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。