体积压裂摘录

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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。

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。

另外对于规模较小、投资较高的区块，很难下决心取心做地应力测试，而直接实施这种技术进行产能对比评价需要较多的对比井平均统计（井少对比很难排除偶然性因素），考虑到施工的成本和现场调控的复杂程度（变粒径压裂时容易造成压堵），一般较难推广应用。

1. 水平井段内多缝体积压裂技术

体积压裂是指在水力压裂过程中，实现储层在长、宽、高三维方向的全面改造，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。如图1所示，体积压裂包括以下三种模式：①使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，将可以渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大（岩石的脆性指数大于50，裂缝起裂与扩展不仅仅是张性破坏，同时还存在剪切、滑移、错断等复杂的力学行为。压裂形成剪切缝或张性和剪切组合裂缝，大量剪切缝或组合缝交叉形成裂缝网络）；②采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数和密度（天然裂缝也可能开启），这些裂缝累积控制的泄流面积随着裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化（段内压裂多条裂缝，压裂形成张性缝）；③利用储层两向水平应力差值与裂缝延伸净压力的关系，实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石抗张强度之和（即两次破裂压力之差），形成以主缝和分支裂缝相组合的网络裂缝（要求储层水平应力差异系数不超过0.2）。

段内多缝体积压裂是在有限的井段内增加水力裂缝的条数和密度（天然裂缝也可能开启），这些裂缝累积控制的泄流面积随着裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化，属于广义体积压裂的一种。

段内多缝体积压裂是通过一次或多次向段内投送高强度水溶性多裂缝暂堵剂，形成滤饼临时封堵前次裂缝，迫使段内开启一条或多条新的裂缝，从而获得比常规压裂大的单井有效改造体积（ESRV）。如图2所示。

常规分段压裂只能动用段内渗透高的层段，低级别渗透率层段则难于开启。而段内多缝体积压

裂则可以有效动用不同渗透率级别的层段，从而提高单井产量和最终采收率。

该技术适用于套管或裸眼分段完井的水平井，能够较大幅度减少分段工具的下入数量，提高单位水平井段的改造效率（段内压出两条或两条以上的裂缝），在提高单井产量的同时有效降低建井成本。

实例1：苏里格38H井垂深3334m，水平段长1000m，地层温度108.5℃，地层压力系数

0.824，目的层盒8段，压裂形成横向缝。依据段内多裂缝体积压裂理论，设计7段12条缝，3 1/2〃油管注入，注入压裂液3890.7m3，加入中密度高强度陶粒420.0m3，平均砂比23.5%，最高砂比33.4%，施工排量3.6m3/min。压后排液火焰高度25m左右，测试日产气25.0×104m3，排液速度高于常规分段压裂水平井，套压初期压降速率0.058MPa/d。2011年12月1日投产，针阀控制生产，截止到2012年5月25日，套压12.38MPa，油压11.76MPa，累计产气4021×104m3。平均单位压降产气量468.10×104m3 ，稳产阶段单位压降产气量890.23×104m3 ，是常规分段压裂效果最好井的2.5倍。

根据微破裂四维影像压裂裂缝监测解释结果（图8），通过在压裂段内投入多裂缝堵剂，临时封堵前次裂缝迫使流体转向来达到压开多条新裂缝的技术对致密砂岩储层完全适用的，压后增产效果显著。

实例2：在苏里格38H井试验成功的基础上，2012年4月对苏里格44H井进行段内多缝体积压裂提高增产效果现场试验，设计9段17条缝，长短缝布缝，力求充分动用水平段砂岩段、砂泥岩段、泥岩交错分布层段。截止到2012年5月24日，套压17.29MPa，油压

16.91MPa，累计产气1069×104m3。

实例3：通过分析总结前期2口井现场试验效果，5月连续对苏里格26H、苏里格27H 井进行大幅度减少分段工具提高增产效果现场试验，采取长短缝布缝，2口井压后均取得显著的增产效果。

苏里格27H井垂深3377.5m，水平段长1000m，地层温度102.6℃，地层压力系数0.87，目的层山1段，压裂形成横向缝。依据段内多裂缝体积压裂理论，设计5段15条缝，3 1/2〃油管注入，长短缝布缝，注入压裂液5833.1m3，加入中密度高强度陶粒660.0m3，平均砂比20.7%，最高砂比30.5%，施工排量3.8-4.0m3/min。压后测试日产气45.0×104m3，套压初期压降速率0.07MPa/day。2012年5月28日投产，针阀控制生产，截止到2012年5月30日，套压22.39MPa，油压21.33MPa，日产气25.33×104m3。

根据微破裂四维影像压裂裂缝监测解释结果（图11），通过在压裂段内投入多裂缝堵剂，临时封堵前次裂缝迫使流体转向来达到压开多条新裂缝的技术对致密砂岩储层是完全适用的，压后增产效果良好。

（井号依次为38H、44H、26H、27H）综上所述，段内多裂缝体积压裂具有以下优点：①能够实现利用一段工具改造多个渗透率级别层段的目标，大幅度减少下入分段工具数量，降低施工风险和生产成本；②适度加大段内单条裂缝改造规模和增加水平段裂缝密度，能够提高水平井一次动用储量，实现区域体积改造目的，大幅度提高气井产量。

③裂缝密度的增加有利于初期的高产和长期的稳产。

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致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实

致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实践 林海霞 （中国石油吉林油田公司采油工艺研究院） 摘要本文借鉴国内外体积压裂理念与改造经验，在大安北扶杨和高台子油层开展了体积压裂探索研究与实践，分析了体积压裂改造机理、对储层条件的要求和在大安北致密砂岩油藏开展体积压裂改造的可行性，探索了体积压裂选井原则、压裂技术措施，在现场成功应用并取得好的改造效果和压后投产效果，为同类致密砂岩油藏改造提供了有益的借鉴。 主题词致密砂岩体积压裂滑溜水压裂扶杨油层 0.引言 吉林油田大安北地区扶杨和高台子油层储层特征为物性差（ф4.6-14%；k0.01-1.2md）、中等偏强水敏、塑性强（平均模量39366MPa，平均水平两项主应力差7.7MPa，平均泥质含量16.93%），采用常规压裂改造措施难以满足生产需求，需通过技术创新改变开发现状，这就使得直井体积压裂技术应用成为可能。 1.体积压裂作用机理 吴奇等人结合国外研究给出了“体积压裂”的定义及作用[1]。通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低粘液体以及转向材料和技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积，让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行淋巴液的有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，广义的体积压裂包括以下3种模式[2]：①使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，将可以渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大。②采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数和密度（天然裂缝也可能开启），这些裂缝累积控制的泄流面积随裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化。③利用储层水平两向应力差与裂缝延伸净压力的关系，实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值与岩石抗张强度之和，形成以主缝和分支裂缝相组合的枝状裂缝。 2.实现体积压裂的条件 2.1岩石的脆性指数 储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础。大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，粘土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网[2]。脆性指数越高，岩石越容易形成复杂裂缝。一般来说，要形成复杂的网络系统，岩石的脆性指数要不低于50%。 目前，岩石脆性指数的计算有几种方法，一种方法是根据岩石矿物组成判断[3]，即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及粘土总含量的比值作为该岩石脆性指数。一般石英含量超过30%便数据库认为岩石具有较高的脆性指数。 岩石脆性指数的计算第二种方法则是根据岩石力学特性判断，由杨氏模量及泊松比计算得到。

水平井体积压裂技术的探讨

水平井体积压裂技术的探讨 摘要：我国重要的石油开采基地大庆，其外围的储油层渗透率较低（为4—5）×10-3μm2，丰度也低（10～20）×104km2，厚度也薄（单层的厚度大约在50cm），若用直井的方式开采效益很低甚至没有效益，若用水平井的方式开采，则能较好的解决外围的低渗透油田的多井的地产问题，可达到高效开采的目的。随着我国对石油需求量的增大和油价的居高不下，国家加大了对石油领域的投入和科研攻关的力度，水平井的攻关技术日臻成熟，得到了新的突破，特别是水平井的压裂的技术提高更明显，刚开始实行的是全井笼统限流法压裂，通过攻关则发展到现在的以下几种：1、段内限流多段压裂；2、胶塞压裂；3、双封单卡分段压裂；4、水力喷砂压裂；5、机械桥塞分段压裂。共5种方式和工艺。在提高水平井的开发效果方面，虽然这些新技术和新工艺取得了明显的效果，但是还存在一些问题和不足，使水平井压后产量的增加受到限制。 关键词：水平井；体积压裂；水泥加固 1. 关于在水平井压裂方面面临的技术难题 水平井压裂方面面临着两大技术难题：第一、由于通过压裂后裂缝的形成种类单一，使得油层的改造不够充分。由于所开发的水平井的位置地质条件不好，存在低孔和储层低渗透，并且油层所处的地质环境不好。像AN油田，砂岩单层的平均厚度只有80公分，而有效厚度只有30公分，并且平均孔隙度只有17%不到，且渗透率只有渗透率13.3×10-3μm2，含油的饱和度只有区区的51%。在此区做得无用功较多，钻遇率低，单层砂岩的平均钻遇率只有36%，而有效的钻遇率刚刚达到13.8%。面对这样的水平井，有效的处理方法就是在投产前需要压裂处理，但是运用常规的压裂技术一段段进行压裂，每段压裂段只能出现一条主要裂缝，使得储层的渗流面积受到很大限制，这样一来，对低渗透储层以及特低渗透储层而言远远达不到开采的要求。并且因为储层的渗透性能较差不好，常出现如下情况：刚刚开始时候，产能还不错，但时间不长产能下滑的很快，造成前高后低的现象。第二、为防止井崩，必须用水泥加固井壁。对低渗透以及特低渗透储层的处理方式，就是用水泥进行加固，但是水泥古井也会带来弊端，就是固井伤害，并且对油层的污染很严重。油井钻探完毕后，水泥固井的周期大约在两昼夜以上，这样一来，由于水泥浆浸泡长时间浸泡油层，会对储层造成很大伤害。同时，由于受到以重力为主的诸多因素的影响，水平段的固井质量难以得到有效保障，施工中常发生因油套环形空间不均匀导致窜槽、套变等事故，对随之而来的分段压裂施工造成很大安全隐患。同时，由于水泥固井后还要实施射孔后才能做到压裂，故大大增加了施工的成本。 2 水平井的体积压裂施工技术商榷

致密油气藏体积压裂技术

致密油气藏体积压裂技术（Stimulated Reservoir Volume）致密油气藏由于其储层本身具有低孔、低渗、低压等特点，因此储层的自然产能很低，相要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储层进行改造。由于储层基质向裂缝供液能力太差，仅靠单一压裂主缝的常规压裂技术很难取得预期的增产效果，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义。 国外已将此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造。体积压裂技术必将逐步成为致密油藏经济有效开发的关键技术。 体积压裂技术(Stimulated Reservoir V olume)是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。 体积压裂改造的对象是基质孔隙性储层，天然裂缝不发育，低渗、超低渗油气藏。这类油气藏的压裂裂缝仅扩大了井控面积，但由于垂直于人工裂缝壁面方向的渗透性很差，不足以提供有效的垂向渗流能力，导致压裂产量低或者压后产量递减快等问题。通过体积压裂在垂直于主裂缝方向形成多条人工裂缝，改善了储层的渗流特性，提高了储层改造效果和增产有效期。 作用机理： 在水力压裂的过程中，当裂缝延伸净压力大于两个主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易形成分叉的裂缝，多条分叉裂缝相交就会形成一个“缝网”的系统，如图1所示，其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位上，最终形成了以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。 图1 “缝网”形成示意图

水平井压裂起裂规律研究现状

水平井压裂起裂规律研究现状X 冯彦田,王继波,胥元刚 (西安石油大学石油工程学院,陕西西安　710065) 摘　要:介绍了国内外在水平井压裂裂缝起裂规律的研究进展,主要包括运用解析法和有限元法两种不同方法,研究了水平井井筒周围地应力分布对裂缝起裂的影响,破裂压力及起裂方位,指出了目前研究中的不足,并对未来的研究方向进行了分析和展望。 关键词:水平井压裂;地应力;破裂压力;起裂方位;研究现状 水力压裂油气井是增产的一项重要技术,利用地面的高压泵组将高粘度液体泵入井中,当目的层段的液体压力超过一定值后,岩石破裂,随着支撑剂的运移和沉降,逐渐形成一条高渗的填砂裂缝。水平井压裂与常规直井压裂相比,水平井本身所具有的特殊性和复杂性,钻遇地层情况复杂。因此,水平井压裂起裂与直井压裂起裂有很大的区别:水平井压裂裂缝的起裂与井筒周围的应力分布、射孔、完井方式、井筒压力以及天然裂缝都密切相关。 众所周知,水平井压裂方面的相关研究在国外一些发达的产油国得到了较早、较全面的认识、研究;而我国在近十年对水平井的开发利用以及压裂方面也做了很多工作并取得了可喜的成绩。自从Gig er[1]首次提出水平井水力压裂的概念以来,水平井水力压裂的发展已经得到了广泛的认识和深刻的研究。从那时开始,伴随着水平井技术的不断发展以及在水平井施工过程中各种外来因素的影响和地质构造方面复杂性、多变性的存在,为了提高水平井压裂的成功率,在进行水平井压裂设计时必须考虑各种因素的综合影响——如钻井、射孔后原始地应力在井筒以及孔眼周围的重新分布;起裂条件的分析以及起裂压力的计算以及裂缝的起裂形态研究等。因此,对于水平井压裂裂缝起裂规律的研究分析无疑是后续工作的基础又是水平井压裂成功的关键。1　地应力分布模型的发展现状 在地应力场的研究方面,已经有许多学者专家做了大量的研究工作:M.M.Hossain[2]给出了斜井井筒应力分布的计算模型,并运用叠加原理在斜井周围应力分布的数学模型下经推导得出了柱坐标系下水平井井筒水平段任意一点处的应力分布;余雄鹰[3]等根据Yew[17]改进的坐标系统,利用三维弹性力学建立了斜井井筒应力分布模型;陈勉等[4]考虑到岩石介质孔隙压力、压裂液渗流效应及作业条件对裂缝起裂的影响,利用多孔弹性理论,采用叠加原理建立了斜井井筒周围的应力分布;程远方等[5]假设岩石是小变形多孔弹性体,利用叠加原理并考虑到钻井液渗流效应,建立了井眼围岩应力分布规律;徐严波[6]考虑了地层温度变化产生的热应力的影响,建立了新的水平井筒周围应力分布的数学模型;王培义等[7]初步研究了水平井水力压裂机理,建立了水平井井眼的应力分布模型;刘翔[8]运用解析方法研究了射孔后孔眼围岩的地应力分布;而胡永全等[9]首次将射孔井套管和岩石化为两种不同性质的材料,按线弹性有限元方法计算近井地带应力场。 2　地应力对裂缝起裂的影响 从上面的研究情况可以看出:研究地应力分布时考虑的因素在逐渐增多,运用的方法更加成熟、完善,这为研究地应力对裂缝起裂的影响提供了基础。Skoczylas F等[10]的研究结果表明,裂缝起裂时受到井壁围岩应力集中的影响,将在垂直于局部最小主应力的方向破裂;而在井壁应力集中区以外,裂缝主要受主应力场控制;Z.Chen等[11]通过具体实例计算研究了水平井井轴与最大水平主应力之间的夹角对裂缝起裂的影响:得出当井眼轴向与最大水平主应力平行时,裂缝起裂压力最小,井眼轴向与最大水平主应力垂直时,裂缝起裂压力最大的结论;金衍、陈勉等[12]根据地层地应力状态及天然裂缝的产状,建立了裂缝性地层斜井水力裂缝3种起裂方式下起裂压力的计算模型,提出了水力裂缝起裂方式和起裂压力的判别方法,现场实例表明:该模型能成功地解释天然裂缝性地层的破裂压力;付永强等[13]基于线弹性断裂力学结合岩石的抗拉破坏准则(C.H. X收稿日期:2009-06-23 作者简介:冯彦田,现为西安石油大学油气田开发工程专业工程硕士,主要从事采油气工程理论与技术方面的研究工作。

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用

页岩气体积压裂缝网模型分析及应用 摘要：页岩储层孔喉细小、渗透率低，水力压裂后形成主裂缝及诱导裂缝网络 加剧了页岩气流动的复杂性。为了准确表征页岩气拟稳态渗流特征，提出了离散 裂缝耦合多重连续介质系统数学表征方法，并针对储层裂缝分布形态，利用商业 数值模拟器建立了考虑吸附/解吸的页岩气藏离散裂缝耦合多重连续介质数值模拟模型。模型中采用局部网格加密的方法描述离散裂缝网络，基于建立的多重连续 介质系统数学方法表征压裂后形成的密集分布微小裂缝体系。利用建立的模型， 系统分析了储层横向/纵向动用程度以及裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝排布方式等裂缝参数对页岩气泄气面积和气井产能的影响。 关键词：页岩气；缝网压裂；连续介质模型；动用程度；数值模拟 1前言 页岩气储层渗透率极低，在成岩作用、多阶段构造演化、气体赋存状态及介 质尺度等方面都与常规油气藏存在较大差异，其既是烃源岩又是储集层，储层中 发育大量的微纳米孔隙和干酪根有机质，是典型的原地成藏。近年来，随着长井 段水平井技术和分段压裂技术的发展，非常规油气资源的开发成为可能。页岩气 储层压裂过程中容易产生裂缝网络系统，形成的多尺度天然裂缝-人工裂缝相互交 织会在储层中形成宏观优势流动区域，影响渗流场压力和流体组分的分布。 2多重连续介质基质-裂缝网格划分 目前，常采用Warron-Root双重介质模型描述基质-裂缝交互渗流机制，当本 文模型与双重介质模型网格剖分相同时二者描述的流体运移规律相同。采用Matlab软件对笔者建立的离散裂缝耦合多重连续介质模型及Warron-Root双重介 质模型进行编程求解。图1所示为当本文模型的网格剖分与Warron-Root双重介 质模型相同时生产井井底压力的变化规律。 图1本文模型和Warron-Root模型井底压力对比 图2不同形状因子对井底压力的影响 由图2可知，形状因子值越大，基质-裂缝窜流量就越大，表明从基质流出到 裂缝的渗流阻力越小。在多重连续介质系统中，采用多层嵌套方法表征基质内流 体的流动规律。进行计算分析时，将基质分成了6层。取Km/Kf=0.00001，0.0001，0.001，0.01，0.1，研究不同岩石基质与裂缝渗透率比值下井底压力变化规律及多 重连续介质不同层的压力分布规律。：基质与裂缝的渗透率比值较大时，井底压 力下降快，分析认为，基质渗透率与裂缝渗透率相近时流体交换流动阻力小；相反，如果基质与裂缝的渗透率比值较小，如Km/Kf=0.00001，则井底压力下降不 明显，说明流体从渗透率极低的基质中流出来较困难。基质与裂缝的渗透率比值 较大时，流体在基质内部的流动阻力较小，流动速度较快，各层压裂达到拟稳态 的时间较短；反之，则流体的流动阻力较大，流动速度较慢，达到拟稳态流动的 时间较长。 3页岩气储层动用规律 在深入分析页岩气藏物性参数及流动特征的基础上，基于前文提出的离散裂 缝耦合多重连续介质模型建立了考虑页岩气吸附/解吸的多重孔隙介质压裂水平井复杂缝网数值模拟模型。模拟研究单元取水平井的一侧，网格数为60×40×2，研 究工区尺寸1200m×800m×20m，采用多重连续介质模型对每个网格中流体的流动 规律进行表征，并以离散裂缝局部加密表征具有缝网系统复杂特征的人工主裂缝

缝网压裂应用效果的分析与认识

缝网压裂应用效果的分析与认识 发表时间：2014-12-15T13:18:52.247Z 来源：《科学与技术》2014年第10期下供稿作者：刘会红 [导读] 裂缝导流能力是指充填支撑剂的裂缝传导或输送储集层流体的能力。 大庆油田有限责任公司试油试采分公司地质大队刘会红 摘要分析缝网压裂机理并联系现场施工情况，分析和说明了缝网压裂的应用效果。通过12口缝网压裂井的试油资料，对缝网压裂井的打入地层压裂液、日产油量、返排率等重要参数进行分析评价。得出了缝网压裂的特征：增产效果明显；打入地层压裂液大；返排率高；排液时间长；使用范围广。 关键词：缝网压裂；渗透率；应用效果；导流能力 1 缝网压裂的基本原理 缝网压裂技术的作用机理有相同之处，大致如下：（1）裂缝必须以复杂的缝网形态进行扩展。（2）迫使裂缝发生剪切破坏，错断、滑移，而不是进行单一的张开型破坏。（3）储层岩石有显著的脆性特征。（4）存在天然裂缝及其相互沟通状况。（5）实施“分段多簇”射孔实施应力的干扰，增大储层体积，这是实现体积改造和技术成功的技术关键。 图1 缝网压裂效果示意图 2 缝网压裂的理论分析 裂缝导流能力 裂缝导流能力是指充填支撑剂的裂缝传导或输送储集层流体的能力。定义为在储层闭合压力下，裂缝支撑剂层的渗透率与裂缝支撑缝宽的乘积，单位是 D?cm。 （1） 3 缝网压裂技术的现场应用效果分析 2014年中浅层共统计了12口井的缝网压裂情况。 表1 现场12口压裂井打入地层液量及返排率 3.1 增产效果好，日产油量大。 采用缝网压裂技术的压裂井比同区块比邻井产量较高，是同区块邻井产量的3.51倍。在最近几年统计的缝网压裂中12口井有9口井达到工业油层，占总井数75%。具体如图2

延川南煤层气复杂缝网整体压裂技术研究与应用

油气藏评价与开发 第8卷第3期2018年6月 RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT 收稿日期：2017-11-23。 第一作者简介：赖建林（1986—），男，工程师，非常规及低渗透储层改造研究。延川南煤层气复杂缝网整体压裂技术研究与应用 赖建林，房启龙，高应运，魏伟 （中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210031） 摘要：由于煤储层端割理和面割理发育的特点，压裂容易形成复杂的裂缝形态，常规双翼裂缝模型并不适用于煤层气压裂设计优化。为了提高煤层气整体压裂开发效果，提出了煤层复杂裂缝等效渗流表征方法，将复杂的网络裂缝等效为高渗透带，通过优化高渗透带的大小和渗透率，获得最佳的整体压裂裂缝长度和导流能力。同时采用三维裂缝模拟软件进行体积压裂施工参数优化，并开展3口井压裂施工和井下微地震裂缝监测试验。结果表明，压裂裂缝波及范围较广，复杂程度较高，压后平均日产气量1376.7m 3，为实现煤层气田整体压裂开发提供了技术支撑。 关键词：煤层气；整体压裂；缝网压裂；体积压裂；参数优化 中图分类号：TE357文献标识码：A Research and application of integral network-fracturing of coal-bed methane of southern Yanchuan Lai Jianlin,Fang Qilong,Gao Yingyun and Wei Wei （Petroleum Engineering Technology Research Institute,East China Company,SINOPEC,Nanjing,Jiangsu 210031,China ）Abstract:Due to the well-developed end cleat and surface cleat,the complicated fracture morphology forms easily in the coal-bed fracturing,and the conventional double-wing fracture model is not suitable for the optimization of the coal-bed methane fracturing design.In order to improve the production of the coal-bed methane,we proposed a characterization method for the equivalent seep?age of the complex fracture,in which the complex network fracture was equivalent to the high permeability zone.By optimizing the size and permeability of the high permeability zone,we got the best overall fracturing fracture length and fracture conductivity.Meanwhile,we also optimized the pumping parameters by using 3D fracturing simulation software,and carried out the fracturing op?eration and down-hole micro-seismic monitor tests of 3wells.The results showed that the fracture length covers a wide field and the complexity after fracturing is high,and the average post-fracturing daily production is 1376.7m 3/d.It provides a technical sup?port to the integral fracturing development of coal-bed methane.Key words:coal-bed methane,integral fracturing,network fracturing,SRV fracturing,parameter optimization 由于我国煤层低饱和、低渗透、低压的特点，煤 层气井产量普遍较低，故需要进行一定的增产改造， 最常用的就是水力压裂技术[1]。国内外煤层气开发 井压裂施工普遍采用活性水压裂液造缝携砂，但压 裂后的裂缝展布规律无法直接观测，分析与模拟的 关键问题之一就是确定裂缝的几何形状及其动态延 伸规律，常用的二维模型包括PKN 模型、KGD 模型[2]。由于煤储层割理裂隙发育，压裂缝通常是复杂的网缝结构，采用均质二维模型进行压裂设计模拟优化存在不足。因此，本文采用高渗透带等效煤层复杂裂缝，通过优化高渗透带大小和渗透率来确定煤层气压裂施工参数，形成了复杂缝网整体压裂设计优化方法，并在延川南煤层气田产能建设中进行了推广应用，为进一步提高煤层气田开发效果奠定基础。

体积压裂技术的研究与应用

体积压裂技术的研究与应用 摘要：对于低渗油藏，由于此类型的储油层密度高，渗透率较低，所以就不能使用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造措施，因为此措施不能达到商业的开采价值，因而为了提升其商业开采价值就要探索新的压裂改造技术。在国内提出了体积压裂改造超低渗油藏的设想，其根据是参考国外的页岩气体积压裂技术。国内通过体积压裂的方法在靖安油田初次实验及应用。经实践后得出，虽然低渗油藏储层致密、渗透率低，但是在经体积压裂后，其形成了复杂缝网和增大改造体积，这样不仅在初期油量产出大，而且给与后期稳产极大支持。 关键词：低渗致密增产改造体积压裂缝网 一、体积压裂作用机理 “体积压裂”顾名思义，就是指将可以进行渗流的有效储集体通过压裂的方法“打碎”，这样就形成了一个网络裂缝，通过这样的压裂方式能使储层基质与裂缝壁面的接触面积达到最大化，使得油气可以从任何方向渗流到裂缝的距离最短化，将储层整体渗透率提高到一定的程度，从而使储层可以实现长、宽、高三维立体方向的改造。在工程的施工过程中，通过（1）低猫液体（2）大液量（3）高排量这三项，加以转向技术及材料的应用的辅助，利用直井分层压裂技术和水平井分段改造技术等手段，可以将裂缝网络系统形成规模最大化，储层动用率就会相应的提高，从而提高非常规油气藏采收率。 二、体积压裂的技术特征 2.1 体积压裂改造的条件 （1）地层有天然的裂缝且发育良好；（2）岩石中硅质成分含量高，容易在高压下产生裂缝。岩石在压裂过程中容易产生剪切力破坏，不是形成单一的裂缝，而是有利于形成复杂的网状裂缝，从而提高裂缝密度增加缝隙体积；（3）较小的敏感力度，适用于大型的滑溜水压裂。较弱的水敏地层，有利于提高压裂液的用液规模，同时使用滑溜水压裂，滑溜水黏度低，可以进入天然裂缝中，迫使天然裂缝延展距离增加缝隙体积，扩大了改造体积。 2.2 体积压裂改造技术 国内常用的体积压裂技术是滑溜水大型压裂技术。体积压裂工艺有两个特征。第一“两大”：大排量、大液量。第二“两小”：（1）小粒径低密度支撑剂，支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒；（2）低砂比，最高砂比不超过支撑剂总量的20.0%。 2.3 体积压裂液体系

水平井体积压裂

水平井体积改造技术 目前我国页岩气勘探开发工作正在起步阶段，与国外差距较大，许多制约我国页岩气开发的技术瓶颈亟待突破。《页岩气发展规划（2011-2015年）》（以下简称《规划》）的发布对我国页岩气开发的有序发展具有重大意义，它指出了未来一段时间我国页岩气产业需要科技攻关的8项任务，这为解决制约我国页岩气综合开发利用问题指明了方向。本文主要对体积改造技术进行简要阐释，希望能借此推动我国页岩气开发技术的进步和发展。 体积改造技术亟需突破 页岩气储层具有渗透率超低、厚度大及天然裂缝发育的特点，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。因此，必须要对天然裂缝发育和岩石硅质含量高（＞35%），脆性系数高的页岩进行体积压裂。通过水力裂缝沟通天然裂缝，增强渗流能力，从而提高页岩 气井的经济效益。 图1 钻式桥塞封隔技术

图2 北美不同地区页岩气水平井分段压裂工艺运用情况 与美国相比，我国页岩气藏储层产状有埋藏深度、厚度较薄和多层叠置的特点。因此，水平井体积改造技术就更为适合我国页岩气藏的开发。在《规划》中提出的“体积改造技术”，就是采用分段多簇射孔和多段一起压裂的模式，利用缝间干扰，促使裂缝转向，产生复杂缝网，从而增大流动通道。而“水平井体积改造”则是以分段多簇射孔技术、可钻式桥塞工具和大型滑溜水压裂技术为主。 分段多簇射孔技术是关键 分段多簇射孔技术是实现体积改造的技术关键。其目的是为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，进而减少井筒附近的压力损失，并为压裂时产生的流体提供通道。其特点是可以实现：一次装弹、电缆传输、液体输送、桥塞脱离、分级引爆。分段多簇射孔每级分4～6簇进行，每簇长度为0.46～0.77m，射孔枪每簇之间的距离为50m，实际井眼中每簇间距一般为20～30m，每个压裂段控制在100～150m左右，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°，排量一般为16m3/min，单孔流量0.27m3/min。

水平井分段压裂技术总结

水平井分段压裂技术总结 百度最近发表了一篇名为《水平井分段压裂技术总结》的范文，这里给大家转摘到百度。 篇一：水平井分段压裂技术及其应用水平井分段压裂技术及其应用摘要：水平井分段压裂工艺技术为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量了技术支持。 本文从我国水平井分段压裂技术的发展现状入手，以应用最为广泛的裸眼水平井封隔器分级压裂技术为重点，以该技术在长庆油田苏里格气田苏区块的现场应用为例，对水平井压裂技术及其现场应用情况进行了分析与总结。 关键词：水平井分段压裂封隔器苏里格气田水平井因其具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优势，在薄储层、低渗透、稠油油气藏及小储量的边际油气藏等的开发上表现出了突出的优势，成为提高油气井产量和提升油田勘探综合效益的重要手段之一，近年来在我国得到了快速的发展。 然而在低渗透油藏开采中因其渗透率较低、渗透阻力大、连通性较差，导致水平井单井产量也难以提升，难以满足经济开发的要求，水平井增产改造的问题便摆在了工程技术人员的面前。 而水平井分段压裂工艺技术的推广应用为改善水平井水平段渗流条件、提高单井产量了技术支持。 一、我国水平井分段压裂技术现状我国的水平井分段压裂技术及

配套工具的研究起步较晚，国内三大石油公司对于水平井分段压裂技术开展广泛的研究开始与十一五期间，近几年得到了大力的推广应用。 目前国内应用规模较大的水平井分段压裂技术主要包括以下三种：裸眼封隔器分段压裂技术。 年我国在四川广安--井第一次实施了裸眼封隔器分段压裂试验，范文当时是由的技术。 目前该技术在我国的现场应用仍然以国外技术为主，主要采用由、、等公司的装置系统，我国应用总规模约～口，占去了水平井分段压力工艺实施的/左右，分段数最多达到段。 我国在该技术方面上处于研发和现场试验阶段，现场试验分段数能达到段，所采用的压裂材质、加工工艺等方面和国外相比还有一定差距。 水平井水力喷射分段压裂技术。 年，首先由提出了水力喷射压裂工艺方法，并将其应用于水平井压裂。 我国于年在长庆油田引进配套技术，首次成功的完成了靖平井的分段压裂。 目前该技术在我国大部分油田都得到了广泛的现场试验和应用，总实施口数达到口以上，分段数在段以内。 套管完井封隔器分段压裂技术。 该技术在我国应用和研发的规模较大，最全面的范文写作网站且

水平井压裂工艺现状及发展趋势_曾凡辉

[收稿日期]2010 07 02 [基金项目]国家油气重大专项(2008ZX05006 005 002)。 [作者简介]曾凡辉(1981 ),男,2004年大学毕业,博士,讲师,现主要从事压裂酸化理论与现场应用研究工作。 水平井压裂工艺现状及发展趋势 曾凡辉 (西南石油大学地质资源与地质工程博士后科研流动站,四川成都610500) 郭建春,苟 波 (西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500) 袁 伟 (塔里木油田分公司开发事业部油藏工程部,新疆库尔勒841000) [摘要]水平井是薄、低渗透以及小储量边际油气藏开发的有效方式。对于渗透率极低、渗流阻力大、连 通性差的油气藏,往往压开多条裂缝来增加油气渗流能力。水平井段跨度大,压裂时如何实现各段间的 有效封隔,是保证水平井改造有效性需要考虑的重要方面。广泛调研了国内外水平井现有压裂工艺,对 限流法、封隔器分段、封隔器+滑套分段、水力喷射分段、不动管柱滑套式水力喷射分段压裂工艺的特 点、适应性及关键问题进行了讨论,并列举了相关应用实例。针对不同的水平井完井情况,推荐了相适 应的分段压裂改造工艺,对以后水平井压裂改造工艺的选择具有借鉴意义。 [关键词]水平井;压裂;分段压裂;工艺现状;适应性 [中图分类号]T E357 1[文献标识码]A [文章编号]1000 9752(2010)06 0294 05 水平井在开发油气藏过程中具有泄油面积大、单井产量高、储量动用程度高等优点,它是薄储层、低渗透、稠油油气藏以及小储量边际油气藏的有效开发方式。为了进一步提高开采效果,往往需要采取水力压裂工艺对水平井压裂形成多条裂缝增加油气井产量。水平井分段压裂改造的难点在于水平段跨度大,为了实现各改造段间有效封隔,要求分段工具能够 下得去、封得住、取得出 。为此,笔者广泛调研了目前各种水平井分段压裂改造的工艺现状,分析了各种工艺的优缺点,对分段工艺的发展进行了展望,对以后水平井分段压裂工艺的选择具有指导意义。 1 水平井压裂增产机理 水平井压裂后的裂缝形态主要取决于水平井筒轴线方向与地层最大主应力方向的关系。水平井压裂后裂缝形态主要有3种:水平井筒与最大主应力方向平行,形成纵向裂缝;水平井筒与最大主应力方向垂直,形成横向裂缝;水平井筒与最大主应力方向有一定的夹角,形成扭曲裂缝[1]。水平井压裂的增产机理在于压裂改变了渗流模式:压裂前的径向流流线在井底高度集中,井底渗流阻力大;压裂后的流线平行于裂缝壁面,其渗流阻力相对小很多。高渗透、裂缝性储层水平井压裂后形成纵向裂缝有利于提高改造效果,低渗透储层水平井压裂形成横向裂缝对改造有利[2]。 2 水平井压裂工艺现状 为了充分利用水平井开发低渗透油气藏,水平井的压裂施工一般是沿着水平井筒压开多条裂缝。与单裂缝压裂工艺相比,需要解决压开多条裂缝的有效隔离问题。目前压开多裂缝的技术主要有限流法压裂和分段压裂两类。 2 1 限流法压裂 采用套管作为压裂管柱,在低密度布孔前提下,压裂液高速通过射孔孔眼进入储层时会产生摩阻, 294 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2010年12月 第32卷 第6期 Journal of Oil and Gas Technology (J JPI) Dec 2010 Vol 32 No 6

压裂常用概念

体积压裂：stimulated reservoir volume (SRV) 缝网压裂：Fracture network 同步压裂：synchronous fracturing 整体压裂：integral fracturing 体积压裂是指在水力压裂过程中, 使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移, 形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络, 从而增加改造体积, 提高初始产量和最终采收率。 同步压裂技术是指2口或更多的邻近平行井同时压裂，目的是使地层收到更大的压力作用，从而通过增加水力裂缝网的密度，产生一个复杂的裂缝三维网络，同时也增加压裂工作的表面积。同步压裂的收效大，压裂设备利用率高，但是此技术费用高。 在美国体积压裂、同步压裂对页岩气的增产方面应用的比较多。 缝网压裂技术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, 当裂缝延伸净压 力大于储层天然裂缝或胶结弱面张开所需的临界压力时,产生分支缝或净压力达到某一数值能直接在岩石本体形成分支缝,形成初步的缝网系统;以主裂缝为缝网系统的主干,分支缝可能在距离主缝延伸一定长度后又回复到原来的裂缝方位, 或者张开一些与主缝成一定角度 的分支缝,最终都可形成以主裂缝为主干的纵横交错的网状缝系统, 这种实现网状效果的压裂技术统称为缝网压裂技术。 可参考雷群. 用于提高低特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术. 石油学报 而整体压裂个人认为是结合井网而进行的压裂施工。而整体压裂都是针对低渗低压储层进行的压裂技术。 首先，缝网压裂和整体压裂提出是相对于常规低渗透的，体积压裂和同步压裂多在页岩气压裂中提到 整体压裂是针对相应的井网进行压裂优化，比如缝长、缝宽、缝长比等，用于常规低渗透压裂！ 同步压裂，是通过两口以上的井同时压裂，改变了地应力特征（裂缝不再沿最大主应力方向延伸），产生裂缝网络，多应用于页岩气压裂！ 主要是区分缝网压裂和体积压裂：这两者是有区别的，把这两个等同我觉得是有误的！ 缝网压裂提的比较早，只要压裂多裂缝，就是缝网压裂，在常规低渗透以及高渗透储层中都可以应用！ 体积压裂针对是页岩气压裂，压裂的目标不仅是多裂缝，更是SRV——改造的体积，或者要得到最大的裂缝表面积，这是根据页岩气的气储状态而决定的！

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

2019年3月第24卷第2期中国石油勘探 CHINA PETROLEUM EXPLORATION DOI. 10.3969/j .issn.l 672-7703.2019.02.013 玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践 许江文I 李建民I 乌卩元月I 丁坤I 江洪2 （1中国石油新疆油田公司工程技术研究院，2中国石油新疆油田公司开发公司） 摘 要：玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大，但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、 砂体跨度大，压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。针对油藏地质特征与改 造难点，秉承“缝控储量”的理念，拓宽非常规油藏体积压裂认识，通过5年的探索与实践，集成了以细分切割为主 要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结 合，确保段内多簇裂缝高效起裂延展；组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合，在改善裂缝纵向及远端 支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时，实现地层增能蓄能；从而实现了致密砾岩储层的体积改造，确保了压裂 改造的长期有效。该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用，累计在11区块实施水平井86 井次，改造后水平井增产稳产效果显著提升，取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破，有效推动了玛湖油田的整体 开发和规模效益动用。 关键词：玛湖油田；致密砾岩油藏；水平井；细分切割体积压裂 中图分类号：TE357.1 文献标识码：A Exploration and practice of volume fracturing tech no l ogy in horizontal well of Mahu tight conglomerate reservoirs Xu Jiangwen 1, Li Jianmin 1, Wu Yuanyue 1, Ding Kun 1, Jiang Hong 2 (1 Engineering Technology Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company; 2 PetroChina Xinjiang Oilfield Development Company ) Abstract: Mahu tight conglomerate reservoirs have huge potential of tight oil resource and exploitation. Based on the complex reservoir -forming conditions, poor reservoirs property, strong heterogeneity and large sand body span, hydraulic fracturing in this area was facing serious challenges in fracture initiation and proppant placement. Annual production capacity of fractured wells were under expectation. According to the concept of "fracture-controlled reserves", series technologies of subdivision volume fracturing are integrated after 5 years of exploration. High-efficiency initiation and extension of multi-cluster fractures in one section are achieved by using drillability bridge plug segmented, small crack spacing cluster perforation and large displacement inverse mixing injection technologies. The effect of proppant placement and reservoir pressure are improved through multi-scale proppant adding method and increasing the dosage of slippery water to replace the guar gum. The series technologies have been widely applied in 11 blocks and 86 wells in Mahu, including exploration, evaluation and development area. For tight oil reservoir, the fracturing and producing effects have improved and economic development has been realized. Then, development of the total Mahu oilfield is effectively promoted. Key words: Mahu oilfield,tight conglomerate reservoirs,horizontal well, subdivision volume fracturing technology 0引言准鳴尔盆地玛湖凹陷是一个多层系成藏的大型富 坯凹陷。近年来，在二叠系、三叠系致密砾岩油藏勘 探不断获得突破，探明石油地质储量达5.2xl08t [H41o 目前主要开发玛北斜坡和玛西斜坡二叠系百口泉组致 密砾岩油藏，油藏埋深普遍大于3000m,以玛131井 区百口泉组油藏为代表的玛北斜坡致密砾岩油藏物性 差、非均质性强、砂体跨度大、油层分布特征差异大、 地层能量较弱；以玛18井区百口泉组油藏为代表的 基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” （2017ZX05070）。 第一作者简介：许江文（1967-），男，湖南祁东人，硕士，2002年毕业于西南石油大学，教授级高级工程师，现主要从事钻完井 技术研究及油气勘探工作。地址：新疆克拉玛依市胜利路87号中国石油新疆油田公司工程技术研究院，邮政编码：834000。E-mail ： xujw@petrochina . com . cn 收稿日期：2018-09-20；修改日期：2019-01-11

体积压裂形成复杂网络裂缝的影响因素

体积压裂 体积压裂是在水力压裂的过程中，通过在主裂缝上形成多条分支缝或者沟通天然裂缝，最终形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络，增加井筒与储集层接触体积，改善储集层的渗流特征及整体渗流能力，从而提高压裂增产效果和增产有效期。其主要特点有以下几点。 (1) 复杂网络裂缝扩展形态 常规压裂以形成双翼对称裂缝为目的，在致密油藏中垂直于裂缝面方向的基质渗流能力并未得到改善。体积压裂的裂缝是在三维方向卜形成相互交错的网状裂缝或者树状裂缝，在缝网区域形成一定的改造体积，增大了泄油体积。 (2) 复杂渗流机理 油气在复杂缝网中的渗流机理至今仍没有理想的研究成果。文献[7」研究了页岩基质向复杂缝网中的渗流，考虑裂缝中达西流和基质中扩散流的双机理渗流以及压敏性对渗透率的影响，建立了天然裂缝发育的双重孔隙度模型，但求解用拟压力的方法进行了标准简化。目前比较主流的观点是采用分形理论来精确刻画缝网内的渗流特性，利用缝网中主裂缝与次裂缝的自相似性，建v.油气在复杂缝网中的渗流模型。 (3) 裂缝发生错断、滑移、剪切破坏 剪切缝是岩石在外力作用下破裂并产生滑动位移，在岩层表面形成不规则或凹凸不平的几何形状，具有自我支撑特性的裂缝。体积压裂过程中裂缝的扩展形式不是单一的张开型裂缝，当压力低于最小水平主应力时，产生剪切断裂。(4) 诱导应力和多缝应力干扰裂缝发生转向 当裂缝延伸净压力大于2个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易在主裂缝卜产生分叉缝，分叉缝延伸到一定距离后又恢复到原来的裂缝方位，最终多个分叉缝便形成复杂的裂缝网络。 体积压裂能否形成复杂网络裂缝，取决于储集层地质和压裂施工工艺两方面因素。 1.1地质因素 (1)储集层岩石的矿物成分储集层岩石的矿物成分会影响岩石的力学性质，从

水平井段内多裂缝压裂用暂堵剂评价报告

企业简介 东方宝麟科技发展（北京）有限公司，是国内独资石油专业技术服务公司， 主要从事石油技术研发、现场服务与咨询业务，特色业务包括油藏增产措施、水 平井建井优化、油气田开发经济评价及开发决策。著名压裂大师 Michael J. Economides 和美国两院院士 Christine A.Ehlig-Economides 为公司董事及高级技 术顾问，并与美国A&M 大学和休斯顿大学是战略合作伙伴关系。 公司拥有裂缝性储层缝网压裂技术、非常规气藏（致密气、页岩气）体积压 裂技术、低伤害胶塞控制压裂技术、C02清洁压裂液技术、可降解纤维压裂液技 术、超高温清洁压裂液技术、水平井段内多裂缝体积压裂技术、多井同步压裂技 术等多项特色技术，公司还承担或参与体积压裂改造技术的理论研究、软件开发、 压裂液体系研发、工艺创新等国内前沿先进压裂成套技术的科研工作。 目前公司 在国内的主要客户有中国石油、中国石化、中海油、延长石油所属的各大油气田。 塔里木油田 华北袖to ;冀东抽田 「一辽河袖田 丸大爲油田 ? 胜和油田 普吃％田 滇黠蛙沽田

技术原理 裸眼水平井段内多裂缝控制技术是应用专用水溶性暂堵剂在压裂中暂堵前 次缝或已加砂缝，从而造出新的裂缝。 控制技术的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入控制剂， 该剂为粘 弹性的固体小颗粒， 遵循流体向阻力最小方向流动的原则， 控制剂颗粒进入地层 中的裂缝或高渗透层， 在高渗透带产生滤饼桥堵， 可以形成高于裂缝破裂压力的 压差值 ,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或 新裂缝层， 促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。 产生桥堵的控制剂在施工完成 后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。 针对不同储层特性、 不同封堵控制的作用， 经过拟合计算确定不同的有效用 量。通过特殊工艺技术 ,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长 度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。 在一定的用量范围内 （相对小剂量 ）, 可以使支撑剂均匀分布在裂缝中； 在一定的用量范围内 （相对中剂量 ）, 可以控制裂缝的有效缝长； （相对大剂量 ）, 在加砂中或二次加砂前 ,可以形成多裂 缝； （相对大剂量 ）, 可以形成新的裂缝 ,在地应力决定条件下 可以使裂缝方向发生变化。 技术特点 强度高：具有很高的承压能力； 形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好； 可溶性好：在压裂液中可以完全溶解，不造成新的伤害； 有利于返排：内含F 表面活性剂，有利于助排； 方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担； 时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗 粒大小控制。 在一定的用量范围内 在一定的用量范围内