水力压裂实时裂缝净压力分析.pptxVIP

水力压裂实时裂缝净压力分析;实时数据的压裂分析;实时数据的压裂分析动机;压裂压力分析–优点;压裂压力分析-局限;主压裂压力分析;;净压力拟合;模型输入的最低要求;净压力拟合的要求;诊断注入的设计和分析;“典型的”压裂施工数据;砂堵;净压力?;?无法提供足够的数据（锚点）来进行实时数据（净压力）的压裂分析

不能对裂缝维数进行可靠的估计

?可以提供你需要的任何的裂缝尺寸，因为实时数据（净压力）压裂分析方法没有限制条件;诊断注入的目的;建议的诊断注入程序;现场压裂诊断;“锚点”:裂缝闭合压力;“锚点”:ISIP的大小;“锚点”:摩阻成分;诊断注入的要求;闭合应力测试的重要性;低净压力下裂缝几何形状的实例;径向裂缝;获得裂缝闭合应力的不同方法;压降分析;从压力降落分析可以得到什么呢？;;;;;压降分析-没有明显的斜率变化;可能的解决办法:使用脉冲技术;脉冲技术获得准确的闭合应力;脉冲技术的原理;脉冲技术的原理;降排量测试：可以测量弯曲度;什么是弯曲度?井筒附近的宽度限制;弯曲导致井眼附近的裂缝内大的压力降落;裂缝的扩展趋向于垂直最小主应力方向

–但在井筒附近情况并非如此;支撑剂段塞–‘标准的’有效性;近井筒摩阻VS.射孔摩阻;近井筒摩阻VS.射孔摩阻;什么是弯曲度－简化的弯曲模型;降排量测试可以测量弯曲度;近井筒摩阻为主;施工限压到了－但并没有泵入储层;净压力拟合;净压力拟合锚点:裂缝闭合应力、液体漏失和ISIP;净压力拟合锚点:裂缝闭合应力、液体漏失和ISIP;净压力历史拟合的关键变量;地层扬氏模量;裂缝闭合应力差;闭合应力剖面;枯竭:有效应力增加;总应力减少;众所周知枯竭的许多因素导致应力改变;孔隙压力变化改变裂缝方位;孔隙压力变化改变裂缝尺寸;杠杆作用导致高度增长;高度增长取决于应力差异和净压力;平衡裂缝高度;渗透率阻挡层怎样影响裂缝高度增长;复合层影响降低了裂缝高度增长;压裂液漏失的影响;压裂液漏失;液体滤失方程;液体滤失和压裂液效率;裂缝中支撑剂的作用;支撑剂对流－高浓度砂浆向下的传输;支撑剂沉降－液体中高比重支撑剂颗粒向下运动;支撑剂对流比沉降快;由于支撑剂??裹效应对流比其沉降快;尖端效应－岩石非线弹性/“端部作用区”;尖端效应–增加的裂缝扩展阻力;裂缝尖端作用区;尖端效应的结果:增加净压力和裂缝宽度;水力压裂时多条裂缝同时扩展的证据;多条水力压裂裂缝扩展的原因;支撑压裂中的多裂缝串;M-SITEBSANDINTERSECTINGWELL;多条水力裂缝的结果:增加净压力;多条水力裂缝的结果:减少裂缝尺寸和宽度;慎重使用多裂缝参数来进行模拟;FracproPT多裂缝……...来探险更深、更黑的世界;不同射孔方案导致不同的裂缝几何形状;FracproPT中的等效多裂缝;应用;应用实例--前置液阶段的“超压”;临井早期前置液压力超高

早期泵注的支撑剂柱塞(1ppg)阻止了可能的压力超高，减少了弯曲度1400psi。

弯曲度的减少可以让泵注作业远低于地面压力限制的6000psi。

根据压力反应，最大支撑剂浓度可以实时增加（从4到6ppg）以获得高的裂缝导流能力。

压裂的结果为增产3倍（与酸压相比）达到3MMSCFD;应用实例–裂缝半长的实际估计;运用初始假设的0.2psi/ft的砂/页岩应力差不能拟合观察的净压力，当砂/页岩应力差异较小时(0.05-0.1psi/ft)，裂缝高度增长明显，导致裂缝半长更小。;根据偶极声波，初始砂-页岩应力差估计为0.2psi/ft

估计裂缝半长为600英尺

产量相对较低

根据假设的闭合应力差不能拟合净压力，在0.1psi/ft的应力差下净压力拟合

实际裂缝半长大约为250英尺

直接测量实际的闭合应力，证实了推断的净压力值

运用实际裂缝半长和实际数据分析来优化压裂方案;应用实例–端部砂堵来获得足够的导流能力;运用测试压裂的漏失校核，进行了TSO设计的前置液量分析。净压力拟合表明，由于发生端部脱砂，压力明显增加。;裂缝导流能力限制产量KuparukA

超过90％的压裂施工都发生了端部脱砂

校核漏失系数成功确定前置液量

每次压裂都开展现场实时闭合应力分析，以确保泵注合适的前置液量;实际数据:日本压裂的实例;压裂施工导致早期近井筒砂堵;怎么解释非常高的观察净压力?;多裂缝和端部效应之间的平衡（运用简化的弹性/质量平衡），以拟合4000psi的净压力;普通端部效应和产量一致的多裂缝的净压力拟合;净压力分析空话;压裂压力分析存在的问题/机会;结论