重复压裂改造技术及开发效果
一、项目背景
采油三厂所辖的卫城、马寨和古云集低渗透非均质油田，地层平均渗透率8-30×10-3μm2，平均孔隙度10-15%，井段长20-80米，层系多达6-7个；层间差异大，渗透率极差大，变异系数0.7；不同层位破裂压力差异大，达8MPa以上；多数井以压裂方式投产，且随着水力压裂技术的规模应用及油田开发的不断深入，补孔压裂的选井难度越来越大，同时由于下列因素的影响，使得实施重复压裂十分必要。主要原因如下：
1、新投井压裂规模偏低，裂缝控制泄油面积小；
2、层间差异大，合层压裂时部分井段未压开；
3、地层应力分布改变，有新增注水受效方向；
4、初次压裂施工失败,目的层段未形成有效的裂缝支撑；
5、初次压裂时注采井网不完善，压裂未能获得较好的增油效果；
6、在深井、高温、高压、微粒运移、多相流等恶劣条件作用下，初次裂缝已经失效；
7、在老区块对动用程度相对较小的高压区域，选择适当的时机重复压裂，,造缝连通剩余油富集区域等。
针对上述因素，在研究油藏剩余油分布，分析初次压裂工艺过程，结合生产动静态资料优选重复压裂井层、确定重复压裂时机，有针对性地开展重复压裂技术，提高油藏水驱动用程度，实现老油田的高效开发。
二、重复压裂工艺技术
（一）、重复压裂工艺技术的基本理论
重复压裂是指井经过初次压裂后对同一层段进行的第二次及更多次的压裂措施。油井重复压裂的基本原理:一是在开发过程中由于地应力的改变，重复压裂裂缝方位角与原有裂缝有一定的偏转，沟通新的泄油区:二是重新压开过去已压裂的但因各种原因目前已堵塞或闭合的老裂缝系统，解除近井筒地带堵塞；三是通过动静态资料的分析，采用分层压裂或裂缝暂堵重复压裂启动初次压裂未启动物性较差层，或使裂缝偏转沟通新的泄油区。基于对重复压裂方式的不同理解，目前国内外实施的重复压裂有三种方式：
（1）层内压出新裂缝。地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，达到增产目的。一是注采井网对地应力的改变，由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。重复压裂时裂缝延伸方位角有较大的偏转，其地应力方向改变主要由下列三方面因素造成：一是地层孔隙压力改变、断层滑动和油藏压实。二是压裂裂缝对地应力场的影响，地层中已存在支
撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井口一定范围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。
（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。另外，压裂改造规模不够，或支撑裂缝短，或裂缝导流能力低，这类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，为了获得较长的增产有效期，必须优化设计重复压裂规模（液量、砂量）。
（3）改向重复压裂（即堵老缝压新缝）。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。此时实施暂堵老裂缝，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，实现控水增油。
（二）、重复压裂增产机理分析
国内外的重复压裂研究和现场实践表明：重复压裂增产机理主要有两个方面:
（1）、地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，达到增产目的。
1）、注采井网对地应力的改变
由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。造成重复压裂裂缝延伸方位角有较大的旋转。其地应力方向改变主要由下列三方面因素造成：
①地层孔隙压力改变
随着注水开发的加深，注水井周围地层压力逐渐升高，造成孔隙压力上升，从而引起地层总应力的上升，降低了基质的有效应力，进而通过基质的膨胀，对其周围的应力产生影响，这一影响由注水井径向向外传波。而油井则产生相反的情况。
②断层滑动
当注水井周围的孔隙压力增加到足够大时，作用在基质上的有效应力就会变小，以致于不能产生足够大的磨擦力来平衡断层面。这就会引起断层的滑动，引发地震，从而改变地应力方向。
③油藏压实
在油井周围，油藏压力下降引起基质有效应力增加和油藏压缩，使孔隙度减少和渗透率大幅度降低。大规模的油藏压缩会减少整体油藏体积，严重时导致地层下沉和地应力场变化。
2）、压裂裂缝对地应力场的影响
地层中已存在支撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井
口一定范围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。根据可对比条件分析，重复压裂与初次压裂相比，平均破裂压力降低5Mpa，足以证明重复压裂有产生新缝或裂缝偏整的可能。
三、重复压裂工艺技术的应用
（一）、重复压裂选井选层条件
1、新井压裂规模偏低，需加大规模重复压裂，延伸裂缝。
统计12口井(卫360块的新投井)的加砂强度与压裂后初期产量的关系显示，随着加砂强度的逐渐加大，压后产量成逐渐上升趋势。
2001年卫360块新投12口井加砂强度与产量曲线
采油三厂2001-2008年新投压裂井227口，平均加砂强度1.46m3/m，压裂规模≤1.2m3/m 的井50口,压裂规模整体偏低，人工裂缝控制的含油面积小，稳产期短。由于这种初次压裂投入的不足，为后期生产过程中重复压裂提供了再次改造增产前提条件。
2、压裂井层间差异大，合层压裂造成部分井段未压开。
统计2002-2004年新投合层压裂34口井压后井温曲线表明（2005-2006年新投压裂井较少、2007年压裂以高红层为主，2002-2004年共新投压裂94口，具有代表性）：总压裂层厚度602.4m，压开层厚度309.2m，未压开层厚度293.2m，未压开油层厚度占压裂层厚度的48.7%，这部分油层未得到改造，具有较大的细分层重复压裂改造增产潜力。
表1 2002-2004年新投合层压裂井井温数据统计表
3、初次压裂规模较大（加砂强度≥1.7m3/m，设计缝长≥90m），由于井网不完善，裂缝控制范围内产能未得到充分发挥。
12口井中施工参数可对比井10口（卫360-67、卫10-41砂堵），平均设计缝长104m，平均加砂强度1.4m3/m(中陶加砂强度)，初次改造规模和缝长均较大，生产过程中明显的特点是产能快速下降、实施补孔等换层措施前含水基本保持不变，压裂未能有效动用裂缝及单井控制范围内的可采储量，为注采井网完善后重复压裂增产提供了物质基础。
4、初次压裂工艺失败，未形成有效的支撑裂缝。
油井初次压裂时，由于压裂设计与地层情况符合率较低，造成压裂过程中脱砂，未按设计完成加砂程序。形成的人工支撑裂缝长度不够，不足以控制油井的泄油面积，造成初次压裂增产效果差。
5、初次压裂的裂缝已失效,在地应力发生改变的情况下重复压裂。
压裂后随着生产时间的延长，在高温、高压及恶劣化学条件的作用下，以及破碎支撑剂微粒的运移，使得初次形成的人工裂缝的渗透率降低而失效。在地层孔隙压力以及注水开发的影响下重复压裂,裂缝方位发生偏转或在层内形成新裂缝,沟通新的低渗区而增产。（二）、重复压裂选井选层原则及压裂时机的确定
1、重复压裂选井选层原则
重复压裂选井选层需具备两个必要条件：第一，地层要有足够的能量。对注水开发井要考虑其对应注水井的压力、注入水量及地层压力，这资料是把握压裂时机的关键；第二，重复压裂井要控制一定的剩余可采储量。这两个问题是重复压裂选井选层的关键问题。其次是考虑第一次或上一次的压裂施工参数、压裂层开启情况，它是确定压裂施工参数、优选压裂方式的重要依据。
2、重复压裂的最佳时机
目的层具备重复压裂的条件，还存在重复压裂时机的问题。重复压裂时机过早，前次压裂的潜能未完全发挥出来，影响经济效益。压裂时机太晚，容易见水。
重复压裂最佳时机通常有两个准则：第一，当第一次压裂失效后进行重复压裂。第二，当地层压力系数达到一定值时进行重复压裂。
三、重复压裂的主要做法
（一）、在剩余油分布研究的基础上加大规模延伸裂缝重复压裂。
重复压裂井层控制的剩余油可采储量是重复压裂获得增产效果的物质基础，矿场表现是压裂井所在井组注采井网完善，见效井增产明显，不见效井控制的剩余油可采储量丰富，但长期低含水、低液量生产，平面矛盾突出，需要加大规模重复压裂沟通新的泄油区，提高导
流能力。
1、剩余油分布明确，注采井网完善，加大规模重复压裂引效。
卫360-27井
2002.11.12压裂投产S三中5，井段
3064.6-3099.0m，18.8m/9n，油套混注、合层压
裂，前置冻胶65m3，携砂液73m3 ，破裂压力
49.6MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量
4.34m3/min，加陶粒22m3，平均砂比30.1%，停
泵压力33.7MPa；压后产液11.4t/d，产油
11.2t/d，含水2%。2003.9.13压裂S三中3-4，
井段3025.9-3051.0m，11.7m/3n，油套混注、合
层压裂，前置冻胶80m3，携砂液79m3 ，破裂压力
46.9MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量3.8m3/min，加陶粒1+24m3，平均砂比30.4%，停泵压力37.4MPa；压后产液22.1t/d，产油21.4t/d，含水3%。2006.10.1解堵S三中3-5，井段3025.9-3099.0m，30.5m/12n，措施后产液11.7t/d，产油7.7t/d，含水34%。2009. 4.11压裂S三中3-4，井段3025.9-3051.0m，11.7m/3n，单封分压两层,压力高,排量提不起,未施工；2009. 4.16变更设计,单封分压两层,
酸化预处理,加酸10 m3,油套平衡,未
施工；2009.4.18油管注入、投一压二，
前置冻胶55/62m3，携砂液42/58m3 ，
破裂压力63/53MPa，加砂压力
50/51MPa，施工排量4.1m3/min，加陶
粒10.8/14.1m3，平均砂比
25.71%/24.31%，停泵压力41.0MPa；
压后日产液12.3t/d，日产油9.1t/d，
含水26%。目前该井日产液6.1t，日
产油4.0t，含水34%，液面1434m。无
水井对应。
方案优化及施工:
1、重复压裂井，裂缝方位不利，适当控制规模；
2、采用分段破胶和高效表面活性剂返排技术，尽可能减小地层伤害。
重复压裂增油效果该井压裂后日产液17.1m3，日产油11.8t，含水32%，日增油7.0t。
该井重复压裂美中不足是有效期太短,仅80天。
（二）、初次压裂时井网不完善，有新增注水方向后实施重复压裂引效
目的层初次压裂时无注水井对应，初次压裂后单井控制的剩余油可采储量未能充分发挥，在生产过程中新增注水方向后重复压裂引效。
（三）、初次压裂时油层跨度大，部分潜力层未压开，重复压裂开启未压开低渗层。 目的层初次压裂时油层跨度大，通过结合地质资料确定部分潜力层未压开的，可以通过优化压裂方式后,重复压裂开启未压开潜力层。
（四）、优化压裂方式，重复压裂低含水层。
2006-2008年重复压裂井压前含水与压后水油比关系曲线
统计近几年12口可对比重复压裂井压裂前含水与压裂后水油比的关系显示：重复压裂前含水越高，重复压裂后单位产油量所对应的产水量即水油比越高，压裂含水接近90%时水油比直线上升。就重复压裂时间而言，在未见水或低含水条件下进行重复压裂，更利于取得好的产量效果；从重复压裂选层角度，同井内的低含水层一般是低渗透层，选压这类油层，有利于调整层间矛盾，改善产液剖面。
1、井网完善，目的层多次重复压裂，压裂后增油效果明显。
卫360-32井
该井是卫360块的一口
生产井，生产层位为三上1-4，
27.3m/13n ， 2003.4.28压裂
投产，S 三中1，
3047.1-3060.6m ，油套混注，
用液量85m 3，破裂压力
57.2MPa,排量3.8m 3/min ，加
砂量9m 3。2003.5.16补孔 层
位：S 三上2-4，
2931.0-3017.5m 。2003.8.9填砂、测压、压裂 层位：S 三上2-4，2931.0-3017.5m ，投一压二，用液量154/92m 3，破裂压力44.2/44.9MPa,排量4.0m 3/min ，加砂量23/15m 3。2009.3.17
填砂、测压、卡封压裂，S三上4，
2978.4-2998.4m，卡封合压，用液量
100m3，破裂压力77.9MPa,排量
3.5m3/min，加砂量1.2m3。酸化预处
理，加酸10 m3，压力高,排量达不到
设计要求,压力上升,少加砂18.4 m3。
2009.7.2补孔合采层位：S三上1，
2790.1-2810.3m。该井累计产油
17510t；对应水井卫360-31 井距
280m，累注86529m3，对应压裂层段分水量15200m3。
方案优化及施工:
1、该井常规压裂施工压力高，无法施工，设计采用水力喷射压裂方式；
2、通过测井曲线的分析，优选15号层进行改造，喷枪位置为2994.5m；喷枪采用8×φ6mm喷嘴。
3、采用分段破胶和高效表面活性剂返排技术，尽可能减小对地层的伤害。
重复压裂增油效果该井压裂后日产液34.8m3，日产油7.8t，含水77.8%，日增油4.0t。该井重复压裂美中不足是压裂后含水上升,有效期短,仅175天。
四、项目实施效果
2010年采油三厂重复压裂井有6口属于这种情况，压裂后增油有效井4口，工艺成功率100%，有效率66.7%，单井日增油3.0t。累计增产原油1200t。
(一)、经济效益分析（新投井进局投资，分析老井压裂效果）
投入=62.26万元/口×6口（开抽6口井压裂劳务）
=373.56万元
产出=1200吨×3700元/吨=444万元
创效=产出—投入=444万元—373.56万元=70.44万元
阶段投入产出比=投入：产出=373.56万元：444万元=1：1.18
(二）、社会效益
重复压裂改造低渗透层，提高了该类油藏的动用程度，实现了认识地层，从而为老区油田的稳产、增产提供基础，社会效益十分显著。
五、认识及建议
(一)、剩余储量丰富是重复压裂的物质基础。选井选层必须围绕“含油丰富是基础”这一基本点，通过剩余油分布研究，找到剩余油富集区后，结合初次压裂中存在的问题，进行选井选层以及选择适当重复压裂时机，是重复压裂取得较好增产效果的前提。
(二)、地层能量充足是重复压裂的必要条件。选井选层必须立足于“能量充足”这一关键点，在井网完善的基础上，实施有效注水工艺，保持地层能量。在无法确定重复压裂时机的情况可以结合作业测静压，关注地层能量动态，为重复压裂时机的确定提供参考。
(三)、及时把握时机是重复压裂的重要前提。为了确定重复压裂的最优时间，需要考虑剩余可采储量规模、能量补充情况、裂缝转向之前的长度和当时的孔隙压力分布。根据采油三厂近三年来重复压裂的经验，在确定重复压裂的时机时应考虑以下三点：一是注采井网不完善不宜过早实施重复压裂。处于注采井网不完善区域的低产井，重复压裂有效率低、见效时间滞后。对注采井网不完善低产井，应先进行注采方案调整，以提高复压经济效益。
二是单井控制剩余油分布不清不宜重复压裂。压裂层位已处于长期高含水生产状况的井，应先进行剩余油监测后再决定是否重复压裂。
三是井网完善但地层压力系数低于0.6以下不宜重复压裂。单井控制剩余油可采储量丰富，且有水井注水，但地层压力系数较低，重复压裂初期可获得高产，但高产有效期短，重复压裂效益比低。
(四)、优化方案设计是保证压裂效果的重要手段。在设计优化过程中，必须进行各部门的联合会审，严格地质方案的论证，根据具体的地质和井况条件，优选压裂工艺。通过加强资料监测，技术人员培训，提高效果分析能力和方案设计水平。
（五）、建议加强压裂井井温测试，为后期重复压裂启用低渗透差层提供参考；对井温显示有未压开层的重复压裂井，采用分层改造技术，由大段合压、压开谁就是谁的改造思路向细分层过渡，提高压裂改造的针对性，提高储层动用程度和增产效果。
(六)、建议开展高压水井重复压裂试验。
六、存在的问题
1、重复压裂时机的确定，尤其在井网完善、地层能量充足区，何时实施重复压裂，目前没有定量的标准，给采油厂地质、工程人员在压裂选井选层上带来很大的困惑。
2、采油三厂近几年重复压裂19口井的裂缝监测资料统计显示，重复压裂井可对比的井温、裂缝资料稀少，井温可对比资料6口，占总井数的31.6%，裂缝可对比资料2口,占总井数的10.5%。
3、水井的重复压裂有待于试验。目前我厂卫360块、卫81块和卫10块部分井投产初期都经过压裂，但转注后注水压力高，长期被迫低配注或欠注，重炮、酸化效果差，需要进行重复压裂改造。
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术
水力压裂安全技术要求 SY/T6566－2003 国家经济贸易委员会2003－03－18批准 2003－08－01实施 前言 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：吉林石油集团有限责任公司质量安全环保部、井下作业工程公司。 本标准主要起草人：宋泽明、宫长利、朱占华、毛杰民、付新冬、崔伟。 引言 水力压裂施工是油田开发、评价和增产的重要技术措施，也是一项风险较大的作业。由于压裂施工应用高压技术，野外作业，流动性大，涉及其它相关作业，经常接触石油、天然气等易燃易爆和其它有毒有害物质，易发生人员伤亡、环境污染等事故。为加强井下压裂施工安全管理，规范操作，搞好全过程施工作业，最大限度地避免发生事故，促进油田开发，提高经济效益，特制定本标准。 1 范围 本标准规定了水力压裂安全施工方法和技术要求。 本标准适用于水力压裂及相关施工作业。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 150 钢制压力容器 SY 5727 井下作业井场用电安全要求 SY/T 5836 中深井压裂设计施工方法 SY 5858 石油企业工业动火安全规程 SY/T 6194 套管和油管 SY 6355 石油天然气生产专用安全标志 3 压裂选井和设计及施工队伍要求 3．1 压裂选井和设计应按SY/T 5836执行，并符合下列安全要求： a）套管升高短节组配与油层套管材质、壁厚相符； b）使用无毒或低毒物质； c）下井工具、连接方式应能保证正常压裂施工，并有利于压裂前后的其它作业； d）通往井场的道路能够保证施工车辆安全通行； e）场地满足施工布车要求。 3．2 压裂设计中应包括下列与安全有关的内容： a）存在可能影响压裂施工的问题； b）施工井场、施工车辆行驶路线说明及要求； c）地面流程连接、施工设备检查要求； d）试压、试挤要求； e）施工交接、检查要求；
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：
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。
低渗砂岩油藏压裂改造技术 低孔、低渗、低压、非均质性强、油水关系复杂是制约低渗油田改造的难点。经多年研究及矿场试验，我公司已形成了从压裂地质研究－室内试验－压裂液支撑剂优化－优化设计及实施－压裂实时监测控制－压后评估完备的技术模式。技术水平上也由单项工艺发展到整体压裂技术并引入开发压裂成功实施了ZJ60井区开发压裂，形成了一套具有长庆特色的低渗砂层油藏压裂改造技术。 岩石力学参数、地应力及裂缝方位测试技术 通过围绕储层进行的岩石力学参数测定、地应力测试、以及现场微型压裂测试和压裂动态监测等试验和现场测试，为方案设计提供科学翔实的基础数据。 压裂液优化技术 针对储层地质特点，压裂液重点研究胍胶水基冻胶液配方系列。对于各区块和层位提出的压裂液配方，在室内进行了伤害试验，形成一系列水基压裂液体系。 油田压裂施工现场 压裂支撑剂评价及导流能力试验 对兰州石英砂和低密度中强度的宜兴陶粒进行不同压力下的破碎率试验。为压裂支撑剂的选择提供科学依据。 优化设计技术 通过试井解释、软件分析、图版拟合和历史拟合等，并结合实际地层参数、压裂施工数据监测对裂缝穿透比、裂缝导流能力、压裂施
工参数（加砂量、排量、砂比、前置液量）、压裂工艺方式进行优选。整体压裂技术 1.通过油藏地质研究，结合油田开发要求，制定整体压裂方案。 2.开展室内相关试验及现场测试，并根据油田开发井网，采用系统工程方法，进行目标设计，编制油田整体压裂方案。 3.现场实施与方案完善。 整体压裂技术已在安塞、靖边等油田全面推广。 开发压裂技术 开发压裂是将水力压裂裂缝先期介入油田开发井网的部署中，以压裂开发为出发点，进行井网优化，使压裂裂缝与井网相匹配，以达到提高单井产量和区块整体开发效果的目的。 该技术达到国内先进水平，通过应用达到了提高单井产量、降低成本目的，在油田开发中取得了实效，为探索提高低渗、特低渗油田单井产量和开发效益创出了一条实用科学途径。
水力压裂水力压裂：： 一项一项经久不衰的技术经久不衰的技术经久不衰的技术 自从Stanolind 石油公司于1949年首次采用水力压裂技术以来，到今天全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。目前大约百分之六十新钻的井都要经过压裂改造。压裂增产改造不但增加油井产量，而且由于这项技术使得以前没有经济开采价值的储量被开采了出来（仅美国自1949年以来就约有90亿桶的石油和超过700万亿立方英尺的天然气因压裂改造而额外被开采出来）。另外，通过促进生产，油气储量的静现值也提高了。 压裂技术可以追溯到十八世纪六十年代，当时在美国的宾夕法尼亚州、纽约、肯塔基州和西弗吉尼亚州，人们使用液态的硝化甘油压浅层的、坚硬地层的油井。目的是使含油的地层破裂，增加初始产量和最终的采收率。虽然使用具有爆炸性的硝化甘油进行压裂是危险并且很多时候是违法的，但操作后效果显著。因此这种操作原理很快就被应用到了注水井和气井。 在十九世纪三十年代，人们开始尝试向地层注入非爆炸性的流体（酸）用以压裂改造。在酸化井的过程中，出现了一种“压力从逢中分离出来”现象。这是由于酸的蚀刻会在地层生成不能完全闭合的裂缝，进而形成一条从地层到井的流动通道，从而大大提高了产量。这种“压力从逢中分离出来”的现象不但在酸化的施工现场，在注水和注水泥固井的作业中也有发生。 但人们就酸化、注水和注水泥固井的作业中形成地层破裂这一问题一直没有很好的理解，直到Farris 石油公司（后来的Amoco 石油）针对观察井产量与改造压力关系进行了深入的研究。通过此次研究，Farris 石油萌生出了通过水力压裂地层从而实现油气井增产的设想。 第一次实验性的水力压裂改造作 业由Stanolind 石油于1947年在 堪萨斯州的Hugoton 气田完成（图 1）。首先注入注入1000加仑的粘 稠的环烷酸和凝稠的汽油，随后是 破胶剂，用以改造地下2400英尺 的石灰岩产气层。虽然当时那口作 业井的产量并没有因此得到较大 的改善，但这仅仅是个开始。在 1948年 Stanolind 石油公司的 J.B.Clark 发表了一篇文章向石油 工业界介绍了水力压裂的施工改造过程。1949年哈里伯顿固井公司（Howco）申请了水力压裂施工的专利权。 哈里伯顿固井公司最初的两次水力压裂施工作业于1949年3月17日，一次在奥克拉荷马州的史蒂芬郡，总花费900美元；另一次在位于得克萨斯州的射手郡，总花费1000美元，使用的是租来的原油或原油与汽油的混合油与100到150磅的砂子（图2）。在第一年中，332口井被压裂改造成功，平均增加了75%的产量。压裂施工被大量应用，也始料未及地加强了美国的石油供应。十九世纪五十年代中期，压裂施工达到了每月3000口井的作业量。第一个过五十万英镑的压裂施工作业是由美国的Pan 石油公司（后来的Amoco 石油，现在的BP 石油）于1968年10月在奥克拉荷马州的史蒂芬郡完成的。在2008年世界范围内单级花费在1万到6百万美元之间的压裂作业超过了5万级。目前，一般的单井压裂级数为8到40
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
压裂软件的现状及发展趋势 孟庆民 (中石化胜利油田分公司采油工艺研究院) 摘要：压裂是目前低渗透油田主导的增产措施，压裂相关的软件技术发展的也非常迅速。压裂软技术贯穿于从整体开发-单井设计-压后返排优化全过程，是技术人员的重要工具，通过软件，可以更加深入的认识油藏和评价施工效果。通过对常用的压裂优化软件的使用经验，分析了压裂软件的现状及发展，探讨了目前软件存在的问题，提出了下步压裂软件的发展趋势，并对压裂优化软件的发展提出了看法。 主题词：压裂软件 整体压裂 单井设计 发展趋势 1 压裂软件现状 压裂是低渗透油藏重要增产措施，压裂设计软件是优选油层改造措施和优化设计措施的基本手段。目前压裂优化软件已经形成了较为完善的体系，由区块整体压裂设计、单井压裂优化设计、施工实时监测和分析等三类组成。 目前，区块整体压裂优化设计软件主要有3种优化设计方法，即优化采收率法、净现值法和累计增产量法。优化采收率法最为科学，但是由于涉及油田开发方面的许多比较复杂的因素和问题，实际上难以做到真正的目标优化。净现值法涉及裂缝模型因素和油田开采经济分析问题，裂缝模拟的准确性和经济分析模型的可靠性均会对优化结果产生影响。累计增产量法着重分析油层内有效裂缝对增产量的影响，避开了裂缝模型、裂缝具体形状(主要指高度变化等)和经济分析因素。这类软件主要用以确定地层是否适合整体压裂改造，优选裂缝规模以及预测整体压裂效果。目前整体压裂软件主要是国内的中国石油大学和西南石油大学开发的，可以完成五点、反九点、矩形井网的优化。 单井压裂设计软件主要以国外的产品为主，如FracproPT、E-StimPlan、Terrfrac、GOHFER、Meyer，国内有西南石油大学开发的3D-HFODS软件。压裂设计软件一般包括压裂设计、酸压设计、压裂充填设计、小型压裂分析、产能预测、经济评价、液体/支撑剂库等功能。压裂裂缝模型从二维发展到了全三维，从简单的井身结构优化发展到了复杂结构的水平井优化。FracproPT软件系统是拟三维压裂软件工具，提供支撑剂和酸化压裂增产的设计、模拟、分析、执行和优化功能。FracproPT的独特技术是它的实时数据管理和分析能力；其中包括灵活的，根据裂缝分析可进行校正的裂缝模型；以及压裂处理后进行生产分析和经济优化的油藏模拟功能。FracproPT2007版本（10.4.57）支持水平井的压裂设计模拟，而且可以和油藏模拟软件作接口，模拟压裂后产能变化。E-StimPlan是由压裂专家K.G. Nolte、Mike Smith先生创建的NSI公司开发的全三维压
压裂改造及其分类 人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的水力压裂实现时采用的策略是不同的。 页岩气的勘探开发需求引起了水力压裂技术与理论的发展，从而拓展了水力压裂技术的分类。因此，按储层的渗透性和增产机理，水力压裂技术可以分为3种类型： （1）以解除污染并提高近井地带渗流能力的解堵型压裂。主要应用于渗透率比较高的储层，其水力压裂的实施策略是追求较高的人工裂缝导流能力。施工中采用较大排量、高砂比、有时配合端部脱砂等工艺，以消除钻完井过程中的污染，增加近井地带的渗透能力。这类水力压裂可以提高单井产量，但是因为人工裂缝尺度不大，对井网部署、注水开发、采收率等开发指标几乎没有影响。 （2）以增大油气泄油面积的改造型压裂。主要应用于低渗透和特低渗透储层，其水力压裂的实施策略是追求较长的人工裂缝长度。这类压裂施工采用高黏度压裂液，大液量、大砂量注入，在储层形成几十米或上百米并具有一定导流能力的长裂缝，扩大了单井泄油面积。由于人工裂缝尺度较大并具有一定的方向性，这类压裂可以提高单井产量和开采速度，有益于采收率等开发指标的改善。 （3）以形成最大SRV的缝网型压裂。当水力压裂技术应用于页岩气储层时，其储层改造机理与前面两种类型完全不同。页岩气压裂是通过尽可能“压碎”储层，在页岩储层中人工形成复杂密集裂缝网络，使游离和吸附在页岩空隙中的页岩气可以流动并汇集到井筒。这类压裂提高单井产量并决定了单井的可采资源量和采收率。 描述页岩气压裂的关键参数是压裂形成的有效裂缝体积ESRV（effective stimulated reservoir volume）、裂缝密度、支撑和未支撑裂缝导流能力，而不仅仅是人工裂缝的长度和导流能力。其水力压裂的实施策略是追求较高的有效裂缝体积。Cipolla定义裂缝复杂指数FCI（fracture complex index）来描述网络裂缝有效性，即网缝宽度与长度之比。这类水力压裂形成的裂缝网络使储层流体的流态复杂，压裂决定了井的初始产量和单井可采资源量（EUR）、开采的合理井距、以及采收率等开发技术指标。 Barnett某页岩气井压后微地震监测表明，网络裂缝的SRV达到14.5亿ft3（约4106万立方米），是单一裂缝改造体积的3.37倍。国内外页岩气压裂的SRV 达到上千万立方米。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂分为3类：①解堵型压裂，通俗称为“压痛”；②改造型压裂，通俗称为“压开”；③裂缝型压裂（或“体积改造技术”），通俗称为“压碎”。
文献综述 前言 水力压裂是油田增产一项重要技术措施。由地面以超过地层吸收能力的排量高压泵组将液体注入井中，此时，在井底附近便会蹩起压力，当蹩气的压力超过井壁附近地层的最小地应力和岩石抗张强度时，在地层中便会形成裂缝。随之带有支撑剂的液体泵入缝中，裂缝不断向前延伸，这样，在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。由于压裂形成的裂缝提高了产油层导流能力，使油气能够畅流入井内，从而起到了增产增注的作用。 为了完成水力压裂设计，在地层中造成增产效果的裂缝，需要了解与造缝有关的地应力、井筒压力、破裂压力等分布与大小。这些因素控制着裂缝的几何尺寸，同时对与地面与井下设备的选择有关。同时，用于水力压裂的压裂液的性能、数量，支撑剂的排布情况关系到裂缝的几何尺寸，压裂技术-端部脱砂技术，对提高压裂效果起到很大作用，这些因素关系到能否达到油田增产的目的，需要进行详细研究。在建立适当的裂缝扩展模型的基础上，实现现场实际生产情况的模拟研究，对进一步优化水力压裂参数，提高压裂经济实用性起到很大作用。 这项油田增产措施自发展以来，得到国内外广泛采用，并且经不断的开发试验，已取得很大成效。 水力压裂技术的发展过程 水力压裂技术自 1947 年美国堪萨斯州进行的的第一次试验成功以来，至今近已有60余年历史。它作为油井的主要增产措施，正日益受到世界各国石油单位的重视及采用 ,其发展过程大致可分以下几个阶段: 60 年代中期以前 ,各国石油公司的工作者们的研究工作已适应浅层的水平裂缝为主，此时的我国主要致力于油井解堵工作并开展了小型压裂试验。 60 年代中期以后 ,随着产层加深 ,从事此项事业的工作者以研究垂直裂缝为主。已达成解堵和增产的目的。这一时期 ,我国发展了滑套式分层压裂配套技术。 70 年代 ,工作进入到改造致密气层的大型水力压裂阶段。我国在分层压裂技术的基础上 ,发展了蜡球选择性压裂工艺 ,以及化学堵水与压裂配套的综合
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。
水平井分段压裂改造技术现状与展望 发表时间：2018-01-29T11:05:30.553Z 来源：《科技新时代》2017年12期作者：刘学伟 [导读] 摘要:水平井作为一种有效提高油气产量的重要方法，在油气田开发中扮演着越来越重要的角色，特别在“低压力低渗透率、低丰度”三低油气藏。本文主要对目前国内水平井压裂改造技术现状进行探讨。 摘要:水平井作为一种有效提高油气产量的重要方法，在油气田开发中扮演着越来越重要的角色，特别在“低压力低渗透率、低丰度”三低油气藏。本文主要对目前国内水平井压裂改造技术现状进行探讨。 关键词: 水平井分段压裂展望 近年来随着各大油气田不断开发，油气藏综合开发难度逐渐增大，低渗透、超低渗透、致密油气藏等非常规油气藏开发面临难题突显，而制约超低渗、致密油气田等经济有效开发的关键技术就是储层改造技术的突破，实现油气藏纵横剖面有效动用，提高单井产量。 1水平井压裂技术现状 1.1双封单卡上提管柱压裂技术 该技术首先将待压裂改造层段一次性分段射孔，压裂管柱由双封隔器中间夹一导压喷砂器构成，在压裂过程中利用导压喷砂器的节流压差进行压裂，通过压裂一层上提一次管柱完成多段压裂。双封单卡上提管柱压裂技术虽然压裂目的性强，操作简单，单层改造效果彻底，但是根据实际施工过程中，该技术出现砂卡概率较高，而且一旦出现砂卡不宜解卡，同时因多段压裂过程中封隔器反复坐封、解封，导致封隔器胶筒易破裂失效，从而经常起下钻具延长施工周期。该技术有待完善。 1.2可钻式复合桥塞分段压裂技术 利用可钻式复合桥塞进行分级改造，通过连续油管或电缆下入桥塞和射孔枪，爆炸射孔后取出电缆或连续油管，通过套管泵注。该技术适合于套管完井的分级改造，由于第一段没有泵送通道，多采用爬行器或连续油管带桥塞和射孔枪下入。改造完毕后钻磨桥塞，即可多层返排、合采。该技术施工周期较长，地层伤害较大。 1.3投球打滑套分段压裂技术 投球打滑套压裂技术首先将待压裂改造层段一次性分段射孔，起出射孔枪后，下入带有滑套分压工艺管柱工具串到达设计位置，压裂第一段完成后，投放与滑套尺寸相匹配的钢球，油管液体加压，打断销钉打开滑套，坐封封隔器，施工上层，逐级完成施工。该技术可实现连续压裂施工，缩短施工周期，施工效率较高，但是，因井下工具串较复杂，发生砂卡解卡较难。 1.4 TAPI阅完井分段压裂技术 该技术是一种新型无级差套管滑套分段压裂技术。在下入油层套管时在套管上连接多个特殊滑套，每一个滑套都正对目标产层。固井后，采用射孔或爆破阀打开最底部压裂滑套，完成第一段的压裂。第一段压裂结束后，从井口投入飞镖打开上面一段的压裂滑套，同时对已施工的第一段进行封闭，压裂第二段。重复此施工步骤直至所有施工段压裂结束。待所有压裂施工结束后，采用连续油管对TAP阀进行磨铣，恢复全井筒畅通。该技术具有压裂级数不受限制，可以恢复全尺寸井筒，施工流程简单，施工效率较高，在生产后期可以利用连续油管对滑套进行选择性关闭等特点。 2水平井压裂技术发展趋势 近年伴随着油气田资源开发规模逐渐加大，从目前面临“三低”的油气藏即将转战致密油气田、页岩气等油气田开发，油气藏综合开发难度逐渐增大，低渗透、超低渗透、致密油气藏等非常规油气藏开发面临难题突显，而制约超低渗、致密油气田等经济有效开发的关键技术就是储层改造技术的突破，实现油气藏纵横剖面有效动用，提高单井产量。 2.1水平井低伤害清洁压裂液体系 目前，随着地层开发难度逐渐增大，地层越来越敏感，与此同时水平井压裂技术日新月异，但是与之相配套的低伤害压裂液体系米能及时跟进。为实现这一目标，相关领域应加强对水平井低伤害清洁压裂液性能研究，配套完善的水平井压裂液体系。 2.2水平井段内多裂缝压裂技术 当前，油气田开发渗透率逐渐降低，增加改造体积充分动用储层储量，增大泄流面积，提高单井产量迫在眉睫。通过水平井段内开始多裂缝可实现储层整体的动用程度，实现水平井水平段体积化改造模式，从而提高水平井动用储量。 2.3连续油管水力喷射射孔环空压裂技术 该技术可以部分解决可钻式复合桥塞分段压裂技术出现的不足之处，作为其补充，与其配合使用。连续油管水力喷射射孔环空压裂技术已经在各大气田得到了广泛的应用，取得较好效果。 3结束语 1)水平井压裂改造技术的突破，才能有效动用控制储量，提高单井产量，最终实现油气田经济有效开发。 2)裸眼封隔器分段压裂技术和水力喷射分段压裂技术为现阶段各大油气水平井主体分段改造技术，已经推广应用，其他分段压裂技术作为其必要补充，也将发挥重要作用。 3)进一步开展水平井分段压裂改造工艺技术适应性研究，完善水平井分段压裂工艺。 参考文献: [1] 刘翔鹊，刘尚奇.国外水平井技术应用论文集[M}北京.石油工业出版社， 2001. 作者简介：刘学伟，男，出生年月：1984.03，工程师，毕业时间：2007.07，毕业院校：中国石油大学（华东），专业：化学工程与工艺，主要从事压裂技术研究工作。
第六章水力压裂技术 一、名词解释 1、水力压裂：常简称为压裂，指利用水力作用使油层形成裂缝的方法，是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，不仅广泛用于低渗透油气藏，而且在中、高渗油气藏的增产改造中也取得了很好的效果。 2、地应力：指赋存于地壳岩石中的内应力。 3、地应力场：地应力在空间的分布。 4、破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 5、闭合压力（应力）：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 6、分层压裂：分压或单独压开预定的层位，多用于射孔完成的井。 7、裂缝的方位：裂缝的延伸（扩展）方向。 8、压裂液：压裂过程中，向井内注入的全部液体。 9、水基压裂液：以水为基础介质，与各种添加剂配制而成的压裂工作液。 10、交联剂：能将溶于水中的高分子链上的活性基团以化学链连接成三维网状型的结构，使聚合物水溶液形成水基交联冻胶压裂液。 11、闭合压力：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 二、叙述题 1、简述岩石的破坏及破坏准则。 答案要点：脆性与塑性岩石：在外力作用下破坏前总应变小于3%的岩石叫脆性岩石，总应变大于5%的岩石叫塑性岩石，总应变介于3～5%的岩石叫半脆性岩石。 岩石的破坏类型：拉伸破坏；剪切破坏；塑性流动。其中拉伸破坏与剪切破坏主要发生在脆性岩石。塑性流动主要发生在塑性岩石。 2、简述压裂液的作用。 答案要点：按泵注顺序和作用，压裂液可分前置液、携砂液和顶替液。其中，携砂液是 压裂液的主体液。○1前置液的作用：造缝、降温；○2携砂液的作用：携带支撑剂、延伸造缝、冷却地层；○3顶替液的作用：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。 3、简述压裂液的性能及要求。 答案要点：滤失少；悬砂能力强；摩阻低；稳定性；配伍性；低残渣；易返排；货源广、便于配制、价钱便宜。 4、压裂液有哪几种类型？ 答案要点：水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、醇基压裂液、胶束压裂液。 5、简述常用破胶剂及其作用。 答案要点：主要作用：是使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少对储集层的伤害。 常用的破胶剂：包括酶、氧化剂和酸。生物酶和催化氧化剂系列是适用于 21～54 ℃的低温破胶剂；一般氧化破胶体系适用于 54～93 ℃，而有机酸适用于 93 ℃以上的破胶作用。 6、影响支撑剂选择的因素有哪些？ 答案要点：（1）支撑剂的强度：一般地，对浅地层（深度小于1500m ）且闭合压力不大时使用石英砂；对于深层且闭合压力较大时多使用陶粒；对中等深度（ 2000 m 左右）的地层一般用石英砂，尾随部分陶粒。 H p F F =α
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/dd11483542.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