体积压裂与缝网压裂技术解析
石油工程技术 井下作业 石油开发中体积压裂技术的应用
石油开发中体积压裂技术的应用1体积压裂技术现状体积压裂技术的工作原理：自然裂缝在水力压裂施工中不断扩展，在脆性岩体内造成剪切滑动，由此形成人造裂隙，天然裂隙和人造裂隙的交汇，构成裂缝网络，扩大了改造面积，增加初始产能和后期原油的采收率。
实践表明，体积压裂技术在油田开发中的应用是十分有效的。
近年来，由于压裂工艺的革新与发展，使国内原油产量逐年增加。
在过去的10多年里，我国油田采用压裂工艺的次数超过了10万次，同时，原油产量也在逐年上升。
在以往的油田工作中，其工作重点是开发一类、二类油藏，现在，油藏已经从原来的油藏过渡到了三类、四类，所以，常规的压裂技术已不能满足目前的生产要求，要想增加油田的单井生产，必须对原有的采油工艺进行改革，而采用致密油体压裂技术，则能较好地解决这一难题，根据不同的低渗透油藏的渗透率，研发适用范围更广的体积压裂技术，采用斜井多级压裂、多级水力射流压裂等技术进行采油。
2石油开发中体积压裂技术的应用优势2.1创设良好的开采条件在特低渗透油田的采掘中，因为地表对油田的影响很大，所以采掘工人在采掘时一般都采用丛式井，当油井倾角超过15°时，这是很好的采掘条件。
采掘人员要根据有利的井眼、井斜等情况，对有关的压裂参数进行优化，并对射孔进行进一步的优化，从而为区分多条裂缝的压裂创造有利条件。
采用多缝组合压裂技术，可以保证储层中各裂缝相互独立、相互平行，从而达到增产的目的。
另外，由于实施多缝压裂时油井倾角非常合理，因此在油田中不会出现压串、分压的现象。
2.2控制体积压裂的效果当油气田中存在着大量裂缝时，将严重制约着油气田的开发与安全。
为了保证油气田开采的顺利进行，需要在大变形条件下采用这种方法。
如果单井品质非常好，而且夹层很薄，射孔孔径很大，那么最好是用油套混合注水层来压裂，以达到理想的采油效果。
在单井中，2个压裂段之间的间距过大，将影响压裂的精确度。
只有采用双缝法，才能提高压裂的精度。
体积压裂)
压裂液用量(m3) 阶段 累积 2 1 3 4 4 8 5 13 6 19 7 26 24 50 5 55 2 57
MI Energy Corporation
DB22-3井q412号层主压裂施工工序表 表2-1
步 骤 1 2 3 8 9 施工时间 阶段 min 108.3 120.0 110.0 2.7 2.8 累积 min 108.3 228.3 338.3 341.0 343.8 工 序 I型液 II型液 I型液 I型液 I型液 排量 m3/min 6.0 5.0 5.0 6.0 6.0 100目粉 砂 100目粉 砂 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 20-40陶 粒 支 撑 剂 类型 kg/m3 砂比 % 用量 m3 累积 m3 压裂液 用量 m3 650.0 600.0 550.0 16.0 16.7 累积 m3 650.0 1250.0 1800.0 1816.0 1832.7
开钻日期 完钻日期 完钻井深 m 水泥返深 m
固井质量 套管规范mm 射孔枪型 孔 密
人工井底 2373.56 m
套管头至补心 距m
套管 接箍 m
MI Energy Corporation
射孔层段数据
射孔井段(m) 序号 层号 自 2208.7 2192.7 2190.1 2181.9 2156.1 5 61 2154.1 2152.7 0.3 1.4 1.4 16 22 22 至 2204.3 2191.7 2189.1 2180.7 2154.4 11.6 1.6 7.2 24.6 夹层 厚 度(m) 射开 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 有效 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 孔 密（孔 /m） 16 16 16 16 16 孔 数 应射 70 16 16 19 27 实射 70 16 16 19 27
体积压裂复杂裂缝网络模拟研究及应用分析-中文终稿(NXPowerLite)
1、体积压裂改造的储层条件分析
（杨3氏）岩模石量力较学高特、征泊 松 比较低的地层脆性强 ，天然缝较为发育， 且易发生断裂。
第十页，共32页。
1、体积压裂改造的储层条件分析
（4）地应力状况
适当的地应力条件，是形成复杂裂缝网络的有利条件。
（5）天然裂缝
存在天然裂缝是形成复杂缝网的充分条件。 天然缝发育状况、几何尺寸、空间位置决定分支缝的起裂和延伸情况。 大量的天然缝存在，滤失大，需要液量大、排量大（国外页岩气压裂单 段使用液量达到7000m3，排量达到21m3/min）。
②即使储层具有天然缝 ，在地应力变化剧烈（应力差较大）或者是施工参数变化（
排量较小）时，也不一定会形成裂缝网络。
第二十七页，共32页。
5、体积压裂复杂裂缝延伸数学模型研究
天然裂缝的条数、分布密度、物性参数的非均质性将使得分支裂缝起裂与延
3）伸复计杂算裂更缝加困网难络。模拟计算难点
当多条分支缝同时开启和扩展时，对每条裂缝几何尺寸的计算将使得模拟难度和计
5、体积压裂复杂裂缝延伸结果分析
1）裂缝延伸角水变平地化应关力系相等，延
伸角不受缝内净压影 响。
净压力增加，延 伸角变小
应力差增加，延伸角增大。
第二十页，共32页。
MPa
5、体积压裂复杂裂缝延伸结果分析
2）裂缝延伸压力变化关系
延 伸 所 需 净 压 力 （
）
延伸净压力随裂缝半径增大而减小；夹角对延伸净压力影响较小。
复合型裂缝起裂与延伸 判定准则
裂缝面法线与X轴
↗
夹角
↘
↗
地应力差
↘
↗
裂缝半径
↘
↗
缝内实际压力
体积压裂技术在石油开发中的应用
根据相关统计，发现我国低渗低压油气藏占量非常多，实现对其的开采和利用，能够有效缓解我国目前石油资源的紧张局面，该类石油开发存在一定难度，可以在开发当中积极应用体积压裂技术，全面提高石油开发效率。
一、体积压裂技术概述常规压裂增产理念主要是在压裂时抑制次生裂缝的扩展，主要形成一条主裂缝，产能源自裂缝的高渗流能力；体积压裂与常规压裂改造理念相反，压裂时通过各种工艺形成更多的裂缝，沟通更大的渗流区域，充分发挥主裂缝和天然裂缝增产优势。
当水力压裂时人工裂缝中产生的裂缝延伸净压力大于储层本身存在的最大最小应力差值，以及储层天然裂缝或者胶结面张开需要的临界压力时，人工裂缝就有极大机会在储层中出现多个分支缝，人工主裂缝和分支缝相互穿过，扭曲，交叉，形成初步的缝网结构。
这种结构类似与多裂缝形态，但比多裂缝稍显复杂，缝网仍然以主裂缝为主体，分支缝分布在主裂缝周围。
当主裂缝延伸一定长度以后，其缝内净压力小于应力差时，其分支裂缝会闭合，或者张开一些与主裂缝成一定角度的分支缝，裂缝形态会回归到主裂缝形态。
形成的这种主裂缝与分支缝不断交错分布的裂缝形态就叫做缝网，实现这种裂缝形态的压裂技术被称作体积压裂技术。
二、体积压裂技术在石油开发中的应用1.裂缝封堵压裂技术裂缝封堵技术包括缝内封堵以及缝口封堵。
缝内封堵与“端部脱砂”压裂技术核心机理类似，均是通过一定的裂缝封堵来增加裂缝中的净压力。
缝内封堵相对更加注重微观，天然裂缝发育储层，压裂时一般会开启多条裂缝并同时延伸，裂缝之间相互作用，裂缝狭窄，不利于加砂压裂提高砂比，对支撑剂颗粒大小要求较高，同时还增加了液体的滤失作用。
其一般采用粉砂或者缝内暂堵剂对主裂缝进行封堵，缝内净压力逐渐升高，达到一定程度便可改变原有裂缝走向，产生分支裂缝。
采用缝内暂堵进行缝网压裂时，缝网系统由人工主裂缝与天然裂缝或弱面形成的次生网络组成。
缝口封堵，常常也叫缝口暂堵压裂，其技术伴随着多簇射孔压裂而发展，通过北美页岩气生产测井分析，大约50%的射孔簇无效，29%的射孔簇低效，而21%的射孔簇贡献了70%的产量。
体积压裂技术在油田开发中的适用性分析
体积压裂技术在油田开发中的适用性分析体积压裂技术，是一种常用于油田开发的井下作业技术。
其主要原理是通过注入高压液体或气体来打破油层中的裂缝，从而提高油井的产量。
本文将从地质条件、油层特征、工程技术和经济效益等方面对体积压裂技术在油田开发中的适用性进行分析。
体积压裂技术的适用性受到地质条件的制约。
在地质条件较好的油田中，油层裂缝发育、孔隙度高、渗透性好，适合采用体积压裂技术。
地层稳定性较好、地质构造简单、地应力状态适宜的油田也较容易实施体积压裂技术。
而在地质条件较差的油田中，如硬层岩石、页岩等，体积压裂技术的应用可能受到限制。
油层特征对体积压裂技术的适用性有一定影响。
油层的裂缝发育情况和孔隙度是衡量体积压裂技术适用性的重要指标。
油层中裂缝发育较好、孔隙度高的情况下，通过体积压裂技术可以更充分地利用油层资源，提高采收率。
油层的渗透性也是影响体积压裂技术适用性的因素。
如果油层的渗透性较差，即使进行体积压裂，也可能无法达到预期的效果。
工程技术对体积压裂技术的适用性也有一定影响。
首先是液体或气体的压裂剂的选择。
不同的油田和地质条件需要选择不同的压裂剂，以达到最佳的压裂效果。
其次是压裂液的注入方式和注入井网的设计，这将直接影响到体积压裂技术的实施效果。
合理的井距、井网布局以及合适的压裂参数设置也是决定体积压裂技术适用性的关键。
经济效益是评价体积压裂技术适用性的重要指标之一。
体积压裂技术的实施需要相对较高的投资，包括井下施工设备、压裂剂、人力资源等。
只有在预计的油井增产量能够弥补投资成本，并获得一定的盈利时，体积压裂技术才具备较高的经济效益和可行性。
体积压裂技术在油田开发中的适用性需要综合考虑地质条件、油层特征、工程技术和经济效益等因素。
只有在适合的地质条件下，油层具备一定的裂缝发育和渗透性，并且工程技术能够合理实施，并具备一定的经济效益时，体积压裂技术才能得到有效应用，并提高油田的开发效果。
压裂技术详解
压裂技术详解压裂技术详解第一节压裂设备1．压裂车：压裂车是压裂的主要设备，它的作用是向井内注入高压、大排量的压裂液，将地层压开，把支撑剂挤入裂缝。
压裂车主要由运载、动力、传动、泵体等四大件组成。
压裂泵是压裂车的工作主机。
现场施工对压裂车的技术性能要求很高，压裂车必须具有压力高、排量大、耐腐蚀、抗磨损性强等特点。
2．混砂车：混砂车的作用是按一定的比例和程序混砂，并把混砂液供给压裂车。
它的结构主要由传动、供液和输砂系统三部分组成。
3．平衡车：平衡车的作用是保持封隔器上下的压差在一定的范围内，保护封隔器和套管。
另外，当施工中出现砂堵、砂卡等事故时，平衡车还可以立即进行反洗或反压井，排除故障。
4．仪表车：仪表车的作用是在压裂施工远距离遥控压裂车和混砂车，采集和显示施工参数，进行实时数据采集、施工监测及裂缝模拟并对施工的全过程进行分析。
5．管汇车：管汇车的作用是运输管汇，如；高压三通、四通、单流阀、控制阀等。
第二节压裂施工基本程序1．循环：将压裂液由液罐车打到压裂车再返回液罐车。
循环路线是液罐车-混砂车-压裂泵-高压管汇-液罐车，旨在检查压裂泵上水情况以及管线连接情况。
循环时要逐车逐档进行，以出口排液正常为合格。
2．试压：关死井口总闸，对地面高压管线、井口、连接丝扣、油壬等憋压30-40Mpa，保持2-3min不刺不漏为合格。
3．试挤：试压合格后，打开总闸门，用1-2台压裂车将试剂液挤入油层，直到压力稳定为止。
目的是检查井下管柱及井下工具是否正常，掌握油水的吸水能力。
4．压裂：在试挤压力和排量稳定后，同时启动全部车辆向井内注入压裂液，使井底压力迅速升高，当井底压力超过地层破裂压力时，地层就会形成裂缝。
5．支撑剂：开始混砂比要小，当判断砂子已进入裂缝，相应提高混砂比。
6．替挤：预计加砂量完全加完后，就立即泵入顶替液，把地面管线及井筒中的携砂液全部顶替到裂缝中去，防止余砂乘积井底形成砂卡。
7．反洗或活动管柱顶替后立即反洗井或活动管柱防止余砂残存在井筒封隔器卡距之内，造成砂卡。
石油开发技术中的体积压裂技术探讨
石油开发技术中的体积压裂技术探讨作者：赵飞雄钟壮壮来源：《科学与信息化》2017年第13期摘要社会经济的快速发展，人们生活水平的不断提高，社会对能源的需求越来越大，这对石油勘探和开采技术提出了严峻挑战。
要想满足社会对石油能源的高需求量，就必须充分利用各种能够利用的石油开发技术，科学合理地对石油能源进行开采。
体积压裂技术能够在低渗透油田石油开发过程中起到非常明显的开采效果，而低渗透油田的开发又是我国石油开发中的重点项目的重要组成部分，所以对于低渗透油田开发中体积压裂技术的应用进行探析是非常有必要的。
关键词体积压裂技术；油田开采；技术应用1 体积压裂技术的内容分析1.1 体积压裂技术的基本定义体积压裂技术通常指的是水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张，使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，以此来增加改造体积，进而提高初始量和采收率。
1.2 体积压裂技术的改造条件由于开发过程中有着特别的技术要求，因此在油田的应用开发上有着自己的改造条件。
一般而言，体积压裂技术在实施过程中主要有三个方面的改造条件，具体内容如下：第一，实施体积压裂技术岩层地带需要有一定的天然裂缝发育带，只有这样，体积压裂技术在应用之后才能够存进油田的渗流。
第二，在体积压裂技术实施之前，技术人员应当对即将要改造的储层岩石进行检验，确定岩层中的二氧化硅含量，含有二氧化硅的岩层脆性都比较好，从而方便后期工作开展过程中对岩石进行脆性断裂，而体积压裂技术在实施期间需要对岩石进行破坏剪切程序，使得岩石形成网状缝和多裂缝，以此提高裂纹的规模。
第三，如果储层压裂不适合开展，则需要配合利用大型滑动水压裂技术。
比如，天然裂缝若对水较为敏感，这就间接地说明了流体压裂液的作用效果更好，更为关键的是滑翔水的黏度相对较低，进入到天然裂缝之后，能够有效地扩散到其他区域，从而增添了岩层的水容量。
2 体积压裂技术的适用范围我们都知道体积压裂技术是用来提高低渗透压油田的产量的，低渗透压的油田是不适合直接开采的，直接开采的话产量会很低，油田的效益很低。
体积压裂与缝网压裂技术
合格
139.7 0
102
不同壁 厚mm 下深m
P110*7.72 2119.97； P110*7.72 2121.56； 套管鞋
2117.232118.842385.51；
水泥返深 m
1678.0
孔密
16
人工井底 m
2373.56
套管头至补心 距m
4.8
套管 接箍
m
MI Energy Corporation
MI Energy Corporation
MI Energy Corporation
MI Energy Corporation
地理位置
油井基础数据
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
完钻日期
2006.6. 16
完钻井深 m
2386.0
固井质量 套管规范mm
射孔枪型
10.0 50.0 40.0
71.4
80.0
28.6
5.6 10.1
84.57
累积 m3 650.0 1250.0 1800.0 1816.0 1832.7
1842.7 1892.7 1932.7
2004.1
2084.1
2112.7
2118.3 2128.4
DB22-3井q412号层主压裂施工工序表 表2-2
MI Energy Corporation
目录
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。
MI Energy Corporation
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。
体积压裂
体积压裂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。
1.1 体积压裂机理体积压裂的作用机理：通过水力压裂对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，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支形成二级次生裂缝，以此类推，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络。
从而将可以进行渗流的有效储层打碎，实现长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，提高初始产量和最终采收率。
体积压裂的提出，是基于体积改造这一全新的现代理论而提出。
体积改造理念的出现，颠覆了经典压裂理论，是现代压裂理论发展的基础。
常规压裂技术是建立在以线弹性断裂力学为基础的经典理论下的技术。
该技术的最大特点就是假设压裂人工裂缝起裂为张开型，且沿井筒射孔层段形成双翼对称裂缝。
以1条主裂缝实现对储层渗流能力的改善，主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的“长距离”渗流，最大的缺点是垂向主裂缝的渗流能力未得到改善，主流通道无法改善储层的整体渗流能力。
后期的研究中尽管研究了裂缝的非平面扩展，但也仅限于多裂缝、弯曲裂缝、T 型缝等复杂裂缝的分析与表征，但理论上未有突破。
而“体积改造”依据其定义，形成的是复杂的网状裂缝系统，裂缝的起裂与扩展不简单是裂缝的张性破坏，而且还存在剪切、滑移、错断等复杂的力学行为（图1）。
1.2 体积压裂的地层条件1)天然裂缝发育，且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。
在此情况下，压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直，容易形成相互交错的网络裂缝。
天然裂缝的开启所需要的净压力较岩石基质破裂压力低50%。
同样，有模型研究复杂天然裂缝与人工裂缝的关系，以及天然裂缝开启的应力变化等，建立了天然裂缝发育与扩展模型，研究表明，在体积改造中，天然裂缝系统会更容易先于基岩开启，原生和次生裂缝的存在能够增加复杂裂缝的可能性，从而极大地增大改造体积。
缝网压裂机理研究与认识[优质借鉴]
![缝网压裂机理研究与认识[优质借鉴]](https://img.taocdn.com/s3/m/8dd5b28102020740bf1e9b7d.png)
西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室
2012年4月
优质材料
1
汇报提纲
一. 什么是缝网压裂 二. 能不能形成缝网 三. 怎样才能够形成缝网 四. 如何形成缝网 五. 缝网压裂实例分析
优质材料
2
一. 什么是缝网压裂？
1984：Warpinski通过矿场试验首次发现压裂形成主裂缝与复杂分支裂缝同时延伸， 提出了Zone of Fractures的概念。
(4) 水平应力差越小，相交角越小，水力裂缝转向延伸需要的净压力越低；
总体上说，低相交角和低应力差有利于远场缝网的形成，而高相交和高应力差将更容易形 成对称双翼裂缝。
优质材料
22
四. 如何形成缝网？
水力裂缝相交天然裂缝后的延伸分析
清水（1mPa.s）
弱交联压裂液（50mPa.s）
(1) 随着作业液体体系的黏度越来越高，水力裂缝转向延伸角范围逐渐缩小；
1986：Blanton 通过物理模拟实验首次发现并提出水力裂缝相交天然裂缝后，水力 裂缝可能存在穿过、转向、穿过和转向3种状态。
水力裂缝相交天然裂缝后的延伸模式（Blanton）
优质材料
3
一. 什么是缝网压裂？
1999： Mahrer认为天然裂缝性地层压裂将形成Network Fractures 。 2000： Beugelsdijk通过物理模拟实验证实了Network Fractures的存在。
流体黏度低 规模大
优质材料
18
Y (m)
Y (m)
四. 如何形成缝网？
缝网形成示意图
σh σH
σh σH
方
方
方
向
向
体积压裂和缝网压裂
Mayerhofer 等 人 （ 2006 ） 在 研 究 Barnett 页 岩 水 力 压裂微地震特征时， 首 次 提 出 Stimulated Reservoir Volume （SRV） 即“改造 油藏体积”的概念
Mayerhofer 等 人 （ 2008 ） 首 次 在 论 文标题中提出“什 么是油藏改造体积” 的问题，并通过对 Barnett 页 岩 某 累 积 产量的对比分析， 进一步验证了改造 体积越大，增产效 果越好的观点。
Fisher的研究
产量与水平段长度相关性差 SPE 90051
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Fisher的研究
产量与液量无相关性 SPE 90051
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汇报提纲
体积压裂概念
Frac-China
体积压裂发展历程 体积压裂关键技术及设计 体积压裂与常规压裂对比 国内成功案例
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国内成功案例
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汇报提纲
体积压裂概念
Frac-China
体积压裂发展历程 体积压裂关键技术及设计 体积压裂与常规压裂对比 国内成功案例
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体积压裂发展历程
Fisher （ 2004 ） 总 结 Barnett 页 Maxwell、Fisher 岩 直 井 压 裂 裂 总结水力裂缝 缝分布特征， 空间分布特征， 提出“通道长 第一次提出非 度”和“通道 宽度”概念 对称分布
【压裂】体积压裂机理及3D动画演示
【压裂】体积压裂机理及3D动画演⽰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。
⼀、体积压裂机理体积压裂的作⽤机理：通过⽔⼒压裂对储层实施改造，在形成⼀条或者多条主裂缝的同时，使天然裂缝不断扩张和脆性岩⽯产⽣剪切滑移，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⽀形成⼆级次⽣裂缝，以此类推，形成天然裂缝与⼈⼯裂缝相互交错的裂缝⽹络。
从⽽将可以进⾏渗流的有效储层打碎，实现长、宽、⾼三维⽅向的全⾯改造，增⼤渗流⾯积及导流能⼒，提⾼初始产量和最终采收率。
体积压裂的提出，是基于体积改造这⼀全新的现代理论⽽提出。
体积改造理念的出现，颠覆了经典压裂理论，是现代压裂理论发展的基础。
常规压裂技术是建⽴在以线弹性断裂⼒学为基础的经典理论下的技术。
该技术的最⼤特点就是假设压裂⼈⼯裂缝起裂为张开型，且沿井筒射孔层段形成双翼对称裂缝。
以1条主裂缝实现对储层渗流能⼒的改善，主裂缝的垂向上仍然是基质向裂缝的“长距离”渗流，最⼤的缺点是垂向主裂缝的渗流能⼒未得到改善，主流通道⽆法改善储层的整体渗流能⼒。
后期的研究中尽管研究了裂缝的⾮平⾯扩展，但也仅限于多裂缝、弯曲裂缝、T 型缝等复杂裂缝的分析与表征，但理论上未有突破。
⽽“体积改造”依据其定义，形成的是复杂的⽹状裂缝系统，裂缝的起裂与扩展不简单是裂缝的张性破坏，⽽且还存在剪切、滑移、错断等复杂的⼒学⾏为（图1-1所⽰）。
图1-1 体积压裂⽰意图⼆、体积压裂的地层条件（1）天然裂缝发育，且天然裂缝⽅位与最⼩主地应⼒⽅位⼀致。
在此情况下，压裂裂缝⽅位与天然裂缝⽅位垂直，容易形成相互交错的⽹络裂缝。
天然裂缝的开启所需要的净压⼒较岩⽯基质破裂压⼒低50%。
同样，有模型研究复杂天然裂缝与⼈⼯裂缝的关系，以及天然裂缝开启的应⼒变化等，建⽴了天然裂缝发育与扩展模型，研究表明，在体积改造中，天然裂缝系统会更容易先于基岩开启，原⽣和次⽣裂缝的存在能够增加复杂裂缝的可能性，从⽽极⼤地增⼤改造体积。
页岩油水平井体积压裂缝网波及体积评价新方法及应用
征矿场尺度缝网波及体积,同时页岩油发育多尺度 微纳米孔隙[22-23] ,压裂液在储层孔隙中的渗吸波 及体积是影响油水置换效率和稳产能力的重要因 素[24-25] , 矿 场 尺 度 尚 无 表 征 方 法[26-34] 。 因 此, 基 于矿场数据,耦合关键地质工程参数,建立缝网改 造体积预测模型,并利用多尺度孔隙渗吸模型定量 表征缝网渗吸体积,进而得到适合盆地页岩油缝网 波及体积计算方法,以期为同类非常规储层高效开
以室内实验结论为基础,收集了庆城油田 35 口水平井 366 段体积压裂单段和全井段微地震监 测数据,典型井监测结果如图 3 所示( 图中不同颜 色的圆点表示不同压裂段裂缝扩展信号微地震监 测事件点)。 综合室内真三轴水力压裂物理模拟 实验及微地震监测数据可知,研究区体积改造裂缝 总体呈现条带状缝网形态,形态类似“ 仙人掌” 。
事非常规油气储层改造方面的研究与管理工作。 通讯作者:陶亮(1986—) ,男,工程师,2010 年毕业于东北石油大学石油工程专业,2019 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,获博士学位,现主要
从事非常规油气储层改造方面的研究工作。
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特种油气藏
第 30 卷
0 引 言
中国页岩 73小层以泥页岩为主,是风险勘探攻关试验 的主要目标[5] 。
盆地页岩储层埋深为 1 600 ~ 2 200 m,基质渗 透率为 0. 11 ~ 0. 14 mD,孔隙度为 6% ~ 12%,含油 饱和度为 67. 7% ~ 72. 4%,压力系数为 0. 77 ~ 0. 84。 研究 区 页 岩 油 样 品 脆 性 指 数 主 要 为 35. 0% ~ 45. 0%,平均为 43. 3%, 水平应力差主要为 4. 0 ~ 6. 0 MPa,平均为 5. 1 MPa。 对比北美二叠盆地和 中国其他页岩油储层,研究区页岩油储层具有岩石 脆性指数低和水平应力差相对较高的特点[21] 。
体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究
体积压裂水平井缝网渗流特征与产能分布研究袁彬;苏玉亮;丰子泰;徐晨;薛继超;鲁明晶【摘要】指出水平井体积压裂技术可大幅扩大致密油藏泄流面积,提高最终采收率.为直观反映体积压裂水平井的渗流特征,基于优化得到次裂缝参数,利用流线模拟法研究体积压裂水平井流线场及饱和度场分布特征,分析缝网产能分布及含水上升规律.研究表明,水平井体积压裂次裂缝最优穿透比为0.35;整个渗流区域先后经历缝网附近线性流、缝网附近拟径向流和油水井连通后拟径向流等阶段；剩余油主要分布在注水井间压力平衡区及缝网间低压区；次裂缝可改善段间剩余油分布,各级缝网产油贡献差别不大,压裂缝网越靠外端产液贡献越大但见水越早,产油贡献低于水平井中部缝网.【期刊名称】《深圳大学学报（理工版）》【年(卷),期】2013(030)005【总页数】6页(P545-550)【关键词】低渗透油田开发;致密油藏;体积压裂;水平井;次裂缝;流动阶段;产能分布【作者】袁彬;苏玉亮;丰子泰;徐晨;薛继超;鲁明晶【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE348缝网压裂是在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成2 级及更多级次生裂缝，最终实现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［1-5］.若成藏压力较高，加之采用缝网压裂技术压出网络裂缝，使储集层孔喉与裂缝达到极大限度的沟通，导流能力极大增强，储集层渗流阻力减小，使低渗透致密储集层渗流启动压力梯度自然“消失”，流体流动将表现出无“启动压力梯度”的特征［6-10］.在实施“体积改造”过程中，由于储集层形成复杂裂缝网络，使储集层渗流特征发生了改变，主要体现在基质中的流体可以“最短距离”向各方向裂缝渗流，然后从裂缝向井筒流动，然而，缝网压裂后次生裂缝网络密度、延伸距离、作用范围和渗流特征都能显著影响基质流动的“最短距离”［11-14］. 因此，针对致密储集层，明确缝网压裂次生裂缝网络的几何参数、渗流特征及缝网产能贡献对于确定缝网压裂施工排量、砂比、压裂液黏度和净压力等参数，形成最优“缝网”系统，快速推动“立体体积改造技术”和“裂缝转向技术”，促使致密油气藏的高效开发至关重要［15-17］. 为此，本研究基于流线模拟技术，探讨流体质点在水平井缝网压裂复杂缝网渗流环境的运动规律，及油藏空间压力场变化规律，明确缝网尤其次生裂缝对缝网压裂增产的影响及渗流特征，为认清缝网压裂水平井在开发超低渗油藏中的渗流规律提供理论依据.1 缝网压裂水平井缝网渗流特征油藏注水开发过程中，流线轨迹由源(注水井)入汇(采油井)，与等压线垂直. 一系列流线构成流线场，可直观反映油藏各流体质点在某一时刻的渗流情况，其疏密程度一定程度反映复杂油藏空间中不同位置流体质点在该时刻的渗流特征. 通过ECLIPSE 流线模拟方法，使流体沿着流线在压力梯度方向运移，形成自然运移网络，追踪油、水在油藏中的移动. 本次流线模拟采用油水两相模型，模拟超低渗油藏参数为:平均油层厚度为15 m，平均渗透率0.6 ×10-3 μm2，平均孔隙度为12.4%，地层原油黏度为1.18 mP·s，原始地层压力16.7 MPa，原始含油饱和度为54%，地面原油密度0.835 g/cm3. 模拟采用水平井采油和直井注水的5点井网，井距为160 m，排距为310 m，水平段长度为800 m，缝网压裂8 级，主裂缝长320 m，主/次裂缝导流能力40/4 μm2·m，以注采平衡方式开采，注水井最大井底流压40 MPa，生产井最低井底流压8 MPa，产液量上限为50 m3/d.图1 水平井缝网压裂改造示意图Fig.1 Schematic diagram of volume-fracturing horizontal well在井网形式、水平段长度和压裂段数一定的情况下，首先确定次生裂缝的合理参数，并在此基础上进行渗流特征及产能分布研究. 由于次裂缝密度主要受天然裂缝密度控制［18-20］，因此，设模型次裂缝密度0.025 条/m. 研究主要针对次裂缝延伸带宽优化，先保持其他参数不变，改变次裂缝带宽0、10、30、50、70 和90 m，得水驱特征曲线如图2.图2 不同缝网带宽下缝网压裂水平井水驱规律曲线Fig.2 Water flooding curveof horizontal well with of different network width由图2 可知:①随次裂缝延伸带宽增大，开发末期(含水率95%)缝网压裂水平井采出率越大，但当次裂缝延伸带宽大于70 m 后，采出率的增加不再明显，采出率比分段压裂水平井(缝网带宽0 m)提高约10%;②相同采出率下，次裂缝延伸带宽越大，缝网压裂水平井含水率越低;但当次裂缝带宽大于70 m 后，含水降幅明显变小. 研究表明，增大次裂缝延伸带宽，有利于改善油藏水驱效果，提高致密油藏的最终采收率. 因此，在该5 点井网井排距和水平段长度下，缝网压裂水平井最优次裂缝延伸带宽为70 m，穿透比约0.35.致密油藏缝网压裂水平井注水开发过程中，其渗流可分为3 个阶段，但与常规分段压裂水平井流线形态存在差异:1)缝网附近线性流. 流线垂直于压裂裂缝，以线性流方式流入水平井井筒，形成垂直裂缝线性流，见图3 (a)和图3 (b). 由于次裂缝的存在，缝网压裂线性流明显复杂，流线纵横交错，表明缝网压裂较分段压裂裂缝两侧区域流体明显加速流入井筒.2)缝网附近拟径向流. 缝网段与段间流线较为密集，同时流线以缝网指端为中心呈径向散射状，见图3 (c)和图3 (d). 缝网压裂缝网内部平行次裂缝流线密集，表明此时缝网压裂除流线连接区域的流体开始流动外，缝网内部流动强度要强于分段压裂.3)油水井连通后的拟径向流:油水井井流线沟通，压力波及整个油藏，整个区域的流动近似看成平面径向流;缝网压裂较分段压裂明显存在平行主、次裂缝流线，次裂缝沟通缝间，流线明显富集，缝间流体流动加强.图4 为缝网压裂水平井在开发初期、中期(含水率约80%)和末期(含水率大于95%)的流线场和饱和度场分布. 结果表明:①开发初期. 流线形态以平行主次裂缝的线性流和缝网附近拟径向流为主，饱和度场形成以水平井及缝网为中心的椭圆形区域，注水井附近压力较高;②开发中期. 油水井间流线连通，流线呈平面拟径向流形态，流线富集，注水前缘首先突破外端缝网、裂缝指端及次裂缝，并逐渐推进，剩余油形成以水平段为中心的十字形分布，水平井中部两侧高含油饱和度分布范围广;③开发末期. 流线大部分富集水平井最外端缝网内外侧，中部附近流线明显稀疏，仍存在平行次裂缝流线，注入水沿裂缝形成优势通道导致缝网段间流线减少，剩余油主要分布在注水井间及缝网段间，但次裂缝的存在使得段间剩余油富集不再明显. 图3 缝网压裂与分段压裂水平井不同流线形态特征Fig.3 Different streamline characteristics of volume-fractured and multiple-fractured horizontal well 2 缝网产能分布与产水上升规律分析图5 缝网压裂水平井的不同位置缝网产液量分布曲线可知，除水平井中部缝网外，其他位置各缝网产液量均先减少后增加至趋于稳定;中部缝网产液量先减后增，然后趋于稳定;在水驱前缘位未到达缝网之前，产液量主要来自近井带流体，且随地层压力下降，产液量逐渐减少;水驱前缘突破缝网后，即各缝网产液量最低点对应时刻，注入水与压裂缝网间形成优势通道，产液量逐渐增大至趋于稳定;注入水首先突破外端缝网，外端缝网产液量增大，而中间缝网供液能力最差，产液量贡献最小(不同位置缝网累积产油贡献率如图6)，由于定产液量生产导致后期产液量下降至趋于稳定.图4 缝网压裂水平井不同开发阶段渗流场图Fig.4 Fluid flow field figures of volume-fractured horizontal well at different time由图6 可知，水平井最中间缝网贡献率最高(32%)，最外端缝网次之(27%)，其他位置缝网贡献相当(20%)，主要因为外端缝网见水早，后期含水率高，产油量偏低;而外端缝网见水见效后有利中间缝网附近剩余油驱替，而此时中间缝网含水率低，产油量增加.图5 缝网压裂水平井不同位置缝网产液分布曲线Fig.5 Fracture network liquid production distribution curve at different position of horizontal well图6 体积压裂水平井不同位置缝网产液产油贡献率Fig.6 Fracture network liquid ＆ oil production at different position of horizontal well图7 和图8 为缝网压裂水平井不同位置缝网的产油分布和含水上升曲线，结果表明，低渗透油藏注水开发初期，缝网压裂水平井最外端缝网产油量最大，之后迅速下降，后期见水后含水率迅速上升，产油量趋于稳定;越靠近水平井中部的缝网初期产油量越低，随之略有增加后迅速下降，见水后趋于稳定;端部缝网见水之后中部缝网见水之前，中部缝网附近压力上升，但含水率增加不明显，产油量增加，生产中后期(含水率80% ～90%)中部缝网产油量高于外端缝网;中部缝网见水后，含水率迅速上升，产油量下降渐趋稳定，达到与外端缝网产油量相当的水平，其低含水生产期最长，外端缝网含水达95%时，中部缝网仅约58%.图7 缝网压裂水平井不同位置缝网产油分布曲线Fig.7 Fracture network oil production distribution curve at different position of horizontal well图8 体积压裂水平井不同位置缝网含水上升曲线Fig.8 Fracture network water cut rising curve at different position of horizontal well结语综上可知，水平井缝网压裂技术可明显改善致密油藏注水开发效果，提高最终采收率，其缝网特征、渗流特征及产能分布主要有:1)在本例中，水平井缝网压裂次裂缝带宽最优穿透比约0.35，整个渗流过程分3个阶段，缝网附近线性流、缝网附近拟径向流和油水井连通后拟径向流;2)随着开发时间延续，缝网压裂水平井外端缝网与注水井间流线越密集，水平井中部及缝网间流线相对稀疏，剩余油主要分布在注水井间压力平衡区及缝网间低压区，次裂缝的存在可明显改善缝网间低压区剩余油分布;3)不同位置的缝网产能及含水上升不同. 最外端缝网产液水平最高，含水率也高，导致产油能力低于中部缝网，外端缝网见水后上升速度较快.因此，合理优化缝网裂缝参数设计，保持各缝网间产液/油量均匀分布和减缓外部缝网含水上升速度是高效发挥缝网压裂在致密油藏开发优势的关键.参考文献/ References:［1］Chen Zuo，Xue Chengjin，Jiang Tingxue，et al. 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缝网压裂技术介绍(nfst)-100822
缝网输入界面
缝网输入界面
可对缝网的范围、角度、密度、特定层位、启裂级别等定义
缝网输入界面
TVD m 3474.4 Strike Angle Alpha 90 Dip Angle Beta 90 Segments X Distance (m) Fracs /m 50 0.400 3561.7 Click each layer to define fractures
Unconventional Gas Unconventional Sources of Gas
• Unconventional Gas - Tight Gas - Shale Gas - CBM – - Gas Hydrates
– • Improved technology permits access to – previously uneconomic resources –
缝网的发育模拟
模拟的裂缝宽度
缝网发育的实例
? ? ? ?
Har dRock Log_Str ess ( MPa) 3650 T VD ( m ) 3700
Frac 1
????
Measured Data Simulated Data
3750
Har dRock
0
100 200
240
1 4 0 4 0 .0 0
4 5 .0 0 1 5 .0 0 -1 5 .0 0
K ppm
2 .0 0 1 8 .5 1 3 5 .0 2 0 .3 3 6 .9 5 1 3 .5 7
R D Oh m m PER M m D
1 0 .0 0 10000 0
48 Pcl ( MPa)
68 0 E ( MMpsi)
油田开发中体积压裂技术的重要应用
油田开发中体积压裂技术的重要应用采用体积压裂技术对油藏进行开采的过程中，由于水力压裂的存在会导致一系列裂缝的产生，这些裂缝本身就具有高导流的能力，而在这些裂缝的周围会自然形成形状复杂不可预测的缝网，目前没有合适的技术能够较为准确的探测清楚复杂缝网的几何形状与分布位置，这也对考虑导流能力，分析各项性能参数对产能产生的影响带来了很大的困难。
地应力存在的差异会直接导致水平井长度不同，体积压裂后产生的每一条裂缝在长度、导流能力、条数等各个属性上都存在一定的差别。
裂缝与裂缝之间通常也不是隔离开的，而是会产生一定的关联性，相互影响。
在这种背景下采取合理有效的措施对体积压裂水平井进行产能预测是压裂技术不得不面对的技术关卡。
本文就油田开采中体积压裂技术的运用进行深入地探究。
标签：油田开采;体积压裂技术;运用社会经济的迅猛发展，人民群众的生活水平日益加强，社会发展对于能源的需求量不断增加，其对于油田勘查与开采技术等均有着更加高的要求。
若想达到社会对于石油资源的需求，便需要合理应用各式各样的油田开采技术，针对石油资源实施科学高效的开采。
体积压裂技术可以在低渗透油田开采环节发挥出极其重要的作用，然而低渗透油田的开采是我们国家油田开采最为关键的构成部分，因此针对低渗透油田开采环节体积压裂技术的运用实施探究有着极为重要的意义。
伴随社会经济的迅速发展与科技不断的变革创新，油田开采在我国经济工程项目当中所占据的比例日益提升，同样越来越多的先进技术广泛运用于油田开采过程中。
1.体积压裂技术概述体积压裂所指的是在水力压裂环节，以使得自然裂缝逐渐外扩与脆性岩石形成剪切滑移，以产生人工裂缝和自然裂缝互相交叉的裂缝体系，进而能够加大改造的体积，加强最初的产量与最后的开采率。
体积压裂的工作原理如下：经过水力压裂针对储藏层进行改建，在产生一条又或是几条主裂缝的时候，以使得自然裂缝逐渐外扩与脆性岩石形成剪切滑移，以达到对于岩石层理、自然裂缝的链接，及在主裂缝的两端产生相应的次裂缝，同时在此裂缝种持续不断的散发以产生二级次裂缝，长此以往，产生人工裂缝和自然裂缝互相交叉的裂缝体系。
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。
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，从而影响裂缝的起裂方式和延伸路径。
研究证明，硅质含量较高、且钙质填充天然裂缝发育的页岩最易形成复杂缝网，增产效果好。
黍占土矿物含量较高的页岩或者缺少硅质和碳酸盐岩夹层的储集层实现体积压裂非常困难‘2’。
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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。
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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。
开钻日期 完钻日期 完钻井深 m 水泥返深 m
固井质量 套管规范mm 射孔枪型 孔 密
人工井底 2373.56 m
套管头至补心 距m
套管 接箍 m
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射孔层段数据
射孔井段(m) 序号 层号 自 2208.7 2192.7 2190.1 2181.9 2156.1 5 61 2154.1 2152.7 0.3 1.4 1.4 16 22 22 至 2204.3 2191.7 2189.1 2180.7 2154.4 11.6 1.6 7.2 24.6 夹层 厚 度(m) 射开 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 有效 4.4 1.0 1.0 1.2 1.7 孔 密（孔 /m） 16 16 16 16 16 孔 数 应射 70 16 16 19 27 实射 70 16 16 19 27
10.0%。
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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° 。
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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2 000～5000m3 。 “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
1 2 3 4
123-2 102 92 82
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压裂层段 下隔层厚 度 (m)
层序
层号
井 段 (m) 2208.7~2204. 3
砂岩厚度 (m)
有效厚度 (m)
上隔层厚度 (m)
1
q412
8.4
4.4
11.6
-
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。
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分段压裂技术施工参数：
施工排量为
12.7～19.0m3/min 每段用量2 000～5 000m3 ； 支撑剂单井用量为60～190m3 ，100 目（0.15 毫米）支撑剂30～360 kg/m3 斜坡递增浓度，
40/70 目（0.45/0.25毫米）支撑剂30～600
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2012年11月
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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
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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
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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
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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。
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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。
MI Ene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。
kg/m3 斜坡递增浓度。
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油井基础数据
地理位置 2006.6. 10 2006.6. 16 2386.0 1678.0 吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千 米 合格 不同壁 P110*7.72 2117.23厚mm 2119.97； 下深m P110*7.72 139.7 2118.840 2121.56； 套 管 鞋 2385.51； 102 16 4.8