压裂裂缝延伸控制技术
压裂工艺技术
（四）异常情况及处理措施
现场处理措施选择次序
⑴磁性定位校验卡点深度。深度无差错则挤 酸处理目的层，降低地层破裂压力及解除近井污 染后再压裂。
⑵深度若有差错，则调整准确后再压裂。 ⑶磁性定位测井时，根据下井仪器的遇阻深 度判断管柱是否堵塞。有堵塞则起出管柱，通油 管后重下压裂管柱再压裂。
（四）异常情况及处理措施
液体添加泵
泵1排量＝218L/min 泵2 排量＝87L/min
操作模式
手控
仪表车
大泵控制
电源、发动机、档位、泵速、紧急制动、报警
1台
计算机
TS—80、PDU监测系统、数显器
打印机
4笔绘图器
其它
HDE现场参数校正仪、SM—A压差式砂密度计
1、大泵水功率1300马； 2、柱塞直径114.3mm； 3、冲程203.2mm.
4 压裂后套管不许放喷，以防砂卡。
5 注意文明施工与安全生产：施工过程中，非工作 人员禁止进入施工现场。
6 注意环境保护：严格按国家环境保护法执行。
7 砂柱高度要求在射孔底界以下15m，否则下冲砂 管柱冲砂。
8 需刮蜡、洗井的：下刮蜡管柱：φ54mm工作筒， φ118mm刮蜡器，深度至射孔底界下10m，用45℃热水 洗井，水量为井筒容积的2.5倍。
（四）异常情况及处理措施
压窜
压窜的原因可分为两大类，一是管外窜槽， 二是管柱问题。
管外窜槽有：地层窜槽、水泥环窜槽； 管柱问题有：封隔器不坐封、封隔器胶筒破 裂、油管破裂、油管接箍断脱、管柱深度出现差 错等。
（四）异常情况及处理措施
现场处理措施选择次序
⑴停泵，套管放空，反复2～3次。 ⑵仍有窜槽显示则磁性定位校验卡点深度。 ⑶深度无差错则上提管柱至未射孔井段，验封。
压裂裂缝控制技术
压裂裂缝控制技术濮阳市多凯特油气技术有限公司压裂裂缝控制技术目前在我国，压裂作为油田开发、综合治理、控水稳油的一项重要组成部分，随着现代压裂技术的发展，单一的加大规模、投球限流等分压和重复压裂技术已不能满足油田开发增产稳油的发展。
亟需引进先进裂缝控制技术提高压裂效果。
压裂裂缝控制技术是我公司开发应用的一项新型工艺技术。
在长庆油田、延长油田、中原油田、克拉玛依油田等国内油田进行了现场应用，取得了较好的压裂效果。
一、技术原理压裂裂缝控制技术是应用新型化学裂缝控制剂使压裂液在地层中发生转向,在压裂中可以暂堵压裂层段中、高渗层或已压开的加砂缝,实现分压、选压从而造出新缝或使压裂砂在裂缝中均匀分布,主要作用有：纵向剖面的新层启动；重复压裂的平面上的裂缝转向；裂缝单向延伸的控制。
此技术可广泛应用于新投压裂、重复压裂、细分层压裂、套变井及落物井压裂。
近年来在裂缝转向技术、多裂缝压裂、有效缝长控制领域中得到了广泛的应用。
压裂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，转向剂颗粒进入井筒中、高渗透层的炮眼或地层中的裂缝，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。
产生桥堵的转向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、实现重复压裂裂缝转向等充分挖掘剩余油富集区域、调整注采关系的改造工艺技术。
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；在一定的用量范围内（相对大剂量）,加砂中或二次加砂前,可形成多裂缝；在一定的用量范围内（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。
页岩的压裂技术
页岩的应力受近地带和远地带的影响。应力受断裂、抬升、岩 溶、（depleted zone）和注入水的影响，因而不同(bù tónɡ)地 区、不同(bù tónɡ)井，以及同井同层的岩石应力都有差异。 在Tier地区的一口井中，裂缝形成压力从0.86psi/ft变化到 0.72psi/ft，在裂缝的形成和延伸时，应力显著影响地面压力， 并且最终限制了加入支撑剂的量。 近井地带的应力与裂缝的位置和射孔有关。压裂的施工能够调 整应力分布，从最初压裂位置沿水平井筒变化。在每次压裂中， 从第一次到最后一次沿着井筒裂缝可能变化5到10度。
“油气藏”——开启和沟通的天然裂缝网络便是核心。这些裂缝网络为天然气——吸附在孔隙、
矿物和流体表面的天然气提供流动通道。
▪ 压裂效果
虽然页岩中存在天然裂缝，但通常都是封闭（被碳酸盐填充）的，裂缝有些是
独立的，一些是相连的。页岩气的开发技术始于开启和沟通这些裂缝，使之成为裂缝网络，暴
露出5~10×106平方英尺的裂缝表面积。
▪ ▪ 使用泡沫和氮气压裂的原因 对Huron页岩使用泡沫和氮气压裂的两个主要原因是：
地层压力较低以及页岩对液体的敏感性。这两个方法都使用氮气，这是为了增加地层 能量，有助于压裂液的返排。这些液体能够对地层集聚和产生足够的净压力，从而使 地层破裂。
▪ 地层敏感性 页岩对清水的敏感性来自粘土。最重要的问题是绿泥石遇水膨胀。使用高 质量分数的泡沫可以降低粘土引起(yǐnqǐ)的问题。在压裂中也添加其它添加剂以降低 粘土引起(yǐnqǐ)的其它问题。
▪ 在Huron页岩(yè yán)地区最常使用的增产方法是泡沫压裂和 氮气压裂。
▪ 泡沫压裂早在1970年就被广泛使用，用于Appalachian盆地 Huron页岩(yè yán)的增产。
压裂技术理论及应用
0.10
0.20 50
0.30 75
0.40
0.50
0.60 125
0.70 150
0.80
0.90
1.0 200
100
175
7
压裂工艺是一个复杂的系统工程，要设计
一次压裂施工并达到预期的效果，与地质分析
（控制着区块的含油分布）、岩石力学（控制
着裂缝几何形态）、流体力学（控制着液体流 动与支撑剂在裂缝中的铺置）、化学（控制着 施工的材料性能）以及机械、材料力学等多学 科有着密切的联系。
清洁压裂液
常规聚合物压裂液（植物胶）由于存在较多的残渣，仅有
30%~45%瓜尔胶聚合物返排。聚合物残留在岩石裂缝表面和支撑 裂缝内，将明显影响支撑裂缝的导流能力，阻碍流体流动，从而降 低压裂改造效果。 理想的压裂液是在满足压裂造缝和携砂能力的同时，要求压裂 液实现快速彻底破胶，降低对储层的伤害，减少储层污染。在20世 纪90年代后期，新一代的压裂液体系被开发成功，在一定程度上，
• 10 > k > 0.001 md (Gas)
• 100 > k > 0.1 md (Oil) • 储层厚，含油性好 • 隔层遮挡性好 • 泄油面积大
复杂的压裂储层特性
• • • • • • k ≥ 100mD或 k ≤ 0.1 mD (Oil) k ≤0.001 mD (Gas) 储层薄，含油性差 隔层遮挡性差 透镜体油气藏 敏感性储层
0099
001
002
003
设计软件处于世界领先技术水平
19
2.压裂液和支撑剂
在压裂施工中，压裂液的主要作用是：造缝和携砂。压裂液 与地层岩石和油藏流体要配伍并且对支撑剂渗透率伤害最小。 一般来说，压裂液体系主要包括：水基压裂液（羟丙基瓜尔 胶）、清洁压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液（CO2或N2）以 及相应的交联剂、破胶剂和添加剂，目前胜利油田主要使用 水基压裂液。 目前胜利油田应用的压裂液以羟丙基瓜尔胶（HPG）为主，其 水不溶物含量在6.5～8%，国外羟丙基瓜尔胶（HPG）水不溶 物含量在2～4%。支撑剂包括石英砂和陶粒，目前胜利油田主 要采用陶粒支撑剂。
压裂控制系统
压裂控制系统随着社会的不断发展和人们对能源需求的增加，油气资源的勘探和开发成为了一个全球性的课题。
而对于深部油气资源的开采，涉及到的技术难度和对环境的影响往往更大。
此时，压裂技术成为了深部油气资产开采过程中的一项重要技术手段。
而压裂控制系统则是实现这一技术的关键。
一、压裂技术简介压裂技术（Fracturing Techniques）是指利用液态、气态或混合物处理剂，通过高压和高流量作用下向井口注入井中，从而在深部岩石中形成天然气或石油裂缝，进而通过开采将其取出的一种技术。
压裂技术在油气资源勘探中广泛应用，可以在石油、天然气、页岩油等储层中形成裂缝，提高油、气的渗透率以达到开采的目的。
这样的技术可以开采那些过去难以开采的储层，也可以将本来开采量很少的储层开采出更多的油、气资源。
二、压裂控制系统的作用压裂控制系统是指控制压液、压气系统，利用计算机监控系统进行实时控制、智能诊断、核算和信息管理的一种完整的控制系统。
它扮演了压裂技术过程中的关键角色，具有以下的重要功能：1. 压力控制压力控制是压裂控制系统的最主要功能之一。
在压裂过程中，需要将一定的压力加到压裂液中，将其推入井下，产生石油、天然气或页岩油储层的裂缝，从而增加储层的渗透性。
良好的压力控制可以帮助实现良好的裂缝、裂缝长度、裂缝宽度等参数控制，同时确保压裂过程高效、安全。
2. 精确加药压裂过程中需要加入一定的药剂才能达到预期的效果。
此时精确的加药是非常关键的，过高或者过低的药剂使用量都会对压裂作业产生不良影响，并且浪费资源、增加成本。
良好的压裂控制系统可以及时监控和调整药剂浓度，确保压裂过程中药剂浓度的准确控制。
3. 实时监测良好的压裂控制系统可以对压裂过程中的参数进行实时监测，如压力、流量、温度等，从而指导操作员进行及时调整，最大程度保证了压缩操作的安全性和稳定性。
4. 故障诊断压裂控制系统具有诊断功能，其可以通过数据分析，实现对于系统故障的精确定位，进而帮助操作员有效地进行故障排除。
转向压裂
控制剂主要性能 承受压差：10—15Mpa
转向剂样品
压裂液中溶解性
a、80℃时,1小时微 溶,1.5小时全溶,滤饼 4.5小时全溶 b、100℃时,0.5小时 微溶,1小时全溶，滤 饼3小时全溶
带裂缝胶结岩心的封堵试验结果(50℃) 4ty80-1 参数 20 岩心长度（cm） 3.5×3.5 岩心截面尺寸（cm） 25.74 孔隙度（%） 38.45 孔隙体积（ml） 0.09 基质渗透率Km(μm2) 注水压力与流量关 系 (cm水柱—ml/min) 裂缝渗透率 Kf(μm2) 滤饼阻力系数(Fr’) 突破压力梯度 (MPa/cm) 封堵率/% 9.16x + 0.08 30 79.6 0.12 99.2
同层中堵老缝造新缝典型案例
堵老缝造新缝重复压裂技术在中原油田、大 庆油田、吉林油田进行了40多口井施工实验 ， 从压力变化、产量变化并参考微地震测试结 果分析，转向压裂效果是令人鼓舞的。
裂缝转向的判断，国内目前没有好的办法，争 议较大。国内只能通过几方面综合判断。判断 方法：施工压力变化曲线、产量变化、全过程 的微地震监测。进行测试压裂，目的是为了观 测原裂缝方向和该层的破裂压力值。待余波消 失后加入控制剂进行主压裂。取差值
13-10
递减快，几年来陆续转 注4口井（共对应7口水
13-19 13-24
-3 42 5
N13-15 13-609
N13-15
13-25
-3425
13-22
13-601 13-43
13-41
13-17
13-609
-3 40 0
井），油井仍不见效， 虽然后期进行过重复压 裂，但措施有效期短， 油井处于低液量、高含
110-30本次是第4次压裂,前2次无效,本次压裂日增液6.4吨,日增油 5.7吨,与其初产水平相当. 朝110-30井第三层初次压力19兆帕：第二次压力35兆帕，相 对第一次压裂，压力有明显增高 ,微地震方位由71.2度转向变化 86.0度.
页岩气储层水力压裂裂纹扩展规律研究
页岩气储层水力压裂裂纹扩展规律研究1. 前言页岩气作为一种非常重要的天然气资源，已经被广泛应用。
然而，在生产过程中，有一些特殊的挑战，其中最重要的是寻找适当的生产技术。
页岩气储层水力压裂是目前能够有效提高页岩气产量的一种技术。
本文旨在研究页岩气储层水力压裂后裂缝的扩展规律，以便更好地理解页岩气藏的开采机理，并为优化页岩气开采提供指导。
2. 页岩气储层水力压裂原理水力压裂是一种通过将高压水注入油气储层，以形成压力，利用岩石自身的脆性破裂形成裂缝，以释放页岩气的技术。
页岩气储层是一种岩石层，由于其压实度较高，裂缝不易形成，其自然气渗透率较低，导致天然气产量较低。
为了提高页岩气生产效率，需要通过水力压裂来扩大储层裂缝面积，增加气体开采量。
页岩气储层水力压裂的主要机理是压力差，即通过向井口注入高压水，使水在地下压缩，从而形成高压前缘。
压力前缘的到达速度越快，压缩效果越明显，在储层内形成最大的应力差。
当应力差超过岩石地下的抗拉强度时，岩石就会发生断裂，形成裂缝。
水力压裂主要受到多种因素的影响，其中包括注入流量、注入压力、裂缝网络、岩石物性和水路径等因素。
为了更好地控制水力压裂作用，需要对这些因素进行详细的研究和掌握。
3. 裂缝扩展规律研究裂缝的扩展规律是页岩气储层水力压裂的核心问题。
通过对裂缝扩展过程的研究，可以更好地了解页岩气储层的开采特性，为页岩气储层的优化开发提供技术支持。
3.1 裂缝扩展过程在页岩气储层水力压裂过程中，高压水通过注入口迅速进入岩石层内，形成一个高压区域。
在高压区域的受力作用下，岩石发生了断裂，从而形成了一系列裂缝。
这些裂缝的密度和深度是由岩石的物性、注入流量和注入压力等因素来决定的。
裂缝的扩展会受到多个因素的影响，其中最重要的因素是注入水的流量和压力。
注入水的流量越大，扩展的裂缝数量越多，裂缝的长度和深度也越大。
当注入水的压力越高，裂缝的深度和长度也会随之增加。
此外，地质条件和岩石物性也会影响裂缝的扩展过程。
压裂作业中风险的识别和控制措施
压裂作业中风险的识别和控制措施压裂作业是一种在地下岩石中注入液体以建立裂缝，促进油气流动的技术。
这项技术虽然能够有效提高油气产量，但也伴随着一定的风险。
本文将就压裂作业中的风险进行识别和控制措施的讨论。
一、常见的压裂作业风险1.地面施工风险：压裂液的运输、储存以及注入设备的安装等的过程中存在着施工风险。
例如施工现场的跌落、碰撞等意外事故。
2.液体泄露风险：压裂液中的化学品和污染物质可能泄漏到地面水源，导致水质污染。
同时，泄漏的压裂液也可能造成周围环境的染料。
3.岩层破裂风险：压裂作业会通过高压液体将岩层裂开，但在操作过程中可能会导致过度的岩层破裂，甚至导致裂缝的扩散。
4.地震风险：一些研究指出，压裂作业可能引发微弱的地震，如果在地震敏感区域进行，将会增加地震风险。
5.水资源消耗风险：压裂液需要大量的水资源，如果在水资源匮乏的地区进行，可能会对当地的水资源供应产生负面影响。
二、压裂作业的风险控制措施1.强化施工安全：施工人员应接受相关的培训和技能考核，掌握安全施工的方法。
同时，应按照安全操作规程，佩戴个人防护装备。
为施工现场设置必要的警示标识，确保施工人员的安全意识。
2.建立严格的液体泄露监测和报告制度：通过建立监测设备和报告机制，及时发现和处理液体泄露事件。
此外，应制定相应的应急处置预案，以减少泄漏事故的影响。
3.合理控制压裂液的成分和使用量：选择对环境和人体安全影响较小的压裂液成分，并根据实际情况合理控制压裂液的使用量，以减少对水资源的消耗和环境的影响。
4.加强监测与预警：在进行压裂作业期间，应设置地震监测设备，及时发现地震活动。
当地震活动超过预警值时，应立即停工，采取相应的措施避免地震风险。
5.进行环境影响评估：在进行压裂作业之前，应进行全面的环境影响评估，研究压裂作业对当地环境的可能影响，并在评估结果的基础上，制定相应的环境保护计划。
6.加强监管与法律措施：相关部门应加强对压裂作业的监管，并及时更新相关法规和标准。
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压裂过程中裂缝延伸形态
首 次 压 裂
重 复 压 裂 过 程 中 裂 缝 形
裂缝方向与最小主应力方向垂 直,一定净压力下纵向上高渗层 及最小主应力相对小的层先张 开 原 缝 张 开 单一的原缝重复张开 缝长缝宽等参数变化 纵向上中低渗透层压开新缝 平面上裂缝方向发生转向
提 高 砂 比 砂 量
38-7 +36-7
+38-9
38-9
东翼有效缝长增长了为 29.1m， 64.5m主要目的 民38-7井12号小层投控制剂后压裂裂缝延伸方向及缝长 达到了
民38-7井人工裂缝方位和长度监测成果表
井号
小 层 号
压裂 井段 (m)
1143. 61154. 0
压 裂 次 序 一 二
裂缝方 位
•压裂同时进行了微地 综合 震监测,以判断该井在 解释 干层 压裂转向施工过程中 干层 是否出现转向,是否出 干层 现新缝 . 卫 357 井 2004 油层 年 8 月 12 日 压 裂 。 首 干层 油层 先监测了前置压裂， 油层 该压裂的目的是打开 油层 老缝。加入暂堵剂堵 干层 住老缝后，再次压裂， 油层 以图压开新缝.
7.2 10.7 31.48 26
23 15 2 1
东北 东北 东北 东北
测试过程 1 小型压裂，测原缝 2停泵30分钟 3 停泵时连入加控制剂管 线 4 正式压裂阶段，测新缝
357微地震测试结果分析
1、 原缝小规模测试阶段，两个层的原缝方向基本 相同，说明在上次压裂过程中，两段已经被同时压 开，反映出在纵向上的最小应力差值不大，原始的 水平最小应力方向也相同，各层已经全部压开，本 次压裂在纵向上不可能有新缝。 2、分析在笼统压裂条件下，平面上沙三中3与沙三 中4方向产生差别的原因是由于沙三中4有相对良好 的物性使之成为主要的出液层，本井已经产液6973 吨，在沙三中4层附近产生了有利于裂缝平面转向 的附加应力，所以在暂堵老缝的条件下，新缝偏转 了。中原油田大部分井初产高，液量大，压力下降 快，差值大，为重复压裂裂缝转向带来有利条件。 主力油层多数会发生平面上的转向，增大泄油面积， 与老缝一同成为主力产油通道。 3、沙三中3在平面上没有转向，但在倾角上发生变 化,分析原因是在老缝被堵住后,由于压裂液的转向 对于天然多裂缝斜井，多为压裂液转向天然裂缝造 成的，同时反映此区块地层平面上存在一定的非均
同粒径段塞理论依据
延伸方向接近于垂直最小主应力方向的裂 缝的最容易开启，因此更容易被支撑剂填充。 停泵等裂缝闭合后重新启泵，支撑剂填充多的 裂缝由于导流能力高于其它裂缝，在重新开启 时首先张开，而其它裂缝不会再张开，通过这 种方式促进主裂缝的延伸，保证足够的缝宽。 由于该技术必须保证主裂缝的导流能力，因此 必须采用较大粒径的支撑剂作为段塞。
压裂有效缝长控制技术 民38-7井12号小层上次压裂时间是97年3月，至本次压裂 时隔5年7个月，压裂周期较长，原裂缝已不适应该井区地 质和井网条件下的生产要求。
民38-7井两次压裂施工压力曲线
60
压力（MPa)
40
20
0 0 10 20 30 时间（min) 40 50 60
38-5 +38-7 +38-05
新 缝 张 开
态
裂缝的倾角发生变化
堵 老 缝 造 新 缝
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。
水
水
10%HCl
10%HCl
10%HC
压裂液
压裂液
压裂液
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
0
10
20
30 时间（min ）
40
50
60
时间（h）时间（h）30Fra bibliotek大号转向剂溶解曲线
50 ℃大号转向剂溶解曲线
高温控制剂100度溶解曲线 120 100
水
% 120 100
80 60 40 20 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 时间（h） 3.5 4 4.5 5
典型案例
多裂缝储层的压裂
性油气藏，其地质条件的特殊性给压裂改造带来了一定的难度，
地质条件的特殊性主要表现：
压裂主要难点： 天然裂缝发育，压裂液滤失大，易脱砂以至压裂失败； 由于储层物性差，造缝困难，提高裂缝的导流能力有一定难度； 压裂规律不好确定，给整体压裂改造带来一定的难度。 由于该区块地质构造特点，导致加砂难度大，加砂规模小，
停泵同粒径段塞技术
操作方式:
的压裂施工困难
要解决的问题 :多裂缝，弯曲摩阻,较高的岩石模量等造成
在主压裂前根据小型压裂的分 一般方法:提高前置液量、增大压裂液粘度、粉 析结果，设计一定砂比的支撑剂段 陶段塞技术等方法 停泵同粒径段塞: 塞去处理近井地带问题，停泵分析 是指与主压裂具有相同粒径段塞（20/40mesh）作为 段塞进入地层后的曲线变化，根据 处理近井多裂缝，弯曲摩阻的主要手段。 结果决定是否进一步处理。
油层 油层
卫357井人工裂缝监测结果
卫357施工曲线
100 90
沙 三 中 中 3 4 沙 三
80 70 60 50 40 30 20 10 0 14:08:56 14:25:35
油压,(0-100)MPa 套压,(0-100)MPa 排量,(0-10)m3/min 密度,(0-2000)kg/m3 液量,(0-300)m3
165.312g
平流泵
填砂段
烧杯
药剂
顶替液
中 间 容 器
技术特点
高强度――――很高的承压能力 在地层可以形成滤饼―――很好的封堵率 在压裂液中可以完全溶解 内含含F表面活性剂，有利于返排 所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小 投入方法简单，不会给压裂工艺带来新的负担。
现场试验：对裂缝方向的控制
控制剂在压裂液中溶解性:
控制时间范围：1－4小时
编号
转向剂样品
30℃小号转向剂溶解曲线
50 ℃小号转向剂溶解曲线
80 ℃小号转向剂溶解曲线
% 120
100 80 60 40 20 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
% 120 100
80 60 40 20 0
3.5
水
% 120 100
80 60 40 20 0
% 120 100
80 60 40 20 0
水
10%HCl
10%HCl
80 60 40 20
压裂液
压裂液
水 10%HCl 压裂液
5.5
0
0.5
1
1.5 时间（h）
2
2.5
3
0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5
电脑
一级压力传感
二级压力传感
三级压力传感
恒温箱
天平
控制剂主要性能 承受压力：10—85Mpa
腰英台油田应当属于国内近几年发现的典型的 低渗透裂缝
砂比低。在采用该技术之前，该区块采用过提高前置液量、增大压 裂液粘度、粉陶段塞技术等方法效果都不理想，最高混砂比在
25%左右。一般加砂7 M3左右，部分井最高混砂比不超过10%
通过同粒径段塞技术后，该井平均混砂比 26% 最高混砂比40%（7PPG）， 最低混砂 比12% 加砂22.5M3。
应力变化值与新裂缝产生附加条件
A B C D E F -----+10MPa ----- +7MPa -----+3MPa ------- -3MPa ------ -7 MPa
A: 不形成方向变化 B：堵老缝，原生裂缝发育或采用特殊工艺 C： 堵老缝 DE: （同时）开启堵老缝 F：近90度垂直缝 BC为偏转型，EF为近垂直型变化
低渗气藏的压裂
大49井鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡东段塔巴庙低幅鼻状构造带上 的一口探井 , 渗透率 0.1-2.58×10-3μ m2 ，孔隙度 3.1-8.5% ，属低 渗油气藏。 该区块裂缝延伸较难 ，即使冻胶不加砂注入，压力仍然一 直攀升。变排量分析结果表明近井地带摩阻与排量指数关系约为 1 。该区块 高砂比加砂较难 ，最高砂比一般在 33% 左右，部分 井可以提高到40%。采用同粒径段塞技术后，最高砂比提到52%。
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15:32:15
15:48:55
16:05:35
16:22:15
井名 层 卫357井 上层 前置 砂三中3 再次 下层 前置 砂三中4 再次
方位(度) 长度(米) 高度(米) 倾角(度) 倾向
-68.93 -70.2 -74.7 76.4
396.5 319 493.6 524.4
发生桥堵时砂比与缝宽的对比关系
砂比
（PPG）
桥桥堵发生在
"W"/Dprop―
实际统计
桥堵发生在
"W"/Dprop―
实验室结果
0.5 – 2PPG
2-5PPG 5-8PPG
1.15 – 2.0
2.0-3.0 3.0
1.8
2.2 2.6
W- 裂缝平均缝宽
Dprop-支撑剂平均直径
发生砂堵时，砂比与裂缝的缝宽并不是线性关系，而是存 在临界值的关系，它的存在意味着：如果通过某种技术使裂缝 平均缝宽超过该临界值，砂比可以大幅度提高，甚至成倍的提 高。这一点在多裂缝储层更加明显。