水力压裂效果评价技术 (1)-西安网上下载

西安丹佛尔电子科技有限责任公司2009年10月8日水力压裂效果评价技术概述水力压裂效果评价的意义效果评价(3个方面)：实际的裂缝状况？

—几何尺寸、裂缝方位、导流能力、有关参数。压后产量情况？经济效益？引言水力压裂效果评价的意义评价的意义(3个方面)：主压裂前（小型压裂）：获取参数、用以指导主压裂设计施工结束后：确定裂缝的几何尺寸，便于与设计对比，同时为预测压后产量提供输入参数产量评价：计算经济指标、优化压裂规模引言水力压裂效果评价的意义评价的结果可以验证或修正水力压裂中使用的模型、选择压裂液、确定加砂量、加砂程序、采用的工艺以及开发方案等，进而降低压裂成本和提高油气采收率，达到合理高效开发油气田的目的。水力压裂效果评价内容依赖于所采取的模型和方法，主要评价以下参数：裂缝的长、宽、高、方位裂缝的导流能力（短期、长期）压裂液的滤失系数预测产量计算压裂收益水力压裂效果评价的手段关于裂缝几何尺寸（水力裂缝参数）直接测量的裂缝绘图技术如：裂缝高度的测试间接测量分析包括：压裂压力分析、压裂试井分析、压后产量历史拟合

●温度测井

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。压前和压后的井温测量●伽玛射线测试

—监测压裂液和支撑剂中的放射性示踪剂，确定压裂施工期间压裂液和支撑剂所到达的区域。—使用不同的放射性同位素可以确定不同的施工阶段。

要求：放射性同位素应不发生自然扩散。

伽玛射线测井与温度测井对比●井下闭路电视

—测试结果清楚地显示出留在井筒处的裂缝面。

—井筒内含有透光的液体，可以通过观察裂缝的张开与闭合，确定井筒处裂缝的高度。

—对井筒处的裂缝高度提供真实的评估。●井下三维地震

使用地下声波遥测技术，利用震源的压缩波和剪切波先后到达的时间差，确定震源到各检波器之间的距离。利用井下三维的地震声波和震动记录，可确定裂缝方位，以及在目标层上、下邻近层内的裂缝延伸状况。

诊断方法主要局限性远离裂缝直接成像技术测斜仪裂缝成像不能提供有效支撑裂缝的长度，并且分辨率随距压裂井距离的增大而减小微地震裂缝成像直接近井裂缝诊断技术放射性示踪仅能识别井眼中是否进行过压裂，不能提供距井眼约1米以外的裂缝信息温度测井生产测井井眼成像测井井下电视井径测井间接压裂诊断技术净压裂缝分析结果取决于模型假设和油藏描述主要讲解的内容间接压裂诊断技术：（1）压裂压力分析（2）压裂试井分析（3）压裂井产量预测（4）裂缝方位监测第一部分压裂压力分析分析的数据：施工(泵注期间)或停泵后井底或井口压力与时间的变化关系曲线基本思想：裂缝起裂和延伸等均与施工压力有关

净压力：井底压力与闭合压力之差

一、闭合压力确定方法二、泵注期间的压力分析三、压裂压力递减分析

第一部分压裂压力分析定义：使已存在的裂缝张开的最小缝内压力（已有裂缝闭合时的流体压力）理想的情况下（地层均质）：pc=σmin（最小地层主应力）即：在整个裂缝高度上储层的最小应力在大小和方向都没任何改变时，pc=σmin一、闭合压力（Pc）确定方法实际：

—由于储层岩性的变化、天然裂缝等使得σmin在整个产层段内的大小及方向通常变化较大

—pc由整个裂缝高度上σmin平均值确定，此时，pc取决于裂缝几何形状和方向地应力是局部参数、闭合压力是裂缝(无支撑剂条件下)自由闭合的整体特性参数。一、闭合压力（Pc）确定方法一、闭合压力（Pc）确定方法1、矿场测试2、理论计算—评估局部应力需要形成较小的裂缝（注入排量相对较低）；

—确定Pc则要求在整个产层厚度上形成水力裂缝，则排量相对较高—形成的裂缝较小时，则净压力亦较小，井底关井压力即为主应力或闭合压力；—如果净压力较高时，关井压力差异较大，必须进行分析计算Pc1、Pc矿场测试阶梯注入测试阶梯注入测试：各阶段持续时间相等(1~2min，排量改变、维持恒定且进行压力记录)，注液增量大致相同。如还继续进行回流测试，则注入的最后一个阶段的持续时间应较长(5~10min)以确保形成一定尺寸的裂缝。阶梯注入测试的压力与注入速率分析基质注入压力：斜率较大裂缝延伸压力：较平缓一般地，裂缝延伸压力比Pc高50~200psi(1psi≈7kPa)C点C：测试前的井底压力；如此前无大量液体注入，则为储层压力室内测试验证了该方法的可靠性即使未出现斜率较大的基质注入压力直线，裂缝延伸压力直线在Y轴上的截距，也近似代表了Pc。回流测试在阶梯注入测试后，以最后注入速率的1/6~1/4的恒定速率回流一段时间关键：压力下降期间，保持稳定的回流速度裂缝闭合闭合后

两直线交点测定Pc的首选方法：阶梯注入测试与回流测试的结合回流测试曲线：（时间平方根图）G曲线：导数斜率变化点两条曲线的斜率发生变化点：闭合压力值导数曲线：放大斜度的变化并增强对斜率变化点的识别说明：平方根曲线或G曲线，可能没有明显的斜率变化，或显示多重斜度变化小型压裂（测试压裂）确定Pc通过小型压裂施工，测试停泵后的压降曲线，绘制压力随时间的平方根曲线，也可确定Pc。由于小型压裂形成的裂缝比阶梯注入/返排法形成的裂缝更长更宽，得到的Pc的精度不太高。2、Pc的理论计算二、泵注期间的压力分析压裂施工压力曲线图

PF—破裂压力PE—延伸压力

PS—地层压力压力时间排量不变，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FECS二、泵注期间的压力分析1、施工压力与时间的关系2、典型施工压力分析3、由施工压力确定裂缝几何参数●二维裂缝模型简介

Cater模型

(1)在缝长和缝高方向，缝宽度相等且不随时间变化

(2)压裂液从裂缝壁面线性地渗入地层

(3)裂缝内某点的滤失速度取决于该点接触液体的时间：

(4)裂缝内各点压力相同，且等于井底延伸压力Cater模型假设KGD模型KGD二维裂缝延伸模型PKN模型KGD与PKN模型的比较(1)裂缝形状：

KGD:垂直剖面为矩形;PKN:垂直剖面为椭圆形(2)净压力变化：

KGD:随时间降低;PKN:随时间增加(3)适用范围：

KGD:浅层或块状厚油气层;PKN:目的层较薄且上下有致密页岩、泥岩等作为遮挡层或油层较深、层间的摩擦力较大不易产生滑动的情况实际观察表明：KGD:长高比较小PKN:长高比较大。1、施工压力与时间的关系

三个方程：裂缝宽度方程裂缝内压力方程连续性方程三维模型多一个方程：缝高方程裂缝宽度方程缝内压力梯度取决于压裂液的流变性、液体流速、缝宽沿缝长的压力梯度：

压力方程连续性方程(质量守恒)

水基或油基压裂液，液体体积变化相对裂缝弹性应变很小忽略液体的压缩性，使用体积平衡代替质量守恒

（例外：泡沫压裂液、酸压中CO2产生）

滤失Vlp存储VfpVLS关井期间液体滤失Vf裂缝体积Vprop泵入的支撑剂砂堆体积泵注结束Vi=Vfp+Vlp滤失Vlp存储Vfp泵入体积Vi=qitpVfp→w,hf,L压裂液效率：

η=Vfp/Vi由上述方程可得到，施工过程中净压力方程：

PKN：L↑则pnet↑、KGD:L↑则pnet↓

径向模型：

R↑则pnet↓极限压裂液效率下的净压力:极限压裂液效率下的净压力:在双对数坐标中净压力与时间关系为一直线，其斜率等于各自的指数：对于PKN为正值，对KGD和径向情况为负值

对于通常所用压裂液(n=0.5)，PKN情况的斜率都小于1/4，且随液体效率下降而下降●

Pnet~t双对数斜率的应用(判断裂缝延伸模型)已知：n=0.4双对数坐标系下净压力的斜率为-0.11问：属于哪类裂缝延伸模型？由压裂液效率极限关系式的理论分析斜率裂缝模型η→0η→1PKN0.1790.263KGD-0.143-0.167径向-0.107-0.1672、典型的施工压力分析lgplgtⅠⅡⅢⅣⅠ：较小的正斜率(0.125~0.2)，与PKN模型一致，裂缝正常延伸，表明裂缝在高度方向受阻。Ⅲ：斜率≥1，裂缝端部受阻，缝内砂堵或端部脱砂。2、典型的施工压力分析lgplgtⅠⅡⅢⅣⅣ：斜率〈0，缝高增加、压开多条裂缝、或遭遇大规模裂缝体系。2、典型的施工压力分析lgplgtⅠⅡⅢⅣⅡ：压力不变，意义不明确。可能：注入与滤失平衡、裂缝几乎不延伸。若后面压力下降，则可能是缝高增加；若后面压力升高，则可能是二次缝隙使滤失增大。泵注压降的导数分析压力导数对压力变化的敏感度提高了，用于量化缝高延伸至高应力遮挡层的程度；并实现端部脱砂的早期发现整个压力数据无显著的变化，压力导数在50min时快速增加

(25min时的压力导数增加，由于支撑剂加入粘度增加)3、由施工压力确定裂缝几何参数基本思想：二维模型：缝长、缝宽、连续性方程联立，调整参数使计算压力与实际施工压力较为接近。三维模型：拟合计算时间较长，压力拟合确定参数（PT软件）。拟合原理

实测压力数据

拟合递减数据根据设定参数，计算机自动求解一系列在不同裂缝几何尺寸以及相关参数下获取的拟合曲线，并对比实测压降数据与所有的拟合曲线的误差平方和，误差函数最小的拟合曲线即是最佳的拟合效果：拟合目标函数根据净压力的曲线拟合结果，反算储层的裂缝形态参数，即可绘制出裂缝形态。三、压裂压力递减分析G函数分析方法（图版拟合或曲线拟合）无因次参数：G函数图版三、压裂压力递减分析分析步骤：①根据矿场压裂数据，作②图版拟合确定拟合压力P*③计算相关参数压裂液滤失系数、裂缝闭合时间、裂缝最大宽度和平均宽度、停泵时裂缝长度、压裂液效率第二部分垂直裂缝试井分析通过一定的测试工艺和测试手段测试产量、压力、温度等数据。再由一定的数学模型来解释裂缝参数。试井分析的实质是反问题，解不唯一第三部分压裂井产量预测

储层的产能预测主要是通过模拟的裂缝参数，储层的物性参数，对于井的产能进行预测，预测时，假设井底的流动压力为0（即最大化产量）不考虑注水对于驱替压力等因素的影响，预测的产量、裂缝导流能力分布，支撑剂上应力的变化特征（对于长期产量有影响）、产量数值和产量曲线如下：FracproPT软件预测的产量与生产时间关系

虽然FracproPT是一个用于预测压裂井和未压裂井产能动态的先进并且已校正过的工具，它应该是一个对经验的工程判断的补充而不可以替代经验的工程判断。该产能动态预测方法的结果是不能打包票的。影响压裂井产量的因素很多．影响压裂井产量的因素分析1、非达西渗流2、多相流动3、裂缝伤害4、地层非均质性5、长期导流能力6、应力敏感7、启动压力梯度第四部分裂缝方位监测

在低渗透油田，投产前期射孔压裂后判断裂缝形成的方向对今后的生产开发、注水方案的调整落实意义非常重大，如何判断井底裂缝的走向一直是个难点，采用微地震裂缝监测方法费用高、难度大，对测试条件要求极高等因素，开展的不够理想。根据压裂井底流油总是从裂缝中流入井筒的特性，明确了井底来油方向就可以准确推测出裂缝的走向，基于此在压力计，井温仪、电子罗盘等成熟仪器和工艺的基础上研制出了井底来油方向监测仪，该仪器操作方便、能和测压同时进行，根据压裂后井底温度场的变化分析裂缝形成