压裂优化设计理论及案例

尊敬的各位领导、专家：

上午好！

1.压裂优化设计理论及案例主讲：曾凡辉电话-mail:zengfanhui023024@126.com2.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例3.封闭边界无限大地层中心一口垂直单相油流井稳定生产产量公式：对具体井层，地层条件(ko,h)、流体性质(o,Bo)和井特性(re,rw)已经确定。提高产量的措施有:注水保持地层压力;人工举升降低井底流动压力;对于低渗透储层：水力压裂产生负表皮系数。4.水力压裂是利用地面高压泵组将高粘液体以超过地层吸收能力的排量注入到井中，在井底附近憋起高压超过井壁附近地应力及岩石抗张强度的压力后，在地层中形成裂缝。继续注入带有支撑剂的液体，裂缝在长、宽、高方向上延伸。施工结束后形成具有一定长度的高导流能力填砂裂缝。填砂裂缝具有很高的渗流能力，它能降低油气流入到井底阻力，使油井获得增产。1、水力压裂的概念5.地层参数：厚度、地应力差、地层压力....压裂材料：压裂液、支撑剂...施工参数：排量、砂量、压力...压裂工艺：限流压裂、分层压裂...压裂设备：泵车(组)、砂车、仪表车...现场实施、质量监控、压后评估...1、水力压裂的概念6.(2)油气井增产、水井增注

(1)提高勘探含油气评价，增加可采储量Wattenberg气田安塞特低渗油田H=1000-1300m，h=12.2m，Φ=12.4%,kair=1-2md,ke<0.5md,So=55-57%,pr=8.3-9.8MPa2、水力压裂的作用7.(5)其它方面（工业排污、废核处理）(3)调整层间矛盾，改善产油、吸水剖面(4)提高采收率

电模拟和数模表明；大庆小井距试验证实。2、水力压裂的作用8.3、水力压裂增产机理

(1)沟通油气储集区，增加单井控制储量（连通透镜体和裂缝带）、扩大渗流面积(2)变径向流动为线性流动(3)解除污染井裂缝井9.4、压裂优化设计概念压裂优化设计是在给定的油层地质、开发与工程条件下，借助油气藏模型、水力裂缝模型与经济模型计算软件，反复模拟评价不同支撑缝长与导流能力的裂缝所长生的经济效益，从中选出能实现少投入、多产出的压裂设计即为优化的压裂设计。10.问题新区块？否是注水开发？否复压？是水力裂缝与井网匹配的研究地应力场与分层应力压裂模拟技术压裂施工工艺压裂材料否是复压？否是重复压裂选井选层研究第一次裂缝失效原因分析裂缝周围应力场研究复压裂缝转向的可能性研究不同施工材料对裂缝开始转向距离的影响研究施工参数对裂缝开始转向距离的影响研究不同复压裂缝情况下，注采动态的预测、经济评价研究单井裂缝优化设计压裂液优化设计支撑剂的筛选施工参数优选测试压裂设计施工质量控制测试压裂解释及原设计的完善水力裂缝评估压裂后增产效果评估及建议单井压裂优化设计结合对注采动态的影响研究对探井5、压裂优化设计研究对象11.

☆

既定储层和注采井网下，预测单井不同缝长和导流能力的压后生产动态；

☆

根据储层条件选择压裂材料类型和用量；

☆

确定泵注方式、施工排量、设备功率等参数；

☆

确定施工泵注程序；

☆

评价施工方案的经济性，实现少投入、多产出；

☆

设计方案检验（开发与增产的要求、现有压裂材料与设备能力、施工安全的要求）。6、压裂优化设计的任务12.压裂优化设计理论裂缝优化设计模型材料优化模式施工参数优化模式质量控制模式资料收集；水力裂缝建模生产动态预测；经济优化压裂液及其添加剂室内评价及优化支撑剂室内研究及其筛选施工排量施工砂液比施工泵注程序设备准备情况压裂液室内实验支撑剂物理性能实验导流能力实验测试压裂技术设计的完善7、压裂优化设计的内容13.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例14.一个优化的压裂设计，强调深化对压裂目的层的认识，采取准确可靠的设计参数。不可控制参数：指无法进行调整的储层特征参数。包括：岩矿组成、孔隙度、渗透率；储层流体特性及其饱和度；厚度；应力状态；邻近遮挡层的厚度及其延伸范围和应力状态；储层压力和温度。可控制参数：可以加以调整来进行优化压裂设计的完井特征参数。包括：

井筒套管、油管及井口状况；井下设备；射孔位置和射孔数；压裂液和支撑剂；压裂参数、经济参数、压裂装备等。一）、压裂设计参数分类15.在实际压裂过程中，压裂参数可以归纳为油气井参数、油气层参数、压裂参数和经济参数4类。油气井参数决定了压裂井的施工条件。包括：★压裂井井别、注采井网类型、布井方位、井距与压裂目的井在其中的位置；★井径、井下管柱（套管、油管）与井口装置的规范、尺寸与压力定额；★储层段及其上下固井质量;★射孔井段的位置、长度、射孔方式、弹型、相位角、孔眼尺寸；★

井下工具的名称、规范、尺寸、承压与承温定额及其下入位置。

1、油气井参数16.油气层参数决定了井在压裂前后的生产反映。包括：★储集层有效渗透率、孔隙度、含油气饱和度与有效厚度等在垂向及平面上的展布；★储层目前地层压力与静态地层温度；★储集层流体性质，包括油、气、水密度、粘度、压缩系数与矿化度等；★储集层岩石力学性质，如弹性模量、泊松比、抗压强度与孔隙弹性常数等；★

储集层（上下遮挡层）岩性、厚度、就地应力的垂向分布（就地应力剖面）及最大、最小水平主应力方位；★压裂井与周围邻井及对应注水井的试油，开发生产与生产测试等动态资料等。2、油层参数17.压裂参数决定了产生裂缝的几何尺寸、导流能力与泵注参数等。包括：★裂缝破裂压力、延伸压力、停泵压力、闭合压力与净压力等；★压裂液类型及其在储层就地条件下的流变性、粘温粘时特性以及滤失、伤害等特征；★支撑剂类型、粒径、颗粒密度以及就地条件下的抗压强度、导流能力与裂缝渗透率等指标；★施工排量、平均砂比以及泵注程序等；★

压裂设备及压力-排量极限；★过去本井与周围邻井的压裂实践及其压裂前后的生产反映作为本次设计的借鉴。3、压裂参数18.压裂经济参数决定了投入与产出的的关系。包括：★压裂施工材料（压裂液、支撑剂）用量及费用；★压裂设备及其它辅助作业支出费用；★增产的油气量及同时（或每一段时间）油气价格，它们是压裂的收入；★计算净收益的时间（最短投入回收期）与净贴现值（最大的投资纯利润）。这些参数在压裂优化设计中均有重要作用，它们是制定压裂优化设计的基础。

4、压裂经济参数19.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、有效厚度、与储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：20.21

定义：储集层岩样中自身连通的孔隙体积与岩样体积的比值，记作Φe。

作用：

★衡量储集层岩石孔隙空间储集油、气流体能力的一个重要量度；

★检验油气层压裂前后生产动态、评价压裂效果的关键；（1）孔隙度21.22采集方法：

以岩心测试为基础，借助测井资料予以确认。两者差值应小于1.0%~1.5%。国内外对油藏孔隙度的定性评价孔隙度，%定性评价分类美国中国0~5无价值可忽略5~10不好极差10~15中等差15~20较好一般20~25好良25~30优＞30极优（2）孔隙度22.23含油（气）饱和度：在原始状态下，油、气在储集层岩石有效孔隙中的充满程度，记作So或Sg。

★衡量储集层储存能力的主要参数；

★检验、评价井在压裂前后产量的重要依据；采集方法：

★选取具有代表性的岩心，采用还原法实验模拟地层环境确定。

★精心设计、仔细标定的测井解释能够获得具有代表性的含油（气）饱和度值。（2）含油气饱和度23.油（气）层有效厚度：在目前经济技术条件下、达到储量起算标准的含油（气）层系中具有工业产油气能力储层厚度。具备三个条件：可动油（气）；在现有工艺技术条件下可提供开发；产量达到工业油（气）流标准。

★

有效厚度大小及其在平面上展布是影响射孔位置、压裂规模、施工排量的重要参数；

★压裂选井选层的主要依据。（3）有效厚度储层有效厚度与有效孔隙度及含油饱和度的乘积（hφS）定义为油气藏的储能系数。物理意义是储集层中的纯油厚度，代表了储油能力和含油丰度，其值大小可以作为油气藏的综合评价标准。24.获取方法：

★以岩心分析为基础，单层试油结果为依据，结合测井解释资料予以确定；

★

利用有效厚度等值图估算压裂层的有效厚度。。（3）有效厚度25.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：26.（1）渗透率

绝对渗透率：在一定压差下，岩石允许流体通过的能力。它是岩石自身性质的一种量度，为一常数；

有效渗透率：当多相流体共存和流动时，岩石允许各相流体的通过能力；

相对渗透率：多相流体共存和流动时，单相流体有效渗透率与基准渗透率（绝对渗透率、气测渗透率）的比值。27.★

储层定性评价的指标，划分增产措施类别的依据；

★影响压裂液滤失量的重要因素；★选择支撑剂类型、尺寸与施工砂比的依据。（1）渗透率28.10-3时间，Δt

压力，

p

30405060708010-210-1110102续流段径向流段边界反映段◆利用斜率m计算渗透率K

（1）渗透率★压力恢复试井；★产能试井；★岩心测试确定；

★

测井曲线求取；获取方法29.

地层水：主要是矿化度、离子成分、水型及pH值；影响无机沉淀、有机沉淀及水敏损害程度；

原油：含蜡量，粘度，胶质、沥青质和硫含量，析蜡点，凝固点：影响有机沉淀的堵塞情况引起酸渣堵塞损害及高粘乳状液堵塞损害；

天然气：主要是H2S和CO2的含量；

粘度：为原油内部某一部分相对于另一部分流动时摩擦阻力的度量。（2）地层流体物性参数30.

★

地层流体粘度是确定压力恢复试验取得流动系数（Kh/μ）和流动度（K/μ）必不可少参数，其大小会影响有效渗透率的准确性；

★

粘度和压缩系数影响压裂液滤失系数，影响裂缝几何尺寸；

★

预测压后产量及评价压裂效果的重要参数；获取方法：

★PVT实验获取

★

相关经验式计算(Standing等)；（2）地层流体物性参数31.地层压力：岩层孔隙空间内的流体压力，又称孔隙流体压力。

★

原始地层压力：油气层在未开采前从探井中测得的油气层中部压力；

★

目前地层压力：油气藏投入开发后，在某一时期内测得的油气层中部压力；

★

静止压力：它是指油气井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油气层中部压力。（3）地层压力32.

★

衡量储集层驱油（气）入井能力的量度，也是选井选层与优选压裂液类型的主要依据之一；

★

压裂液返排的关键参数；采集方法

★

压力恢复试井确定（Horner法、MDH法等）

★

借用邻井、井组、区块或油气藏的目前地层压力值得出的压力梯度，推算压裂井、层的目前地层压力。（3）地层压力33.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、与储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性、盖底层性质、储层展布；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：34.泊松比：当岩石受压应力时，在弹性范围内，岩石的侧向应变与轴向应变的比值；弹性模量：岩石压应力时，负荷增加到一定程度后（在弹性范围内），应力与应变曲线的比值。（1）岩石力学参数(泊松比、弹性模量)35.

★

弹性模量越大，表明岩石越致密、压开缝宽窄，且需要的泵压高；

（1）岩石力学参数(泊松比、弹性模量)36.

★

泊松比大小则关系到裂缝高度在纵向上的扩展程度与就地应力剖面的解释；不同岩石的静态弹性性质岩石种类弹性模量，104MPa泊松比砂岩0.5-80.25页岩1-3.50.30泥岩2-50.35石灰岩1-80.30白云岩4-8.40.25（1）岩石力学参数(泊松比、弹性模量)37.获取方法

★实验室岩心试验：单轴或三轴试验取得的岩石弹性性质参数（泊松比、弹性模量等）；★使用长源距数字声波测井（LSDS）的全声波形计算，动态值；

★使用经验公式计算，准静态值。

（1）岩石力学参数(泊松比、弹性模量)38.地应力是由于上覆岩层重力、地壳内部垂直运动和水平运动及其它因素综合作用引起介质内部单位面积上的作用力。地下岩石应力状态通常是三个相互垂直互不相等的主应力。（2）储层三向地应力大小和方向=+xzyyxz地层岩石处于三维应力状态+压应力为正，拉张应力为负39.①

垂向应力的大小决定裂缝形态和方位；（2）储层三向地应力大小和方向z最小，水平裂缝；x<z、y<z，垂直裂缝。40.压裂施工中裂缝净压力随着地应力的增加而增大，反映到现场施工过程中出现高泵压，以致不能完成施工任务。

②影响压裂施工的难易及有效率。41.

裂缝高度完全取决于取决于压裂层与其上下隔层的最小应力差。如果该值大于4MPa或者7MPa，会对裂缝的垂向延伸起控制作用，但难有如此理想条件。通常采用降低泵注排量、压裂液粘度、施工规模或使用漂浮球、重力球等减缓其效果。

③垂向上最小水平主应力的大小显著裂缝高度；42.给定注采井网下，水力裂缝的延伸相对于注采井网有“有利”与“不利”之分。有利裂缝：水力裂缝与注水井排或采油井排的连线平行；反之则为不利裂缝。如果注水井压裂的裂缝方位位于不利方位，压裂缝越长，扫油效率降低。

④人工裂缝与井网的关系会显著影响开采效果；

43.

大小获取方法

（1）微型压裂（2）储层三向地应力大小和方向44.

大小获取方法（2）长源距数字声波测井（2）储层三向地应力大小和方向45.

方向获取方法

（2）储层三向地应力大小和方向井壁崩落法确定地应力典型“井壁崩落”照片钻井过程中，井壁出现的应力崩落和应力培塌都是由于井壁附近应力集中产生剪切破坏的结果，应力崩落和应力垮塌的方向与区域最小水平主应力方向一致。崩落方向与地应力关系46.

方向获取方法

井径测井（2）储层三向地应力大小和方向井径测井曲线与井眼几何形态47.一系列微震源点代表裂缝的空间展布井距取决于岩性微地震事件压裂作业井监测井多级三分量检波器微地震压裂监测示意图

方向获取方法

微地震监测（2）储层三向地应力大小和方向48.49岩石断裂韧性：裂缝端部附近应力大小，取决于裂缝尺寸所加载荷，MPa•m1/2。

★

判断裂缝是否会发生扩展的重要参数；采集方法：

★

三轴岩石力学实验、巴西劈裂实验获取；

★

通过地应力测试和测井资料获取目的层围压和抗拉强度值，再推断导出岩石的断裂韧性值；（3）岩石断裂韧性49.盖、底层性质是指产层上盖层、下底层的岩性、厚度分布及最小水平主应力的大小。盖、底层具有一定厚度且地应力值远大于油气层：裂缝高度将限制在储层之内；盖、底层较薄，地应力与储层相近：裂缝将穿透盖、底层，直至遇到有效遮挡层为止。(4)盖、底层性质50.盖、底层性质不但影响到裂缝几何尺寸、施工规模，而且直接关系到压裂作业的成败。(4)盖、底层性质获取方法：岩石三轴力学参数测试；测井资料计算。51.(5)储层展布特征52.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、与储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：53.破裂压力：使地层产生水力裂缝时的井底流体压力，MPa；破裂压力梯度：地层破裂压力与地层中部深度的比值，MPa/100m；

★选择井下管柱、井下工具、井口装置与泵注设备压力极限的依据；确定施工时地面最高泵压、排量以及设备功率；

★推断水力裂缝形态。（1）地层破裂压力和破裂压力梯度当GDF为2.26-3.45MPa/100m时，水平缝；当GDF为1.47-1.77MPa/100m时，垂直缝。54.采集方法：

★现场施工参数计算；

★

统计分析；

★理论公式计算（Eaton法、Stephen法）；

（1）地层破裂压力和破裂压力梯度55.

裂缝延伸压力：水力裂缝在长、宽、高三个方向扩展所需要的缝内流体压力。净压力：裂缝延伸压力与闭合压力之差。★是判断裂缝延伸模式的依据。（2）裂缝延伸压力（净压力）ⅠⅡⅢⅣlgPlgt线段1—压力斜率在0.125-0.2之间，裂缝向地层深处延伸。线段II—压力斜率不变。注入量等于滤失量；裂缝在长度上已停止延伸。缝内即将出现堵塞（III）；裂缝高度即将失控(IV)。线段III—压力斜率为1。缝内发生堵塞，注入液体只能增加缝宽。线段IV—压力斜率为负。说明裂缝在高度上已失去控制或遇到了规模较大的天然微裂隙。56.

裂缝闭合压力：开始张开一条已存在的裂缝所必须的流体压力。

★

压裂压力分析的基础参数；

★

选择支撑剂类型和粒径大小的主要依据。获取方法

★

注入返排实验；

★

注入关井实验（3）裂缝闭合压力C点C：储层压力57.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、与储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：58.(1)射孔参数射孔孔眼是沟通井筒与地层的通道。压裂施工时压裂流体需经孔眼进入地层，压后油气流经孔眼进入井筒。射孔参数主要有射孔位置、尺寸以及相位等。①射孔位置：一般射开砂体最纯、物性最好；59.(1)射孔参数②孔眼尺寸：较低支撑剂浓度时，孔眼直径应是支撑剂颗粒直径的2-3倍,在浓度大于917kg/m3后,孔眼直径至少应为支撑剂颗粒直径的6倍。孔眼太小，孔眼处高速剪切，高粘压裂液降解，发生砂堵。60.61③射孔相位：一般按照多相位（60°）射孔。多相位射孔增加了与裂缝延伸方向一致的可能性，可降低压裂中的破裂压力并减少早期脱砂的可能。(1)射孔参数夹角(度)射孔与最大主应力夹角与破裂压力的关系沿80°射孔时裂缝扩展路径61.62(2)压裂液注入方式选择油管注入：优点是有利于保护套管,能保持较高的流速,减少或避免在井筒内脱砂,以及便于压后井下作业。缺点：高沿程摩阻增加了地面泵压,使泵注排量受到限制且要消耗大部分设备功率,以致降低压裂的净收益。

套管、油套环空注入：优点是沿程摩阻小、地面泵压低、泵注排量大，可节约设备功率,降低施工成本。缺点是套管每一部分都需要承受最高施工压力。最终泵注参数的确定主要受到油、套管尺寸、抗拉、抗内压、抗外挤等性能参数，以及压裂泵注排量、井口装置以及安全作业等因素的控制。62.

1、储集能力参数—有效孔隙度、含油（气）饱和度与有效厚度；2、储集层生产能力参数—有效渗透率、与储层流体性质、地层压力；

3、水力裂缝几何形态参数—岩石弹性模量、泊松比与就地应力场、岩石断裂韧性；

4、压裂设计参数—地层破裂压力（梯度）、延伸压力、净压力、闭合压力；

5、施工条件参数—射孔、油（套）管抗压强度；

6、压裂材料参数—温度、压裂液、支撑剂二）、压裂设计主要参数作用及采集方法：63.64地层温度：地层静止无干扰条件下所的温度，℃。

★优选压裂液的首要依据；

★压裂后关井时间和破胶剂选择及加量的关键参数；

★选用井下工具的依据；(1)地层温度超高温压裂液体系180℃粘度-时间曲线低温压裂液体系180℃粘度-时间曲线64.压裂液起着传递压力、形成地层裂缝和携带支撑剂进入裂缝的作用。选择压裂液应考虑施工工艺要求；岩石、储层及所含流体的物理和化学性质。(2)压裂液★

与地层岩石和地下流体的配伍性；★热稳定性和抗剪切稳定性、有效地悬浮和输送支撑剂；★

滤失少；★

低摩阻；★

低残渣、易返排；65.66强度高；杂质少、粒径均匀，圆球度好；密度低；高温盐水中呈化学惰性；货源充足，价格便宜。（3）支撑剂支撑剂作用在于分隔并有效支撑裂缝两个壁面，使压裂施工结束后裂缝始终能得到有效支撑，从而消除地层中大部分径向流，使地层流体以线性流方式进入裂缝。66.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例67.油藏驱动方式是指油藏开采过程中，主要依靠哪一种能量来驱油，是全部油层工作条件的综合。一）弹性开采裂缝参数优化弹性驱动是指依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能量驱油的油藏。特点是该驱动方式下油藏无边水（底水或注入水），或有边水而不活跃，油藏压力始终高于饱和压力。生产过程中，随着压力降低，地层将不断释放弹性能量，将油趋向井底。二）整体压裂开发裂缝参数优化油藏流体流动主要靠边水或注入水推动，流动的弹性能不起作用或作用很少，驱动能量主要是边水（或底水、注入水）。68.

①

压裂相当于将井径扩大到裂缝半径，此时利用径向流动公式：（1）比尔登(Bearder)方法

认为压出的是对称水平裂缝，则可用下述两种方法预测产量。

1、水平裂缝井产量预测方法

压裂前压裂后69.

②

相当于在地层中存在不连续的径向渗透率。如果在裂缝半径内的压降为，供油半径至裂缝半径处的压降为，则从供油半径到井底的总压降为，平均渗透率为：增产倍数可近似表示为：1、水平裂缝井产量预测方法70.增产倍数是压裂前后油气井采油指数的比值，它与油层和裂缝参数有关。①②（2.1）麦克奎尔图版2、垂直裂缝井产量预测方法71.普拉兹认为如果裂缝导流能力及填砂裂缝长度有限，压裂裂缝相当于增加了井的有效半径。如果井半径较小，填砂裂缝又具有较高的导流能力，井有效半径可按缝长的1/4计算。压裂井增产倍数：（2.2）Prats方法72.以实现储层供给流体和裂缝输送流体能力相匹配获得油井最大产量为手段优化裂缝参数。

优点：（1）考虑了裂缝与砂体规模的匹配；（2）强调裂缝长度与导流能力的匹配；（3）计算结果形成的图表使用简单、方便，便于大规模使用。（2.3）支撑剂指数方法（NP）73.采油指数JD

裂缝导流能力CfD裂缝穿透比Ix支撑剂指数Np

对于已知渗透率和规模的油藏，储层中支撑剂体积对应唯一的支撑剂指数；该支撑剂指数下对应的最优裂缝导流能力就能获得最大采油指数，相应的就能确定唯一的最优裂缝参数。74.

Np≤0.1时：

CfD=1.6时，获得最大无因次采油指数。

对于相对高渗透储层，Np≤0.1。Np≤0.1无因次裂缝导流能力无因次采油指数75.对于相对低渗透储层，Np

>0.1。

Np>

0.1时：支撑剂指数不同，最优的无因次裂缝导流能力不同。无因次裂缝导流能力CfD无因次采油指数JDNp>0.176.（1）准确获取储层渗透率和就地裂缝渗透率

测井渗透率主要反映岩石物理性质，不能直接用于裂缝参数优化。而岩心分析渗透率则综合反映了岩石性质和流体的流动特征。裂缝参数优化时取测井渗透率的1/10。岩心分析和测井解释渗透率结果对比

不同闭合压力下裂缝渗透率裂缝渗透率主要取决于储层埋藏深度、支撑剂类型以及压裂液残渣大小等。按照行业标准测试了不同闭合压力下过破胶液后的支撑裂缝渗透率。

优化设计步骤77.以某区块为例：埋藏深度1643-2136m、300m×300m井网；石英砂支撑剂、kf=150Dc，k测=10~20

mD,kd=kf/k最大无因次采油指数与裂缝穿透比关系最优裂缝宽度与最优裂缝穿透比关系（2）结合开发井网和储层、裂缝渗透率优化裂缝参数支撑剂指数增加，支撑缝长和缝宽变大，压裂后产量越高。支撑缝长主要考虑井网、井距限制，推荐穿透比85%；支撑缝宽主要考虑满足生产需求以及支撑剂粒径、类型，压裂液性能，施工设备和水平等因素，推荐延长油田支撑缝宽3mm﹤w≤10mm。

优化设计步骤78.

（1）当储层渗透率相对较低时（kd较大），定缝长（穿透比85%）优化支撑缝宽：①w≤

3mm时，按照缝宽3mm取值；②3mm

﹤w≤10mm，按照优化的实际缝宽取值。

（2）当储层渗透率相对较高时（kd较小），定裂缝宽度（10mm）优化裂缝长度。（3）结合支撑剂指数法优化裂缝参数原则，确定裂缝参数某采油厂裂缝参数优化结果

优化设计步骤根据层位、井网、支撑剂类型和储层渗透率，查表就能获得优化的裂缝参数。79.油藏驱动方式是指油藏开采过程中，主要依靠哪一种能量来驱油，是全部油层工作条件的综合。

一）弹性开采裂缝参数优化弹性驱动是指依靠油层岩石和流体的弹性膨胀能量驱油的油藏。特点是该驱动方式下油藏无边水（底水或注入水），或有边水而不活跃，油藏压力始终高于饱和压力。生产过程中，随着压力降低，地层将不断释放弹性能量，将油趋向井底。

二）整体压裂开发裂缝参数优化油藏流体流动主要靠边水或注入水推动，流动的弹性能不起作用或作用很少，驱动能量主要是边水（或底水、注入水）。80.811、整体压裂改造数值模拟研究-垂直裂缝

根据低渗透油藏的生产特点和人工裂缝渗流特征，建立油藏与裂缝的物理模型和数学模型；由于人工裂缝与油藏的接触满足压力相等和流量相等，建立裂缝和油藏的内边界条件；通过五点井网和反九点井网单元的简化，由对称性得到油藏计算单元和外边界条件。（1）研究思路81.82

裂缝与注采井的关系当裂缝方向上的采油井水淹后，一般是将其改变为注水井，发展为沿裂缝方向注水，向裂缝两侧驱油的开采方式。因此，主要匹配关系可概括为图示的三种情形。（2）裂缝与注采井的关系1、整体压裂改造数值模拟研究-垂直裂缝82.2.1油藏渗流模型

裂缝性油藏整体压裂后,流体在基质和天然裂缝中的渗流速度与压力梯度之间仍为线形关系,满足达西定律。因此将达西单相流公式加以推广可以描述基质、天然裂缝中三相流运动方程。2、整体压裂改造数值模拟研究-垂直裂缝83.2.2裂缝流体流动模型

压裂裂缝的导流能力很高，裂缝较长，压裂裂缝的存在克服了近井地带的较大流动阻力，流体在裂缝中流速加快。特别是气体在压裂裂缝中自身渗流速度快，粘度低，此时流动偏离达西定律，变为高速非达西流动。将Forchheimer二项式方程推广到三相渗流就可以描述压裂裂缝中流体的运动情况。3、整体压裂改造数值模拟研究-垂直裂缝84.2.3整体裂缝渗流方程

整体压裂裂缝性油藏中流体渗流方程包括基岩系统、天然裂缝系统和人工裂缝系统渗流方程。假定任何一种组分i在油、气、水三相中的质量分量是Xio，Xig，Xiw，由物质守恒原理可导出压裂裂缝中组分i的连续性方程：

4、整体压裂井产量预测85.2.4定解条件整体压裂油藏数值模拟中的边界条件分为两大类：一是外边界条件。系指油藏外边界所处的状态；二是内边界条件，系指压裂生产井（或注入井）所处的状态。

(1)外边界条件(2)内边界条件定井底压力定井产量

4、整体压裂井产量预测86.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例87.

目前使用的设计模型有二维(PKN、KGD)，拟三维(P3D)和真三维模型，其主要差别是裂缝扩展和裂缝内的流体流动方式不同。①二维模型假设裂缝高度是常数，即流体仅沿缝长方向流动；②拟三维模型假设裂缝内流体仍是一维流动；③真三维模型假定在缝长、缝高方向均有流动。（1）概述1、水力压裂裂缝扩展模型88.①发展概况

★

假设：地层均质和各向同性；裂缝高度是恒定；二维岩石变形；一维流体流动。

★

计算裂缝几何尺寸最简单方法，可满足施工规模小、地层条件较为简单（具有高就地应力或很厚隔层的油藏）。（2）二维裂缝扩展模型1、水力压裂裂缝扩展模型89.

①发展概况

★20世纪50年代-70年代开发;

★

从形态分为三种：平行板；PKN型（在纵向和水平方向都是椭圆形）；GDK型(纵向是矩形，水平方向是椭圆型)。（2）二维裂缝扩展模型PKN模型GDK模型1、水力压裂裂缝扩展模型90.

②基本方程

★裂缝扩展的宽度方程：岩石变形的平衡方程二维模型把裂缝看成是一无限大的平板上有一狭长裂缝，缝内受有均匀压力Pc,裂缝宽度可看作是椭圆缝的张开位移。★流体压降方程Poiseuille给出的幂律型流体在压裂裂缝中的压降梯度公式。（2）二维裂缝扩展模型1、水力压裂裂缝扩展模型91.

★流体连续性方程注入压裂液总量等于裂缝体积和滤失体积之和。★裂缝延伸准则裂缝在扩展过程中，受周围岩层的断裂韧性KIC的控制。只有当裂缝边缘某一点上的强度因子KI大于岩石断裂韧性KIC，裂缝才会扩展。1、水力压裂裂缝扩展模型92.

③

选择二维模型的一般原则

★根据井底压力的变化趋势：

★压裂层埋藏深度：浅层选用GDK，深层选用PKN；

★压裂层与上下岩层的地应力差：上下岩层的地应力大于压裂层且差值大于13.8MPa,PKN和GDK都适用。上下岩层的地应力小于压裂层且差值小于13.8MPa,薄层选PKN；块状厚层或射孔段长的井选GDK。1、水力压裂裂缝扩展模型93.裂缝延伸模拟基础参数不同裂缝延伸模型模拟结果1、水力压裂裂缝扩展模型94.（3）三维裂缝扩展模型

★

致密低渗透油气层大型压裂的兴起，开发了拟三维、全三维模型，主要代表者是Nolte&Smith、Sttari&Cleary以及Palmer模型。

★

拟三维是将两个二维压裂模型组合在一起计算裂缝长度和裂缝高度：一般是以二维PKN模型求解裂缝在长度上的延伸；另一个二维GDK模型求解裂缝在高度上的增长。1、水力压裂裂缝扩展模型95.

（3）三维裂缝扩展模型

★全三维压裂模型起始于70年代末，至80年代有了很大的发展，这种模型以弹性的三维模型与二维流体在缝内的流动的组合推导出来的。主要代表人物是Abou和Sayed（1984年）、Cleary(1983年)、Lam与Touboul（1986年）以及Vandamme和Jeffrey（1986年）等。★全三维压裂模型可描述具有变弹性性质和滤失特性的多层井段以及由地应力剖面决定的复杂裂缝形态。1、水力压裂裂缝扩展模型96.

（3）三维裂缝扩展模型全三维压裂模型可以解决：

★确定给定就地条件和注入条件的裂缝几何形态；

★根据裂缝在三维方向上的扩展，估算支撑剂粒径、前置液用量和施工总用液量；★有利于研究射孔部位的影响；★通过小型压裂压力与模拟压力的比较来诊断就地闭合应力。1、水力压裂裂缝扩展模型97.

（3）三维裂缝扩展模型集总的三维模型1986年Cleary与Crokett等在全三维压裂模型基础上提出了称之为“集总的综合水力压裂模型”具有的特点：★与全三维压裂模型缺乏计算效率相反，这种模型的计算速度快，达到大于现场实时。★可进行实时模拟与实时分析，使室内的优化压裂设计真正转化为现场的优化压裂施工。1、水力压裂裂缝扩展模型98.

（3）三维裂缝扩展模型

集总的三维模型

—

模型由四部分组成:

★

在管内压裂流体与含有支撑剂流体的流动；

★

水力裂缝的形成与延伸；

★

支撑剂的输送、沉降与裂缝闭合；

★

在裂缝与地层之间的热量与流体的交换。

—

现场实践证明，集总的综合模型不仅可以实时地模拟压裂全过程，而且可以用于压前设计与压后分析评价，使全三维模型真正成为一种实用性强的工程手段，为证实模型符合实际程度建立了研究方法。1、水力压裂裂缝扩展模型99.2、支撑剂运移分布模型1)全悬浮型支撑剂设计模型是指压裂液粘度足以把支撑剂完全悬浮起来，在整个施工过程中没有支撑剂的沉降，停泵后支撑剂充满整个裂缝内，因而携砂液到达的位置就是支撑裂缝的位置。这种压裂液称为全悬浮压裂液。悬浮压裂液适合于低渗透储层，因为并不需要很高的裂缝导流能力就能获得较好的增产效果。100.2、支撑剂运移分布模型2)沉降型支撑剂分布设计模型由于剪切和温度等降解作用，压裂液在裂缝内的携砂性能并不能达到全悬浮，在裂缝延伸过程中，部分支撑剂随携砂液一起向缝端运动，另一部分则可能沉降下来。支撑剂沉降速度、砂堤堆起高度等都与裂缝参数(长、宽、高)有关。悬浮区，颗粒分布不均匀，存在浓度梯度砂堤面上的颗粒滚流区沉降下来的的砂堤，在平衡状态下砂堤的高度为平衡高度无砂区101.3、压裂施工参数优化优化压裂设计就是综合分析压裂目的层供给能力（存储能力：φhs；产出能力kh或kh/μ；驱油能力：压前目前地层压力）、水力裂缝特征（形态、方位及其几何尺寸）与工程条件（优化的泵注施工参数组合、压裂材料与支撑剂在缝中的铺置及地面、地下的承压极限）等因素，并在数学上把它们结合起来，完成总的经济评价（或扫油效率评价），最终得到一个预期能够实现最经济有效的压裂设计。102.1）储层评价考虑因素储层地质、岩石力学、孔渗饱、油层油水接触关系、岩层间界面性质与与井筒技术要求。油气井低产原因（1）油气层孔隙度较低，或储能系数低，可采能量低，储集层没有足够的物质基础；（2）油气层低渗、特低渗，或有效厚度薄，地层系数低；或地下原油粘度高，储集层没有足够的产出能力；（3）由于钻井、完井、修井等作业过程对地层伤害使近井地带造成严重的堵塞；（4）“土豆状”透镜体地层，单井控油面积有限，难以获得高产；3、压裂施工参数优化103.1）储层评价成功压裂作业的必备地质条件：储量和能量，适合压裂的油气层：(1)须经压裂才能投产的低渗、特低渗油气层：渗透率越低，越要优先压裂，越要加大压裂规模。(2)有效孔隙度大、含油饱和度高和有效厚度大的油气层，一般要求So﹥35%、kh>0.5×10-3μm2.m。3、压裂施工参数优化设计104.1）储层评价(3)已证明油气层内储有大量油气，由于近井污染、本井低产，而周围邻井高产。(4)油气层井段的固井质量好：套管、压裂管柱、井下工具与井口承压能力以及压裂设备满足完成压裂施工任务；场地平整、地面和环保条件符合施工要求及国家法规。3、压裂施工参数优化设计105.

2)压裂液体系优选①

筛选基本添加剂（增稠剂、交联剂、破胶剂），配制适合本井的冻胶交联体系。②筛选与目的层配伍性好的粘土稳定剂、润湿剂、破乳剂、防蜡剂等添加剂系列。③筛选适合现场施工的耐温剂、防腐剂、消泡剂、降阻剂、降滤剂、助排剂、pH值调节剂、发泡剂和转向剂等。④对选择的压裂液，在室内模拟井下温度、剪切速率、剪切历程、阶段携砂液浓度来测定其流变性及摩阻系数，并按石油行业标准进行全面评定。3、压裂施工参数优化设计106.3)压裂支撑剂优选★储层闭合压力中国石英砂的使用极限为20MPa，如果储集层闭合压力大于该值，应该选用陶粒。3、压裂施工参数优化设计107.3)压裂支撑剂优选★储集层岩石的软硬程度岩石杨氏模量小于1.3×104MPa的软砂岩储层，应该选用粒径大于0.9mm以上的支撑剂，并用多层排列的方式减缓支撑剂的嵌入；如果岩石岩石模量大于2.8×104MPa的硬砂岩，应选用0.45-0.9mm的人造陶粒，以多层铺置防止支撑剂的嵌入。3、压裂施工参数优化设计未包裹的支撑剂树脂包裹砂未包裹的支撑剂岩心树脂包裹砂岩心

树脂包裹砂和未包裹微粒在阻碍支撑剂破碎和嵌入上的对比108.★储层有效渗透率储层渗透率越高，应选用能产生高导流能力的陶粒支撑剂，并通过高砂比压裂工艺或者端部脱砂压裂工艺来实现；★压裂液的携砂能力压裂液的携砂能力强，则尽可能选择高密度、大粒径陶粒施工；否则照相反的处理；★压裂设备的泵注能力压裂设备在高泵压下（大于60MPa）如能提高设计的排量需求，仍应该选用高密度、大粒径的陶粒；★经济上的考虑支撑剂作为压裂材料在经济评价时作为一项支出，应针对储集层条件对选用支撑剂进入投入/产出分析。4)压裂支撑剂优选3、压裂施工参数优化设计109.5）确定压裂施工的泵注参数3、压裂施工参数优化设计为了确定最优泵注参数，首先需要确定施工过程中的最高井口泵压值。地质条件限制：前者是指由井口泵压产生的井底压力应低于储集层的临界压力，以免缝高失控；工程条件限制：指井口泵压不能大于井下管柱、井下工具、井口装置和压裂设备的极限。由于泵压与泵注排量和压裂液粘度成正比，因此，调节这两个可控参数，即可使井口泵压满足井的地质和工程条件要求来获得最大施工效率。110.（1）操作上的限制：压裂井段的长度或预计的裂缝高度；施工管柱（油套管）的钢级、壁厚、尺寸、抗内压与抗外挤强度；射孔孔径与孔数；井口装置与井下工具的压力极限；设备功率与压力极限。优化的施工参数即是在上述限制条件下使它们达到某一平衡。5）确定压裂施工的泵注参数3、压裂施工参数优化设计111.（2）泵注参数设计计算：①井底压力可写成②PKN裂缝扩展模型，压裂压力随时间或缝长而增大，牛顿型的裂缝净压力由下式给出上式中，泵注排量与压裂液粘度是两个可控参数。改变这两个参数就可以控制裂缝的净压力pN，进而控制井底压力和泵压。5）确定压裂施工的泵注参数3、压裂施工参数优化设计112.最佳泵注参数组合有4种选择：（1)小排量与低粘度的组合：将产生最低的压裂效果，一般不予考虑；（2）大排量与高粘度的组合：如果压裂规模较小，且不涉及到承压界限，这一组合可以得到较高的施工效率；（3）小排量与高粘度的组合：在压裂规模较大时它能够获得较高的施工效率；

（4）大排量与低粘度的组合：这是一组最佳匹配，适用于各种压裂规模的施工，并可获得最大的压裂效果。5）确定压裂施工的泵注参数3、压裂施工参数优化设计113.（1)根据地应力剖面建立裂缝高度与地层临界压力之间的关系，避免逢高失控；（2）根据压裂设备、井口与井下管柱的压力极限、泵注方式、压裂液的剪切降解与泵注的沿程摩阻，确定最大泵注排量与最高井口泵压的关系；（3）确定泵注排量与压裂液粘度之间的关系，满足裂缝扩展的净压力；（4）反复计算上述过程，在泵压-排量-粘度之间达到一最佳平衡。这组参数组合可使施工泵压与排量在极限（约束）条件下获得最大施工效率，并能有效遏制住裂缝高度失控。5）确定压裂施工的泵注参数3、压裂施工参数优化设计114.6）确定压裂液用量和支撑剂用量

根据优选的泵注参数和平均砂液比，就可以根据优化的裂缝参数结合选择水力裂缝模拟软件获得不同裂缝几何尺寸所需要的压裂液量和支撑剂量。3、压裂施工参数优化设计115.7）支撑剂的输送

为了使支撑剂最大限度的填充裂缝，必须使支撑剂在达到预期缝长的同时，前置液全部滤失完毕。此时的前置液量为最经济的前置液量；能实现这一目标，并能满足裂缝导流能力要求的泵注程序称之为最佳的泵注程序。

3、压裂施工参数优化设计前置液设计量过大前置液设计合理116.在加砂程序上应以产生“契形”支撑裂缝为目标。在同一（储集层、泵注参数和施工参数）条件下，斜坡式加砂能够获得最大的增产经济效益，多级渐进式加砂方式又由于常规的阶梯加砂方式。7）支撑剂的输送

3、压裂施工参数优化设计117.8）压裂液返排制度

由于压裂目的可能位于储层段不同应力区域，因此即使施工规模相同，落实到目的层的支撑剖面、缝长和缝中支撑剂的铺置或导流能力会有极大差别，因此获得的压裂效果相差悬殊。因此在设计之初即应该根据地应力剖面确认裂缝高度、压裂目的层相对位置和产生的支撑裂缝剖面来估算压裂效果，对不理想的压裂裂缝剖面估算压裂效果，如压后采取自然闭合或裂缝强制闭合技术来获得最佳裂缝剖面。3、压裂施工参数优化设计118.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例119.Fracpro是美国GRI开发的，该软件包括了较为齐全的设计分析模块，优点是比较适合现场技术和施工人员应用，目前被各大油田广泛使用。压裂分析、水平井压裂、返排的影响等，模拟速度快120.

GOHFER是美国Stim-Lab公司开发的，采用三维网格结构算法，动态计算和模拟裂缝的三维扩展，计算过程充分考虑了地层各向异性、多相多维流动、支撑剂输送、压裂液流变性及动态滤失、酸岩反应等有关各种因素，能够计算和模拟多个射孔段的非对称裂缝扩展。可考虑平面非均质特征121.

MEYER是Meyer&Associates公司研制的一用于压裂/酸压工程设计和分析的软件，它是目前世界范围内应用最为广泛几个软件之一。该软件经过近二十年的研制、应用和改进，已成为一成熟、可靠且功能齐全的压裂和酸压工程软件。最新版本增加了页岩气及煤层气网络裂缝模拟。

页岩气缝网模拟122.

StimPlan是由国际上久负盛名的压裂专家K.G.Nolte、MikeSmith先生创建的NSI公司开发的全三维压裂设计与分析软件，它不仅继承了压裂酸化领域的最新研究成果，适合压裂工程师进行压裂优化设计，尤其是Nolte、Smith创建的压裂压力诊断技术，特别适合现场工程师进行现场压裂分析。水平井压裂模拟123.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例124.

1、压裂裂缝测试的意义压后裂缝特性？形态、方位、长度等水力裂缝测试技术内华达现场测试点水平井中多个水力裂缝的分支裂缝井型与裂缝形态示意图125.实验室测试包括对不定向岩心波速的各向异性、差应变、凯塞效应、古地磁等测试，最后综合分析各测试结果，确定岩心主应力大小和方向。2、实验测试方法

声发射试验岩心取样示意图声发射测试曲线实验室测试地层最大主应力方向，严格意义上讲并非人工裂缝方位。126.实测压力数据

拟合递减数据拟合目标函数①净压力分析

3.1间接法3、现场测试方法127.①裂缝线性流

②地层线性流等压线流线③拟径向流②试井解释技术

3.1间接法3、现场测试方法128.井筒续流线性流过渡流拟径向流②试井解释技术

3.1间接法3、现场测试方法129.（1）近井地带直接法：井温测试、放射性示踪剂法、生产测井、井眼成像测井、井下电视、井径测井XMAC测井；

3.2直接法3、现场测试方法压裂施工期间，压裂液使地层冷却，由压前和压后的井温剖面对比，确定压裂裂缝的高度。130.①

水力裂缝测斜仪测试水力裂缝测斜仪的测量原理是利用非常精确的仪器来测量由裂缝所造成的岩石变形,并以此来推算出水力压裂的几何形状和方位。★水力裂缝

在裂缝周围岩石中形成有一定规则的形变；★测量在不同位置测量变形造成的倾斜角度变化；★分析通过一组由于变形造成的倾角的变化得到水力裂缝的几何形态与方位。

3.2直接法3、现场测试方法（2）远井地带131.a、地面测斜仪裂缝测试技术

在裂缝位置以上接近地面的多点布置一组测斜仪来测量由于压裂引起岩石变形而导致的地层倾斜，经过地球物理反演来确定造成大地变形场参数。地面测斜仪水平井布置方式①

水力裂缝测斜仪测试

3.2直接法3、现场测试方法132.b井下测斜仪

井下测斜仪要在一口井中使用多个传感器（一般七到十二个），用单芯电缆下入井内，在某些情况下也可应用于两口邻井。仪器放置深度与压裂目的层相同，压裂过程中这些测斜仪连续记录地层倾斜情况，从而得到水力裂缝的连续扩展。水平裂缝产生的倾斜矢量以星束的形态朝四周发散垂直裂缝，大多数的倾斜矢量指向中心的波谷①

水力裂缝测斜仪测试

3.2直接法3、现场测试方法133.

②

井下微地震裂缝测试

技术原理

水力压裂井中，地层被强制压开一条大的裂缝，沿着这条主裂缝，能量不断地向外辐射，形成主裂缝周围地层的涨裂或错动，这些张裂和错动产生的震动信号类似于地震向四周辐射弹性波—压缩波（纵波）和剪切波（横波）。

3.2直接法3、现场测试方法134.

技术原理

采用位于压裂井邻井井底中的三分向微地震检波器实时接收压裂过程中主裂缝周围地层的张裂或错动时产生的各个微地震信号，然后将接收到的信号进行资料处理，反推出震源的空间位置，这个震源位置就代表了裂缝的位置。②

井下微地震裂缝测试

3.2直接法3、现场测试方法135.裂缝高度扩展：高度增长范围；高度扩展与断层相关。SPE89876

现场应用②

井下微地震裂缝测试

3.2直接法3、现场测试方法136.

③

大地电位法监测技术

技术原理通过测量注入到目的层的高电离能量的工作液所引起的地面电场形态的变化来认识压裂目的层水力裂缝方位的一种测试方法。压裂井与邻井充电形成大地电场，并以压裂井为圆心，圆形布置监测点，当压裂施工时，高含盐量的水基压裂液在裂缝中流动，由于高含盐量的水基压裂液具有导电能力，所以形成的水力裂缝将引起相应的地面的电位的变化，通过监测压裂前后地面电位的变化，即可判断裂缝方位。

3.2直接法3、现场测试方法137.③

大地电位法监测技术

技术原理

3.2直接法3、现场测试方法138.现场应用大地电位法测试地面仪器内中圈电位异常环形图③

大地电位法监测技术

3.2直接法3、现场测试方法139.测试方法可能估计的项目主要的优点主要的局限性长度高度宽度方位体积导流净压力分析√√√√√可以描述裂缝的延伸情况，进行裂缝高度、长度、宽度解释三种方法均不能进行裂缝方位的解释，而且解释过程和结果的可信度对油藏描述准确性、分析人员的经验依赖程度大，得到的裂缝参数只处于理论阶段。试井分析√√√可以得到裂缝导流力、缝长等信息（1）间接法4、测试方法对比140.（2）近井地带裂缝直接测试方法4、测试方法对比141.（3）远场裂缝直接测试方法4、测试方法对比142.目录一、压裂优化设计理论二、压裂设计基础参数三、压裂裂缝参数优化四、压裂施工参数优化五、压裂优化设计软件六、水力压裂评估技术七、压裂优化设计实例143.实例一：透镜状砂体储层压裂规模优化研究

144.1、问题的提出砂体分布主要受到沉积相控制，尤其是曲流河及分流河道的控制。三角洲平原亚相是砂体发育的最有利环境，该环境内砂体展布连续性好；其次为冲积平原亚相，该环境辫状河道限定性强；区流河道砂体分布面积小，宽度较窄。145.根据Elkins理论，储层渗透率越低、施工规模愈大，支撑裂缝越长，压裂后产量越高。矿场实践资料表明，透镜砂体储层的压后产量与压裂规模的关系并不完全遵循Elkins理论，即压裂后的产量不单纯随着压裂规模的增大而一直增加，而存在一个适度的最优化压裂规模。1、问题的提出？146.以四川盆地马井气田侏罗系蓬莱镇组储层为例，从地质构造、矿物沉积等角度分析了透镜砂体储层的成因和特点；从地应力方向、储层展布特征、裂缝评估、试井分析、压后效果统计等方面论证了透镜体储层对压裂规模的限制作用。基于储层厚度、砂体横向展布特征、压裂裂缝延伸特征，提出了透镜砂体储层压裂改造优化设计的一般方法，并进行了矿场应用。2、研究方法147.马井蓬莱镇组储层沉积微相以不同环境的河道叠置砂体、三角洲前缘河口坝、席状砂和滨岸滩坝砂沉积为主，具有纵向叠置、呈带状、透镜体分布的特点，有利的油气富集的微相主要有曲流河道和分流河道。①曲流河道：宽一般250-300m，局部可达500m。河流的流向呈近南北向、北东—南西向和东西向。砂体沿河道呈窄条带分布，横跨河道后、砂体迅速变薄，含泥加重而相变为泥岩。②分流河道：河道“枝枝蔓蔓”，地震资料显示为强振幅异常呈网状不连续分布，厚度较大、发育较稳定。但因河道窄，砂体横向变化快，储层具有较强的非均质性。3、蓬莱镇组储层地质特征148.蓬莱镇组气藏实质上是由储集砂体内不同级别的储渗体构成，在勘探开发中具有以下特征：①相邻井间没有发现明显的井间干扰；②投产一段时间后的井与新投产邻井压力差别较大；③动态、静态资料预测储集体的半径为76~328m，主要分布在100~200m之间。3、蓬莱镇组储层地质特征149.综合岩心波速各向异性试验、井壁崩落、微地震监测等方法，确定马井蓬莱镇组气藏主应力方位为110-130°；根据曲流河、分流河形成的古地理环境，压裂裂缝基本上与河流道方向相垂直。而河流、曲流相砂体的横向展布有限，这就为蓬莱镇组储层的改造优化设计提供了依据。长轴方向玫瑰图4、裂缝延伸方向研究

150.河流相砂体宽度与厚度具有较好的正相关关系，不同的河道沉积比例关系不一样（表1）。蓬莱镇组砂体厚度5-15m，预测砂体宽度100-900m。考虑改造裂缝长度为砂体宽度的一半，优化蓬莱镇组的支撑半缝长为50-450m。表1河流相砂体宽度与砂体厚度的关系(1)河流相砂体横向展布预测5、透镜砂体规模大小研究151.蓬莱镇组4井层统计结果表明，加砂强度1.8-2.6m3/m，拟合裂缝半长150.8m-187.9m、微地震监测裂缝半长107.5m-153.0m、压力恢复解释裂缝半长61.3m-102.0m。可以看出人工裂缝半长并不随着加砂强度的增加持续增加。表2蓬莱镇组裂缝长度统计结果

(2)前期压裂井裂缝参数分析5、透镜砂体规模大小研究152.压力恢复解释结果表明：当压后气井关井恢复产生的压力响应穿过大小、特性不一的透镜体砂岩储集体时，在储集体内曲线特征表现出具有压裂井有限导流垂直裂缝井特征，但内区的响应过渡段之后，气藏显示出相应于外层的均质特征，双对数曲线有明显上翘。MP104井压力恢复测试曲线(2)前期压裂井裂缝参数分析5、透镜砂体规模大小研究153.加砂强度2.1-3.1m3/m、压后无阻1.714-1.948×104m3/m。当加砂强度＞2.2m3/m时，随着加砂强度进一步增加，压后无阻的增加并不显著；而且随着压裂规模增加，入地液量不断增大，压裂液对储层的伤害愈严重，反而降低了改造效果。（3)前期压裂效果5、透镜砂体规模大小研究154.储渗体规模的大小，决定了蓬莱镇组气井压后产能的高低，优化的压裂设计就是要使人工裂缝恰到好处的沟通展布整个储渗体。对蓬莱镇组储层进行压裂时，压裂裂缝在储集体（砂岩储层内）延伸时比较容易。当裂缝延伸到储渗体周围的致密封隔层时，由于封隔层地应力增加以及泥岩产生塑性变形的特点，使得裂缝延伸受阻，裂缝延伸的净压力增加，施工压力急剧上升。继续施工，增加了砂堵几率；另外一方面由于裂缝延伸进入了非储层段，形成无效裂缝。这也正是压裂规模增加到一定程度后，压后无阻不再增加的原因。（1）压裂优化设计的基本原理6、透镜体储层压裂参数优化155.结合FracproPT裂缝延伸模拟软件，推荐施工参数为：排量3.0-4.0m3/min，加砂强度2.0-3.0m3/m，平均砂比18.0-25.0%，前置液比例32.0-38.0%，就能形成有效缝长62.2-95.5m、导流能力14.0-20.0μm2·cm的裂缝，能降低规模而不降低产量，满足增产需要。（2）蓬莱镇组储层压裂参数优化排量对裂缝参数的影响加砂强度对裂缝参数的影响6、透镜体储层压裂参数优化156.实例二：水平井分段压裂优化设计157.水平井是提高油田开发经济效益的一项开发技术。截止到2000年全世界已完钻水平井23385口。水平井用于低渗透油藏的比例越来越高，成为低渗透油藏开发的热点技术。低渗透油气藏水平井不改造难以获得经济有效的开采效果，水平井分段改造的裂缝参数优化是提高水平井改造效果的重要支撑和保证。1、概述158.1、概述159.1、概述160.

水平井的裂缝方向取决于地应力的大小和方向。由于井筒附近的应力集中，裂缝在井筒上面开启的方向可能与最终的延伸方向不同，最终方向会垂直于最小主应力方向，或者沿着主自然裂缝。很多情况下，水力裂缝不是在一个简单的平面上。水平井压裂后的裂缝形态主要可以分为3种：

纵向裂缝

横向裂缝

扭曲裂缝2、水平井多段压裂优化设计理论161.

横向裂缝：

在井筒中可以产生多条裂缝，增加了油气的渗流通道，有利于提高增产效果。另一个优点是裂缝相对比较小，减小了穿层的可能性。

纵向裂缝：

在裂缝性油藏中可以沿井筒沟通更多的天然裂缝，在高渗透率的地层中实行压裂时产生纵向裂缝比产生横向裂缝有更好的经济效果。对于低渗透油气层则产生多条横向裂缝效果较好，而对于高渗透率地层或裂缝性地层采用纵向裂缝较好。2、水平井多段压裂优化设计理论162.

式中:

β—水平井的方位角、μ—岩石的力学性质、—岩石孔隙度、—渗透性系数、α—多孔弹性系数、pp—地层中的初始孔隙压力、—射孔方位。

（1）水平井破裂压力及破裂点预测综合考虑破裂点、压后产量、经济优化完成对压裂水平井方案的优化设计。水平井的起裂压力和起裂点分析远比直井复杂。水平井坐标系转换示意图2、水平井多段压裂优化设计理论163.将任意一条裂缝2n等份，每份可以看成是一个点汇。利用无限大均匀地层点汇定流量的压降公式，可以求出该点汇对地层中任意一点（x,y）产生的压降:α(x,y,t)y2n（2）水平井压裂产能预测裂缝等分示意图2、水平井多段压裂优化设计理论164.

根据复位势理论和势叠加原理，建立了压裂水平井多条非规则、相互干扰裂缝的产能预测模型。（2）水平井压裂产能预测裂缝井筒物理模型2、水平井多段压裂优化设计理论165.优化模型采用逐步线性最小二乘法求解。—施工限压（3）水平井压后净现值（4）水平井压裂多参数优化模型2、水平井多段压裂优化设计理论166.水平段长度：400m，井筒半径为0.12m；油藏厚度：12m，渗透率：0.0075D，孔隙度：10%；原油体积系数：1.084，原油黏度：4.8mPa·s