缝网压裂技术介绍(nfst)-100822
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用随着石油资源的持续开发和需求的增长，传统的高产油井逐渐减少，而低渗透油田成为新的开发热点。
在低渗透油田中，常规生产技术已经难以满足对油气资源的开采需求，而直井缝网压裂改造技术成为了一种重要的开发手段，通过对低渗透油田的原有油藏进行改造，提高了油气的产量和采收率，取得了良好的经济效益。
一、直井缝网压裂改造技术简介直井缝网压裂改造技术是一种针对低渗透油田的特点而设计的改造技术，它主要是通过对井网的改造和压裂技术的运用，改变原有低渗透油田的物性，提高油气的渗透性，增加油藏的有效采收率。
主要包括两个方面的工作：一是对原有的井网进行改造，包括修井、扩井、加密井口等工作，使得原有的油藏形成一个均匀、高效的开采系统；二是采用压裂技术对改造后的井网进行压裂作业，提高原有低渗透的油气储层渗透性和产能。
1.适用范围广直井缝网压裂改造技术适用于各种类型的低渗透油田，无论是陆相沉积型、海相沉积型还是碎屑岩型等各种类型的低渗透油田，都可以采用这种技术进行改造。
而且，直井缝网压裂改造技术还可以适用于不同地质条件下的油藏，比如低孔隙度、低渗透性、低温高压油藏等。
2.提高油气产量直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用可以显著提高油气产量。
通过对井网的改造和压裂作业，油田的油气渗透性得到提高，产量也就相应增加了。
压裂作业还可以改善油藏的物性，增加有效储量，提高采收率，使得原有的低渗透油田重新焕发活力。
3.提高采收率4.降低成本相比于其他的改造技术，直井缝网压裂改造技术的成本相对较低，而且效果明显。
它不需要大规模的设备和设施，也不需要大量的工程投入和人力物力，通过对原有的井网进行简单的改造和对改造后的井网进行压裂作业，就实现了油田的改造和提升效果，降低了成本，提高了经济效益。
5.技术创新随着我国对油气资源的开采需求不断增加和技术水平的不断提高，直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用前景依然十分广阔。
浅析致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析
浅析致密油直井缝网压裂初期产能影响因素分析发布时间：2022-10-10T05:28:28.238Z 来源：《中国科技信息》2022年11期作者：孟祥磊[导读] 缝网压裂技术是大庆油田周边致密油开发中的一项重要技术，孟祥磊（大庆油田有限责任公司井下作业分公司作业二大队黑龙江省大庆市163000）摘要：缝网压裂技术是大庆油田周边致密油开发中的一项重要技术，对其早期产能的影响因素进行深入的探讨，以寻求并改善其压裂效果与经济效益。
利用改进的灰色关联度分析法，对传统数理统计法所得到的初始产能与各影响因子的关联度差异不大的问题进行了修正，并对其进行了修正、预测。
通过分析得出，在不影响地层渗流场的情况下，尽量增加地层压力，增加施工规模，可以有效地改善直井裂缝网压裂的效果。
为致密油直井裂缝网压裂方案的设计及效果评估奠定了基础。
关键词：致密油；直井缝网压裂；初期产能引言致密油是一种低渗透性（小于0.2 mD）的非传统能量，单井通常不具有天然能力，或者其天然能力比工业油流低，必须采用大-等技术方法进行经济开采。
大规模的压裂。
大庆扶余油田的致密油渗透率通常在0.1-2.0 mD范围内。
为了进一步提高大庆油田致密油区块的开发效果，对部分稠油区块进行了直接压裂实验，并对其产前产能进行了估计，并对其影响因素进行了分析。
灰色关联度法是一种较为精确、快捷的资料处理方法。
应用此方法进行灰色关联度的分析与计算，不但能识别出主要的影响因子，而且能为水力压裂方案的优选与选择提供依据。
但格雷的传统关系分析法仅从两条曲线相似度出发，忽视了两条曲线的间距。
所以，当各因子间的数值变化不大时，两个曲线的间距会有很大的影响，在实际中会有一些误差，这就需要我们加以考虑。
基于此，本文结合以往的灰色关联度分析方法，采用改进的灰色关联度模型法，以减少传统的灰色关联分析法的应用风险，采用改进的灰色关联度模型法，以求出缝网压裂后早期产能的主要影响因子，并以实例说明其在实际中的应用效果，可为同类区块的筛选与改善生产提供参考。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用1. 引言1.1 直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用直井缝网压裂改造技术是一种在低渗透油田中应用广泛的技术，通过改善油层裂缝网理论，优化压裂施工参数来提高低渗透油田的产能。
在低渗透油田中，由于岩石孔隙度低、渗透率小，传统的油藏开发技术往往效果不佳，导致开采效率较低。
而直井缝网压裂改造技术的应用可以有效地改善低渗透油田的开采条件，提高油田的勘探开发效率。
直井缝网压裂改造技术通过在油井井壁上设置隔离器、射孔器等装置，将压裂液注入到油层中，利用高压压裂将裂缝网扩展，从而增强油藏的渗透性，提高原油产量。
该技术不仅可以有效提高低渗透油田的开采率，还可以减少生产过程中的水捔回流，降低生产成本，提高油田的经济效益。
在低渗透油田应用直井缝网压裂改造技术时，需要根据不同油藏特点和地质条件合理设计施工方案，确保施工效果达到预期目标。
随着油田开发技术的不断创新和进步，直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用将会更加广泛，为油田的可持续发展提供更多可能性。
2. 正文2.1 直井缝网压裂改造技术的原理直井缝网压裂改造技术是一种在低渗透油田中广泛应用的先进技术，其原理主要是通过在井眼周围形成一定规模的裂缝网，从而增加裂缝面积和有效渗透能力，提高油层的产能。
其原理主要包括以下几点：1. 应力集中原理：在注入高压液体或气体的过程中，裂缝受到外部应力作用，在高应力集中区域发生裂缝扩展，形成较大的裂缝网。
2. 压裂液作用原理：压裂液的力学性质会使地层受到水压力和剪切应力，从而促使岩石发生破裂和位移，形成裂缝。
3. 渗透压差原理：通过施加高压，使得井眼周围地层内部的流体受到渗透压差的作用，促使地层裂缝开展并形成裂缝网。
2.2 直井缝网压裂改造技术的具体步骤1. 确定井筒条件：首先需要对井筒条件进行详细的调查和评估，包括井眼直径、井壁状况、井眼压力等参数，以确保压裂施工的安全性和有效性。
2. 设计压裂方案：根据地层裂缝性质和井筒条件，设计合理的压裂方案，包括压裂液的配方、压裂施工参数的确定等。
体积压裂与缝网压裂技术课件
四、 DB22-3缝网压裂设计要点
支撑剂选择 依据本井地质情况及目的层的埋藏深度 并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006 《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》， 并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目 粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗压52MPa（2040目）陶粒20 m3（目数=25.4/直径*0.65）
四、 DB22-3缝网压裂设计要点
四、 DB22-3缝网压裂设计要点 DB22-3井q412层测试压裂施工工序表
2吨/天，稳定产量基本不变。
MI Energy Corporation
根据岩心观察本区张裂缝占29.
该 目支井前撑1体 剂1步积单月压井3日裂用压改量施后造为工返水6时0排间平～，井19自段0喷长m排D一3B液般，226可1-430达井70方到工q目4（11（20自号00喷0.层—返主排2排压0量0率裂03施米3工.，支工分撑序段剂表10段表—22-10段，直井压裂5层—10层。
体积压裂与缝网压裂技术
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
MI Energy Corporation
一、体积压裂
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。
应力差1就5 要更小些12。.5
358.0
冻胶
4.0
50.0
1892.7
2兆帕、停泵压力17. 体积压1裂6 与缝网压10裂.3 技术 368.3
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用直井缝网压裂改造技术是一种常用于低渗透油田开发的增产措施。
在传统的开采方式中，由于储层渗透性较差，原油流动性较差，导致了油井产能低、开采指标难以达到预期等问题。
直井缝网压裂改造技术能够通过改变储层流动通道的方式来提高油井的产能，进而增加油田的产量。
直井缝网压裂改造技术的基本原理是通过注入高压液体到储层中，使储层岩石发生断裂，形成一系列的缝网，从而增加储层的流动通道。
具体来说，这种技术一般包括以下几个步骤：在油井中注入压裂液体，经过高压泵将液体注入到储层中；然后，液体在储层中产生高压作用，使岩石发生断裂；接下来，断裂的岩石形成一系列的裂缝，并形成一个缝网系统；缝网系统可以增加储层的渗透性，提高油井的产能。
直井缝网压裂改造技术相较于传统的改造方式具有以下几个优势：该技术灵活性强，可根据不同油井的具体情况来进行调整，具有一定的适应性。
施工周期较短，一般可以在数日内完成，可以快速投产，并且对油井的停产时间也影响较小。
该技术的投资成本较低，使用简便，操作风险较小。
直井缝网压裂改造技术也存在一些困难和挑战。
由于低渗透油田的储层流动性较差，施工过程中液体在储层中的弥散性不佳，可能导致施工效果不理想。
该技术对工艺设备和药剂的要求较高，需要选择合适的设备和药剂来保证施工的效果。
储层的多孔介质结构复杂，施工过程中需要考虑地质条件、岩石力学性质等因素，对施工人员的要求较高。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用能够显著提高油井的产能，对于提高油田的开采效益具有重要意义。
随着该技术的不断发展和完善，相信在未来将有更广泛的应用前景。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用随着我国油气资源勘探程度的不断加深，传统的高产井已经越来越少，而低渗透油田的开发也成为了现阶段油气行业的热点之一。
低渗透油气资源的储量大、分布广，虽然单井生产能力较低，但总产量可观，因此引起了业内人士的广泛关注。
低渗透油田开发面临着一系列的技术难题，其中地层压裂技术就是其中的一个重要环节。
近年来，直井缝网压裂改造技术逐渐成为低渗透油田开发的重要手段，得到了广泛应用。
一、低渗透油田的特点和挑战低渗透油气田以储层渗透率低于0.1md为主要特征，这意味着油气在地层中的渗流速度较低，难以迅速形成产能。
低渗透油气田开发面临着以下几大技术挑战：1. 渗透率低，单井产能小。
低渗透油气田具有储层渗透率低的特点，导致单井产能较低，生产压力下降快。
2. 流动阻力大，难以形成有效产能。
由于储层渗透率低，油气在地层中的渗流速度缓慢，流动阻力大，难以形成有效产能。
3. 油气开采难度大，成本高。
低渗透油气田开发难度大，通常需要大规模使用先进的开采技术和设备，成本较高。
二、直井缝网压裂改造技术的原理和特点直井缝网压裂改造技术是将一定规模的缝网压裂工艺应用于低渗透油田，通过改造井筒和改善井下构造，从而提高油气开采效率的一种技术手段。
其原理和特点主要包括以下几点：1. 采用缝网压裂技术，提高储层渗透率。
直井缝网压裂改造技术通过人工干预，改变储层流动通道，提高渗透率，改善储层产能。
2. 构建复合补给体系，增加产能。
在压裂改造后，通过建立复合补给体系，提高油气的采收效率，进一步增加产能。
3. 提高单井产量，减少开采成本。
直井缝网压裂改造技术通过提高单井产量，减少开采成本，改善低渗透油田的开采效率。
具体来说，直井缝网压裂改造技术的应用主要包括以下几个方面：1. 地质评价与井筒设计。
在低渗透油田中，直井缝网压裂改造技术需要根据地质条件和油气资源特性，进行井筒设计和压裂参数的确定，以保证工艺的顺利进行。
压裂工艺基础知识介绍
压裂工艺基础知识介绍目录一、压裂工艺概述 (2)1. 压裂的定义与目的 (2)2. 压裂技术的发展历程 (3)3. 压裂工艺的重要性 (5)二、压裂工艺基本原理 (6)1. 压裂液的组成及作用 (7)（1）主要成分 (8)（2）添加剂的功能 (9)2. 压裂液的流动性与黏度控制 (10)3. 岩石的破裂机理 (11)（1）应力与应变的关系 (12)（2）岩石的破裂条件 (13)三、压裂工艺操作流程 (14)1. 井场准备与设备配置 (16)（1）井场选址与布局 (17)（2）设备选择与配置 (18)2. 施工前的准备工作 (19)（1）井筒处理 (21)（2）压裂液的准备 (21)3. 压裂施工流程 (23)（1）压裂液的注入 (24)（2）压力控制 (25)（3）裂缝的扩展与控制 (26)4. 施工后的工作 (28)（1）井场清理 (29)（2）数据分析与评估 (30)四、压裂工艺的关键技术 (31)一、压裂工艺概述压裂技术是一种常用的油气藏开发技术，是指通过将高压介质注入油气藏缝中，以增加缝隙的有效面积，从而提高油气采收率的一种工艺。
压裂就是利用外力的强大冲击，使岩石裂缝变大或者新形成裂缝，从而扩大油气藏的产能。
评价及设计:对油气藏进行详细的测井、物理模型模拟等，确定压裂的适宜性及最佳工艺参数，例如压裂液种类、压裂泵送量、压裂压力等。
压裂泵送:通过压裂泵等设备，将压裂液以高压泵入油气藏中，使岩石裂开。
压裂液选择:压裂液种类多样，常见的有水基粉体系、水基酸体系、油基体系等，其选择要考虑油气藏特征和压裂目标。
控压处理:压裂完成后，需要通过控压处理，稳定油气藏，防止裂缝过早闭合。
压裂技术在油气田开发中得到广泛应用，特别是对低渗透或岩性和天然裂缝发育不良的油气藏，其效果显著，能够有效提高油气产能。
1. 压裂的定义与目的压裂技术是油气井增产及煤层气、页岩气等非常规油气资源高效开发的一种关键工艺。
在地下油气井实施过程之中，由于岩石的密实性和高渗透层间的限制，油气井的生产能力受到自然渗透率的束缚，进而导致产能低下。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用随着原油资源的逐渐枯竭，人们开始将目光投向了低渗透油田。
低渗透油田以资源广泛、开发难度大而著称，而其中又以直井缝网压裂改造技术应用最为广泛。
直井缝网压裂改造技术是通过对低渗透储层进行压裂，通过增加缝网密度和长度，来提高原油生产率的一种技术，它的应用给低渗透油田的开发带来了革命性的改变。
一、直井缝网压裂改造技术的基本原理直井缝网压裂改造技术是利用压裂技术，在低渗透油层中通过人工或机械加载，使井筒周围地层岩石发生破裂和变形，生成一定尺寸和形状的缝隙演化形成的虚拟“新”天然裂隙网。
这样可以形成大面积的裂缝网，使低渗透油层产能得到提高。
在直井缝网压裂改造技术中，需要根据低渗透油层的地质条件、井眼特征、裂缝产生机制等数据来进行设计，并运用适合的施工工艺，使得压裂效果最大化。
二、直井缝网压裂改造技术的应用优势1. 提高油层渗透性：在低渗透油层中，借助直井缝网压裂改造技术可以提高油层的渗透性，增加了原油开采效率。
2. 提高原油采收率：直井缝网压裂改造技术在应用中可以提高原油采收率，增加了油田的产出量。
3. 降低开采成本：相比传统的低渗透油田开采方式，直井缝网压裂改造技术可以减少渗透性差的油层的开采难度，降低了开采成本。
4. 提高工业链利用率：通过直井缝网压裂改造技术应用，增加了原油产出量，进而提高了工业链的利用率，推动了石油产业的发展。
三、直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用案例1. 美国巴肯油田：巴肯油田是美国一处著名的低渗透油田，曾经由于油田的低渗透性而难以进行有效开采。
但是通过直井缝网压裂改造技术的应用，巴肯油田的原油产出率得到了显著提高，油田变成了一处产油效益极高的油田。
2. 中国东营油田：东营油田是中国最大的低渗透油田之一，由于其油层厚度较大，渗透性较差，原油开采难度较大。
通过直井缝网压裂改造技术的应用，油田的原油产出率大幅度提升，改变了传统开采方式的限制，使得东营油田的综合开发效益得到了显著提高。
低渗透油田直井缝网压裂效果分析
低渗透油田直井缝网压裂效果分析1. 引言1.1 研究背景低渗透油田是指地层渗透率较低的油田，由于地层渗透性差，油田开发难度大，资源采收率低，且井网密度高。
针对低渗透油田的特点，直井缝网压裂技术应运而生。
直井缝网压裂技术是将多级裂缝通过特定的网格形式覆盖到整个井网内，以增加有效裂缝面积，提高裂缝的井间传导能力，改善油水流动特性，从而提高低渗透油田采收率。
在当前油田开发中，低渗透油田直井缝网压裂技术已经成为一种重要的增注措施。
关于低渗透油田直井缝网压裂效果仍存在一定的不确定性，需要进一步的研究和探讨。
本研究旨在通过对低渗透油田直井缝网压裂技术的效果进行分析，探究其优势和影响因素，为低渗透油田的有效开发提供参考依据。
【2000字】1.2 研究目的本文旨在通过对低渗透油田直井缝网压裂效果进行深入分析，探究其优势和影响因素，为提高油田开采效率和降低成本提供理论支持。
具体研究目的如下：1. 分析直井缝网压裂技术的原理与特点，探讨其在低渗透油田开发中的应用价值；2. 对低渗透油田的特点进行深入剖析，揭示其对压裂效果的影响机制；3. 深入探究压裂效果受何种因素影响，为优化压裂设计提供依据；4. 通过实验数据分析，验证低渗透油田直井缝网压裂技术的有效性与可行性；5. 基于研究结果，总结低渗透油田直井缝网压裂技术的优势，为未来进一步研究和应用提供参考和展望。
1.3 研究意义低渗透油田直井缝网压裂技术在油田开发中具有重要意义。
通过对该技术进行深入研究，可以提高低渗透油田的开发效率和采收率，减少勘探和生产成本，增加经济效益。
低渗透油田直井缝网压裂技术的应用还可以促进油田可持续开发，延长油田寿命，减少油田对地下水和环境的影响，提高油田的环境友好性。
对低渗透油田直井缝网压裂技术的研究具有重要的战略意义和实践价值，可以为我国油田开发提供技术支撑和保障，促进能源产业的健康发展，为社会经济的可持续发展做出贡献。
通过对低渗透油田直井缝网压裂技术的研究，可以为我国石油工业的进一步发展，资源利用的可持续性和环境保护提供有力支持，具有重要的科学理论和实践意义。
试论缝网压裂技术在致密储层的应用
试论缝网压裂技术在致密储层的应用摘要：随着能源需求的不断增长，致密储层油气资源的勘探与开发成为了石油工业的热点。
然而，致密储层的低渗透率和低孔隙度给油气的开采带来了很大的困难。
缝网压裂技术作为一种有效的储层改造技术，能够有效改善致密储层的渗透性和孔隙度，提高储层产能，具有广阔的应用前景。
故本文通过对缝网压裂技术在致密储层的应用原理和现状进行了综述，探讨该技术在致密储层开发中的作用和影响。
关键词：缝网压裂技术；致密储层；渗透性；孔隙度引言致密储层是一种具有高含油气量、低渗透率和低孔隙度的特殊储层。
由于油气储量丰富，致密储层成为了当前油气资源勘探和开发的重点。
然而，致密储层的低渗透率和低孔隙度给储层开发带来了很大的挑战。
传统的井网生产方式难以充分利用致密储层的油气资源，因此需要采用一种有效的储层改造技术来提高储层产能。
缝网压裂技术是一种通过人工方式将缝网导向致密储层，施加高压使岩石发生塑性变形或裂缝扩展，从而形成具有一定连通性的缝网，以提高储层的渗透性和孔隙度的技术。
在缝网压裂技术的应用过程中，常常采用液态压裂剂进行增强压裂作用，从而形成更大的裂缝和缝网。
本文将从缝网压裂技术的原理和现状出发，探讨该技术在致密储层的应用情况及其作用。
一缝网压裂技术的原理和现状缝网压裂技术的原理是在岩石的特定位置施加高压力，使其发生塑性变形或者裂缝扩展，从而形成具有连通性的缝网。
该技术需要选择合适的压裂剂，将压裂剂注入储层中，并利用压裂液体积的增大使压力不断增加，直至岩石发生塑性变形或者裂缝扩展。
此时，压裂液通过裂缝和缝隙进入岩石内部，形成连通的缝网，提高储层的渗透性和孔隙度，从而实现增产的目的。
目前，缝网压裂技术在致密储层开发中得到了广泛应用。
在国内，缝网压裂技术的应用范围已经覆盖了几乎所有的致密储层类型，包括页岩气、致密天然气、煤层气、油页岩等。
此外，该技术在美国、加拿大、澳大利亚等国家和地区也得到了广泛应用。
二缝网压裂技术在致密储层的应用缝网压裂技术在致密储层的应用可以有效地改善储层的渗透性和孔隙度，提高储层的产能。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用直井缝网压裂改造技术是指通过压裂液体在直井中进行高压注入，使裂缝网络形成并延伸至油藏岩石中，从而提高油井的产能和采收率。
低渗透油田是指油藏岩石孔隙度和渗透率较低，油井产能低、采收率低的油田。
由于油藏岩石的孔隙度小且连通性差，使得原油流动性差，不易向井筒流动。
传统的常规开发方法往往难以获得较高的产能和采收率。
而直井缝网压裂改造技术的应用能够有效地解决这一问题。
1. 缝网设计：在低渗透油田中应用直井缝网压裂改造技术，首先需要进行缝网设计。
通过对油藏岩石的物理性质和地质结构等进行综合分析，确定裂缝的方向和位置。
优化设计的缝网能够在岩石中形成一定的孔隙和缝隙，增加原油的流动通道，提高采收率。
2. 压裂液体选择：在低渗透油田中进行直井缝网压裂改造技术，压裂液体的选择是非常重要的。
低渗透油藏对压裂液体的要求较高，需要选择适合的压裂液体。
低粘度的液体有利于深入岩石中形成缝隙，提高裂缝的延伸性；高强度的液体能够产生较大的压力，使得裂缝扩展更加均匀。
3. 压裂参数设计：直井缝网压裂改造技术的成功应用离不开合理的压裂参数设计。
低渗透油田中，压裂参数的选择对于裂缝的形成和扩展起到关键作用。
合理选择注入压力、注入量和注入速度等参数，能够保证压裂液体在岩石中的渗透性和扩展性，形成连通的缝网。
4. 裂缝监测与评估：在低渗透油田中应用直井缝网压裂改造技术后，需要对裂缝进行监测和评估。
通过地震波监测、井下数据采集等方法，对裂缝的延伸、面积和连通性进行评估。
根据评估结果，可以对压裂改造方案进行调整和优化。
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用能够有效提高油井的产能和采收率。
但是在实际应用中，仍需要根据不同油田的地质特征和油藏条件等因素进行合理的调整和优化，以达到最佳的改造效果。
监测和评估裂缝的形成和扩展情况也是技术应用的关键。
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)
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用
直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用对于低渗透油田为储层物性差的致密油藏，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，注不进采不出问题突出，油井受效差，单井产量低，制约着油田的有效开发，如何经济有效动用这些区块成为亟待解决的问题。
本文分析总结了油田直井缝网压裂实施效果和认识，搞清了不同储层、不同缝网规模以及不同注水政策对单井产量变化规模的影响，明确了直井缝网压裂技术的推广潜力，为特低渗透油田开发调整起到指导作用。
标签：低渗透油田;有效驱替;直井;缝网压裂随着油田的深入开发，低效区块逐渐增多，特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差，目前常规技术开发效果不明显，如何建立有效驱替，提高单井产量，改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。
区块进行了重复压裂试验，仅依靠单一的压裂主缝很难取得较好的压裂效果，有效期短，效果不理想。
近年来，特低渗透致密储层开展了直井缝网压裂试验，提高了单井产能，取得了较好的效果，新的压裂技术和开发调整技术的进一步结合，有望成为外围油田提高储层动用程度、提高单井产量、控制递减的有效方式。
为此，优选了储量基数大、开发效果差的A区块低渗透油层进行先导性直井缝网压裂试验。
通过直井缝网压裂技术大排量、大液量施工，压开复杂的网状裂缝，扩大裂缝波及体积，提高储层渗流能力，将井与井之间的驱替转变为井与缝网之间的驱替，缩短注采距离，实现有效驱替。
在试验取得较好效果的基础上，开展直井缝网压裂扩大试验。
1.缝网压裂随着油田的开发，油田已经进入中高含水期，而新投产井地质条件也越来越差，保持稳产越来越难，压裂成为实现油井增产增效的主要措施之一。
但是随着措施井数的逐年增多，可供压裂的潜力井越来越少，而且井层条件变差，增油效果也在变差，因此必须精细措施挖潜，拓展选井选层空间，优化压裂工艺，提高增油效果。
1.1缝网压裂的机理在水力压裂过程中，当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝就会形成“缝网”系统。
裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用
裂缝性储层缝网压裂技术研究及应用陈守雨;刘建伟;龚万兴;潘竟军;何骁;修书志【摘要】裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响.裂缝性储层压裂改造后,短期产量来自高导流能力的主裂缝,长期产量则主要来自天然裂缝网络.常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主,其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾.因此,要提高压裂井改造效果,需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝,沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离,充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势.在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上,对缝网压裂的关键参数进行了分析研究.现场应用结果表明,缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2010(032)006【总页数】5页(P67-71)【关键词】裂缝性储层;缝网压裂;网络裂缝;G函数;叠加导数【作者】陈守雨;刘建伟;龚万兴;潘竟军;何骁;修书志【作者单位】东方宝麟科技发展(北京)有限公司,北京,100083;吐哈油田公司工程技术研究院,新疆,哈密,839000;吐哈油田公司工程技术研究院,新疆,哈密,839000;新疆油田公司采油工艺研究院,新疆,克拉玛依,834000;西南油气田公司,四川,成都,610017;华北油田公司采油工艺研究院,河北,任丘,062552【正文语种】中文【中图分类】TE357.1Abstract:The productivity of fractured well in fractured reservoir was affected mainly by the controlling area of natural fracture system communicated by dominant fracture. Short-term output of fractured reservoir came from dominant fracture with high conductivity after fracturing while the long-term production decided by the natural network fractures. Major principle of conventional fracturing was to get dominant fracture by restrain natural fractures; witch limited the sespage area of fluid and contrasted to the fracturing stimulation. In order to improve the effect of fractured well, complex network fractures were need after treatment to communicate bigger flow domain and reach to longer distance fracture, then both advantage of dominant fracture and natural fracture network were utilized.Besides the Network fracture forming conditions for hydraulic fracturing, the key parameters of network fracturing were analyzed in this paper. Field application shows that the yield-increased effect of network fracturing better than that of conventional treatment.Key words:fractured reservoir; network fracturing; network fractures; G function; superimposed derivative对于天然裂缝发育的裂缝性储层，水力压裂时，由于天然裂缝的抗张强度小于岩石的抗张强度，在一定净压力条件下，天然裂缝会优先开启并相互连通，引起压裂液大量滤失，导致主裂缝形成困难。
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。
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
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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
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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。
低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术分析
低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术分析通常意义上，低渗透油气藏向裂缝供油气的能力相对较差，无法提供预期的增产效果，所以需要借助缝网压裂技术的帮助来提高它的产量。
需要注意的是，近井处的裂缝的静压力较高，容易出现较多的裂缝现象，只有在保证压裂液的粘度足够低的情况下，使整个裂缝范围内的静压力数值保持相对稳定的状态，方可起到增产的效果。
1 关于缝网压裂技术的概况及工作原理分析1.1 缝网压裂技术的概况分析缝网压裂技术产生于对低渗透油气藏的基质储层的改造，主要适合用于没有发育完全的天然裂缝和低渗透的油气藏。
其主要工作原理是利用多个裂缝的延伸压力与裂缝的两端的水平压力的差值，由只有一条主缝逐渐拆分成含有若干条分叉缝的缝网。
在整个缝网中，有一条主裂缝为缝网的主干，主干周围的都被称为是分叉缝，如果在经过一定长度的延伸后，最后可以回到主裂缝，由于其主干裂缝交错所以被称为缝网，而用来改造低渗透油气藏的产值效果的技术被称为缝网压裂技术。
另外，必须明确的是，仅仅扩大远近井的控制面积对于垂直于人工裂缝的低渗透油1/ 4气藏的改变产值效果不是十分明显，但是压裂技术可以利用其主干裂缝交错的特点，采用多条裂缝的油气共同渗透能力，来实现增产的目的。
在目前这个发展阶段，缝网压裂技术发展的关键点在于其水平方向上的主压力要大于岩土的扩张力强度的总和，方可实现该项技术的长远发展。
1.2 缝网压裂技术的工作原理分析缝网压裂技术本质是应用力学的原理，分别是应用裂缝的破裂与扩展后的水平主应力的原理和重复压裂的压裂技术的力学应用。
在通常情况下，近井处是最容易出现裂缝的地方，也就是静压力值最高的地方，但是为了最大限度的提高产值，还需要研究静压力延长的裂缝长度的分布情况。
简言之，近井筒处的净压力与远井筒处的净压力相比较高。
由此可见，只有保证出现裂缝处的延伸净压力沿着主裂缝的水平端的应力变化的方向进行分析，才能确保两种不同的井筒端的压力值比较接近，也就是说，只有这样方可实现预期设想的增产量达到标准，并能够严格地保证缝网压裂技术充分发挥自身作用，及时应对出现裂缝的情况。
缝网压裂机理研究与认识[优质借鉴]
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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
压裂裂缝延伸控制技术详解演示文稿
14:42:15
14:58:55
15:15:35
15:32:15
15:48:55
16:05:35
16:22:15
井名 层
方位(度) 长度(米) 高度(米) 倾角(度) 倾向
卫357井 上层 前置 -68.93 396.5 7.2 23 东北
砂三中3 再次 -70.2 319 10.7 15 东北
下层 前置 -74.7 493.6 31.48 2 东北
堵 老 缝 造 新 缝
第3页，共31页。
裂缝延伸控制技术思路
裂缝延伸控制技术可以分成两个方面：
一种是促进主裂缝的延伸。
同粒径段塞技术则是利用其本身的高导流能 力构造好的主裂缝，从而使次要裂缝不再延伸。
一种是抑制主裂缝的进一步延伸,利用可降 解的裂缝延伸抑制剂主要是暂堵主裂缝，抑制高 导流能力裂缝进一步延伸,从而压开新缝 延伸成为 新的油流通道。
80
80
60
60
40
40
20
20
0
0
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5
0
时间（h）
水 10%HCl 压裂液
0.5
50℃大号转向剂溶解曲线
1
1.5
2
2.5
时间（h）
120
100
80
60
40
20
3
0
水 10%HCl 压裂液
0 0.5
高温控制剂100度溶解曲线 1 1.5 2 2.5 3
第15页，共31页。
控制机理
转向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，转向剂颗粒进入井筒 的炮眼，部分进入地层中的裂缝端部或高渗透层，在炮 眼处和高渗透带产生滤饼桥堵，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发生变化。
缝网压裂技术在龙虎泡油田的应用
缝网压裂技术在龙虎泡油田的应用
具有“三低”即低孔、低渗、低饱和度的低渗透油气藏,缝网压裂是原油增产的最佳技术手段。
该技术主要指在压裂施工中通过多次加入大粒径石英砂或专用堵剂,提高裂缝内的净压力,使天然微裂缝开启并延伸、沟通,形成人工裂缝与天然微裂缝相结合的缝网系统,从而增加天然微裂缝的渗流能力,扩大油井有效泄油面积,提高单井产量。
针对目前龙虎泡油田低孔、低渗透油藏压裂改造的局限性,本文开展了“缝网”压裂技术研究,研究从缝网压裂技术原理入手,对储层形成缝网的力学条件进行分析,确定缝网压裂在研究区的可行性,并提出了缝网压裂的实现方法。
结合研究区的地质背景、储层发育特征、裂缝特征及流体性质,编制缝网压裂的设计方案,方案中优选压裂液和支撑剂,创新研究区内缝网压裂技术的方案设计思路,制定压裂选井选层原则,优选有潜力的井实施缝网压裂,并对压裂效果进行分析,并对研究区实施缝网压裂的适应性进行分析和总结。
通过室内工艺的优化和5口井的现场试验表明,采用该技术进行压裂改造后的油井,长期的平均单井日增油量达2.7 t,增产效果显著。
该技术的成功实施运用,也为提高龙虎泡油田低渗透储层油藏的压裂增产效果提供了有力的依据。
缝网压裂实验显示,当储层的岩石成分中脆性特征参数60以上能更好的提高改造体积,并取得较好的压裂效果;通过微地震监测结果显示,井1缝长320m,波及宽度63m,缝高66m;井5缝长151m,波及宽度108m,缝高43m,达到了预期的结果。
缝网压裂技术在龙虎泡油田低孔隙度、低渗透、特低渗透储层中具有很好的实施效果,在试验中证实确实形成一定改造规模的缝网。
在缝网压裂的过程中形成了适合龙虎泡油田高台子油层的缝网压裂技术。
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2010/8/24
缝网压裂技术综述
缝网压裂理论是近年来伴随天然裂缝 性油气藏压裂理论研究而发展起来的一项 新型压裂理论和工艺技术。 德克萨斯大学的 Jon E.Olson和Arash Dahi-Taleghsni 针对压裂时多裂缝的同时 延伸和它们与天然裂缝之间的相互作用进 行了长达20年研究。
Production from Barnett shale requires horizontal drilling and fracturing technology. Source: Oil and Gas Investor, January 2006
Fracture Stimulation
n
When drilling for natural gas in shale, the shale must be fracture stimulated ( fraced to release the gas. The well does not produce commercial quantities of gas until it is fraced. Fracing a well involves placing a mixture of water and sand down the well at high pressures to fracture the shale.
SH unkn
2.0 0.0020
5.0
10
20
50
0.0050
New skills / technology
Unconventional Gas Shale Gas
Global resource estimated at 16,112 Tcf(3,842 Tc fin US) –NPC 2007
US shale gas industry • Technological breakthroughs in completion technology reducing costs - 1998 slick water fracturing replaced gel fracturing - 2002 horizontal drilling and fracturing • Shale gas is only produced in US - contributing 6% total gas supply in 2006 - Principal play is the Barnett Producing close to 3.5 Bcfed from about 8100 wells
Res P res M P a
6 .0 0 1 2 .0 0
1 5 .0 0 3 0 .0 0 0
CAL in
0 100 200
-1 2 4 -3 0 .7 0 6 2 .3 8
DT C us/ft
240 1 4 0 4 0 .0 0
CNC % TH p p m
1 .9 52 .4 52 .9 5
R S Oh m m EPOR %
Conventional techniques
• Require “advanced” drilling, completion and stimulation practices • Fields consist of 100s to 1,000s of wells • Success depends upon efficient, low-cost “manufacturing” approach to field development
Unconventional Gas Unconventional Sources of Gas
• Unconventional Gas - Tight Gas - Shale Gas - CBM – - Gas Hydrates
– • Improved technology permits access to – previously uneconomic resources –
�
缝网示意图例
天然裂缝储层裂缝发育 – 缝网压裂
�
缝网示意图例
StimPlan缝网压裂软件模型
鉴于网状天然裂缝发育的储层，因此Stimplan-shale页岩版本考虑网状天 然缝的因素，在压裂起裂方面与常规地层有所不同，特别在压裂液滤失、 天然缝网启裂、人工裂缝与缝网对净压力的争夺有针对性对原来Stimplan的 部分模块进行了修改，成为Stimplan-Nature Frac Network（缝网压裂版）
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
1 .9 52 .4 52 .9 5 0 .2 83 .9 2 7 .5 5
1 0 .0 0
10000
0
2 .5 05 .0 0
3 0 .0 0 4 0 .0 0 5 0 .0 0
GR A g API DT S us/ft ZD E N g /c m3
0 8 .0 0 1 6 .0 0 2 4 0 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 .R D Oh m m PER M m D
1 0 .0 0 10000 0
48 Pcl ( MPa)
68 0 E ( MMpsi)
12 1800 K- Ic
n
What is hydraulic fracturing for Shale?
Hydraulic fracturing is the process of creating fractures, to allow natural gas to flow. In this deep shale gas plays, water, sand and other additives are pumped under high pressure into the formation to create fractures. The fluid is over 99% water and sand, along with a small amount of special-purpose additives. Frac Design for shale is most technical than any other rocks because of the 1. Variables such stress and modulus have much big range; 2 ?? from rock formations and thickness of the targeted shale formation are studied by scientists before hydraulic fracturing is conducted. The result is a highly sophisticated process that optimizes the network of fractures and keeps them safely contained within the boundaries of the deep shale gas formation.
1 0 .0 0 10000 0 5 0 .0 0 100
S ta ti c _ P S _ M o d M M p s i
2200 0.000 0.016 5600 6200 0.0 1.6 130.4 132.8 Loss Coefficient Res Pr es Hor z Per m T emp ( ft/sqr t( min) ) ( MPa) ( md) ( ?C)
正交缝和菱形缝
岩层露头上的天然裂缝
Conventional and Unconventional Gas Plays
Geological setting cartoon
Gas supply Hydrocarbon resource continuum
Resource plays form the “base” of the resource pyramid (large volumes, increased need for technology, more costly to develop)
Net Pressure (MPa) Frac 1
5 0 .0 0 5 5 .0 0 6 0 .0 0 L o g _ Str e s s M Pa
G R A P I D T2 4
us /f Z t D EN g / c c
U ppm
WR M Oh mm
ESW %
0 5 0 .0 0 100
SP mV
天然裂缝储层裂缝发育 – 缝网压裂
�
应力临界状态示意图
�
缝网计算
�
模拟接缝处的破裂模式以得到孔径信息
缝网宽度的计算
软件用二维数值模拟的方式模拟液体在天然裂缝中的流 动 (i.e., vertically as well as away from the hydraulic fracture) 。每个天然裂 缝都假设一个最初的缝宽缝高和渗透率，当液体进入天然裂缝后缝 内压力上升，有效应力的减少提高了裂缝的渗透率。在某些点缝内 液体的压力超过天然裂缝的闭合压力，此时，我们假设天然裂缝的 某一位置的宽度是其压力应力缝高和模量的函数。