1.5 体积压裂案例

1.5.1 设计参数

火山岩DX1413 井（表1.1),3 900 m,产层厚度40 m。设计降阻水420 m ³ 、线性胶672 m ³ 、交联胶液 624 m ³ 、40 /70 目陶粒 10.0 m ³ ;30 /50 目陶粒 40.0 m ³ 、采用Φ88.9 油管注入，并设计安装封隔器。设计裂缝带宽 30 m,动态长度 192 m。线性胶与交联胶液设计排量 4 ~5.5 m ³ / min,降阻水 2 ~ 3 m ³ / min。主压裂设计排量 4 ~ 5.5 m ³ / min,泵压 70 ~ 85 MPa,前置液百分比 48%，最高砂浓度 35%。全程进行地面裂缝监测。

1.5.2 施工参数

施工耗时 310 min,最大施工排量 5.5 m ³ / min,共入井液体 1 308.5 m ³ ,其中，线性胶592 m ³ 、降阻水 300 m ³ 、胶液 400 m ³ ,平均砂比 19.6%，顶替液 16.5 m ³ ,加砂 50 m ³ ,井口破裂压力 46 MPa。

1.5.3 压裂分析

DX1413 井压裂施工曲线如图 1.8 所示，净压力拟合曲线如图 1.9 所示,G函数拟合曲线如图 1.10 所示，压裂监测俯视图如图 1.11 所示。

压裂施工曲线图表明，地层破裂压力不高；线性胶阶段压力略有上升，反映裂缝持续扩展；降阻水注入阶段，压力上升 5 MPa,新裂缝形成明显；胶液加砂阶段油压上升，主缝持续延伸；顶替油压高，形成端部脱砂效果。

净压力拟合曲线图表明，滑溜水阶段净压力达到 7.5 MPa,胶液阶段净压力达到 10 MPa。水力裂缝长度为 185 m,缝高为 57 m。

G函数拟合曲线图表明，在压降阶段有两组明显的大的裂缝分别关闭，它们闭合应力不同，反映了在压裂过程中有两套明显的天然裂缝系统形成。

1.5.4 裂缝监测结果

裂缝监测解释结果表明，井筒周围有 4 组较大的支缝，分别为北东 50°、北东 40°、北西45°、北西 60°。主缝带宽宽度约 60 m,裂缝整体翼宽约 133 m。西翼裂缝长度为 180.35 m,东翼长度为 161.51 m,裂缝高度为 44.88 m。缝网效果明显。

1.5.5 施工效果

该井压后初期采用 3.0 mm油嘴控制放喷求产，油压 22 ~ 23 MPa,日产气(3.5 ~ 4.0)×10 ⁴ m ³ ,日产油 6.0 m ³ 左右。随后由于储层支撑剂回流、井口冻堵等影响，采取了关井措施，并安排探测砂面工作。目前井口油压恢复到 35 MPa以上，预计后期投产，开大油嘴后产量可观。综合上述分析可知，缝网压裂技术在该井的应用是成功的。 eKTU5RZoyL3qIEWQZjIxNRDq4bX933vo51fSZXLFvbEv6VJ9/Gi2xJsuoMB1O7P0

1.6 缝内转向案例

根据地质设计要求，对女深X9 井段 2 323.50 ~ 3 210.00 m下裸眼封隔器分 6 段进行加砂压裂改造（表 1.2)。该井分 6 段 11 级进行（表 1.3、图 1.12），通过分段压裂改造，提高单井产量；尽量沟通断层、裂缝及孔隙较发育区域，形成多条人工裂缝，提高裂缝导流能力，提高泄气体积，力争沟通裂缝系统，达到增产的目的。采用超级瓜胶延迟胶联压裂液体系，该压裂液携砂性能好，伤害低、破胶彻底、返排速度快。采用 Φ ₈₉ mm油管泵注，优化排量 3.5 ~ 4.0 m ³ /min,计算井口施工压力为 45 ~ 60 MPa,采用 105 MPa井口。基液:0.38%速溶胍胶+ 0.3%杀菌剂+ 2% KCl + 0.5%黏土稳定剂+ 0.057% pH调节剂 1 + 0.225% pH调节剂 2 + 0.24% pH调节剂 3 + 0.5%助排剂+ 1.0%破乳剂+清水。该井闭合压力为 40 ~ 45 MPa,支撑剂承压在40 MPa左右，采用 20 /40 目陶粒支撑剂。

以第二段第二级为例，说明段内多缝的设计。第一条裂缝施工完毕后，投入暂堵剂，在缝口转向，开启第二条裂缝。第二段 3 080 ~ 2 910 m(滑套位置 2 995 ~ 3 000 m)第二级压裂施工，共加入陶粒 15 m ³ 。先小规模加砂 5 m ³ ,尾砂结束后投 50 kg 100-20 目暂堵剂，完成第一次转向。再小规模加砂 5 m ³ ,尾砂结束后投 100 kg 100-20 目暂堵剂，完成第二次转向，然后连续加砂 5 m ³ 。泵注程序见表 1.4。