控制裂缝高度
控缝技术
裂缝高度的影响因素
1.岩石特性 2.地层应力 3.施工参数
地层应力差及岩石物质特性都由地质结构本身所决定,不易改变,只有 第三项可以人为控制来实现控制缝高。
施工参数
排量
施工排量与裂缝高度的关系是排量越大, 裂缝越高。不同地区由于地 层情况不同, 施工排量对裂缝高度的影响也不相同。根据各个断块压裂施 工前后测得的数据, 认为排量与裂缝高度具有以下关系：
冷却地层控缝高技术
通过向温度较高的地层注入冷水，使地层产生热弹性应力，大幅度 地降低地层应力，而将缝高控制在产层范围内。
人工隔层技术
通过制造人工隔层方法 , 可以改变裂缝上下末端地应力差。在前置液中 添加轻质上浮或重质下沉剂, 使其聚集在新生成裂缝的顶部或底部, 形成 一块压实的低渗区, 形成人工隔层, 从而实现裂缝高度的控制。
隔层主要影响因素：
1.上浮剂粒度及其分布（显著影响人工充填隔层的物理性质，从而影响 人工隔层阻抗。） 2.携带液黏度（主要影响控缝高剂的上浮速度，从而影响到人工隔层的 形成时间。） 3.控缝高剂用量（影响人工隔层的厚度和形成时间。） 隔层阻抗与上浮剂浓度成正比，与携带液黏度和岩芯渗透率成反比。
施工因素
1.隔离剂的铺置厚度 2.隔离剂隔离剂输送规律
隔离剂主要用来形成人工隔层, 阻止裂缝向垂直方向扩展。支撑剂主 要用来形成支撑裂缝。隔离剂在携带液中的升降及其速度取决于携带液 粘度、隔离剂浓度和两者的密度差。 上升或下降速度过快, 在隔离剂到达目的地之前, 已经大量漂浮或沉 积, 这样就很容易阻塞管道或砂堵, 影响施工; 如果上升或下降速度过慢, 隔离剂到达目的地时, 导向剂仍留在携砂液中保持漂浮状态, 这样隔离剂 就失去了阻挡作用。 充填隔离剂施工时压裂液黏度宜低于常规压裂并保证液体的悬浮能 力, 形成人工应力遮挡前,泵注排量一般低于常规压裂, 前置液用量比常规 压裂少。
人工控制压裂缝高技术现状与研究要点
区。电话 （２ ）８０ ３ ３ 。Ｅ—ｍ ｉ ｈｕ ｅ ｇｏ ６ ．ｃｎ ０ ８ ３ ３ ３３ ａｌ ｏｗ ｎａ＠１ ３ ｏ ：ｚ
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第２卷 第 １ ９ 期
天 然 气 勘 探 与 开 发
慢 ，隔离剂到达 目的地时 ，导向剂仍 留在携砂液 中 保持漂浮状态 ，这样隔离剂就失去了阻挡作用。因 此选择合适的隔离剂、支撑剂和携带液是至关重要 的。柴油、Ｐ Ｇ Ｓ Ａ溶液和聚丙烯酰胺溶液 ，它们 都 是粘度 比较大、悬砂能力比较强的溶液。
了多层介质中控制缝高 的力学机理 ；Ｗａ ｉｓｉ ｒ ｎ ｋ 等 ｐｉ 人着重从地应力角度讨论 了缝高延伸规律。目前控
剂在携带液中的升降及其速度取决于携带液粘度 、 隔离剂浓度和两者的密度差 。 ２ Ｊ 如果上升或下降速度过快 ，在隔离剂到达 目的 地之前 ，已经大量漂浮或沉积 ，这样就很容易阻塞 管道或砂堵 ，影响施工 ；如 果 上升 或 下 降速 度过
力差和裂缝上下末端阻抗值对缝高的影响。并分析 了人工隔层控制缝高的原理和裂缝内隔离剂输送规律，同时
也提出了控制缝高技术 的研 究内容 与发展趋势 。 关键词 水力压 裂 裂缝高度 人工隔挡层 隔离剂
在开采地层油气过程中，水力压裂是一项重要
的增产 措施 。但 在实 际水力 压裂 中 ，裂缝 会 向上 或
２ 人工控 制缝高基本原理
影响缝高增长的四要素是 ：岩石物质特性 、施
工 参 数 、地 层 应 力 差 和 裂缝 上 下 末 端 阻 抗 值 。其
向下延伸 ， 这都影响了压裂液效率和裂缝效率 ，进 而影响裂缝的导流能力和压裂效果 ，造成横向发展 短 ，消耗泵压 ，降低油气产量。甚至会导致压后完 全无效或压开水层 ，引起油井含水暴增。所 以，通 常希望把裂缝限制在油层 内，且裂缝在横 向达到合
裂缝高度控制技术在FracproPT施工优化中的应用
１１ 界 面 强度 ．－ ３
响裂缝高度的增长 。影响方式主要为以下两点ｎ 。
决定裂缝是否进入隔层与隔层和油层之间界面
＿
收稿 日期 ：０１ ６１； ２１－ ．５修订 日期 ： １－８ ５ ０ ２ １ ． ０ ０２ 作者简介 ： 张昕 ， ， 男 长江大学石油工程学 院２ ０ 级硕士研究生 ， 方向为油藏工程。联系方式 ： — ｉ ｚａｇ ｉ １ ８ １０ ＠１３ｔｍ， ０９ 研究 Ｅｍａ ： ｎ ｘ ９ ６ １６ ６ ． ｌｈ ｎ ｏ 通讯 地址 ：４ ４ ２ ） （３ ０ ３ 湖北省荆州市南环路 １ 号长江大学东校区石油工程学院２ ２ １ 办公 室。
１１ 地层 岩 石 的非 均质 性 和 断裂 韧性 ．． ４
１３３ 压 力 ．．
施工压力直接决定井底延伸压力 ， 假设压裂 目 的层 裂缝 端点的有效 地应力 为 ， 而隔层 的有效
地应力为 ｃ ， ｒ 延伸压力为 Ｐ ， ｃ ２ 裂缝垂向高度为 ／ ， Ｉ ｆ 油层厚度 为 Ｈ０ 则延伸压力 和垂 向高度有如下关 ，
在 层 与 层之 间 地应 力 的差 异 不 显著 的情形 下 ， 氏 杨
模量的差异也可能成为控制裂缝延伸的一个重要 因
１ 影响因素分析
在水力压裂中 ， 影响裂缝高度要素主要为岩石 物性 、 地层应力差 、 施工参数和压裂液性能等。
１１ 岩 石 物性 ．
素。
１１２ 泊 松 比 ．．
Ｆａｐｏ Ｔ进 行 了裂缝 控制模 拟， ｒｃ ｒＰ 结果表 明， 只要正确认 识到主要 影响 因素， 并采 取合适 的控制裂缝 技术 ， 就能有
效达 到控制裂缝 高度 的 目的。
地应力对垂直裂缝高度的影响及缝高控制技术研究
地应力对垂直裂缝高度的影响及缝高控制技术研究摘要：地应力是影响垂直裂缝高度最重要的因素，理想的裂缝高度等于目的层的厚度，裂缝在垂向上过度延伸会带来很多不利影响。
在前人研究的基础上，总结了地应力与裂缝高度的关系、裂缝垂向过度延伸的影响、裂缝高度控制工艺技术，对压裂设计和现场施工具有一定的指导意义。
关键词：水力压裂；地应力；裂缝高度；缝高控制压裂自上世纪五十年代首次实施以来，在油气田勘探和开发过程中被广泛使用并日益发挥重要的作用。
压裂的目的是在地层中形成一条具有一定几何形态和导流能力的裂缝。
裂缝在地层中的张开与扩展主要受地应力场、流体场和温度场的控制。
地应力场对裂缝的形成和形态的影响尤为显著。
对于压裂改造形成垂直裂缝的井而言，人们希望裂缝高度能够控制在油气层内。
长期实践中发现，很多时候裂缝都会穿过目的层而进入邻近的隔层内。
影响裂缝高度的诸多因素中，地应力的影响尤为显著。
因此，深入研究地应力的分布、地应力对裂缝高度的影响和裂缝高度控制工艺技术有十分重要的意义。
一、地应力概述及分布规律1.地层应力及分布在地层中造缝，形成裂缝的条件与地应力及其分布、岩石的力学性质、压裂液的性质及注入方式等密切相关。
一般情况下，地下岩石由于埋藏在地下深处，所以承受着很厚的上覆岩层的重力，而且又受到邻近岩石的挤压，地层中的岩石处于压应力状态，作用在地下岩石某单元体上的应力为垂向主应力，及水平主应力，（如图1所示）。
垂向主应力即该深度以上覆盖地层所形成的压力，用以下公式计算：= gH式中—上覆岩层平均相对密度，g／cm3；g——重力加速度，m／s2；H——油层深度，m 。
水平应力一部分是由垂向应力诱导产生，如果水平应力仅由垂向应力诱导产生，那么在各个方向上应该相同。
水平应力的另一来源是构造应力，由于受构造运动等方面的影响，两个水平应力一般并不相等，根据其大小分别称为最大水平主应力和最小水平主应力。
埋藏在地下深处的岩石，具有弹性与脆性。
储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响文件.docx
储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响文件.docx储层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度控制的影响摘要水力压裂技术是储层增产的一个重要办法｡在石油工程中,水力裂缝几何形状的预测已经成为一项巨大挑战｡在水力压裂过程中采用ABAQUS代码建立一个3维非线性模型｡由岩石应力平衡､多孔流体的质量平衡､达西定律和有效应力原理构成的液-固态平衡方程｡用有限元对微分方程进行离散和求解｡根据损伤力学原理,内聚的单元采用到裂缝产生和扩展模型中｡在中国大庆油田的一个典型的水平井水力压裂过程中用该模型模拟｡考虑到水力压裂过程中支撑剂浓度的变化,我们开发了用户子程序｡从模拟中得到的井底压力变化与现场实测数据一致｡因此,验证了这个模型｡研究和讨论垂直裂缝,地层孔隙度和粘土含量对裂缝高度控制的影响｡通过一组公式,将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,较大的孔隙度和粘土含量可以限制裂缝高度｡当含油层的孔隙度增加时,渗透率增加而弹性模量减小｡由于压裂液更容易泄漏到孔隙度较大的地层,因此,裂缝高度减小,井底压力下降｡随着隔层粘土含量的增加,弹性模量降低并且岩石材料的抗拉强度增加｡裂缝高度将减小,对于粘土含量大的地层,材料更难被损害｡我们的工作一个对裂缝高度控制新的认识,并有利于水力压裂的施工和实践｡水力压裂技术是提高气井产能的主要工程技术之一｡介绍水力压裂的目的是绕过近井眼损伤并延长到地层的导流路径(Economides 和Nolte,2000)｡由于水力压裂的原理比较复杂,在3维计算机模拟程序中有巨大的挑战｡水力裂缝几何形状可以水平或垂直,取决于地层特征(上覆地层压力和构造变化)｡对于垂直裂缝,裂缝高度已引起广泛的注意｡2012年Wang等人研究了一些岩性参数对多层储集层的水力裂缝高度的影响｡结果表明,原始地层压力越大,弹性模量越小,隔层的抗拉强度越大,这可以使裂缝高度越小｡2009年Deneshy指出沿弱界面的剪切破坏是裂缝高度控制的另一个因素｡地层孔隙度和粘土含量能显著影响岩石材料性质(Chen等人,2008)｡但是,据我所知在文献中很少见到孔隙度和粘土含量对水力压裂的影响的研究｡在本文中,建立一个3维的水力压裂模拟模型｡用有限元法解流-固态平衡方程｡基于损伤力学,在模拟裂缝产生和扩展中采用内聚单元法｡在中国大庆油田一个典型的水平井水力压裂过程中模拟｡得到的井底压力曲线与实测资料一致;因此,该模型的验证得到了认可｡然后,研究地层孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响｡用一组公式将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,较大的孔隙度和粘土含量可降低裂缝高度｡水力压裂施工设计将有益于我们的工作｡数值计算法控制岩石材料的变形被表示成压力平衡方程(Malvern, 1969)(1)和f分别是总应力矩阵和体积力分量多孔流体的质量守恒方程写为(2)分别是多孔流体密度､孔隙度和渗流速度矢量｡流体动力学方程遵守达西定律,其中渗流速度与孔隙压力梯度成正比(Marino和Luthin,1982;Dean和Schmidt,2008),这就是(3),K,和g分别代表流速､渗透率矩阵､孔隙压力和重力加速度矢量｡固体的变形和渗流流量之间的关系可以表示为有效应力原理(Economides和和Nolte,2000)(4)是有效应力矩阵根据损伤力学,内聚单元被采用到压裂行为的模拟中｡岩石的初始损伤由下面的二次应力准则描述(Turon等人,2006)｡(5)是垂直应力,和是两个剪切方向的剪切应力｡是岩石抗拉强度,和代表两各个剪切方向的岩石剪切强度｡<>标志用来标识挤应力状况不会造成伤害,这意味着(6)当达到初始伤害准则时,材料的刚度退化并表示如下E1 =(1-D)E0(7)E1和E0分别代表受损和原材料的弹性模量｡D是材料的损伤因子,可以用下面的公式计算(Zhang等人,2010a)(8)分别指的是完全失效时的位移､历史负荷的最大位移量和初始损伤的位移｡类似于达西定律,压裂中的液体流速与液体压力呈线性关系(Hagoort等人和Dean和Schmidt,2008)｡水力压裂过程中,支撑剂逐渐加入压裂液｡支撑剂对水力压裂的影响用压裂液的粘度变化表示,可用下面的方程表示(Adachi等人,2007)(9)c是支撑剂浓度以上所有方程耦合在一起,一组对应的增量有限元公式和求解算法被详细描述(Zienkiewicz和Taylor,2005;Zhang等人,2010b)｡用户子程序的开发并应用到ABAQUS代码中可同时解决方程｡数值验证为了验证该模型,在中国大庆油田一个典型的水平井水力压裂过程中进行模拟｡模拟范围由3个层(两个隔层中间的油层)构成｡油层厚度为4.2米,井眼和水泥套管也包含在模型中｡压裂液注入速率保持3.46m3/min,注入时间是30min｡岩性参数来自于油田测试数据｡图1是模拟范围的示意图｡该范围的长度､高度､宽度分别为180m､50m和20m｡图1:模拟范围示意图压裂过程中井底压力变化曲线模拟与现场测量结果对比如图2所示｡由于压裂液注入速率保持不变,井底压力曲线平滑稳定｡可以看出,这两条曲线之间的差异不明显｡模拟结果和实测数据之间井底压力的最大相对误差值仅为4.6%｡验证了模型的正确性｡图2:井底压力曲线的比较孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响在下段中,讨论孔隙度和粘土含量对水力裂缝高度的影响｡模拟范围,类似于以前的部分,由3个层构成｡含油层厚度为10米｡当模拟范围在垂直方向上对称时,计算模型只考虑低一半的整个范围｡计算范围的长度､高度和宽度分别是180米､30米和20米｡在之后的所有模拟案例中,压裂液注入速率保持在3m3/min,注入时间为30min｡孔隙度和粘土含量很大的影响了波在岩石材料中的传播速度｡该经验公式可以表示为(Chen等人,2008)v p =5.37 -6.33φ -1.82V cl(10)v s =3.15 -3.51φ -1.25V cl(11) v p和v s分别代表纵波和横波;V cl是地层粘土含量｡基于线性弹性理论,弹性模量和泊松比可以用下面的公式计算波速(Malvern,1969)｡(12)(13)､和分别代表密度､弹性模量和泊松比｡Deere和Miller(1969)为计算岩石抗压强度建立经验公式｡(14)是抗压强度;a和b是拟合系数｡根据大庆油田的测井数据,a和b分别采用0.0006619和0.01123｡岩石抗拉强度与抗压强度呈线性关系(Fajer等人,2008)｡(15)是比例系数孔隙度也大大地影响了地层渗透率,可表示为(Costa,2006)(16)和m是两个系数｡在我们的模拟中,和m分别采用3.87达西和1.99｡方程(10)-(16)通常将岩性参数(弹性模量,拉伸强度和渗透率) 孔隙度､粘土含量联系起来,并将它们之间的关系描绘在图3~ 5中｡由于这些参数可以有效地影响水力裂缝形态,孔隙度和粘土含量可以影响水力压裂｡图3:杨氏模量､孔隙度和粘土含量之间的关系图4:抗拉强度､孔隙度和粘土含量之间的关系图5:孔隙度和渗透率之间的关系研究了5个数值案例,参数组合列于表1｡案例1和案例3讨论了孔隙度对水力压裂的影响｡案例4和案例5讨论了粘土含量对水力压裂的影响,案例2作为基准｡在下面所有的数字符号中,l,h和w分别代表裂缝半长､半高､和半宽｡坐标原点位于裂缝中心｡表1:参数组合含油层孔隙度隔层孔隙度含油层粘土含量隔层粘土含量案例1 0.08 0.01 10% 30%案例2 0.12 0.01 10% 30%案例3 0.16 0.01 10% 30%案例4 0.12 0.01 10% 40%案例5 0.12 0.01 10% 50%案例1､2和3中裂缝的3维结构如图6所示,横截面视图如图7所示｡可以看出,孔隙度较大的油层可减小裂缝高度｡随着油层孔隙度的增加,渗透率增加(Eq.16)｡由于压裂液更容易泄漏到孔隙度较大的地层中,因此裂缝高度降低,并且井底压力下降｡图6:孔隙度对裂缝形态的影响图7:图6的横截面视图案例2､4和5的3维结构如图8所示,对应的横截面示意图如图9所示｡这些图可说明,粘土含量较大的隔层可限制裂缝高度｡如图3和图4所示,当粘土含量增加时,岩石弹性模量降低并且抗拉强度增加｡由于粘土含量较大的地层很难被损害,因此裂缝高度降低｡图8:粘土含量对裂缝形态的影响图9:图8的横截面视图结论为了模拟水力压裂难题,建立一个非线性流-固态模型｡用有限元离散并求解模型｡基于损伤原理,在模拟裂缝的产生和扩展中采用内聚单元法｡一个典型的水平井水力压裂过程用现有模型模拟｡得到的井底压裂变化与实测数据一致｡我们认可了该模型的准确性｡本文研究了地层孔隙度和粘土含量对水力裂缝控制高度的影响｡用一组经验公式将岩性､孔隙度和粘土含量联系起来｡结果表明,孔隙度和粘土含量较大的地层可限制裂缝高度｡较大的孔隙度可以增加渗透率,较大的粘土含量可减小弹性模量并且抗拉强度增加｡最后,所有这些因素将使水力裂缝变得更小｡在我们的工作中,这些将有利于我们的水力压裂施工设计和实践｡术语a,b,m =拟合系数,无量纲c= 支撑剂浓度浓度,无量纲=拟合系数,L2,m2初始损伤时的排量=卸载历史时的最大排量D =损伤因子,无量纲E =弹性模量,m/Lt2,Pa岩石材料的损伤弹性模量,m/Lt2,Pa E0=岩石材料的原始弹性模量,m/Lt2,Pa 体积力矢量,m/L2t2,Pa/m=重力加速度矢量,L/t2,m/s2I =密度矩阵,无量纲K =渗透率矩阵,L2,M2K tc =比例系数,无量纲多孔压力,m/Lt2,Pa=粘土含量,无量纲= P—波速,L/t,m/sS—波速,L/t,m/s渗流速度矢量L/t,m/s孔隙度,无量纲μ=流体粘度,m/Lt,Pa.sν=泊松比,无量纲ρ=密度岩石,m/L3,ρw=多孔流体密度,m/Lt2,Paσ=总应力矩阵,m/Lt2,Paσc=压缩强度,m/Lt2,Paσn =正常压力,m/Lt2,Paσs,σt=在两个剪切方向的剪应力,m/Lt2,Pa=有效应力矩阵,m/Lt2,Pa=岩石的抗拉强度,m/Lt2,Pa11,=在两个剪切方向的岩石剪切强度,m/Lt2,Pa 致谢作者对中石油创新基金的财政支持深深的感谢｡12。
控制压裂缝高技术研究及影响因素分析
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第 １ 卷第 ４ ３ 期
周文高等 ． 控制压裂缝高技 术研究及影响 因素分析
２０ ０６年 ７月
明： 界面 的抗剪 切 强 度 除 了 与 界 面光 滑 度 及 润 滑 状况有关外 ， 与地 层 的 垂 向应 力 也 有 直 接 关 系。 在 他们 的 试 验 条 件 下 ， 当垂 向应 力 达 到 １ Ｐ ５Ｍ ａ 时 ， 使在 界 面 光 滑 、 黏结 、 采 用 润 滑剂 减小 即 未 并 摩擦 的情况下 ， 面对 裂 缝 的垂 向延 伸 也 起 不 到 界
在 水力 压裂 过 程 中 ， 当油 气 层很 薄 或 上 下 隔
层为弱应力层时 ，Байду номын сангаас裂缝会沿着垂直方向上延伸 ， 这
会 使裂 缝超 出生 产层 而进 入隔层 。这 不但 会导 致 裂 缝高 度过 大 、 减少裂 缝 长度 和影 响压裂 效果 ， 而
且 当裂缝延伸进入邻近含水层时 ， 会引起含水暴 增 。对存在气顶 的油藏 ， 同样潜 在着“ 也 引气入 井” 的危 险。因此 ， 如何将裂缝高度控 制在油气 层内是水力压裂能否成功 的关键因素之一。 为了有效地控制裂缝高度 ， 近年来 国内外对 裂缝高度延伸机理进行 了大量的研究 ， 对影响裂
（ ．西南石 油大学 ， １ 四川 成都 ６０ ０ ２ １５ ０； ．西南 石油局测井公 司， ｔ Ｉ ｌ 成都 ６０ ０ ） ￣Ｊ Ｉ １ １０
摘 要 在水力压裂过程中， 裂缝会沿着垂直方向上延伸 ， 当裂缝超 出生产层而进入隔层 时会影响水力压裂效果。为了将裂缝高度控制在油气层 内， 究了岩石物质特性、 研 施工参数、
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断 ２０ ０６年 ７月
块
TH
延 伸 的数学 模型 方程 ：
连 续 性 方 程 ：一 ＝ ＋
结合数 值模 拟结 果 分析 诸 因 素对 Ｔ Ｈ 油 田酸压
裂 缝 高度 的影 响 。 ２ ． １ 地层 参数
２ ． １ ． １ 地应 力
坠 ！
ａ ｔ
目前 国内外 研 究 普 遍 认 为 ， 储 层 和 遮挡 层 的水
建立模 型首 先做 出如 下假 设 ： ①厚 油 层 ， 地 应力 线性分布 ， 地层 岩 石 为 理 想 的连 续 线 弹 性 材 料 ；② 压 裂 液 体为 不 可压 缩 幂 律 型 ， 忽 略地 层 流体 进 入液 体 ；③裂 缝 关 于井筒 中心 对称 ；④ 只考 虑压 裂液 体 在 裂缝 中沿 缝长方 向流动 的 压降 。 基 于 以上 假设 ， 可 以建 立 碳 酸盐 储 层 酸 压 裂缝
压降方程： 塑
一一 ６ ４ ／ ｘ ｑ （ ｘ ， 丽 ｔ ）
． 。
平 地 应 力 差 是 影 响 裂 缝 垂 向延 伸 的 主要 因素。
宽度方程： ｗ（ ｘ ， ｚ ， ｔ） ＝一１ ６
（ ）一
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ｒ 丑
Ｗａ ｒ ｐ ｛ ｎ ｓ ｋ ［ 等 人 嘲通 过 现 场 实 验证 明了 产层 与遮 挡 层原 地应 力 差是影 响 裂缝 高度 控制 的主 导因素 。 当
２ 。 碍
～
、
高度 方程 ： 下 ３ ｐ （ ｚ ） ＝ｆ Ｅ ｈ （ ｘ， ｔ ） ］
四个 方程 联 立耦 合 ， 再 附加 边 界条 件 和 初始 条
液体 滤失 量大 ， 达 不 到预期 酸 压 效果 。因此 ， 展 开
ＴＨ 油 田酸 压裂 缝 高度 控 制 主 要 影 响 因 素分 析 ， 为
控缝高压裂技术
二、保护薄隔层平衡压裂工艺技术
根据压力平衡原理，采用平衡压裂管 柱将薄隔层相邻的压裂层和平衡层分别卡 在不同的卡段内，施工时向管柱内注入预 前置液，封隔器坐封将压裂层与平衡层分
隔开，使二者处于同一压力系统内，在平
衡层和压裂层建立近似相同的压力。预前 置液注入后投球打套，由平衡器控制平衡 层进液不进砂，然后，对目的层进行压裂 改造。施工中由于平衡层与压裂层处于同 一压力系统，薄隔层上下的压力趋于平衡， 从而保证薄隔层在压裂过程中不被压窜。
反之，如果要控制裂缝向下延伸，使用密度较小的压裂液。
七、优化加砂规模控缝高
裂缝向前延伸的过程中，由于摩阻的存在裂缝前端的净压力 将逐渐降低，当低于裂缝的抗张强度裂缝将不再向前延伸。如果
继续泵注压裂液，将导致裂缝高度增加，因此通过优化施工规模
可以控制缝高。
八、二次加砂压裂技术
即在压裂过程中，把总加砂量分成二次加入，第一次砂量加入地层侯， 停泵一段时间待裂缝闭合，然后重新开泵加入剩余砂量。与常规压裂相比， 由于二次加砂压裂时裂缝沿已形成的裂缝延伸，可以控制缝高，同时，可 以大幅度提高单井加砂强度和裂缝导流能力，满足油田开发需要。第一次 加砂应是设计总砂量的20-30%
一、人工隔层技术
利用上浮剂和下沉剂控制裂缝向上下延伸。即在注完前置液造出 一定规模的裂缝后,在注入混砂液之前,用低粘度携带液携带转向剂 (空心微粉和粉砂)进入裂缝。空心微粉在浮力作用下运动到裂缝的顶
部,粉砂在重力作用下沉淀于裂缝的底部,从而在裂缝的顶部和底部分
别形成一个低渗透或不渗透的人工隔层。它限制了携砂液压力向上部 和向下部传递,从而达到了改变缝内垂向上流压的分布,降低了上下层
段中缝内流压与地应力之差,也就增加了上下隔层与产油层之间的地
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1 研究目的在水力压裂过程中,当油气层很薄或上下隔层为弱应力层时,裂缝会沿着垂直方向上延伸,这会使裂缝超出生产层而进入隔层。
这不但会导致裂缝高度过大、减少裂缝长度和影响压裂效果,而且当裂缝延伸进入邻近含水层时,会引起含水暴增。
对存在气顶的油藏,也同样潜在着“引气入井”的危险。
因此,如何将裂缝高度控制在油气层内是水力压裂能否成功的关键因素之一。
为了有效地控制裂缝高度,近年来国内外对裂缝高度延伸机理进行了大的研究,对影响裂缝高度的因素有了更广泛、更深入地认识,发展了多种人工控制裂缝高度的技术。
目前控制缝高技术有人工隔层技术;变排量压裂技术;注入非支撑剂控制缝高;调整压裂液的密度控制缝高;冷却地层控制缝高。
在开采地层油气过程中, 水力压裂是一项重要的增产措施。
但在实际水力压裂中, 裂缝会向上或向下延伸, 这都影响了压裂液效率和裂缝效率, 进而影响裂缝的导流能力和压裂效果, 造成横向发展短, 消耗泵压, 降低油气产量。
甚至会导致压后完全无效或压开水层, 引起油井含水暴增。
所以, 通常希望把裂缝限制在油层内, 且裂缝在横向达到合适的长度, 这样才能提高油气产量。
2 研究现状在上世纪80年代初, 美国总结了棉花谷地区大量的压裂实践, 提出了缝高与排量的统计关系; Boit理论分析和实践调查分析了层间岩石力学性质差异(弹性模量和泊松比) 等对缝高延伸的影响, 提出了裂缝穿过层间界面的机理, 给出了其界面力学性质应满足的理论关系和力学准则;Bennaceur等人详细讨论了影响缝高的因素, 提出了多层介质中控制缝高的力学机理; Warp iniski等人着重从地应力角度讨论了缝高延伸规律。
目前控制缝高技术: ①人工隔层技术; ②变排量压裂技术; ③注入非支撑剂控制缝高; ④调整压裂液的密度控制缝高;⑤冷却地层控制缝高。
本文主要研究和介绍了人工控制缝高技术。
3 人工控制缝高基本原理影响缝高增长的四要素是: 岩石物质特性、施工参数、地层应力差和裂缝上下末端阻抗值。
其中, 岩石物质特性和地层应力差由地质结构本身所决定, 不易改变。
第四项裂缝上下末端阻抗值可以改变, 方法是制造人工隔离层。
在注完前置液造出一定规模的裂缝后, 在注入混砂液之前, 用携带液携带隔离剂(空心微粉和粉砂) 进入裂缝。
空心微粉在浮力作用下运动到裂缝的顶部, 粉砂在重力作用下沉淀于裂缝的底部, 从而在裂缝的顶部和底部分别形成一个低渗透或不渗透的人工隔层。
它限制了携砂液压力向上部和向下部传递, 从而达到了改变缝内垂向上流压的分布, 降低了上下层段中缝内流压与地应力之差,也就增加了上下隔层与产油层之间的地应力差, 来就控制了缝高的增加。
另外, 它提高了压裂效率, 起到了转向剂作用, 使后来注入的携砂剂转为水平流向, 从而使裂缝水平延伸。
4 各项参数对缝高的影响4.1岩石特性对缝高的影响岩石物质特性包括地层岩石的刚性、韧性、塑性和遮挡层与油层界面的结合强度等。
其中对缝高影响较大的是岩石的塑性、韧性和岩层间是否存在滑移现象。
遮挡层的塑性表现为泊松比v,此值越大对缝高影响越大。
对于某个遮挡层来说,当v达到一定值后是完全可以阻止缝高的增长,但对于泥岩或页岩遮挡层, v都有一定的范围,因此只靠v限制缝高延伸是不可靠的。
在压裂施工期间, 隔层与油层是否存在滑移现象, 表现为隔层和油层结合是否牢固。
衡量标准是钝化系数, 此系数越大, 遮挡层与油层的界面结合越不牢固, 在压裂施工时越容易产生滑移现象, 裂缝垂向延伸入遮挡层越不容易。
4.2施工参数对缝高的影响影响裂缝几何形状的施工参数, 包括流体的粘度和密度、支撑剂浓度、泵排量、压力和射孔孔眼的布置。
射孔孔眼的布置可确保裂缝在油层内产生, 一旦裂缝离开井眼延伸, 则岩石的性质和周围应力将再次成为控制的因素。
a排量对缝高的影响当排量增加时（裂缝高度增加）, 薄层缝高大幅扩大而支撑缝高变化不大, 这样缝高的扩展导致缝宽变窄, 稍高砂比陶粒进地层时即发生砂堵。
ARP等人认为,使用低排量和低浓度的压裂液将趋于产生较小的裂缝宽度, 从而导致过低的裂缝传导率, 降低井的产能。
为了避免裂缝过高，一般将施工排量控制在3.5m3/min以内。
b压力对缝高的影响裂缝在井筒周围开始延伸时, 延伸压力最大。
当裂缝超出油层范围后, 延伸压力呈较快的下降趋势。
这也从另一方面证明了, 利用隔离剂控制缝高延伸的可行性, 即在裂缝形成初期就加转向剂, 控制裂缝形成初期和垂向裂缝, 是人工控制裂缝高度的关键。
c粘度对缝高的影响压裂液对缝高的影响很大, 尤其是高粘度的压裂液将使缝高大幅扩展。
在同样的压裂造缝面积下, 裂缝越高则缝长越小, 从而降低了压裂效果。
因此为了获得最佳的压裂效果, 解决使用高粘压裂液时带来的缝宽、缝长与缝高的矛盾, 采用控制缝高技术是大有裨益的。
通过制造人工隔离层(空心微粉和粉砂) 和控制排量的方法, 可以有效地控制缝高, 从而有效地保证高粘度压裂液的造缝作用。
压裂液粘度的变化能影响压裂液的摩阻、悬砂、滤失和返排等性能, 对裂缝形成、延伸和裂缝渗透率影响很大。
根据压裂施工不同阶段的要求,对压裂液的粘度及变化实行动态控制, 对获得最佳压裂效果至关重要。
若用活性水压裂, 即使大排量施工时, 缝高也不会有什么变化, 而且缝长延伸较好。
Schlumberg2er公司用清洁压裂液控制缝高取得了良好的效果,在恒定温度下清洁压裂液粘度较稳定, 当遮挡层与油层应力差很小时, 清洁压裂液的粘度可以适当调低(40MPa·s～60MPa·s) , 这一点对控制缝高延伸很重要。
4.3地层应力对缝高的影响地层应力差（应力差越大，裂缝高度越小）是控制缝高增长的主要因素。
有人指出, 油层与上下隔层的应力差为210MPa ～3145MPa时, 足以将裂缝的垂向延伸控制在产层内, 但是当油层很薄或上下隔层为弱应力层, 或存在其它复杂情况时, 压开的裂缝高度往往容易超出产层。
断裂力学表明, 裂缝发展的形状取决于裂缝前缘的应力强度因子。
（逢高随储层渗透率的升高呈现递增的趋势）5 控缝高对策技术5.1人工隔层技术人工隔层控制缝高技术的基本原理是通过上浮剂和下沉剂在裂缝的顶部和底部形成人工遮挡层增加裂缝末梢的阻抗阻止裂缝中的流体压力向上和向下传播继而控制裂缝在高度上进一步延伸人工隔层控制裂缝高度技术包括用上浮剂控制裂缝向上延伸用下沉剂控制裂缝向下延伸和同时使用两种转向剂控制裂缝向上下延伸。
5.2变排量压裂技术对上下隔层应力差值小的薄油层的压裂改造为限制裂缝高度过度延伸采用变排量压裂技术在控制裂缝向下延伸的同时可增长支撑缝长增加裂缝内支撑剂铺置浓度从而可有效地提高增产效果。
5.3调整压裂液密度控缝高技术利用压裂液密度控制裂缝高度是通过控制压裂液中垂向压力分布来实现若要控制裂缝向上延伸应采用密度较高的压裂液若要控制裂缝向下延伸则应采用密度较低的压裂液。
5.4冷却地层控缝高技术通过向温度较高的地层注入冷水使地层产生热弹性应力大幅度地降低地层应力而将缝高控制在产层范围内。
5.5低粘度低排量控缝高技术使用较低粘度的凝胶较低的注入排量注入裂缝高度就能得到有效控制。
一般认为压裂液在裂缝内的粘度保持在50~100mPa /s 较合适。
6结论(1) 缝高的增长受岩石物质特性、施工参数、地层应力差和裂缝上下末端阻抗值的影响。
(2) 在压裂施工过程中, 井筒周围的裂缝延伸压力最大, 因而在施工初期最容易压穿遮挡层。
加入隔离剂后, 从水平方向上增大了油层和隔层间的滑动效应。
从纵向来说, 增大了裂缝上下末稍的阻抗值, 从而限制了缝高增长, 同时提高了压裂有效性, 降低了压裂成本。
(3) 携带液粘度愈低, 隔离剂升降速度愈快, 愈易形成良好的人工隔层; 浮式隔离剂与沉式隔离剂的混合使用, 阻挡效果优于单一隔离剂的使用。
7控缝高的应用7.1部分控缝技术在大牛地气田的应用7.1.1下转向控缝技术在统计的前置段塞+ 变排量压裂施工的 6 层次中，有67%的井达到或超过预测无阻流量，D47- 26 井盒 1 层获得了 6.4271 104m3/d 的无阻流量，远高于预测无阻流量；而D47- 39 井盒 1 层则远低于预测无阻流量，从压裂前后的井温测试来看，D47- 26 盒 1 层压开裂缝缝高20.8 米，控制了裂缝向下的延伸，缝长较为理想；而D47- 39 井盒 1 层总的压开裂缝高度为35m，没有达到控制裂缝向下延伸的目的，影响了裂缝长度和改造效果，该井层的压裂液返排效果也不理想，返排率为63% D47- 39井盒1层的物性参数解释结果均较好，但压裂效果差，分析原因可能是对砂体的认识可能存在误差，前置液施工阶段变排量层次不够，致使裂缝高度向下部延伸过多使得有效裂缝长度较小，而减小了泄气面积。
7.1.2上转向控缝技术上转向控缝技术在大牛地气田实施 1 井次，且没有成功D47- 11井盒1层加入上转向剂10t，压后无阻流量仅0.5448 104m3/d该井10月5 日压裂，入井总液量454.4m3，施工排量 3.5m3/min，加砂63.4 m3，平均砂比25%，从压裂工曲线上观察压力变化，转向剂加入前压力36.6MPa，加入后压力36.31MPa，压力无明显的变化，说明转向剂没有起到很好的遮挡作用压后井温曲线反应压裂造缝井段2292m~2340m，裂缝高度48 米，从压裂模拟的数据也可以看出缝高超过40m 压裂模拟结果与井温测井对比结果见表2D47- 11 井盒 1 储层压裂效果较差的原因有：a.储层从地层系数储能系数及每米无阻流量等数据均较低，说明地层本身物质基础较差；b. 测井曲线反映砂体上部无很好的遮挡层，这种储层由于气体的自然运移，往往含气性较差，有效厚度往往较小，本井有效厚度5.6m；应该属于砂体的边缘部位；c.压裂改造难以形成足够的裂缝长度，压裂裂缝高度难以控制，井温测试裂缝高度48m，为有效厚度的。
7.2控缝高压裂技术在安塞油田长2底水油藏的应用2007年选择长2底水油藏东1和贺1两口油井试验控缝高压裂工艺,措施后含水平稳,平均单井日增油2134 t,至2007年12月底累计增油74614 t,实现较好的控水增油改造效果。
以东1井为例来说明控缝高压裂工艺的现场应用情况。
1)技术思路:东1井处于张二区东部边缘,投产初期日产液3191 m3,日产油2118 t,含水3316% ,措施前日产液0193 m3,日产油0133 t,含水57% ,分析油堵塞严重, 2005年进行酸化,效果不明显。
该井油层段砂厚度比较大,且油层段下部直接与水层相连,为同一砂体,为了控制裂缝纵向上延伸,重复压裂采用控缝高压裂工艺,防止压后含水上升,影响措施效果。