水力压裂改造技术

水力压裂改造技术西南石油大学2006年10月

胡永全

Tel:0817—2643559,2642808E_mail:huyongquan@swpihuyongquan@

第二部分：低渗透油田开发技术第三部分：水力压裂改造第一部分：低渗透油藏概述第四部分：整体压裂技术第五部分：实例讨论第一部分：低渗透油田概述

1.低渗透油田界限

2.天然裂缝系统识别

3.地应力测量

4.低渗透油藏特征1.1低渗透储层界限油藏渗透率上限：50×10-3μm2

下限：0.1×10-3μm2气藏渗透率上限：0.1×10-3μm21.2天然裂缝系统1.2.1天然裂缝系统识别岩心裂缝观测描述露头裂缝观测描述测井识别裂缝方法

—声波测井

—井壁成像技术井下声波电视地层微电阻率扫描全井眼地层微成像仪裂缝的动态识别方法：—钻井显示—井壁崩落法（注意与地应力影响区别）—试井显示—压裂曲线显示—注水显示—油田生产显示1.3地应力地应力测量方法：—古地磁法确定应力方向—凯瑟尔效应测三向应力—波速各向异性测三向应力—测三向应力—组合测岩心差应变法井曲线确定柱转状应力剖面—水力压裂瞬时停泵测水平最小主应力应力—微地震法确定水力裂缝几何形态1.4低渗透油藏特征—

低渗透油藏的岩石学特征—

低渗透油藏的物性与孔隙结构—

低渗透油田的渗流特征—

低渗透油田的敏感性1.5低渗透油田开发特点1.表面分子力和毛管压力作用强烈、呈非达西流动,流动存在启动压力，注水井吸液能力差，注水压力高；2.采用衰竭式开采，压力下降块，产量递减迅速，一次采收率低；3.渗流阻力大，连通性差，需合理地的注采井距；4.成岩作用与后生作用使孔隙极不均匀、喉道细小、结构复杂，自然产能低，压裂增产幅度大；1.5低渗透油田开发特点1.泥质含量高，易污染和伤害2.见水后采液指数急剧下降，应深抽放大生产压差；稳产困难；3.裂缝比较发育，潜在水窜可能性大。尤应注意裂缝识别，合理井网部署与压力控制4.油井见注水效果比较慢；5.天然能量小，注水水质要求严格6先进工艺技术+简化流程=>提高开发效果2低渗透油田主要开发技术

2.1低渗透油田开发的基本原则和部署

2.2低渗透油田油层保护技术

2.3低渗透油田高效射孔技术

2.4低渗透油田油层改造技术

2.5低渗透油田其它开发与开采技术2.1低渗透油田开发基本原则与技术要求基本原则

—

开发提前介入，落实产能，优选富集区块

—

进行早期油藏评价，编制开发概念设计

—

加深油藏试验研究，优选正式总体方案

—

整体部署，分批实施、跟踪研究、及时调整技术要求：成熟、可靠、高效2.2低渗透油田储层保护技术钻井技术：平衡压力、优质钻井液、屏蔽暂堵；完井技术：泥浆性能、固井工艺射孔技术：油藏改造技术：酸液，压裂液、支撑剂、工艺技术、施工质量控制；注水技术：生产过程：2.3高效射孔技术

—

射孔器：YD102优于YD89优于YD73

—

工艺技术过油管射孔负压射孔油管传输射孔高孔密射孔

—

方案优化

—

射孔液2.4低渗透油田压裂改造

——压裂前评估技术

——压裂液和支撑剂

——压裂工艺技术

——压裂裂缝诊断与评估技术

——重复压裂技术

——单井优化设计

——整体压裂优化设计：2.5低渗透油田其它开发与开采技术2.5.1机械采油技术

——有杆泵采油技术

——螺杆泵采油技术

——水力活塞泵采油技术

——电潜泵采油技术

——气举采油技术

——防蜡降粘技术2.5.2油田动态监测技术

——测压工艺技术

——现代试井解释方法

——采油井分层测试

——注水井吸水剖面

——软件计量技术2.5.3其它技术

——定向井开采技术

——丛式井开采技术

——水平井开采技术

——小井眼开采技术第三部分：低渗透水力压裂改造

3.1水力压裂简介（原理、作用、发展）

3.2水力压裂破裂理论

3.3压裂液与支撑剂

3.4裂缝延伸模拟与支撑剂运移沉降

3.5压裂诊断评价

3.6压裂工艺技术

3.7压裂设计

3.8测试压裂3.1水力压裂概述水力压裂就是利用地面压裂车组将一定粘度的液体以足够高的压力和足够大的排量沿井筒注入井中。由于注入速度远远大于油气层的吸收速度，所以多余的液体在井底憋起高压，当压力超过岩石抗张强度后，油气层就会开始破裂形成裂缝。当裂缝延伸一段时间后，继续注入携带有支撑剂的混砂液扩展延伸裂缝，并使之充填支撑剂。施工完成后,由于支撑剂的支撑作用，裂缝不致闭合或至少不完全闭合，因此即可在油气层中形成一条具有足够长度、宽度和高度的填砂裂缝。此裂缝具有很高的渗滤能力，并且扩大了油气水的渗滤面积，故油气可畅流入井，注入水可沿裂缝顺利进入地层，从而达到增产增注的目的。水力压裂作用(1)勘探阶段增加工业可采储量

(2)在开发阶段油气井增产水井增注调整层间矛盾改善吸水剖面提高采收率(3)其它应用3.2水力压裂岩石破碎力学

图6.1压裂施工曲线

PF—破裂压力PE—延伸压力

PS—地层压力P井底>=PF时压力时间排量不变，提高砂比，压力升高反映了正常的裂缝延伸裂缝闭合压力（静）裂缝延伸压力（静）净裂缝延伸压力管内摩阻地层压力（静）破裂前置液携砂液裂缝闭合加砂停泵baa—致密岩石b—微缝高渗岩石FECS3.2.1水力压裂造缝机理地应力分布十分复杂，既与区域动力场和局部构造应力有关，又与现代活动应力场联系密切。假设地层岩石为线弹性体，首先针对裸眼井分析井壁最终应力分布，结合岩石破裂准则讨论水力压裂诱发人工裂缝的造缝条件。重力应力构造应力热应力地质构造应力构造运动引起的地应力增量。它以矢量形式迭加在地层重力应力场,使相邻不同岩性地层受到的应力显著不同，造成水平应力场不均匀。在断层和裂缝发育区是应力释放区。

—正断层，水平应力x可能只有垂向应力z的1/3，

—逆断层或褶皱带的水平应力可大到垂向应力

z的3倍。特点：

—构造应力属于水平的平面应力状态

—挤压构造力引起挤压构造应力

—张性构造力引起拉张构造应力

—由于构造运动的边界影响，构造应力在传播过程中逐渐衰减。

地应力的测量及计算

矿场测量——水力压裂法—井眼椭圆法（井壁崩落法）实验室分析方法—滞弹性应变恢复（ASR）—微差应变分析（DSCA）有限元分析方法

井筒处应力分布井筒对地应力及其分布的影响向井筒注液产生的应力分布由弹性力学拉梅公式(拉应力为负)压裂液渗入地层引起的井壁应力井壁上总的应力分布3.2.2水力压裂造缝条件

条件－压为正，拉为负－最大有效周向应力大于水平方向抗拉强度3.2.3破裂压力梯度定义理论计算方法矿场统计方法当αF<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝

αF>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝3.2.3人工裂缝方位根据最小主应力原理

—当z最小时，形成水平裂缝;—当Y或x>z，形成垂直裂缝。xzyyxz显裂缝地层很难出现人工裂缝。微裂缝地层—垂直于最小主应力方向；—基本上沿微裂缝的方向发展，把微裂缝串成显裂缝。裂缝方向总是垂直于最小主应力3.3压裂液压裂液及其性能要求压裂液添加剂压裂液的流动性压裂液的滤失性压裂液对储层的伤害压裂液选择压裂液的组成前置液携砂液顶替液（完整的压裂泵注程序中还可以有清孔液、前垫液、预前置液）对压裂液的性能要求(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；(2)有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部；(3)滤失少；(4)低摩阻；(5)低残渣、易返排；(6)热稳定性和抗剪切稳定性。3.3.1压裂液类型水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液液化汽压裂液酸基压裂液

水基压裂液发展活性水压裂液稠化水压裂液水基冻胶压裂液

水基冻胶压裂液组成水＋添加剂＋成胶剂（稠化剂）成胶液水＋添加剂＋交链剂交链液水基压裂液种类稠化剂植物胶及衍生物

—胍胶

—田箐纤维素衍生物

—羧甲基纤维素钠盐（CMC）

—羟乙基纤维素（HEC）

—羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）。生物聚多糖工业合成聚合物

—聚丙烯酰胺（PAM）

—部分水解聚丙酰胺（PHPAM）

—甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）交联剂

两性金属（非金属）含氧酸盐

—硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐和钛酸盐等弱酸强碱盐无机盐类两性金属盐

—如硫酸铝、氯化铬、硫酸铜、氯化锆等强酸弱碱盐无机酸脂主要为高价两性金属含氧酸脂

—如钛酸脂、锆酸脂醛类

—甲醛、乙醛、乙二醛等破胶剂生物酶体系适用温度21~54℃，pH值范围pH=3~8，最佳pH=5。氧化破胶剂适用于pH=3~14。普通氧化破胶剂适用温度54~93℃，延迟活化氧化破胶剂适用温度83~116℃。常用氧化破胶剂是过硫酸盐有机弱酸很少用作水基压裂液的破胶剂适用温度大于93。油基压裂液中典型的破胶剂是碳酸铵盐、氧化钙和/或氨水溶液。

油基压裂液适应性:水敏性地层、有些气层发展:矿场原油稠化油冻胶油基液:原油、汽油、柴油、煤油、凝析油稠化剂:脂肪酸皂（脂肪酸铝皂、磷酸脂铝盐等）特点:

乳化压裂液类型：水外相型油外相型常用：

两份油+一份稠化水(聚合物)

油相<50%，压裂液粘度太低

>80%，不稳定或粘度太高特点：

泡沫压裂液适用:K<1MD，粘土含量高的砂岩气藏低压、低渗浅油气层压裂

液相+气相+添加剂泡沫液液相:清水、盐水、冻胶水、原油或成品油、酸液气相氮气、二氧化碳、空气、天然气等泡沫质量：泡沫质量＝泡沫中气体体积/泡沫总体积特点:在压裂时的井底压力和温度下，泡沫质量一般为６０％～８５％随着泡沫质量的增加，泡沫压裂液的粘度增加、摩阻增大、滤失减少、压裂液效率增滤失少（气体本身就是降滤剂）排液较彻底，对地层伤害小悬砂能力特别强，砂比可高达７０％

酸基压裂液适用:碳酸盐储层种类:常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸3.3.2压裂液添加剂破胶剂降滤剂防膨剂杀菌剂表面活性剂ｐＨ值调节剂稳定剂3.3.3压裂液的流动性质各类压裂液的流变曲线幂律液的视粘度摩阻计算3.3.4压裂液滤失的三个过程滤饼区的流动滤饼控制过程侵入区的流动压裂液粘度控制过程地层流体的压缩地层流体粘度及压缩性控制过程综合滤失系数的求得调和平均法：电容串联压力平衡法：非造壁性压裂液造壁性压裂液3.3.5压裂液对储层的伤害压裂液在地层中滞留产生液堵地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害压裂液与原油乳化造成的地层伤害润湿性发生反转造成的伤害压裂液残渣对地层造成的损害压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害压裂液固相堵塞来源：—基液或成胶物质的不溶物—降滤剂或支撑剂中的微粒—压裂液对地层岩石浸泡而脱落下来的微粒—化学反应沉淀物等固相颗粒。作用：—形成滤饼后阻止滤液侵入地层更远处，提高了压裂液效率，减少了对地层的伤害；—它又要堵塞地层及裂缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度而难破胶。压裂液浓缩压裂液的不断滤失和裂缝闭合，导致交联聚合物在支撑裂缝内的浓度提高（即浓缩）。支撑剂铺置浓度对压裂液浓缩因子有较大影响，随着铺砂浓度降低，压裂液浓缩因子提高，此时不可能用常规破胶剂用量实现高浓缩压裂液的彻底破胶，形成大量残胶而严重影响支撑裂缝导流能力。3.4支撑剂及裂缝导流能力支撑剂性质及种类裂缝导流能力及其影响因素支撑剂的选择支撑剂颗粒的沉降支撑剂特性要求强度高、硬度适中粒径均匀圆球度好化学温度稳定性好质量高，杂质含量少密度适中货源广、价格低3.4.1支撑剂类型硬脆性支撑剂其特点是硬度大，变形很小；

——石英砂（砂子）

——陶粒

——铝球

——玻璃珠韧性支撑剂其特点是变形大，在高压下不易破碎

——核桃壳

——树脂包层支撑剂石英砂（砂子）主要成分：SiO2

和少量杂质主要特点

1)园球度较好的石英砂破碎后，仍可保持一定的导流能力。

2)石英砂密度相对低，便于泵送。

3)石英砂的强度较低，适用于低闭合压力储层。

4)砂子在筛选不好或清洗不好，含粉砂杂质时，导流能力都要明显降低

5)石英砂货源广、价格便宜。主要产地：甘肃兰州砂、江西永修砂、福建福州砂、湖南岳阳砂、湖北蒲圻砂、山东荣城砂、河北承德砂、吉林农安砂、陕西定边砂及新疆和丰砂等。陶粒主要化学成分：Ａｌ２Ｏ、ＳｉＯ２、Ｆｅ２Ｏ３以及ＴｉＯ２等类型—中强度支撑剂(ISP)用铝钒土或铝质陶土(矾和硅酸铝)制造。宜兴东方、豫龙厂。—高强度陶粒支撑剂唐山、成都和垣曲。陶粒支撑剂的特点：a.强度很高。b.高温碱性液中陶粒失重率底（3.5%），而石英溶解率达50%。c.长期导流能力高。d.密度较高(2700~3600kg/m3)，泵送困难。e.加工工艺困难，价格昂贵。塑料包层支撑剂工艺特殊工艺将酸性苯酚甲醛树脂包裹在石英砂表面，并经热固处理而成，比重略为2.55。种类预固化树脂包层砂

(可)固化树脂包层砂

3.4.2支撑剂物理性质评价(1)支撑剂粒度组成及分布(2)园球度和表面光滑度。(3)浊度(4)密度真密度(或颗粒密度)

视密度(或体积密度)(5)酸溶解度(6)抗压强度。我国支撑剂物理性质评价结果表3.4.3裂缝导流能力评价裂缝导流能力定义：裂缝导流能力是指裂缝传导（输送）流体的能力。填砂裂缝的导流能力定义为支撑后的裂缝渗透率Ｋｆ与支撑后的裂缝宽度Ｗｆ之积。即填砂裂缝导流能力（ＫＷ）ｆ或ＦＲＣＤ＝ＫｆＷｆ长期导流能力短期导流能力我国都分支撑剂导流能力(1998)影响导流能力的因素：支撑剂类型和形状低应力情况下，有棱角的支撑剂相互搭接、相互支撑，有更高的孔隙度及渗透率，因此，导流能力更高。但在高应力情况下，园球度好的支撑剂受到的表面应力更均匀，能承受更高的载荷不破碎，因此有更高的导流能力。影响导流能力的因素：支撑剂粒度组成图中反映了粒度分布对导流能力的影响，图中曲线A,B均为φ0.5~0.9成都陶粒，其中0.63mm以上颗粒重量分别约为75%和50%。支撑剂粒径对裂缝导流能力有很大的影响给定粒度范围内，大颗粒所占比例越多，导流能力越高。颗粒越均匀，导流能力越高。影响导流能力的因素：铺砂浓度支撑剂铺置浓度定义为单位裂缝面积上的支撑剂重量，它反映了与支撑剂在裂缝面上的排列层数。单层局部排列足以支撑开裂缝时，导流能力高。单层全排列导流能力低。多层排列：随排列层数增加，导流能力提高，大约达到三层排列时恢复到单层局部排列时的导流能力；但继续增加铺砂层数，导流能力增加平缓。实验表明，支撑剂在裂缝中的铺砂浓度应大于5kg/m2。影响裂缝导流能力的因素：支撑剂质量微粒对兰州砂导长石含量对导流能力的影响流能力的影响地层岩石硬度地层岩石的软硬对导流能力的影响与支撑剂颗粒的强度和硬度有关。当支撑剂强度低时，影响导流能力的主要是破碎问题;当支撑剂强度高时，支撑剂颗粒嵌入裂缝壁面是影响导流能力的主要因素。影响裂缝导流能力的因素温度非达西流动多相流效应承压时间影响导流能力的因素：压裂液性能残渣降低支撑带渗透率。对于胍胶压裂液，残渣含量取决于成胶剂浓度、破胶剂类型及浓度。残渣在形成滤饼过程中起了积极作用，它本身就是防滤剂，但残渣对裂缝导流能力的影响不可忽视。3.4.4支撑剂的选择内容—支撑剂强度—地岩岩石硬度—支撑剂颗粒大小—支撑剂密度—支撑剂浓度（排列方式）考虑因素—地质条件（如闭合压力、岩石硬度、温度、物性）—工程条件（压裂液性质、泵注设备）—经济效益支撑剂类型在闭合压力较高时，应考虑使用高强度支撑剂如陶粒等等。在闭合压力较低时，低强度支撑剂仍能起到支撑裂缝的作用，只要砂子不破碎，它在浅井浅层应用的特别广泛当闭合压力达到４0ＭＰａ时，原则上不再使用石英砂，应使用象陶粒等更高强度的支撑剂，陶粒在闭合压力为７０ＭＰａ时也很少破碎。支撑剂颗粒大小(1)闭合压力(2)允许支撑剂填充的裂缝宽度(3)输送支撑剂的要求3.5水力裂缝模拟与支撑剂沉降运移

3.5.1水力压裂裂缝延伸模拟裂缝延伸二维模型卡特模型

Carter，1957年GDK模型

Christianovich、Geertsma、Deklerk

PKN模型Perkins和Kern提出,Norgren完善—裂缝延伸三维模型拟三维模型三维扩展，一维流体流动真三维模型

三维扩展，至少二维流体流动GDK和PKN模型的比较3.5.2支撑剂输送水力压裂的核心是形成满足导流能力要求的填砂裂缝，支撑剂在裂缝的沉降影响到填砂裂缝几何尺寸和裂缝导流能力。内容：

—支撑剂的沉降特性

—沉降布砂设计

—悬浮布砂设计

支撑剂的沉降特性自由沉降：指单个颗粒在无限流体介质空间内的沉降。干扰沉降：颗粒群在有限流体空间内的沉降壁面效应剪切校正颗粒形状影响颗粒形状的影响支撑剂颗粒都是不规则的颗粒，而不是规则的球体（有些接近于球形）（１）颗粒的形状是不规则的，比同体积的球体表面积大；（２）颗粒的表面是粗糙的；（３）颗粒的形状是不对称的不规则颗粒的这些特点都会引起颗粒运动时阻力的增大，因此不规则颗粒的沉降速度小于球形颗粒的沉降速度

砂子在裂缝中的运移分布裂缝中砂子的理论分布全悬浮式砂子分布沉降式砂子分布裂缝中砂子的实际分布加砂方式裂缝中砂子的理论分布（二）全悬浮式砂子分布使用高粘压裂液作携砂液，设计加砂程序目的1.计算缝内砂比沿缝长变化基础上，找出满足设计要求的导流能力的加砂步骤2.避免在缝中出现砂比过高的砂卡现象3.6水力压裂效果评价与裂缝评估工艺效果：评价所实施压裂工艺技术的适应性和有效性开发效果：评价水力压裂在油田改造中的作用经济效益分析：寻求压裂提高技术水平和改善其经营管理的基本途径6.6.1工艺效果分析增产有效期：某井从压裂施工后增产见效开始至压裂前后产量递减到相同的日产水平所经历的时间。2．增产倍比：指相同生产条件下压裂后与压裂前的日产水平之比。

—图版法

—近似解析法

—数值模拟法垂直裂缝井增产倍比：McGuire&Sikora图版垂直裂缝井增产倍比：McGuire&Sikora图版a.对低渗透储层（k<110-3m2）,很容易得到较高的裂缝导流能力比值（大于0.4），欲提高压裂效果，应以增加裂缝长度为主。这正是低渗、特低渗储层采取大型压裂技术造长缝的依据。b.高渗透地层，不容易获得较高的裂缝导流能力比值，提高裂缝导流能力是提高压裂效果的主要途径，不能片面追求压裂规模而增加缝长。c.对一定缝长，存在一个最佳裂缝导流能力，超过该值而增加导流能力的效果甚微，例如对Lf/Le=0.5，当导流能力比值为0.5时，增加裂缝导流力基本上不能增加增产比Jf/J0。d.无伤害油井最大增产比为13.6倍。6.6.2水力压裂经济评价压裂经济分析准则

(1)压裂施工现值(2)压裂施工净现值(3)贴现偿还时间(4)压裂效益指数产量递减模式(1)定值百分数递减(2)调和型递减(3)双曲线型递减压裂经济敏感性评价1）井网密度与最佳裂缝长度的关系2）储层渗透率和裂缝长度3）裂缝导流能力的影响4）有效厚度的影响5）裂缝高度的影响6）压裂液滤失性与防滤失添加剂7）铺砂浓度和支撑带渗透率的保持程度8）压裂液粘度9）泵注排量与施工规模10)油气价格和贴现率6.6.3压裂施工压力分析检测确定压裂裂缝高度是检验压裂设计、评价压裂施工有效性和压后效果的关键。直接测试法（裸眼井）井下电视法、地层微扫描仪和噪声测井等，还有适用于裸眼井和套管井的间接测试方法（裸眼井和套管井）微地震法、井温测井、伽玛测井和声波测井等。Nolte(1979)压裂压力降落分析创造性地提出了利用压裂压力降落曲线确定裂缝和压裂参数的方法，开辟了解释地下裂缝参数的新途径。施工压力曲线类型（1）正斜率很小的线段I

该段斜率范围为0.125~0.2，说明裂缝在假设条件(C,Hf均为常数)下延伸。

(2)斜率为1的线段III

施工压力增量正比于注入压裂液体积增量，只能发生于裂缝中严重堵塞的情况。

(3)负斜率线段IV

反映了裂缝高度增加，也不能排除压开多条裂缝或者裂缝在延伸过程中遇到大规模裂缝体系的可能性。(4)压力不变的线段II

此段物理意义不明确，最可能的情况是注入压裂液被滤失所平衡，裂缝几乎不延伸，才能保持压力为常数。ⅠⅡⅢⅣlgPlgt

典型的施工压力曲线6.6.4利用压力降落曲线确定压裂参数主要假设条件是：a.地层为线弹性体，层间无滑动b.幂律型压裂液，泵注过程中排量不变；c.PKN二维裂缝延伸几何模型，两翼对称；d.停泵后裂缝不再延伸，裂缝处于自由闭合。停泵时，裂缝中流体流动的连续性方程

t0—停泵关井前的时间，min；

p—井底压力，MPa；s—缝内平均压力pav与井底压力p之比(关井时)a=0:抗降解作用很强，压裂液粘度不受影响；a=1:中等降解；a=2:降解作用很强。确定压裂与裂缝参数(1)确定拟合压力

a.整理停泵后的压力降落资料；b.根据压降数据表作出压差p(0,)与的关系曲线，其横坐标与理论图版重合；c.将理论图版迭合在p(0,)~曲线上，使两张图版的=1线重合，然后上下移动进行曲线拟合，如图6-28所示。d.相应于G(0,)=1的p值即为拟合压力p*计算压裂及裂缝参数a.滤失系数cb.压裂液效率ηc.单翼裂缝长度Lf6.7压裂工艺技术多层压裂技术暂堵剂分层压裂工艺孔眼堵塞球法压裂工艺限流法分层压裂技术填砂法压裂技术氮气压裂技术控缝高压裂技术端部脱砂压裂技术6.7.1分层及选择性压裂1．封隔器分层压裂封(1)单封隔器分层压裂(2)双封隔器分层压裂(3)桥塞封隔器分层压裂(4)滑套封隔器分层压裂(a)单封隔器分层压裂(b)双封隔器分层压裂(c)桥塞封隔器分层压裂2．限流法分层压裂蜡球选择性压裂堵塞球选择压裂影响堵球封堵效果的主要因素(1)堵球在孔眼口上座封要求流体向孔眼的流速所产生的对球的拖曳力大于惯性力。(2)保持堵塞不脱落要求保持堵球处于孔口的力量大于由流动引起的脱落力量。(3)压裂投产后，堵球从孔眼脱落。6.7.2控缝高压裂裂缝高度穿层的危害：—减小了裂缝长度，也可能降低支撑效果，甚至不能有效支撑。—裂缝窜入邻近的气、水层时，不但不能起到增产作用，反而会引起油井含水暴增，或者“引气入井”。影响压裂裂缝高度的因素：主要取决于地应力大小和分布、岩石力学性质、层间界面性质、盖层/底层厚度、地层流体性质、射孔位置与厚度、施工参数等。基于此，有多种控缝高压裂技术1．常规控缝高压裂技术具有高地应力的致密泥页岩层(厚度大于5m，或最小水平主应力差大于3.5MPa)可以有效地控制裂缝垂向延伸。压裂液粘度越高，容易形成短而高的裂缝，粘度越高，裂缝越高。但另一方面又必须保证压裂液的携砂性能。一般认为压裂液在裂缝中粘度应在50~100mPa.s。施工排量越大，越容易在裂缝内形成高压，使裂缝高度更快延伸，减少施工排量，可以在一定程度上控制裂缝延伸，通常压裂施工排量控制在3.5m3/min以内。控缝高压裂人工隔层控缝高压裂技—原理：在前置液中加入上浮式或下沉式导向剂，通过前置液将其带入裂缝，浮式导向剂和沉式导向剂分别上浮和下沉聚集在人工裂缝顶部和底部，形成压实的低渗透人工隔层，阻止裂缝中压力向/向下传播，达到控缝高的目的。(1)导向剂的性能要求1)粒径适度2)沉浮速度；3)适应裂缝中压力、温度及流体环境；4)阻挡能力;5)玻璃微珠浮式导向剂密度为600~700kg/m3；沉式导向剂为粉砂。控缝高压裂(2)适用范围

1)生产层与非生产层互层的块状均质地层；

2)生产层与气、水层间无良好隔层；

3)生产层与遮挡层应力差不能有效控制裂缝垂向延伸。推荐浮式导向剂用量30~120kg/m3，每次用量1~2m3。6.7.3人工隔层控缝高实验

导向剂选择

基液的选择

岩样选择

各种配方的压裂液，在通过岩心后都起到了阻挡的作用；1%砂+1%uG＋柴油是最理想的压裂液组成。6.8压裂设计水力压裂设计是在满足地质、工程和设备条件下作出经济有效的最优方案。设计方法有:(1)从满足给定配产方案要求的增产倍数出发，优选压裂液、支撑剂及布砂方式，设计出相应的施工规模（排量、液量和砂量），确定相应的裂缝尺寸；

(2)从地层条件出发，满足设备能力的约束条件，优选压裂液，支撑剂和加砂方式，预测多种不同方案下的增产能力，再根据实际需要选择施工方案。优化的压裂设计任务：（1）在给定的储层与井网条件下，根据不同缝长和导流能力预测压后生产动态;（2）根据储层条件选择压裂液、支撑剂和加砂浓度，并确定合理用量；（3）根据井下管柱与井口装置的压力极限选择合理的泵注排量与泵注方式、地面泵压和压裂车数；（4）确定压裂泵注程序；（5）进行压裂经济评价，使压裂作业最优化。6.8.1选井选层考虑因素：储层地质特征、岩石力学性质、孔渗饱特性、油层油水接触关系、岩层间界面性质与致密性、井筒技术要求。通过对候选井层进行压前评估，分析油气低产原因，选择适当的压裂井层，并确定部分压裂设计参数。油气井低产的原因可能有：（1）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；（2）油气层渗透率很低，常规完井方法难以经济开采；（3）“土豆状”透镜体地层，单井控油面积有限，难以获得高产；（4）油气藏压力已经枯竭前三种情况可以采取适当的压裂措施。储层物性评估储层地质特征储层沉积特征决定了井的泄油面积，从而决定了压裂规模。断层发育的区块，必须确定出其断层体系的走向和断层性质，从而估计水力裂缝走向。粘土矿物分析粘土矿物类型、含量与分布方式严重影响储层渗透性，是选择压裂液体系的主要依据。常用伽玛射线测井、自然电位测井等测井方法或扫描电镜（SEM）实验分析方法测定。岩石力学性质包括储层、盖层和底层的杨氏模量、泊松比和断裂韧性值。纵向应力剖面影响裂缝几何尺寸；平面应力分布影响裂缝方向。现场常用长源距声波测井结合密度测井计算岩石弹性模量和泊松比。在压裂作业中使用静态值更合理。岩心分析评估油气藏储层基本参数，可采用岩心常规分析或岩心特殊分析技术。试井分析进一步评价地层，确定储层的渗透率、表皮系数、地层压力及其它性质。选井选层原则：井筒技术要求压裂设计符合套管强度要求；固井质量合格；井底无落物。选井选层原则：储层条件成功压裂作业的必备地质条件：储量和能量。压裂侯选井应具备下列条件：1)低渗透地层：渗透率越低，越要优先压裂，越要加大压裂规模。2)足够的地层系数：一般要求kh>0.5×10-3μm2.m。3)含油饱和度：含油饱和度一般应大于35%。4)孔隙度：一般孔隙度为6～15%才值得压裂；若储层厚度大，最低孔隙度为6～7%。5)高污染井：压裂作业只能改善受污染的表皮效应。选井选层原则：储层条件压裂井是否适合压裂或以多大规模压裂，还应考虑距边水、底水、气顶、断层的距离和遮挡层条件；并结合天然裂缝原则；最大水平主应力与油水井不相间原则；井网与最大水平主应力有利原则等考虑压裂工艺。压裂下述情况井可能有很大的风险1)压裂层与气、水层间页岩夹层厚度小于4.5～6.0m。2)压裂裂缝可能穿过附近的与气、水的接触面。3)高气油比井或高含水井不宜压裂，除非出气出水可以控制。6.8.2确定入井材料1．优选压裂液体系(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。2．选择支撑剂依据目的层闭合压力选择支撑剂类型，并按石油行业标准对其性能进行全面评定，通过选择支撑剂粒径，铺砂浓度和加砂方式满足闭合压力下无因次导流能力要求。6.8.3压裂设计计算内容(1)注入方式选择(2)施工排量(3)液量与砂比(4)井口施工压力(5)施工功率(6)压裂车数6.8.4压裂设计计算方法（略）

水力压裂设计通常是根据储层条件、压裂液性能和支撑剂性能，设置若干施工规模，通过裂缝延伸模拟预测增产倍数，从中选择最优方案。(1)确定前置液量、混砂液量以及砂量；(2)选择适当的施工排量、计算施工时间；(3)计算动态裂缝几何尺寸；(4)支撑剂在裂缝中的运移分布，确定支撑裂缝几何尺寸；(5)预测增产倍比。水力压裂优化设计（略）优化压裂设计的最终目的是获得最大的经济效益。包括裂缝延伸模型(求解各种作业参数下的裂缝几何尺寸和导流能力)、油藏模型（把水力裂缝与油藏开发有机地结合起来，预测不同方案下的压后生产动态）和经济模型（确定经济上收益尽可能多的设计方案）。这是一个带有离散变量的多目标线性规划模型，将压裂施工方案与最终影响压裂井开采效益的裂缝参数之间的互相影响的非线性关系离散成多个互不影响的线性关系，运用线性规划方法，在求得目标得最优解（最佳开采效益）。第四部分整体压裂技术4.1裂缝性油藏整体压裂数值模拟4.2油藏整体压裂动态效果影响因素分析4.3裂缝性油藏整体压裂数值模拟应用裂缝性油藏压裂开发技术应用

低滤失高砂浓度的水力压裂工艺；

改变应力的压裂工艺和水平井多裂缝压裂；

裂缝性油藏整体压裂改造技术；整体压裂数值模拟在方案设计中的重要性

整体压裂数值模拟是编制方案的一个强有力工具；

油藏整体压裂优化设计是建立在水力裂缝模拟和含水力裂缝的油藏数值模拟的组合应用基础上4.1裂缝性油藏整体压裂数值模拟整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型流动特点

三种渗流通道：孔隙介质+天然裂缝+压裂裂缝

压裂裂缝改变了井周围和缝中的流动特征：支撑裂缝导流能力高、缝中高速非达西流动出现基本假设七个假设条件整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型运动方程

压裂裂缝中渗流方程辅助方程

主要包括：压裂裂缝中、天然裂缝中和基质中的饱和度约束方程；毛管压力方程；相渗透率方程；密度方程；粘度方程；体积系数方程和非达西因子方程。

整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型定解条件系数的意义和确定系数的计算式流体高速系数裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解方法数学模型推导思路空间离散化时间差分方程展成k+1次迭代式全隐式差分方程裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解方法数值模型全隐式方程求解变量模型的求解油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析模拟器功能油藏在既定注采井网系统下的整体压裂模拟研究模拟器的特点模拟器运行环境油藏整体压裂可控参数的影响性分析未投入开发油藏压裂开发的整体压裂模拟研究油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析模型可靠性验证和分析Cinco-Ley等的解说明结果比较及分析油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析在不同FCD时本文模型计算结果与

Cinco-Ley的解对比在不同FCD时本文模型计算结果与

Cinco-Ley的解对比生产时间，天生产时间，天压力压力整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝参数对压后生产动态的影响研究压裂裂缝参数对压后二次采油期动态的影响研究不同井网模式的影响研究4.2整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝的非均质性天然裂缝方向渗透率的非均质性均质非均质有利非均质不利

天然裂缝的非均质性对压裂井日产油量和累计产油量影响很大，在不同非均质时，压后产油量对压裂缝长的敏感程度不一样。整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝污染程度⊙压裂对天然裂缝的污染⊙压裂引起天然裂缝的污染程度是影响压裂井生产动态的一个重要可控制因素，最大限度的减小压裂液对天然裂缝的伤害是天然裂缝性油藏压裂设计时的一个原则，满足储层特征和压裂工艺要求的低伤害压裂液体系是整体压裂方案设计的重要内容。整体压裂效果的影响因素模拟研究压裂裂缝方位⊙有利裂缝方位和不利裂缝方位描述⊙从累积产油量来看，压裂优于不压裂，有利裂缝方位优于不利裂缝方位；从扫油效率来看，适当缝长的压裂对于生产是有利的，这要求在油藏开发压裂时，应多方面、多角度研究油藏区域的地应力分布，以准确可靠的地应力资料为依据，使压裂裂缝尽量处于最有利方位。整体压裂效果的影响因素模拟研究裂缝穿透率⊙裂缝穿透率增加，见水时间缩短，无水采油期减小，单井累积产量增加。⊙无因次裂缝导流能力裂缝导流能力⊙裂缝导流能力对裂缝性油藏压裂动态的影响与均质低渗透油藏压裂相类似，在优化设计裂缝长度与导流能力时，适用于均质油藏的Cr准则仍适用于裂缝性油藏的压裂设计中。压裂裂缝与井网不同组合井网形状⊙对于两种不同的基质渗透率，任何一种井网形状压裂后的采出程度较不压裂都有大幅度提高，并且任何一种井网形状的采出程度都随裂缝长度的增加而增加。总体来说，油藏整体压裂后的采出程度都增加。正方形（300300）矩形（360250）矩形（450200）不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究⊙对于基质渗透率为0.1×10-3，矩形井网（450m×200m）的采出程度较其它两井网的要高，但在相同裂缝长度时三种井网形状的采出程度变化不大。⊙对于基质渗透率为1×10-3，矩形井网形状360m×250m与450m×200m允许的压裂缝长都较长，它们的采出程度也较高，并且在相同裂缝长度时三种井网形状的采出程度有明显变化。⊙油藏渗透率是控制整体压裂油藏采出程度的重要因素，油藏渗透率愈高，采出程度也愈高。对于特低渗透性油藏进行开发压裂时应选择合适的矩形井网形状与压裂裂缝相匹配，适当增大支撑裂缝的长度，这样可提高低渗油藏注水开发期的采收率。不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究渗透率各向异性时压裂裂缝系统与井网不同组合井网不同泄油形状⊙渗透率愈高，采出程度也愈高；而渗透率不同的各向异性程度与不同缝长对应的采出程度是不同的，与水力裂缝方向相平行的方向渗透性愈好，采出程度愈高。正方形（300300）矩形（360250）矩形（450200）不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究整体压裂方案编制原则最优化经济缝长原则最大限度的提高单井产量最大限度地提高水驱油藏的扫油效率充分发挥现代压裂技术的作用，加快采油速度，提高最终采收率，节约开发总投资不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究整体压裂方案编制主要内容整体优化设计的缝长初选在初选缝长下压后一次和二次采油期产油量的预测最大限度地提高水驱油藏的扫油效率充分发挥现代压裂技术的作用，加快采油速度，提高最终采收率，节约开发总投资裂缝性油藏井组整体压裂效果模拟研究渗流模型双孔单渗裂缝性储集层岩心柱塞测试渗透率岩心铸体薄片资料试井资料解释结果生产井动态资料分析试油生产资料裂缝性油藏井组整体压裂效果模拟研究模拟结果及分析

从压裂有效期内的生产动态来看，在裂缝方位有利或裂缝方位不利的条件下，整体压裂角井和边井的增油效果显著，单井日产油量高。裂缝方位对压裂井生产动态的影响还未表现出来，整体压裂对角井和边井的影响程度不一样。从无水采油期的生产动态来看，在裂缝方位有利或裂缝方位不利的条件下实施整体压裂改造，压后效果完全不一样。在无水采油期内整体压裂使单井的无水采油期缩短，同时裂缝的方位角对压后的增油效果影响很大，不利的裂缝方位使单井的累积产油量反而降低从二次采油期（含水采油期）的生产动态来看，达到相同含水率时，压后的生产时间较不压裂缩短了，在裂缝方位有利时压后的累积产油量较不压裂有所增加，在裂缝方位不利时压后的累积产油量反而比不压裂减少。从整个生产时期的动态来看，在裂缝方位有利时整体压裂生产井可以增加累积产油量，提高采出程度，提高采油速度；在裂缝方位不利时不宜实施整体压裂生产井。在裂缝方位不利时，生产井、注水井对应压裂，油井的生产时间大大缩短，单井累积产油量也显著减少，油井过早出现水淹。一般情况下不能压裂注水井。

在裂缝方位有利时，生产井、注水井对应压裂，生产井无水采油期的累积产油量较大，油井一旦出水，其含水率上升较快。在对油层天然裂缝分布、地应力分布和人工裂缝延伸方向的认识.不是很清楚的情况下，不宜实施生产井、注水井对应整体压裂。裂缝性油藏整体压裂工艺技术研究确定压裂工艺的依据确定依据地层评估：污染严重；压裂缝垂向高度延伸大；天然裂缝分布常规压裂实践的认识压裂工艺原则：对于双孔介质特征很明显的油层；对于基质低渗、天然裂缝较发育的油层；对于基质、裂缝非均质极强的油层裂缝性油藏整体压裂工艺技术研究整体压裂方案设计研究方案设计研究单井压裂设计原则压裂液体系支撑剂评价和优选单井压裂工艺技术研究裂缝性油藏整体压裂工艺技术研究单井压裂工艺技术研究1.控缝高压裂工艺技术技术原理施工程序现场试验及效果2.改向重复压裂技术技术原理压裂裂缝方位裂缝堵剂研究第五部分：压裂实例

5.1BN-1井水力压裂设计

5.2鄯善油田整体压裂方案编制要点

3.3W10K整体压裂方案编制要点第六部分西南石油大学采油所压裂室简介

6.1水力压裂三维裂缝延伸优化设计软件

6.2压裂工程软件包开发研究

6.3压裂后压力降落解释软件

6.4水力压裂压裂后生产动态预测软件

6.5整体压裂方案编制

6.6水力压裂适时监测系统

6.7各种压裂液体系开发研制与评价1三维压裂优化设计软件(1)能模拟变排量、变粘度、变压裂液类型、变支撑剂类型和粒径及变砂比往液工艺；(2)能模拟地层岩石力学参数变化，如盖层、产层、底层中弹性模量、泊松比、断裂韧性及最小主应力互不相同时的裂缝三维延伸规律，适用于不同地应力分布模式的各种地层情况；(3)能模拟出裂缝在三维延伸过程中上下穿层的位置和深度；模拟裂缝端部的几何尺寸及延伸规律；(4)能够准确计算出前置液与混砂液的分界面的位置及其运移规律；三维压裂优化设计软件(5)具有经济评价的功能，用户既可对压裂施工进行经济效果预测，又能对压裂方案进行技术经济评价；(6)从地层条件出发，以最佳的压裂效果为目标。设计出一套最优施工方案，体现了专家系统的思想；(7)考虑了温度场（包括井筒温度场和裂缝温度场）、压裂液流变性和滤失性、压力场、流速场、支撑剂运移分布等因素的综合影响；(8)根据具体油田提炼的优化准则进行设计，最终设计出最佳的压裂施工方案；三维压裂优化设计软件(9)根据地层情况，可以预设计出达到最佳压裂效果的施工规模和裂缝导流能力分布；指导选择变砂比的档次、支撑剂类型和粒径等参数；(10)用户可以用磁盘对历次井的已知数据和设计结果归档保存；(11)通过不断自动调整各段压裂液体积、地面加砂浓度、支撑剂类型和粒径等，设计出既能得到最佳压裂效果又不发生砂堵的施工程序；三维压裂优化设计软件(12)通用输出系统输出报告，可方便的挂接任意Microsoftwindows程序、输出报表和图形，而且1)支持众多的报表格式和图形格式，包括复杂表头的横向报表、纵向报表、散点图、折线图、二维直方图、三维直方图、饼图、曲线图、数据拟合图等。2)所有的输出项在输出时都可任意调整位置、长度、宽度、主轴标题、X轴标题、Y袖标题、X轴最大值、Y钢最大值、X轴最小值、Y轴最小值、X轮单位值、Y轴单位值以及字型、字体。3)可在输出项输出到图板后进行排版，辅以三种查看模式（打印预览面板放大、版面）达到满意的输出效果。4)具有良好的硬件兼容性；支持当前绝大多数的打印机2单井压裂生产动态预测

单井水力压裂生产动态预测技术将油藏数值模拟和水力压裂优化设计相结合，预测油气井压裂作业后的生产动态，评价油气水井压裂后的增产增注效果。

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对于水驱开发油藏，采用油水两相流动的数值模拟方法；

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对于有水气藏，考虑非达西流动特征，采用气水两相流动的数值模拟方法；

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对于气藏，考虑非达西流动特征，采用数值模拟方法。

模型考虑了井筒污染、裂缝壁面污染、裂缝导流能力随位置和时间变化、地层的非均质性及各向异性和流体的弹性膨胀等因素对压裂效果的影响该软件可用于预测油井或产水油井压裂后以及未压裂的生产动态（压力、产液量、产油量和累积产量等生产指标）和产水率的变化，可以对比评价实施压裂的增产效果；模拟结果可