第十章压裂设计课件

简介

压裂增产措施通常用来解决地层伤害和低渗储层提高产量与可动用储量、控制产水与防砂问题。要达到此目的需要应用不同的压裂设计技术。压裂设计评估技术对确定何种方法最优至关重要。压裂经济优化技术可用来进行该项评估。9/3/20231简介压裂增产措施通常用来解决地层伤害和低渗储层简介经济分析一般概念

贴现率表示资金的时间价值，它用来权衡相对于投资风险的项目投资回报率。现值表示在一定的贴现率下相对于目前时间的未来现金流量的总和（收入与支出）。净现值（NPV）反映的是项目本来现金流量现值与投资现值的差值。投资回报率（DROI）是指项目的净现值与在一定的贴现率下总投资的现值之比，DROI是投资项目有效性的一个重要衡量指标。9/3/20232简介经济分析一般概念贴现率表示资金的时间价值，它用来权衡简介经济分析一般概念

投资回报（ROI）指项目在不贴现条件下的现金流童与不贴现条件下投资总额的比值，它没有考虑资金的时间价值。回收期是项目累计现金流量等于零的时间，回收期没有考虑资金的时间价值和项目达到回收期后的现金流量的重新回收。收益率或利益率指数，是一种考虑了贴现影响的净现金流量的现值等于零时的复合利率，它类似于在当前情况下投资被当成了现金来回收。9/3/20233简介经济分析一般概念投资回报（ROI）指项目在不贴现条件简介NPV的设计

固定费用已定条件下的各种压裂用量与砂浓度的NPV值如下：9/3/20234简介NPV的设计固定费用已定条件下的各种压裂用量与砂浓度简介NPV的设计

图中曲线说明：中强度支撑剂总是最优的。在130000lbm以下，最大砂浓度10ppg最优；超过130000lbm,当砂浓度为14ppg时，经济效益最好。9/3/20235简介NPV的设计图中曲线说明：中强度支撑剂总设计考虑压裂设计9/3/20236设计考虑压裂设计8/2/20236设计考虑经济优化

压裂施工费用包括各种可变费用和与施工规模无直接关系的固定费用：

（1）液体费用=美元/单位×单位液体。单位费用包括：①压裂液与添加剂；②配液费用；③运输、保管费用（通常含其它固定费用）9/3/20237设计考虑经济优化压裂施工费用包括各种可变费用和设计考虑经济优化

（2）支撑剂费用=美元/单位×单位支撑剂。单位费用包括：①支撑剂；②支撑剂运输与保管费用；③支撑剂泵注费用。（3）水马力费用=美元/马力×注入排量×地面施工压力／40.8×马力系数9/3/20238设计考虑经济优化（2）支撑剂费用=美元/单位×单位支撑剂。设计考虑经济优化

（4）其他固定费用：①动迁费；②人员；③备井；④排液费用（连续油管，配液费用等，如果没有包含在单位液体费用中）9/3/20239设计考虑经济优化（4）其他固定费用：8/2/20239设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法如下：

（1）选择适合地层的压裂液体系。（2）选择在闭合压力下能提供地层所需导流能力的支撑剂。（3）依据井口及管柱限压确定最大允许排量。优化的排量应当满足当排量增大时滤失减小、水马力提高。（4）在就地应力、实验室测试、测试压裂和测井分析的基础上，选择适合地层特征和压力动态的近似的裂缝扩展模型（拟三维或三维）。9/3/202310设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法如下：（1）设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法：

（5）确定所选模型的输入数据。（6）通过前面的模拟确定裂缝穿透率及导流能力，或反过来模拟在所需的裂缝穿透率下的液量及砂量，确定优化的前置液百分数。（7）在特定的裂缝支撑长度及导流能力下确定压后产量及所选期限内的累计产量。（8）计算在一定贴现率下产量净收入的现值（例如所选期限内每一年的现值）。9/3/202311设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法：（5）确定设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法：

（9）计算压裂液、支撑剂和水马力等总的压裂施工费用。（10）通过井净收益减去压裂费用，计算压裂净现值NPV。（11）增加裂缝长度重复计算前面的过程直到NPV值下降或达到最大裂缝长度。（12）绘制压裂NPV或其他经济指标与裂缝支撑长度的关系曲线可以看到，当NPV值随着裂缝支撑长度的增加开始下除时，累计产量仍继续上升。9/3/202312设计考虑压裂优化设计方法经济优化设计的基本方法：（9）计设计考虑裂缝导流能力

除压裂液残液的伤害外，裂缝中的支撑剂铺置浓度和破碎决定了油井生产过程中的导流能力。支撑剂的优化选择通过裂缝导流能力与附加费用或施工风险的潜在关系来进行。支撑剂性能、闭合压力、聚合物伤害、压差、沉砂和支撑裂缝宽度等因素都将影响裂缝导流能力。9/3/202313设计考虑裂缝导流能力除压裂液残液的伤害外，裂缝中的支设计考虑裂缝导流能力

产量模拟中，裂缝导流能力常考虑为均匀的。随着裂缝模拟和产量模拟的发展，可以使导流能力分成水平(Bennett等人)与垂直（Poe等人）两个变量来模拟。

垂直剖面上的两个区域受导流能力的不同标准影响（1）裂缝底部的砂堤区，支撑带宽度等于造缝裂缝宽度；（2）上覆混砂液高浓度区，闭合时该区的支撑宽度和高度受支撑剂浓度与闭合时间的影响。9/3/202314设计考虑裂缝导流能力产量模拟中，裂缝导流能力常考虑设计考虑裂缝导流能力裂缝导流能力与支撑剂铺置的典型关系

由图可知：提高支撑剂铺置浓度使支撑剂铺置成多层从而提高裂缝导流能力9/3/202315设计考虑裂缝导流能力裂缝导流能力与支撑剂铺置的典型关系设计考虑裂缝导流能力20/40目石英砂在裂缝中支撑剂铺置浓度与支撑裂缝宽度的关系9/3/202316设计考虑裂缝导流能力20/40目石英砂在裂缝中支撑剂铺置浓度设计考虑无量纲裂缝导流能力

不同无量纲裂缝导流能力CfD下与产量倒数1/qD的关系曲线，容易比较裂缝导流能力对产量的影响

9/3/202317设计考虑无量纲裂缝导流能力不同无量纲裂缝导流设计考虑无量纲裂缝导流能力在特殊情况下导流能力的选择：

支撑剂量恒定，优化CfD：渗透率大于1mD时，优化的CfD为1.26；渗透率小于0.1mD时，优化的CfD为3。

缝长恒定，优化CfD：CfD的优化范围是10~30

定缝长，变导流能力

9/3/202318设计考虑无量纲裂缝导流能力在特殊情况下导流能力的选择：支撑设计考虑支撑剂优选

支撑剂优选主要是优化支撑剂渗透率或导流能力以及与此有关的费用和效益。渗透率最高的支撑剂并不总是优化的，还应考虑其数量、费用及其导流能力。9/3/202319设计考虑支撑剂优选支撑剂优选主要是优化支撑剂渗透率或设计考虑支撑剂优选

支撑剂的相对体积表示获得一定导流能力所需的支撑剂数量。表达式如下：试中ρp——支撑剂的密度，lbm/ft3;φp——支撑裂缝的孔隙度；Kf——裂缝的渗透率（支撑剂在裂缝中的渗透率)9/3/202320设计考虑支撑剂优选支撑剂的相对体积表示获得一设计考虑支撑剂优选

不同类型的支撑剂相对体积与闭合压力的关系曲线9/3/202321设计考虑支撑剂优选不同类型的支撑剂相对体积与闭设计考虑支撑剂优选

当闭合压力提高时，支撑剂相对体积（RPV）相应提高，但对于低强度支撑剂来说因其渗透率和孔隙度小而更为有利。9/3/202322设计考虑支撑剂优选当闭合压力提高时，支撑剂相对体积设计考虑支撑剂优选RPV值、每种支撑剂的费用与闭合压力的关系如下：9/3/202323设计考虑支撑剂优选RPV值、每种支撑剂的费用与闭合压力的关系设计考虑压裂规模

通过考虑支撑剂输送、液体滤失、水马力与限压等因素，压裂液与泵注排量已选定，那么设计中主要考虑的其它因素就是施工规模、支撑剂类型和泵注程序。压裂规模应当由前面讨论过的经济优化的裂缝支撑长度来确定。9/3/202324设计考虑压裂规模通过考虑支撑剂输送、液体滤失、设计考虑压裂规模中强度支撑剂与石英砂在10、14、16PPg等砂浓度下的NPV与裂缝支撑长度的关系曲线如下9/3/202325设计考虑压裂规模中强度支撑剂与石英砂在10、14设计考虑压裂规模由上图可见，石英砂在10ppg砂浓度下的NPV值最小。以一年为限，其优化的缝长为500～600ft。高渗透率与高价格的支撑剂在16ppg砂浓度下缝长为900ft时，NPV提高了35％。9/3/202326设计考虑压裂规模由上图可见，8/2/202326设计考虑压裂规模

压裂液应当满足的条件：

（1）适当的滤失控制；（2）输砂过程中的粘度稳定性；（3）与地层岩石和油藏流体的配伍性；（4）管路中低摩阻；（5）对支撑剂渗透率伤害最小；（6）破胶与返排可控；（7）容易混配；9/3/202327设计考虑压裂规模压裂液应当满足的条件：8/2/20232设计考虑压裂规模

压裂液应当满足的条件：（8）处理难度小；（9）操作安全；（10）环境安全；（11）经济实惠。不满足最后二项，该压裂液体系就不能应用。9/3/202328设计考虑压裂规模压裂液应当满足的条件：8/2/20232设计考虑压裂规模

压裂液粘度和滤失特性对于裂缝延伸和支撑剂铺置是起作用的，当然也应当考虑其它特性。所选压裂液的选择原则为：9/3/202329设计考虑压裂规模8/2/2023299/3/2023308/2/202330设计考虑液体滤失液体滤失影响造缝长度与裂缝闭合时间；

液体滤失可使用砂、表面活性剂、液态碳氢化合物和气体来改善；控制液体滤失也期望对基质的伤害最小化。压裂高渗透地层，若压裂液不能有效破胶，会显著影响压后产量。特别对需要高导流的高渗透地层，压裂液对支撑带的伤害比对基质的伤害严重得多。9/3/202331设计考虑液体滤失液体滤失影响造缝长度与裂缝闭合时间；8/2/设计考虑粘度影响

高粘度交联压裂液技术的发展，使温度对粘度降解作用最小化。因涉及支撑剂输送问题，在压裂设计中总是设计出比实际需要更高的压裂液粘度。聚合物的浓度取决于泵注过程中各阶段的剪切时间与温度。9/3/202332设计考虑粘度影响高粘度交联压裂液技术的发展，使温度对粘

在裂缝中最大温度下压裂液的剪切时间和在该温度下聚合物浓度的变化见下图

这不仅节约聚合物的费用，也是减少聚合物对支撑剂充填层渗透率的伤害和减少超过临界净压力的威胁使裂缝有效延伸的需要。

聚合物浓度愈高，压裂液效率愈高。9/3/202333在裂缝中最大温度下压裂液的剪切时间和在该温度下聚合设计考虑粘度影响

闭合前各种液体在裂缝中的曝光时间以及在裂缝中达到各种温度前的曝光时间9/3/202334设计考虑粘度影响闭合前各种液体在裂缝中的曝光时设计考虑

压裂施工排量的选择取决于多种因素。通常，提高裂缝宽度、降低滤失时间、提高压裂效率需用高排量，高排量也直接用来改善携砂能力。压裂管柱的尺寸和相应的摩阻压力通常限制了泵注排量，地面压力的提高增加了水马力和费用。泵注排量9/3/202335设计考虑压裂施工排量的选择取决于多种因素。通常，提高裂压裂设计裂缝形态模拟9/3/202336压裂设计裂缝形态模拟8/2/202336裂缝形态模拟模型选择模拟裂缝几何形态和支撑剂铺置的步骤如下：

（1）确信支撑剂泵注程序不会引起脱砂；（2）确定理想缝长下的压裂液与支撑剂量；（3）确定在产层内能提供足够的裂缝导流能力的裂缝面单位面积下的支撑剂铺置浓度。9/3/202337裂缝形态模拟模型选择模拟裂缝几何形态和支撑剂铺置的步骤如下：裂缝形态模拟模型选择二维PKN，拟三维和多层油藏中的多层裂缝模型（MLF）的裂缝宽度示意图如下9/3/202338裂缝形态模拟模型选择二维PKN，拟三维和多层裂缝形态模拟模型选择

平面三维模型模拟水力裂缝耗费时间；2D模拟虽然耗时较少，但结果相对简单；拟三维模型为一种折衷模型，它用来进行水力压裂施工评价；压裂压力历史拟合常被用来划分裂缝延伸的各种模式，工程师使用该方法选择近似的裂缝模型和求取如压裂液效率和净压力等重要的裂缝参数；裂缝模型通常用试并和产量历史拟合方法来验证。9/3/202339裂缝形态模拟模型选择平面三维模型模拟水力裂缝耗费时间；8裂缝形态模拟地层参数来源

三维模型需要较多的数据，主要为地应力与杨氏模量剖面。地层参数可从对数分析，岩心测试和注入测试的压力解释中获得。反模拟和注入压力历史拟合（Bhalla和Brady，1993；Gul－rajanil996）也可以用来确定未知的参数。测井分析的应力剖面需要依据应力测试标准化或直接从注入压力数据获得。9/3/202340裂缝形态模拟地层参数来源三维模型需要较多的数据，主要为地裂缝形态模拟地层参数来源用岩性校正就地应力三种不同孔隙压力油藏泊松比与应力梯度的关系

当孔隙压力梯度提高时，应力比对泊松比v的影响减弱。还可看到，在纯净砂岩中由于孔隙压力的降低而导致的应力降低较大。9/3/202341裂缝形态模拟地层参数来源用岩性校正就地应力三种不同孔隙压压裂设计泵注程序9/3/202342压裂设计泵注程序8/2/202342泵注程序泵注程序

压裂设计的目标是提供压裂液与支撑剂注入的程序。泵注程序反映的是获得理想裂缝长度的压裂液用量、粘度剖面与获得理想导流能力的支撑剂数量与类型。支撑剂加入速度程序化，其目的在于防止灾难性的事件如脱砂的发生。在压裂过程中加砂程序由支撑剂浓度渐进增加的加入表组成，同时加砂程序要依赖现场经验，加砂程序对避免脱砂是保守的。9/3/202343泵注程序泵注程序压裂设计的目标是提供压裂液与支撑剂注入泵注程序经济敏感性

压裂与储层渗透率和表皮系数的经济敏感性

使用三年的NPV值来确定不同渗透率和表皮系数下的优化的裂缝长度。表中列出了优化的裂缝长度值，该例中表皮系数保持不变。9/3/202344泵注程序经济敏感性压裂与储层渗透率和表皮系数的经济敏感性泵注程序经济敏感性生产收益与NPV值见下图

10mD的地层总的生产收益最高，其余随渗透率的降低而降低。由于压前产量高，10mD储层净收益（压后减压前）低；渗透率从1.0到0.1mD净收益提高，而从0.01到0.001mD净收益降低。

9/3/202345泵注程序经济敏感性生产收益与NPV值见下图泵注程序常规加砂程序常规压裂优化设计应当是这样的：前置液全部滤先进地层，泵注结束时支撑剂达到裂缝端部，形成充满支撑剂的裂缝，获得相当均匀的支撑宽度和足够的导流能力使生产过程中的压力降最小。9/3/202346泵注程序常规加砂程序常规压裂优化设计应当是这样的：8/2/2泵注程序常规加砂程序混砂液浓度为1ppg和2ppg时的支撑剂浓度剖面9/3/202347泵注程序常规加砂程序混砂液浓度为1ppg和2ppg时的支撑剂泵注程序常规加砂程序下图表示的是均匀浓度的加砂程序，它依据Sidebar6L的方程以各种效率的形式表示。

由上图或联立方程可用来设计一个加砂程序使砂浓度剖面均匀，同时给出一个快速的计算程序。9/3/202348泵注程序常规加砂程序下图表示的是均匀浓度的加砂程序，它依据S泵注程序常规加砂程序为简化模拟和实际操作的需要，连续的、斜坡式的加砂程序总是以阶梯状增加的形式出现，下图表示的是一个压裂液效率为0.5的加砂程序。9/3/202349泵注程序常规加砂程序为简化模拟和实际操作的需要，连泵注程序常规加砂程序采用以上的加砂程序得到下面的模拟结果上图说明了从泵注结束到闭合过程中支撑剂的运移情况。9/3/202350泵注程序常规加砂程序采用以上的加砂程序得到下面的模拟结果上图泵注程序常规加砂程序如果在混砂液前注入的前置液过量，它可能继续延伸裂缝。前述模拟的支撑剂铺置浓度剖面与用2倍前置液量的比较结果见下图9/3/202351泵注程序常规加砂程序如果在混砂液前注入的前置液过量泵注程序端部脱砂

高渗油藏的水力压裂与常规低渗油藏压裂的区别在于要获得高导流能力的短缝。提高导流能力的技术包括：提高支撑剂的大小使其不产生细粒物质进入裂缝充填层、提高砂浓度、使用助排剂和使用端部脱砂技术（TSO）。TSO压裂技术能获得超过20lbm／ft2的支撑剂铺置浓度，这表明导流能力可提高10～20倍。由于宽度有限、前置液消耗或混砂液脱水，TSO设计目的在于使支撑剂在一定位置上充填。端都脱砂开始后提高混砂液浓度是一种仅比提高裂缝宽度来提高导流能力更有效的方法。9/3/202352泵注程序端部脱砂高渗油藏的水力压裂与常规低渗油藏压裂泵注程序端部脱砂设计

TSO压裂可用一个近似的铺置模拟器或基于压裂效率的解析方法来设计，解析方法通过采用前置液消耗和物质平衡来控制TSO压裂过程。对一定穿透率的裂缝，TSO设计已经预测了裂缝和滤失，宽度增长已由作为压裂效率的函数和脱砂后注入液量引起的裂缝增加的体积来确定，现举例说明：9/3/202353泵注程序端部脱砂设计TSO压裂可用一个近似的铺泵注程序端部脱砂设计

例如在脱砂时压裂效率为50％，为使水力裂缝宽度W与Wso之比提高两倍，需要注入的总液量是脱砂前注入液量的1．8倍。

9/3/202354泵注程序端部脱砂设计例如在脱砂时压裂效率为泵注程序端部脱砂设计

Martins等人通过延长初始的低砂浓度段使其在相同长度下一直到达端部和脱砂改进了这种加砂程序，并且依据压裂最终效率（EOJ）和更长的压裂设计出一种新的加砂程序。新加砂程序以均匀加砂开始，因脱砂后效率高，后面时间以一种攻击性更强的程序加入。9/3/202355泵注程序端部脱砂设计Martins等人通过延长初始泵注程序端部脱砂设计上图给出了各种不同加砂程序的假设条件，图形显示了一个加砂程序和4种不同TSO压裂设计假设。9/3/202356泵注程序端部脱砂设计上图给出了各种不同加砂程序泵注程序端部脱砂设计

下图显示了上图中常规和4个TSO加砂程序的相应的砂浓度剖面9/3/202357泵注程序端部脱砂设计下图显示了上图中常规和4个泵注程序TSO与防砂技术TSO技术三种控制吐砂的方法：1.四步操作法，即端部脱破、井筒排液、滤网集成和砾石充填。2.为一步法，它克服了第一种方法中排液所引起的可能的地层伤害。压裂施工用安装的滤网、环流位置的转换工具及环空的节流器来泵注。3.用支撑剂与回流控制添加剂（如可固化的树脂，纤维）稳定端部脱砂技术。9/3/202358泵注程序TSO与防砂技术TSO技术三种控制吐砂的方法：8/2泵注程序TSO与防砂技术Mullen等人提出了压裂和充填完井与仅使用砾石充填提高产能，产能比与表皮系数曲线见下图

该图比较了美国GulfCoast地区砾石充填井和用压裂与充填处理完井的井的产能。9/3/202359泵注程序TSO与防砂技术Mullen等人提出了压裂压裂设计多层压裂9/3/202360压裂设计多层压裂8/2/202360多层压裂限流压裂

限流射孔技术通常用来获得一个较大的摩阻压力降，确保液体注入通过完井层段的每一个孔眼。通过限制多个层段的射孔数，限流压裂技术可能提高压裂液穿透层的数量。在注入过程中，摩阻回压消除了层间的应力差而使注入量提高进入所有的射孔层段。9/3/202361多层压裂限流压裂限流射孔技术通常用来获得一个较大的多层压裂分层压裂

多层地层压裂设计的最初考虑是通过把用一次压裂施工能处理的最多层数分组，使压裂作业次数最少，最简单的是所有层段一条裂缝。对于所有产层与相邻非产层应力差较小的地层，一次性压裂是有效的。针对该情况，大多都设计高排量、大规模的压裂施工。如果产层被高应力、非产层隔开，问题就更复杂。例如一个大井段上有四个分开的产层，有8种分组选择可用。9/3/202362多层压裂分层压裂多层地层压裂设计的最初考虑是通过把多层压裂分层压裂依据产层厚度和它们的相似性及近似条件下的经验通过直觉来分组。下面的方程可被用作产层A、B之间的注入量的分配式中qi——注入排量,bbl／min；pf——裂缝压力，psi；бh,min——最小应力，psi。hf——裂缝高度,ft；E——平面应变模量，psiη——液体效率（注入体积与裂缝体积之比）。

方程说明A、B储层的注入量的分配受净高度、净压力、杨氏模量和液体效率等四个储层参数控制。

（1）9/3/202363多层压裂分层压裂依据产层厚度和它们的相似性及近多层压裂穿过多层的单裂缝最简单的多层压裂是所有层只有一条裂缝，而这些层厚度相对较小，与相邻的非产层应力差小。如果这些产层依次被巨厚高应力泥岩隔开，水力裂缝高度将被限制在产层内，在此情况下用2D裂缝模型设计就足够了。对于缝高等于产层厚度的情况，裂缝长度和净压力仅降低约10%，设计中使用高度恒定的模型应当是准确的。9/3/202364多层压裂穿过多层的单裂缝最简单的多层压裂是所有层只有多层压裂多层油藏中的双裂缝如方程(2)所说明的，射开两个层段可能形成不同的裂缝，在每一层获得相同的裂缝长度存在难度。对于裂缝高度延伸并相互重叠的情形，每一条裂缝的宽度效应将使周围地应力提高，从而阻止裂缝高度增长进入重叠区域。对于应力差大，可以限制裂缝高度增长进入隔层的情形，模型假设缝高恒定是正确的。拟三维模型用来确定单层的裂缝高度增长。9/3/202365多层压裂多层油藏中的双裂缝如方程(2)所说明的，射开多层压裂多层中的裂缝评价Bennet等人提出了等效的单层裂缝长度Lapp为每一层的CRD乘以改层的裂缝长度L：几点说明：（1）在缺乏综合油藏特征的情况之下，压后油藏动态响应必然不是唯一的；（2）从试井或产量分析来评价裂缝形态是困难的；（3）油藏中水力裂缝长度xf与天然裂缝长度L应当通过不同的方法分开。9/3/202366多层压裂多层中的裂缝评价Bennet等人提出了等多层压裂油田实例

图中a的测井曲线划分出三个不同的含气层（1号层、二号层、3号层，厚度分别为10ft、6ft和14ft），这三个层被22ft和20ft的泥岩隔层隔开，用多层模型模拟测试压裂得到下图所示的各层流量分配结果。9/3/202367多层压裂油田实例图中a的测井曲线划分出三个不同多层压裂油田实例9/3/202368多层压裂油田实例8/2/202368多层压裂油田实例实际压裂施工流量分配的多层模拟结果下图A。在该流量分配条件下，用拟三维模拟得到的裂缝长度和高度如图B所示。AB9/3/202369多层压裂油田实例实际压裂施工流量分配的多层模拟压裂设计酸压9/3/202370压裂设计酸压8/2/202370酸压酸压的发展1932年，防止井筒管柱腐蚀的盐酸酸化被纯油公司首次用于石灰岩地层的增产改造。1935年，Grebe和Stoesser注意到在酸化泵注过程中有时出现了地层的“破裂压力”，这表明地层已被压开，这是水力压裂应用于油藏中的首次描述。随着酸压模拟技术的发展（Settari，1991；Mach和Elbel，1993）和反应参数(Li1993；deROzieres，1994）开始在20世纪90年代确定，这些技术发展为更可靠的压裂设计和碳酸盐岩地层酸化或加砂压裂的选择提供了技术支撑。9/3/202371酸压酸压的发展1932年，防止井筒管柱腐蚀的盐酸酸化被酸压酸蚀裂缝的导流能力酸压和加砂压裂的主要区别在于裂缝闭合后获得的裂缝导流能力的方式：分别为一种裂缝面上空的刻蚀式样和有支撑剂保留的裂缝面。控制酸压有效性的因素为酸蚀裂缝长度和导流能力。酸蚀裂缝导流能力的实验室测量结果总是不可再生的，而且由于实验岩心的尺寸大小不能代表实际情况。9/3/202372酸压酸蚀裂缝的导流能力酸压和加砂压裂的主要区别在酸压酸蚀裂缝的导流能力由于较高的石灰岩反应与获得期望缝长所需的相对大的酸液量，酸压得到的导流能力通常较高。、对产量预测来说，这使得在导流能力上产生误差，因此，对白云岩地层，其导流能力预测对优化酸液用量十分重要。准确模拟酸蚀裂缝导流能力的难度是显而易见的。均衡酸化的技术已成功地用来提高低温白云岩地层的导流能力，运用该技术，通过降低酸液用量与注入排量来保持与酸液滤失速度的均衡获得要求长度的裂缝。9/3/202373酸压酸蚀裂缝的导流能力由于较高的石灰岩反应与获得酸压酸液滤失对于碳酸盐岩地层的酸压，液体的过度滤失通常被认为是限制裂缝延伸和酸蚀缝长的因素。控制液体滤失的参数有地层渗透率和空隙度，藏流体压缩系数，滤液粘度以及油藏与裂缝的压差。高于泡点压力与自山气的油藏可能有足够低的压缩系数来控制液体滤失，否则液体滤失高。9/3/202374酸压酸液滤失对于碳酸盐岩地层的酸压，液体的过度滤失通酸压酸液滤失当油藏压力高于泡点压力时不必用粘性前置液和使酸乳化来控制液体滤失，此种情况下能获得较长的酸蚀缝长与提高产量。上图显示了各种注入排量和地层渗透率在高于和低于泡点压力时的缝长表化。9/3/202375酸压酸液滤失当油藏压力高于泡点压力时不必用粘酸压酸液滤失下图显示了酸蚀孔洞深度受沿酸蚀孔洞通道方向酸扩散速度的限制9/3/202376酸压酸液滤失下图显示了酸蚀孔洞深度受沿酸蚀孔洞酸压粘性前置液控制滤失酸化作业前通常使用油基或粘性前置液来使裂缝启裂并沉积下一条可作为酸液滤失边界的沉积物，但粘性前置液以这种方式控制液体滤大的实际能力值得怀疑。粘性前置液沉积下来的沉积物被酸液滤失形成酸蚀孔洞的快速穿透，一旦发生这种情况，酸液滤失与未使用粘性前置液相同。使用粘性前置液多次住人来控制酸液滤失。最先通过前置液启裂裂缝，之后，轮流泵注酸和前置液，随后注入的前置液和酸液对于控制滤失的酸进入酸蚀孔洞与扩大天然裂缝都有效。9/3/202377酸压粘性前置液控制滤失酸化作业前通常使用油基酸压蚓眼中的滤失控制酸压过程中因酸液滤失产生的酸蚀孔洞可导致过量滤失，限制酸蚀缝长，酸液和前置液交替注入技术常用来使滤失最小化，下图显示了滤失控制效果9/3/202378酸压蚓眼中的滤失控制酸压过程中因酸液滤失产生酸压酸反应速度酸反应速度通过实验室测试纯石灰岩或白云岩来确定。加速反应速度的温度效应影响酸穿透的深度，酸浓度也有类似的影响。下图显示了，在1000F（40℃）下15％和28％的HCl降低白云岩的穿透深度是石灰岩的2倍多。提高温度到220oF（105℃），石灰岩的穿透深度降低约10％，而白云岩则降低50％。9/3/202379酸压酸反应速度酸反应速度通过实验室测试纯石灰15%和28%的HCl在白云岩和石灰岩中的穿透距离9/3/20238015%和28%的HCl在白云岩和石灰岩中的穿透距离8/2/2酸压酸反应速度

乳化酸对反应速度的影响因油外相自身地把酸与起反应作用的碳酸盐表面分开，因而油外相乳化最普遍。在1500F（65℃）下，HCI酸的有效扩散速度为1.3×10-5ft/min，乳酸则仅为3×10-9ft/min。9/3/202381酸压酸反应速度乳化酸对反应速度的影响8/2/20238酸压酸反应速度

胶凝酸体系对反应速度的影响用于酸压中的胶凝酸因其粘度在降低裂缝面传输速度的作用被认为具有延迟反应的作用。Crowe等人指出粘度的作用不可能很明显。DeRozieres比较了纯酸、胶凝酸和乳化酸的延迟效应（扩散效应）对酸蚀裂缝导流能力、穿透深度和产量的影响，见下图。9/3/202382酸压酸反应速度8/2/202382酸压酸反应速度纯酸、胶凝酸和乳化酸对酸蚀裂缝导流能力影响9/3/202383酸压酸反应速度纯酸、胶凝酸和乳化酸对酸蚀裂缝导流能力影响8/酸压酸压模型预测酸压作业的结果有不同的数学模型。这些模型设计可用来预测基于扩散动力学、裂缝内的流动与温度条件和裂缝面的液体滤失等条件下的有效酸穿透距离。也可用来研究各种酸体系优化设计中的排量、前置液百分数等参数的敏感性。9/3/202384酸压酸压模型预测酸压作业的结果有不同的数学模型。8酸压参数敏感性获得酸蚀裂缝深穿透的一种有效方法为：提高酸量，修正注入排量，酸浓度，使用粘性前置液和延迟表面剂。这些参数对穿透深度单独或综合的影响见以下A、B、C、D四图：9/3/202385酸压参数敏感性获得酸蚀裂缝深穿透的一种有效方法为：8/2/2酸压A.酸量和酸浓度在控制液体滤失与酸反应速度的基础上提高酸量将提高酸蚀穿透深度和酸蚀导流能力，各种酸量和酸浓度见下图浓度为15%和28%的各种体积的HCl酸蚀导流能力剖面9/3/202386酸压A.酸量和酸浓度浓度为15%和28%的各种体积的HCB.注入排量敏感性酸压10000和20000gal浓度15％和28%的盐酸在排量20bbl／min下模拟的导流能力剖面

9/3/202387B.注入排量敏感性酸压10000和20000gal浓酸压C.前置液敏感性注入20000gal酸前注入10000gal前置液对导流能力的影响9/3/202388酸压C.前置液敏感性注入20000gal酸前注入10酸压D.液体体积敏感性高于和低于泡点压力下使用和不使用10000gal前置液20000gal浓度28％的盐酸的模拟结果9/3/202389酸压D.液体体积敏感性高于和低于泡点压力下使用和不使用酸压地层反应特性

正确的模拟需要地层详细的反应速度参数，在各种地层中用不同的反应特性与相同的施工程序模拟得到的导流能力剖面见下图9/3/202390酸压地层反应特性正确的模拟需要地层详细的反应酸压

由图可知，地层穿透愈大，导流能力愈小。对于低穿透、高导流的地层反应参数可用来进行正确的预测。9/3/202391酸压由图可知，地层穿透愈大，导流能力愈小。酸压加砂压裂和酸压结论对碳酸盐岩或白云岩地层的增产改造，用加砂压裂或酸压都有其优点与局限性，克服加砂压裂与酸压局限性的技术发展如下：酸压的优点为：（1）净压力低，裂缝高度增长小；（2）能获得高导流；（3）无脱砂之风险；（4）无支撑剂回流的问题。9/3/202392酸压加砂压裂和酸压结论对碳酸盐岩或白云岩地层酸压加砂压裂和酸压结论酸压缺点为：（1）高滤失限制了酸蚀裂缝的穿透距离；（2）酸蚀裂缝穿透受限于温度对反应速度的影响；（3）油井中潜在乳化与软泥问题；（4）酸蚀导流能力难以预测；（5）环境保护问题。9/3/202393酸压加砂压裂和酸压结论酸压缺点为：8/2/202393压裂设计斜井压裂9/3/202394压裂设计斜井压裂8/2/202394斜井压裂油藏考虑水平井与垂直裂缝井的流态表明垂直裂缝井胜过横向长度小于或等于端部到端部长度的水平井，这种情况发生在CfD大于3的情形。下图比较的是裂缝半长为500ft的垂直裂缝井与不同裂缝导流能力、横向延伸长度为1000ft水平井累计产出量随时间的变化：9/3/202395斜井压裂油藏考虑水平井与垂直裂缝井的流态表明垂斜井压裂油藏考虑不同裂缝导流能力和缝长为500ft的垂直裂缝井与1000ft水平井的比较9/3/202396斜井压裂油藏考虑不同裂缝导流能力和缝长为500ft的垂直裂缝斜井压裂油藏考虑

Kv／Kh值是水平井成功的关键。下图比较了垂直裂缝井的采油指数PI与Kv／Kh值分别为1，0.5和0.1的水平井的情况。由图可知，垂向渗透率差的油藏水平井明显不如垂直裂缝的裂缝井9/3/202397斜井压裂油藏考虑Kv／Kh值是水平井成功的关键斜井压裂油藏考虑

下图显示了各向异性对水平井动态的影响以及在低渗厚地层中水力压裂垂直裂缝井的比较9/3/202398斜井压裂油藏考虑下图显示了各向异性对水平井动态的斜井压裂裂缝间距

水平井中多重裂缝的成功应用取决于与井眼的相对方位有关的最大主应力和裂缝的条数与间距。纵向（轴向）与横向裂缝（见下图），在纵向压裂中水平井眼与裂缝方向在一条线上。这样的裂缝克服了油藏垂向渗透率差和地层厚度的不利影响。在该方向上，井眼面积对有效裂缝导流能力的贡献较大。9/3/202399斜井压裂裂缝间距

水平井中多重裂缝的成功应用取决于与井眼纵向（轴向）与横向裂缝9/3/2023100纵向（轴向）与横向裂缝8/2/2023100斜井压裂裂缝间距

横向长度为2000，3000，4000ft的水平井累计产出与横向裂缝的条数的关系见下图9/3/2023101斜井压裂裂缝间距横向长度为2000，300斜井压裂裂缝间距

说明

上图中，模拟是在0.01mD的气藏中进行的，裂缝间的产量干扰是裂缝条数的限制性因素。相同裂缝条数间的距离随水平延伸的增加而增大。

结论（1）2000ft的水平井，横向裂缝超过3条，产量没有明显提高。（2）对于横向延伸3000ft和4000ft的水平井，形成三条或四条以上的多重裂缝必须考虑附加的费用以及相应的施工风险。（3）2000ft的水平井形成3条裂缝与3000ft的水平井形成4条裂缝，裂缝间距可为1000ft。9/3/2023102斜井压裂裂缝间距说明8/2/2023102斜井压裂裂缝间距

多重横向裂缝的水平