除28-1井因井口闸门未全部打开, 造成施工失败外，32-12、20-6施工成功，40-4、40-10在施工或顶替阶段发生砂堵，40-10井主要是由于供液不足造成，而40-4井是由于混砂车计量不准，造成实际加砂浓度大于压裂设计值，比设计值高出15个百分点(按设计要求加砂浓度应为35%)，从而造成井的砂堵。四口井平均单井总用液量为64.63m ，加入支撑剂10.63m ，平均砂液比为36.9%, 比前次压裂提高了12.7个百分点，平均排量为3.53/min m ，由于使用了具有延迟交联作用的压裂液，降低了沿程摩阻，因此平均施工压力由前次的36.0MPa 降到28.8MPa ，总体压裂工艺水平有了显著的提高。
5.1.3重复压裂效果
五口重复压裂井中两口井(40-4、20-6)在压后起管柱中，因管柱脱落，未及时投产，其它三口井复压后正常投产，下表给出了三口井的复压效果。
由上表知: (1) 重复压裂试验取得了一定的效果，三口井的产油量由压前3.8/t d增加到5.6/t d。(2) 对于含水率大于50%的井，如40-10、28-1井，重复压裂后产油量增加的速率小于产水率增加的速率；但对于含水率小于50%的井, 如32-12井，重复压裂后产油量增加的速率大于产水量增加的速率，与油藏模拟结果相同。
5.2 大庆油田重复压裂效果
对大庆油田采油八厂三矿的6 口井进行重复压裂，取得了较好的效果。初次压裂平均单井日增油3 .3 t，平均有效期为12 个月。经过重复压裂后，平均单井压开有效厚度3.8m，初期平均单井日增液6 .4 t，日增油4 .3 t，采油强度增加1.1 t/(d ·m)。初次压裂后，6 口井平均采出程度为17 .0 % ，地层压力平均为10 .8 MPa，压裂后见效明显。
5.3 科威特北部侏罗系地层碳酸盐岩储层的重复酸压
X井是位于东Sabriyah领域的下落块侏罗纪井之一。钻完井在Middle Marrat 地层。射孔后，在较低的井口压力230psi时，该井生产了约150bopd和0.7 mmscfd气体。酸化增产措施后，在较低的井口压力,860psi时，该井生产了约602bopd和2.7mmscfd气体。估计压降超过8000psi，表示地层很致密并且在井眼附近没有大量的天然裂缝。因此，由于极低的穿透性，最初的基质增产措施不能够最大化产量。
酸处理后的生产图
给出井增产后的情况，作了关于提高产量的调查研究。两个增产后的生产参考点作如下分析：（1）602bopd，2.7mmscfd在860 psi的井口压力和（2）430bopd，2.0mmscfd在1100 psi的井口压力。压力恢复测试用来评估油井生产动态。使用双孔隙度拟稳态，无限流量边界模型来匹配曲线，且此时表皮系数为-5.48与kh 为1.31 .
md ft和油藏压力为11000psi。该井投入生产并逐步减产，如上图所示。如果酸化压裂措施能够显著的提高单井产量则进一步的研究。目的是创建一个
围绕井筒和裂缝蚀刻面的人工裂缝，创建虫洞垂直于破裂面。因此，当进入裂缝的流动模式由径向流变为线性流时可以显著地减少压降，加强接触面积和潜在的连接到有更多的天然裂缝存在的地区。
2007年3月进行了酸化压裂处理，其中粘弹性压裂液是作为前置液来形成和传播裂缝，然后注入乳化酸用来蚀刻裂缝表面。粘弹性转向酸作为转向剂和15％的盐酸作为分隔液。488桶粘弹性压裂液，565桶粘弹性分流酸，567桶乳化酸和676桶15％的盐酸注入三个阶段。注入酸总额为1809桶。并用50桶相互溶剂和125.9桶2％氯化钾盐水作为后置液。由于不同的流体摩阻，泵率从18bpm 到33bpm不等。最大的处理压力为13919psi。
该井在关闭了一小时后开井回流。在24小时内所有的废酸回流并对第二天的生产进行了测试。最后的测量结果表明，在井口压力为3330psi时，该井生产2600bopd和5.9 mmscfd。虽然生产14小时后没有稳定流动，但有人认为，随着时间的推移，井口压力和生产速度都将下降。这个数据与预测的生产率和压力匹配的很好，与预酸化压裂处理之前比较，石油和天然气的PI分别增加超过4倍和3倍。
为了量化的改善，另一个压力恢复测试则使用无限的倒流能力模型。分析表明，此井的表皮系数为-6.26，kh值为0.656.
md ft，油藏压力11000psi的压力和裂缝半长为317英尺。这一发现清楚地表明，酸化压裂能够进一步改善以前做过的增产改造。
以上酸化压裂处理表明产量随时间逐渐下降。进一步做了油井生产和油井动态的研究来认识油井状态。随后于2009年2月的压力恢复测试的调查表明约低油藏压力8000 psi（SRT的验证）与在2009年12月压力降落分析7680psi进行对比。此外，压力恢复模型可匹配双孔隙度平均表皮系数为-4.7的裂缝模型。储
层压力下降2000psi被认为裂缝蚀刻表面的有效应力增加，并可能导致破裂冲击和一段时间的巩固。这将导致减少对于致密和低渗透地层非常重要的裂缝导流能力和有效的裂缝半长。较低的油藏压力下将带来额外的挑战，会造成油藏在低于露点压力下生产并由此产生油井的多相流行为。
虽然在地层特性方面没有太多可以改变，然而有一个潜在的因素，如果减少裂缝半长前面提到的可以在同一时间进行管理和最大限度地提高裂缝导流能力，用来补偿多相流的影响。产量的预测表明，酸压能够一定程度提高油井产量，同时也认为地层因素对于长时间的油井生产来说将一直是一个限制因素。
对于上述的原因和考虑，决定执行重复酸压裂处理。具有高温地层将作为重点突出，面临的主要挑战是尽可能长时间延迟酸反应，使其在到达裂缝顶端之前没有完全成为废酸。裂缝建模是根据现有数据和以往的经验，来定下目标260英尺的有效蚀刻裂缝半长。建议的策略是利用乳化酸，粘弹性转向酸系统和粘弹性酸前置液系统相结合。自降解纤维材料加在系统中，以提高流体滤失控制和改善经验基础上的转移机制。
重复酸压作业在2009年12月完成。主要的处理方法是泵入四套前置—转向酸，紧随其后的是后置液和驱替液。总共泵入840桶粘弹性压裂液作为前置液阶段，400桶15％HCL，460桶乳化酸和370桶分流流体。在平均作业压力为13000psi 时，平均泵入率在30bpm。在压力图中可，近10,000psi压力就可以看出四个尖端压力增大，主要是由于泵入酸和乳化酸的高摩擦压力。另一方面，当前置液和分流液在油管中时，压力要低得多。当分流液以连续的注入速度打孔时，有三个重要时期值得注意，由品红色箭头表示。不同的压力增加观察1700psi，2000psi，这表明此时分流固体沉积在孔眼中并驱出大量的液体酸，随后液体进入其他的孔眼中。
在重复酸压后，进行了生产测试来了解井的动态，并与未作酸化处理之前进行比较。比较结果如下。
最初重复酸压后的产量比第一次酸压后的产量有了明显提升（0.98桶psi/ VS 0.56桶/ PI of p si）。生产三个月后，产量已逐渐下降且PI降低到0.45桶/psi。作为监测和评估的一部分，做了一个压力恢复试井并且压力的响应能与无限裂缝模型相匹配，此时表皮系数为-5.86，kh为19.7.
md ft，油藏压力为7996psi和断裂半长为213英尺。结果与最初提出的设计处理方案十分接近。
实际上，为了最大限度地提高生产，我们需要进一步增加有效井筒半径，这意味着需要进一步增加裂缝半长。当不断增加所需的裂缝半长时，可以使用Pr at’s correlation来计算表皮系数。例如，如果我们能够实现裂缝半长800ft，保持同样的无量纲裂缝导流能力，我们将能够达到344.3ft有效井筒半径，这相当于理论表皮系数值为-7.15。
然而，要通过酸压来实现这个目的是一个非常大的挑战，事实上，酸液在高温条件下消耗的非常快。因此，即使我们可以在地层深处压裂开裂缝，但由裂缝顶端的酸蚀面提供的裂缝导流能力也是很少的。基于这一点，考虑支撑剂压裂以获取更大的裂缝半长是很有意义的，此过程不包含酸的反应，并且导流通道将由支撑剂充填层的渗滤性来决定。
油气田开发工程3班
201120168
张雪萍
重复压裂技术及选井选层的原则
重复压裂技术及选井选层的原则 摘要：给出了目前国内外实施的重复压裂三种方式，分析了影响重复压裂效果的因素，确定了重复压裂选井选层的原则。同时对重复压裂技术综合评价提出了认识，即重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，重复压裂可能产生新的水力裂缝和重新优选压裂材料；对于致密气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度，对于高渗透性气藏，则应提高裂缝的导流能力。重复压裂技术是改造失效井和产量已处于经济生产线以下的压裂井的有效措施。 关键词：重复压裂机理；压裂主要方式 重复压裂是指在同一口井进行两次或两次以上的压裂。这主要是压裂后随着生产时间的延长，导致油(气) 产能在一段时间后下降，或者是该井压裂后经过一段时间，又发现了其它层位上有更大的开发潜力，于是又对其进行压裂。通过部分重复压裂井初次压裂瞬时停泵和重复压裂瞬时停泵所测，初次压裂施工瞬时停泵压力普遍高于重复压裂时的瞬时停泵压力，即重复压裂的破裂压力要低于初次压裂的破裂压力，分析可能是由于重复压裂裂缝重合于初次压裂裂缝所致。由于初次压裂岩石的抗张强度要高于重复压裂时岩石的抗张强度，因此，重复压裂时的破裂压力要低于初次压裂时的破裂压力。 1国内外实施的重复压裂主要方式 （1）层内压出新裂缝。由于厚油层在纵向上的非均质性，油层内见效程度不同，层内矛盾突出而影响开发效果。可以通过补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂、或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得很好的效果。 （2）延伸原有裂缝。油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，引起原有压裂裂缝失效。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。 （3）改向重复压裂。油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。 2影响重复压裂效果的因素 （1）油层具有足够能量时重复压裂时机最好，重复压裂效果具有区域性，微裂缝发育但物性相对较差，因注水见效程度低，油井储层能量普遍不足，压裂效果不理想。重复压裂效果不理想的主要原因是地层能量不足。结果重复压裂无效。另外，部分重复压裂低效井，随注水方案调整产量明显回升；重复压裂效果明显的井，一般都是重复压裂和注水见效双重作用的结果。为此，原则上重复压裂措施应选择地层具有足够能量(一般应达到原始地层压力的80%以上)或经注采方案调整后地层能量有回升趋势的井层。
重复压裂
重复压裂技术综述 一重复压裂技术的发展历程 1.1 20实际50年代 受当时技术与认识水平的限制，一般认为，重复压裂是原有水力裂缝的进一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第一次压裂作业的2-4 倍，才能获得与前次持平的产量，否则重复压裂是无效的。这一时期重复压裂只是简单的增加施工规模，并未从机理方面深入研究，而且开展的并不多。 1.2 20实际80年代 随着油气价格的变化和现代水力压裂技术的发展，国外( 主要是美国) 又将重复压裂作为一项重要的技术研究课题，从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、压裂设计、施工等方面进行研究攻关，获得的主要认识有：重复压裂的水力裂缝方位可能与第一次形成的裂缝方位有所不同，即重复压裂可能产生出新的水力裂缝；重复压裂应重新优选压裂材料；对于致密油气藏，重复压裂设计的原则是增加裂缝长度；对于高渗透性油气藏，则应提高裂缝的导流能力。 1.3 20实际90年代 因认识到转向重复压裂会接触到储层的剩余油区或未衰竭区而极大地提高产量和可采储量，这就更加激发了各国学者对转向重复压裂的研究。因为重复压裂裂缝延伸方式依然取决于储层应力状态，不以人们的主观意志为转移而受客观应力条件控制，因此最先发展起来的是重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术，在这时期国外研制出可预测在多井( 包括油井和水井) 和变产量条件下就地应力场的变化模型。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距
离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。 1.4 21世纪至今 进人21 世纪转向重复压裂技术进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术：经过一段时间的开采，油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量，这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进人并封堵原有裂缝，但不能渗人地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼；然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位( 最佳方位是垂直于原有裂缝的方位) 重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向，也即形成新的裂缝；从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。 二重复压裂理论 水力压裂是低渗透油气藏改造的主要措施，但经过水力压裂后的油气井，生产过程中由于压裂裂缝的闭合、油井产出过程中产出物对裂缝造成的堵塞、以及压裂后其它作业对近井地带的污染等原因，造成产量下降，甚至低于压裂前的水平。为了最大限度地改造剩余油富集区，最有效的措施是开展重复压裂。 2.1 压裂失效原因 不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种：
吉林油田水平井重复压裂技术研究与现场应用
龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/5e13953405.html, 吉林油田水平井重复压裂技术研究与现场应用 作者：张超会 来源：《价值工程》2011年第29期 Repeated Fracturing Technology Research and Its Field Applications in Horizontal Wells in Jilin Oilfield Zhang Chaohui （PetroChina Jilin Oilfield Company Oil Production Technology Institute，Songyuan 138000，China） 摘要：水平井重复压裂技术是低渗透油田增加单井产量、确保油田稳产、提高经济效益 的关键手段。水平井重复压裂技术经过现场试验后，取得了较好的应用效果。截至08年底水平井重复压裂技术在FY油田现场施工12井次，措施成功率100%，取得了很好的增油效果。现场实践表明，水平井重复压裂技术为低渗透油田开发的增产稳产提供了重要的技术措施。 Abstract: It is the key technology of raising the output of production of oilfield with low permeability, insuring stable production, and improving economic performance. After field experiment, the result is positive. By the end of 2008, the technology has been used 12 times in wells of FY oilfield, success rate is 100% and the effect is positive. It has been found that the repeated fracturing technology in horizontal well is important to increase and stabilize the output of petroleum production. 关键词：低渗透水平井重复压裂应用 Key words: low permeability；horizontal well；repeat fracturing；application 中图分类号：TE4文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）２9-0070-02 1问题的提出 水平井压裂技术作为油气井增产的主要措施广泛应用于低渗透油气田的开发。但随着开发时间的推移和生产过程中压力、温度等环境条件的改变，导致水平井压后裂缝导流能力降低或失效,因此实施重复压裂，这对油藏稳产增产和提高采收率都非常重要。从目前水平井重复压 裂取得的初步效果来看，水平井的重复压裂有着巨大的潜力，为此开展了水平井重复压裂技术
三种重复压裂方式
重复压裂方式 重复压裂是在原有压裂井的基础之上再次或者多次进行压裂的一种方式。目前国内外的重复压裂方法主要有3种：原有裂缝延伸、层内压出新裂缝和转向重复压裂。 原有裂缝延伸 在油田的不断开采中，由于地层压力、温度等环境条件的不断变化，很多原来存在的裂缝已经不能正常工作，这样将导致原有的渗透率降低，产量减少。面对此情况，只需要对原有的裂缝进行延伸，这也是目前最常用的重复压裂方式。例如压裂所产生的裂缝会随时间的增长而有所闭合，像这样的油井则需要加砂重新撑开原有的裂缝，以增大其导流能力，提高油井产量。 层内压出新裂缝 由于厚油层在纵向上的非均质性，油层内见效程度不同，会导致层内矛盾突出而影响开发效果，因此可以通过采取补射非主力油层或对非均质厚油层重复压裂或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得很好的效果，国内目前主要基于这种认识展开理论和实践探索。 转向重复压裂 经过长时间对油田的不断开采，油田的渗透率不断降低，很多油田基本上都是处于高含水期，再对油井进行开采也不会产生很大的油量。由于可以渗透的油藏已接近枯竭，因此要求我们对原来已有的裂缝进行封堵，通过该途径采油可能减少水的进入。与此同时对该井再次进行压裂，这样就能压裂出新的裂缝。而暂堵剂的强弱会直接影响对地层封堵的效果，封堵原有的老裂缝，保证堵水采油的进行，Chevron、Unocal、Dowell和Lost Hill等大公司的试验都表明其具有可实施性。由于最小主应力原理的存在，因此在对油井进行封堵的前提下进行压裂，虽然有可能使压裂液还是向着最小应力的方向进行压裂，但是封堵会使压裂液进行变向，这样就改变了压裂的方向，使压裂能够较为合理地进行，从而能更大程度地对油井进行再次开发，增加经济效益。
采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理
采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理 摘要：传统的油田开发技术并不能有效地帮助采油工作的顺利进行，因此目前 很多的企业都使用了重复压裂的技术，虽然在一定程度上解决了采油的问题，但 是却又引发了产生了裂缝的问题，阻碍了采油的进程。本文主要描述了具体有哪 些原因是使用了重复压裂技术而导致的裂缝以及如何有效地解决这些问题的措施，让更多地人了解到裂缝对油田开发的不良影响。 关键词：采油井；重复压裂裂缝；失效原因；处理方式 前言：随着一些采油技术的不断更新，采油井重复压裂技术成为了目前使用 率最高的技术，同时也是具体实施效果最好的一项技术。可是由于一些外部与内 部的因素，如：堵塞问题等，使得此技术出现了失效问题，从而导致采油效果不佳，下文就主要描述了这些问题以及具体的处理方式。 一、失效的原因 （一）形成了很多污垢并沉积 由于采油的环境有所不同，可能处于酸性、碱性或者温度高低不一致的环境下，同时采油需要使用到很多的仪器，不仅仅是采油时的设施，还有运输和装载 的设备等，但是这些设备处于不同的环境中时会形成一些难溶物质并沉积下来， 这些污垢通常是在处理岩石裂缝等时产生的。由于外界环境与时间的影响，使得 这些沉淀物越来越多，同时和外界接触时间过长，还会发生一些反应，导致出现 一些腐蚀与堵塞问题，进而破坏了仪器设备的质量性。这些结垢的形成过程中， 会出现很多的变化，如：脱离水的溶解之后，表面会出现盐类分子等。 （二）微粒的影响 主要是会发生堵塞的问题，是由于哪些地面上的黏土会在泥质胶结储层形成 污垢物进而沉积下来。微粒的变化主要存在地层水中，这些水中含有一定的微量 元素，地层水以外的外界水又会影响这些元素，使得其本身的矿化度受到影响而 变化，水的酸碱度又会影响地层水中的正离子。因为水层周围的粒子不发生迁移 的现象，水中的一些粒子就会慢慢的累积到一起，进而产生堵塞的现象，直接影 响到地层水流动很缓慢。 （三）化学物质的影响 主要是会受到磷的影响。PH值等于数值7周围时最不低于磷在沉积物的释放，而水质处于酸性和碱性的环境下时有利于磷的释放。水中不免会生长植物，植物 进行光合作用时会吸收溶解于水的二氧化碳，从而减少水中的碳酸根和碳酸氢根 离子，就会使水的PH值大于7，水就容易呈碱性，富含更多的氢氧根离子，氢氧根会夺取磷酸盐中的磷，使得磷就会大量被释放出来。同时水中还有微生物和细菌，它们经过代谢之后，会产生酸性物质，那么水质整体的PH值又低于7，水再次呈现酸性，此时酸根离子会夺取沉积物中的磷，推动了磷在沉积物中的分解。 总之，水中过酸或者过碱都不利于环境的保护，都会使得沉积物中的磷得到释放，进而加大了水中磷沉积物的数量。 二、具体的解决方式 （一）采用物理解决方式 采用这种方式可以在一定程度上解决沉淀物的沉积问题，需要使用到其辐射 和催化两种功能，前一种需要使用的原材料是无机盐，主要是水中的物质，运用 无机盐增加大量的光量子被吸附掉而不是沉积下来，再通过催化的方式来改变其 自身结构，而这一过程所使用的仪器设施需要放到排放水的位置，这些能够帮助
油井重复压裂的工艺技术
油气开采 化 工 设 计 通 讯 Oil and Gas Production Chemical Engineering Design Communications ·54· 第45卷第4期 2019年4月 1?油井重复压裂工艺概述 1.1?对原理进行基本概述 对于油井重复压裂技术而言，主要指的就是当油井首次完成压裂之后，随着开采时间的不断增长，气单井的产量会逐渐降低，因此需要进行第二次或者是二次以上的压裂技术。对于这项技术而言，最基本的原理可以概括如下几点： （1）首先对裂缝进行清洗，使其表面干净，并且还应该对残渣进行清除，其目的就是确保在重新布砂之后低含水层与高渗透地带可以进行有效地沟通，这样就可以对油层的渗透能力进行很好的改善； （2）对于首次压裂之后，但是裂缝有重新闭合的系统，应该重新打开，并且对井筒地带的通道进行适当的沟通；（3）对油流模式进行适当的调整，并且降低油流流入到井筒的阻力。 1.2?重复压裂工艺的主要特点 （1）随着低层压力不断减小，低层滤失程度会随着压裂次数的不断增加变得更加严重，因此重新进行压裂过程中应该选择质量非常好的重复压裂液。 （2）随着油井开发时间的不断增加，在近井地带的地层流体压力会逐渐降低，并且地应力也会随着发生改变，这样不仅会将上下各层与产层之间的压力差变得非常大，而且也会使得产层重新出现裂缝。2?油井重复压裂工艺技术 对于重复压裂工艺技术而言，主要由高效返排工艺技术、重复压裂优化技术及压裂液技术三项技术组成，下面对这三项技术进行重点描述。 2.1?高效返排工艺技术 通过应用高效返排工艺技术，可以使得压裂液在短时间内从储层当中排出，这样就可以将压裂液对储层的影响降低到最小。在对储层的不同特征规律进行研究之后可以知道，能够很好的对开井排液、关井以及及加砂压裂的过程进行很好的模拟，通过提高反排压力差提高，不仅可以确保其比储层水锁启动压力更大，而且还可以确保储层内无支撑剂回流，然后通过有效应用井口安置喷油嘴的方式，可以使得压裂液在短时间内全部排出。 2.2?重复压裂优化技术2.2.1 对施工参数进行优化 对于优化施工参数而言，主要可以分成以下几个部分：对施工排量进行设计、对注入方式进行选择、对前置比以及砂比进行设计四项内容。 之所以要对施工参数进行优化，主要就是确保缝长可以 更好地满足设计要求，通过对软件模拟技术进行有效应用，可以更好地选择需要进行优化的各项施工参数。 ① 对施工排量进行设计。裂缝的高度控制与延伸压力控制对施工排量大小具有非常直接的影响，除此之外，井口工程条件以及施工管柱条件对排量也会产生非常大影响。在施工过程中，对施工排量应该进行合理的优化设计。 ② 对注入方式进行选择。在进行压裂施工过程中，主要可以将其分成油套混注、环空注液与油管注液三种施工注液方式。为了保证施工管柱安全稳定，并且保证泵注参数条件，应该选择施工相对比较简单的注液方式。如果需要对后期处理过程及施工的安全性进行考虑，应该对油管注入方式进行选择。 ③ 对前置比设计。在对前置液用量进行设计过程中，首先应该确保压裂施工可以准确有效的进行，然后将前置液的含量降低到最小，并且还应该严格根据支撑半长与造缝半长确定的80%的比值对前置液的含量进行有效设计，目的就是为了提升压裂施工的有效性。 ④ 对砂比进行设计。在进行重复压裂施工中，裂缝的伤害影响程度、储层的物理性质对平均砂比的设计都会产生非常直接的影响。如在某油井中通过对软件模拟技术进行有效应用，可以对不同砂比条件下的净现值、动态缝长进行比较分析。 2.2.2 缝长优化 在传统的压裂设计中，一般根据储层的渗透率状况采用Elkins 原则对缝长进行设计。而在重复压裂设计中要根据压裂的成本条件和旧缝的延伸量对单井产能的贡献进行缝长设计。按照以上的技术条件要求，综合分析具体的井网井距与不同层的剩余油量分布，采用裂缝模拟技术、垂直裂缝气藏模拟技术和经济模型分析计算合理的裂缝长度。 2.3 压裂液技术 在重复压裂中，随着生产时间不断增长，地层压力会变得越来越低，尤其是在距离井比较近的地方，压力会变得非常低，这样就会使得压裂液的反排变得非常困难。如果压裂液在低层内残留时间比较长，对储层所造成的伤害是无法进行修复的，而且对压裂后期的增产过程也会产生非常消极的影响。通常采用的解决方法有：①减少压裂液中的胍胶含量，这样就可以将残渣对储层的损害降低到最小；②采用自生热泡沫压裂液进行施工，利用其生热增能特性对储层的反排压力进行很好的改善。 参考文献 [1] 杨洪志，雷群，朱建峰.与哈里伯顿合作重复压裂改造技术研究[J].钻采工艺.2012，12（29）：62-63.[2] 李武平，赵勇，赵忠诚，等.油田井重复改造措施效果评价[J].油气井测试.2010，13（14）：74-75. 摘 要： 为了能够更好地对单井产油量进行控制，常用的方法就是进行重复压裂技术。主要对重复压裂技术进行概述，并且对这项技术进行重点探讨，希望给相关人士提供一定的参考。 关键词： 油井；重复压裂技术；工艺技术中图分类号： TE357 文献标志码：B 文章编号：1003–6490（2019）04–0054–01Process Technology of Oil Well Repeated Fracturing Han Shi-liang Abstract ：In order to better control the oil production of a single well ，the method often used is to carry out repeated fracturing technology.In this article ，we mainly summarize the repeated fracturing technology ，and focus on this technology ，hoping to give relevant people a certain reference. Key words ：oil well ；repeated fracturing technology ；process technology 油井重复压裂的工艺技术 韩世亮 （大庆油田井下作业分公司特种工艺作业一大队，黑龙江大庆?163112） 收稿日期：2019–01–06作者简介： 韩世亮（1972—），男，黑龙江大庆人，助理工程师，主 要从事油田工作。