【大安油田水力压裂方案设计14000字（论文）】

大安油田水力压裂方案设计TOC\o"1-3"\h\u4003第1章绪论 5320171.1国内外现状及发展趋势 5250151.2研究的目的和意义 6245501.2.1研究目的 620881.2.2研究意义 629027第2章压裂支撑剂应用现状 7287682.1压裂支撑剂应用情况 7249072.2支撑剂类型及特点 8110242.2.1超高强度支撑剂 914452.2.2超低密度支撑剂 9260952.2.3自悬浮支撑剂 10281322.2.4亲油支撑剂 10124742.2.5柱状支撑剂 1162802.2.6电磁支撑剂 11201912.2.7防垢支撑剂 1298642.2.8智能膨胀支撑剂 1391352.2.9原位成形支撑剂 138362.3支撑剂发展趋势 1429977第3章水力压裂技术工艺研究 16278573.1低渗透油藏水力压裂技术发展方向 16248833.2油藏压裂技术的种类和特点 16265893.2.1常用压裂工艺 1613143.2.2近期压裂技术发展情况 17172773.3油藏压裂技术的价值 182074第4章大安油田水力压裂方案设计 19134764.1地质条件 1950104.1.1孔隙类型 1936044.1.2低渗透储层形成 20189094.2压裂液选择 212584.2.1滤失少 2158324.2.2悬砂能力强：粘度高 21296434.2.3摩阻低：消耗动力少，排量大 21209734.2.4稳定性强：温度、抗剪切 21100974.2.5配伍性 21104604.2.6低残渣 21270494.2.7易返排 21141514.2.8货源广 21165874.3支撑剂的选择 2296854.3.1粒径均匀 22102164.3.2强度高 22113374.3.3杂质含量少 22257994.3.4砂子球度、圆度要好 22312604.3.5密度小 2237424.4施工过程 22247724.4.1控制裂缝高度的技术措施 22214404.4.2水力压裂的实时监控技术措施 23136174.4.3低渗透储层的大砂量压裂技术的研究进展 23157734.4.4高渗透储层的防砂压裂技术的研究进展 2319026结论 2428089参考文献 25第1章绪论本章主要是两个方面的研究，首先，对大安油田水力压裂整体改造技术研究进行了全面的调研，从国内外两个角度对水力压裂技术的现状及发展趋势进行阐述；其次，对研究的目的和意义进行阐明。1.1国内外现状及发展趋势水力压裂技术又称水力裂解技术，是开采页岩气时普遍采用的方法，现多用于石油开采和天然气开采之中，其原理是利用水压将岩石层压裂，从而形成人工裂缝，然后让裂缝延伸到储油层或者储气层，从而提高油气层中流体流动能力，然后通过配套技术使石油天然气在采油井中流动，从而被开采出来。这项技术具有非常广泛的应用前景，可以有效地促进油气井增产。水力压裂技术是1947年在美国堪萨斯州实验成功的一项技术，其大规模利用是出现在1998年，在美国开采页岩气的时候，作为一项新的技术使用，而这项技术的运用，使美国页岩气开发的进程和效率大大加快。水力压裂技术在中国的研究和开发开始于二十世纪五十年代，而大庆油田于1973年开始大规模使用这项技术，迄今已有30年历史。而随着时代的发展，中国的压裂技术已经有了长足进步，已经非常接近国际先进水平。而在技术方面，由于不断引进和开发相关的裂缝模拟软件等，通过多次的实验研究，在很大程度上实现了裂缝的仿真模拟。而相应的技术也使用在了低渗透油气田的改造工作中，并且在中高渗透性油田也有广泛应用。这项技术在低渗透油田的应用技术已经非常接近国际水平，相比较差距非常小。随着时代的发展，水力压裂技术也随之不断发展，逐渐成为一项成熟的开采技术。而这项技术具有一定的进步性，主要表现在以下方面：（1）从单井到整体的优化。最开始的时候，由于受技术限制，水力压裂技术只能针对一口井来使用，难以考虑到整体的效益。而随着技术的逐渐成熟，这项技术可以广泛地运用到整个油藏之中，可以对整个油藏进行优化设计，实现油藏的有效合理开发。（2）在低渗透油藏的开发运用。由于受各种因素的影响，低渗透油藏大都难以有效的开发利用，虽然在各项新技术的使用下得到了一定得好转，但是低渗透油藏的开发依旧是举步维艰。而水力压裂技术的日益成熟很大程度上改善了这一状况。通过综合考虑水力裂缝的位置和导油能力，使用水力压裂技术使油藏的流体流动能力进一步增强，从而实现低渗透油藏的最大程度的开采利用。（3）水力裂缝的模型逐渐从二维转变为拟三维。水力裂缝的拟三维模型可以适用于各种不同的地层，可以非常真实的模拟水力压裂的过程，可以更好的更为直观的预测和观测水力压裂的使用进度，更好的对水力压裂过程进行控制，不但提高了效率，还可以在很大程度上节约成本。（4）水力压裂规模扩大。随着技术的成熟和配套设施的完善，水力压裂的作业规模也随之变大，从最初的几立方米到现在几十甚至上百立方米，在很大程度上提高了效率，也提高了低渗透油藏的采油率，实现了油藏的有效利用，因而成为开采作业中非常重要的技术之一。水力压裂技术具有广阔的发展前景，因为随着石油资源的逐年开采，低渗透油藏广泛出现，水力压裂技术之外的技术虽然可以一定程度上改善低渗透油藏难以开采的现状，但是随着时代的发展，水力压裂技术逐渐广泛使用在低渗透油藏之中，使低渗透油藏的开采效率大大增加。1.2研究的目的和意义1.2.1研究目的大安油田为特低渗透率、低孔隙度、低丰度的边际效益油田。在开发过程中面临开采难，产量低等问题，不能满足生产要求。为了提高产量，需要选择合适的开发技术，水力压裂技术是目前针对低渗透率、低孔隙度油田增产效果最好的增产技术。结合大安油田的实际情况，优选出适合的压裂材料、压裂工艺、添加剂，根据水力压裂整体改造技术的设计思路，最终得到高倒流能力裂缝，提高大安油田的产能。1.2.2研究意义现如今，随着国内经济的不断发展，对石油资源的需求也越来越大，但目前仍有60%左右的石油资源需依靠进口获得，因此无论出于经济角度，还是国家安全角度，都需要提高国内石油的生产能力。我国油田多属陆生油田，油田的各项物性不够理想，比如渗透率低、孔隙度低、含油饱和度低等，开发难度大。通过对特低渗透率、低孔隙度、低丰度的大安油田进行水力压裂增产技术研究，如能最终得到产能的提高，不仅对大安油田起到增产效果对地质特性相似的其它油田也提供了技术选择依据，并进一步完善了水力压裂技术。第2章压裂支撑剂应用现状水力压裂就是利用地面高压泵向油层挤注具有较高粘度的压裂液，在井底油层上形成很高的压力，油层将被压开并产生裂缝。为了保持压开的裂缝处于张开状态，接着向油层挤入带有支撑剂（通常石英砂）的携砂液，一方面可以使裂缝继续向前延伸，另一方面可以支撑已经压开的裂缝不闭合。使油层与井筒之间建立起一条新的流体通道，油气井的产量一般会大幅度增长。本章就对压裂液和支撑剂进行研究。2.1压裂支撑剂应用情况压裂支撑剂是油气储层改造中用来支撑压裂人工裂缝的一种关键材料，是提高压裂成功率和改造效果的关键。通过对压裂支撑剂材料、设计和生产等技术的不断创新，研发的高强度、高导流、低成本、特殊功能支撑剂可大幅提高油气井产能，提升油气勘探开发效益。目前，国外油田技术服务公司非常重视压裂支撑剂的研发与应用，并取得了诸多进展。及时了解和掌握国外压裂支撑剂技术的最新进展，对优化我国压裂支撑剂技术的发展规划和科研方向，以及加快压裂支撑剂的研发具有重要意义。水力压裂技术自1947年在美国试验成功以来，已经由简单的低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项成熟的开采工艺技术。过去10年，美国大部分油气生产都采用了水力压裂技术。据EIA统计，美国水力压裂井生产的天然气占天然气总量的2/3左右，生产的原油占美国原油总量的1/2左右。近年来，美国针对非常规油气开发陆续采用超级压裂技术，将常规压裂液中单位水平段长度支撑剂用量不断提升，大幅提高了单井产量，降低了桶油成本。2014～2018年间，美国先锋自然资源公司在二叠盆地页岩油气开发中将水平井水平段支撑剂用量由1.49t/m增加至4.46t/m，单井产量提高50%，桶油成本降低21%。大排量压裂液推动了美国压裂支撑剂用量的增长，2011～2018年，压裂支撑剂用量总体呈现持续增长趋势，2016年受国际油价影响，有所下降，2018年达到历史新高的10900万吨，比2016年增长160%，预计2021年支撑剂用量将达到14100万吨。图2-1为2011～2021年美国压裂支撑剂用量趋势。图2-12011～2021年美国不同区块压裂支撑剂用量趋势压裂支撑剂是钻完井成本的重要组成部分，以美国页岩油气为例，EagleFord页岩油气区平均建井成本为735万美元，钻机和钻井液、固井、压裂设备、压裂液和返排、支撑剂5个主要成本因素占比达76%。其中，支撑剂成本占建井成本的13%，为96万美元，如图2-2所示。图2-2EagleFord页岩油气区建井成本构成2.2支撑剂类型及特点按加工工艺及使用的原材料不同，支撑剂可以分为天然石英砂、覆膜砂和陶粒三类，尽管陶粒和覆膜砂的支撑性能明显好于天然石英砂，但其成本较高，天然石英砂仍是水力压裂作业中的最常用的支撑剂。图2-3为支撑剂导流能力金字塔图，第一层是陶粒，高强度、尺寸和形状均匀、抗温、导流能力高；第二层是覆膜砂，中等强度、尺寸和形状不规则、导流能力中等；第三层是天然石英砂，低强度、尺寸和形状不规则、导流能力低。除了覆膜砂和陶粒外，近几年出现了许多被赋予特种功能的人工压裂支撑剂，由于价格高，其应用数量和规模有限，常常针对某一类特殊地层应用，多在常规压裂支撑剂中混入少量使用，或专门用于压裂设计优化的先导井。图2-3支撑剂导流能力金字塔图2.2.1超高强度支撑剂随着深部储层的不断开发，传统支撑剂在140MPa以上的闭合应力下无法提供足够的导流能力。美国卡博公司研发了一种超高强度高导流性支撑剂，其选用的原材料中矾土的含量接近于100%，大幅降低了支撑剂孔隙度，进而提高强度。在140MPa下超高强度支撑剂仅2%出现破碎，而传统支撑剂则达到10%；在207MPa下超高强度支撑剂仅7%出现破碎。同时，超高强度高导流支撑剂具有良好的球度和均匀的粒度，提高了支撑剂砂堆的渗透率，如图2-4所示。墨西哥海湾LowerTertiary地区的深水油气井储层压力超过140MPa，温度高达260℃，采用超高强度高导流性支撑剂取得了良好的应用效果。图2-4超高强度高导流支撑剂（左）与高强度陶粒支撑剂（右）外观对比2.2.2超低密度支撑剂滑溜水与胶液压裂液相比成本低，易形成复杂裂缝网络，近年来在水力压裂中应用日益广泛。但由于滑溜水黏度相对较小，其悬砂能力及携砂能力较弱。在施工过程中，为避免砂堵等复杂情况，压裂时常采用大排量的压裂工艺以提高支撑剂运移效率，增加了施工成本。同时，在压裂过程中，支撑剂易在压裂裂缝中沉降，难以对水平井筒裂缝高边提供有效支撑，进而影响主裂缝的导流能力。Sun公司在钻井液空心微珠技术的基础上，研发了超轻质支撑剂，密度为1.066g/cm3，尺寸为14/40目和30/80目，抗压强度为70MPa，适用地层温度为149℃，在流动的滑溜水压裂液里基本处于悬浮状态，施工时在常规支撑剂中混入约4%～5%的超轻质支撑剂。现场应用表明，超低密度支撑剂能够减缓油气井产能递减率，增加单井累计产出量。卡博公司研发的轻质陶粒支撑剂密度为2.0g/cm3，与常规石英砂相比，虽然超低密度支撑剂的密度降低了25%，但与同粒径(40/70目)的石英砂相比，沉降速度降低了40%以上。在42MPa围压下，其长期导流能力比石英砂提高了43%。2.2.3自悬浮支撑剂自悬浮支撑剂是在现有普通石英砂外添加特殊的化学薄膜，化学薄膜在空气中的密度与石英砂没有太大的区别。但放入水中后，与水中溶解的氧气产生反应，形成泡沫，借助气泡产生的浮力，整个石英砂变成棉絮状的漂浮物，成为一种可悬浮的支撑剂，如图2-5所示。美国Preferred公司研发的自悬浮支撑剂在21MPa下表现出良好的抗压和悬浮效果，悬浮效果维持15d以上。支撑剂薄膜为憎水涂层设计，最大限度降低支撑剂充填层的水堵损害，通过持续降低支撑剂充填层的含水饱和度而不断提高充填层的油气相对渗透率，证明了自悬浮支撑剂可提高油相流度75%。同时，还具有自清洁、低摩阻、低成本等优点。图2-5普通支撑剂与自悬浮支撑剂传输分布效果2.2.4亲油支撑剂亲油支撑剂是一种树脂覆膜砂支撑剂，除了具有常规树脂覆膜支撑剂的优点外，还通过化学处理，将传统树脂覆膜的润湿性由中性变为亲油憎水，当只有水相经过裂缝内的压裂砂堆时，水相可以正常流过该孔隙介质而不会发生水堵；当油水两相混合液经过时，该压裂砂堆能最大程度地抑制水相流动，而不影响油相和气相的流动，从而减少油井的产出液含水率，达到维持油气产量的目的。Hexion公司研发的亲油支撑剂对压裂液、破胶剂均有良好的配伍性，可用于闭合应力高达70MPa、井底温度在49～204℃范围内的压裂作业环境。在美国二叠盆地页岩油地层进行了应用，11%的40/70目亲油支撑剂作为末尾段压裂砂泵入近井地带，89%的40/70目和100目未覆膜支撑剂泵入远井地带，与邻井采用100%的40/70目和100目未覆膜支撑剂压裂相比产能提高49%。2.2.5柱状支撑剂压裂作业后的油气井产能优化中，裂缝的导流能力是关键参数。斯伦贝谢公司开发了柱状高强度支撑剂，与高强度球形支撑剂相比，具有更高的裂缝导流能力，并可与其他支撑剂结合使用控制回流。室内实验结果显示，在28MPa条件下，柱状支撑剂的平均孔隙直径比球形支撑剂高34%；柱状支撑剂的β因子比对应的球形支撑剂要低20%～40%；在相同条件下，压力下降速率超过一定值时，柱状支撑剂的控制回流性能较树脂支撑剂显著。2012年在埃及Silah油田应用，柱状支撑剂作为末尾段压裂砂泵入近井地带，保证近井区域的高导流能力并控制支撑剂回流，使得脱砂率从2011年的45%降至0。柱状支撑剂在压裂过程中的排列方向影响裂缝导流能力，这方面仍待进一步进行研究来加以确定和改进。支撑剂颗粒随机充填效果如图2-6所示。图2-6柱状支撑剂随机充填效果2.2.6电磁支撑剂电磁支撑剂是在低密度支撑剂表面增加导电涂层，使其具有超导特性，用于压裂裂缝监测，克服微地震裂缝监测技术无法分辨裂缝是否是被支撑剂充填的缺陷。美国卡博公司与康菲石油公司合作研发了基于电磁支撑剂的裂缝监测技术，并在现场进行了试验。该技术的原理如图2-7所示，压裂车将涂有导电涂层的可探测支撑剂泵入地层，下入井下电场发生装置产生特定频率的电场。此时具有特殊超导特性的支撑剂产生携带了位置信息的二次感生电磁场，该二次感生信号可以被布置在地面的接收器接收，随后应用反演算法将电磁场反推对支撑剂的分布进行精确成像，得到支撑剂的具体方位。采用低密度导电涂层20/40目支撑剂在美国二叠盆地一口水平井中进行了成功应用，实现了支撑剂的可视化功能，提高了压裂效果评估的准确性。未来大面积推广应用将有助于压裂参数优化、支撑剂优选、压裂液设计、井位部署、井位调整等。图2-7电磁支撑剂裂缝监测原理2.2.7防垢支撑剂油气井生产过程中常常受硫酸钙结垢而不得不定期修井，每次修井需要先用修井机钻头磨铣清除井筒内结垢，然后在每一级压裂段注入除垢剂和酸液，最后再注入液体防垢剂，作业时间长、成本高。防垢支撑剂将防垢剂与陶粒支撑剂有效结合，在陶粒支撑剂生产过程中，在其内部预先形成均匀分布的孔隙度，然后在这些内部相互联通的孔隙孔道内用化学渗入的办法注入固体化学阻垢剂。在现有技术条件下，支撑剂内部孔隙能注入的化学药剂量大于在支撑剂表面所能固结的药量。在支撑剂的表面还增加一层可以按需要定制的高渗或低渗渗透膜，当泵入地层后，一旦支撑剂遇水后，水开始通过渗透膜侵入支撑剂孔隙，溶解阻垢剂并通过渗透膜将形成的化学溶液就地释放至地层，从而阻止或减缓裂缝和井筒内化学结垢，保持油气产量稳定。卡博公司研发的阻垢支撑剂在二叠盆地碳酸岩地层中应用，在压裂液中按0.18%体积比配入了液体阻垢剂，还在普通压裂支撑剂内混合掺入1.5%的阻垢支撑剂，显著延长了油井生产时间，降低了修井频率。2.2.8智能膨胀支撑剂智能膨胀支撑剂是由热固性形状记忆聚合物材料制成，其形状记忆效应可通过温度等被激活产生膨胀，轻微释放其存储应力，开启地层中的一些微小裂缝，而不至于压碎岩石，起到保持或进一步增加缝宽和导流能力的作用。同时，支撑剂的膨胀性能在缝内激活后会产生人工屏障，防止支撑剂回流井筒。整个注入过程简单，无需单独压裂泵注设备，可随常规支撑剂一起按照设计泵序分批注入。路易斯安纳州立大学开展了智能膨胀式支撑剂室内研究，物理模拟和数值模拟结果表明，智能膨胀式支撑剂自身强度及激活膨胀后的应力释放对裂缝导流能力的影响最为显著。图2-8支撑剂膨胀10%和20%时与相同粒径常规支撑剂充填后孔隙度及渗透率对比从图2-8可以看到，密度为0.95g/cm3，弹性模量为520MPa的智能膨胀支撑剂在90℃、不同围压下，受温度激活后，膨胀值为原始粒径的10%和20%，分别对应的充填支撑剂堆积孔隙度可提高10%以上，渗透率可提高25%～100%[。与常规支撑剂相比，智能支撑剂效果不显著，主要是由于在高闭合应力条件下，杨氏模量太小导致支撑剂产生的形变过大，影响支撑效果，未来需要研发更大弹性模量的智能膨胀支撑剂材料。2.2.9原位成形支撑剂原位成形支撑剂是压裂液在地层条件下通过化学反应形成的球状固体颗粒，压裂液泵注过程中可以进入各种尺度的裂缝，进而对多尺度裂缝进行有效支撑。由于原位成形支撑剂尺寸大于传统支撑剂，不会出现脱砂等问题。沙特阿美石油公司开展了原位成形支撑剂的室内研究，图2-9为66℃下原位转化支撑剂形成过程。左图是化学反应前的均质溶液，中图是液体混合30min后支撑剂颗粒形成的早期阶段，右图是在静置60min后形成的支撑剂颗粒。颗粒直径是化学溶液停留在裂缝中的时间函数，泵注时间和停留时间越长，形成的颗粒直径越大，越有利于裂缝的支撑。力学性能测试显示，原位成形支撑剂具有较高的硬度和很好的弹性，不会像传统支撑剂发生破碎，当外力卸载后恢复至原始形状，可以保持裂缝的长期导流能力和有效控制支撑剂的回流。图2-966℃下原位转化支撑剂的形成过程2.3支撑剂发展趋势随着我国油气勘探的不断深入，勘探开发对象越来越复杂，油气资源品味越来越差。2006～2015年，全国累计探明低渗透石油地质储量占总储量的67.5%；2008～2015年，全国累计探明致密气地质储量占总储量的60%～72%，远大于2005～2007年的20%～40%。2016年，全国新增探明石油地质储量9.1亿吨，其中低渗透、致密油占67%；新增天然气地质储量6540亿立方米，其中低渗透、致密气占73%。低渗致密油气经济高效开发对水力压裂技术提出了新的挑战，对压裂支撑剂成本、性能和功能提出了新的要求，未来需要在低成本、高强度低密度、高导流能力、多功能化、智能化方面开展攻关研究，提高压裂改造效果，大幅降低吨油成本，实现低渗致密油气藏的经济高效开发。（1）低成本加工制造技术。目前，新型支撑剂制造工艺复杂、成本较高，还未实现大规模应用。需要完善支撑剂加工工艺，改善支撑剂粒度、粒径、光滑度等性能。同时，开展低成本制造和表面处理技术研究，降低工艺难度和生产成本。（2）高强度低密度支撑剂。随着油气勘探开发储层越来越深，地层闭合应力增大，对支撑剂的强度越来越高。支撑剂强度提升会带来密度的增加，导致支撑剂在近井地带快速沉降，造成脱砂。需要开展高强度低密度支撑剂的研发，保证支撑剂强度的同时，降低支撑剂的密度。（3）高导流支撑剂。利用表面改性技术对支撑剂表面进行涂覆、化学吸附或反应来改善支撑剂性能，实现疏水亲油、束缚成团、控制回流等功能，大幅提高压裂裂缝导流能力。开展柱状支撑剂等特殊形状支撑剂及其泵注入工艺的研究，实现支撑剂的定向排列，发挥特殊形状支撑剂的导流效果。（4）多功能支撑剂。以支撑剂为载体，实现裂缝支撑的同时提升压裂整体效果。需要开展示踪支撑剂、电磁支撑剂、防垢支撑剂的研究，有效探测支撑剂分布，或防止井筒结垢等其他功能。（5）智能支撑剂。随着智能材料、纳米材料等高新技术与油气勘探开发工程技术不断融合发展，未来可能对石油工程技术产生颠覆性变革。需要开展智能膨胀支撑剂、原位成形支撑剂等研究，使支撑剂针对井下环境做出智能响应，提高压裂效果。第3章水力压裂技术工艺研究影响压裂效果的因素有很多，为了获得压裂成效,储层应具有一定的储油和出油条件,这是保证压后增产的基础,同时需要目的明确,针对性强的工艺措施,保证压裂增产效果。本章对水力压裂技术工艺进行分析研究,为大安油田压裂增产措施的制定提供技术依据。3.1低渗透油藏水力压裂技术发展方向在低渗透油藏重复压裂促进采油率。主要的发展研究方向是加强对油藏状况的研究，建立科学的压裂模型，还要做到实时监测水力裂缝，对裂缝进度进行模拟和控制，其次利用高排量和大输砂量的泵注设备，进行注入作业，从而实现低渗透油藏的有效开发。做好拟三维化模型向全三维化模型的转换，全三维化模型可以非常有效的、更为直观的模拟和观测地下裂缝的进度，可以非常有效的控制水力压裂技术的科学使用。还要做好油气藏模拟技术的研发，配合三维化模型，更好的观测和了解油藏状态，从而做出合理的高效的开采计划。3.2油藏压裂技术的种类和特点3.2.1常用压裂工艺（1）避射技术。在渤南油田中避射技术的应用比较广泛，通过分析多个油井的放射性测井曲线、井温曲线等，找到地下夹层中造缝的特点，为后期油层造缝创造良好的条件。夹层中的地质通过声波测井资料分析，其结构比较软，但是油层地质结构相对比较硬，出现夹层造缝明显的现象，裂缝因为夹层中泥岩厚度较小，造成其无法上下延伸，就会产生比较严重的裂缝波动。压裂避射的原理就是在油层上下都避射几米的距离，避免出现夹层压开的现象。压裂施工对于裂缝的高度可以实现有效的控制，进一步的提升油井的产量。该技术在使用的过程重要注意以下两点内容：①泥岩夹层厚度较小而地下油层岩性较大时，需要利用地下油层顶、底分避射技术。如果裂缝因为平层泥岩厚度较小造成无法上下波动，就要使用顶底避射方式，加强压裂效果；②正韵律地下储层施工时，因为该地形的底部渗透率较高，我们需要充分地考虑到地下油气储层底部厚度问题，才能使用水驱增产的方式对底部进行开发，压裂施工过程中，我们要对厚度不大的泥岩隔层进行造缝，使其不断的下移。（2）前置液处理技术。我们通常使用前置酸对一些破裂压力较高的采油区块进行预处理，在压裂正式施工之前需要将土酸物质挤入到井筒之中，降低破裂压力，实现对井壁的清理，改善通道中的堵塞问题，对施工作业压力有所缓解。（3）限流压裂技术。针对不同类型的地下层段射孔数量我们通常使用限流压裂技术进行调节，针对地下层段的不同，形成不同的孔眼压差，才能满足地面压裂设备的使用，压裂液在最大排量时注入，大量的液体流入到最早压开的地层中，此时的炮眼摩擦阻力增加，地下储层中液体进入的速度下降，压裂液逐渐地向着别的地层流入，可以达到一次压裂多个地下储层的效果。（4）整体压裂改造技术。在单井或者井组中使用压裂的方式会影响压裂的经济效益，随着裂缝监测技术、地应力监测技术等不断发展进步，经过对采油区块整体数据参数以及地质构造的不断研究和分析，我们对其认识的程度不断深入，相关压裂配套设备的不断发展进步，地渗透油田区块中大排量与大压力机组的使用，保障了整体压裂效果。（5）多裂缝压裂技术。多裂缝压裂技术主要应用于常规射孔井。在一个压裂层段内，先压开吸液能力大的层后，在低压下挤入高强度暂堵剂将先压开层的炮眼堵住，待泵压明显上升后，再起动泵车压开第二个层，然后再堵第二个层，再压第三个层，这样可以在一个层段内形成多个裂缝，以提高层段的导流能力。（6）选择性压裂技术。选择性压裂技术主要应用于常规射孔井。利用施工井段内渗透率高的层吸液量大、启动压力低的特点，用暂堵剂在低压下将压裂层段内的高渗透层炮眼临时封堵，再提高泵压，压开其它渗透率低的层或低含水部位。适用于层内小均质、水淹小均匀的厚油层，或油层间物性夹层小且小具备单卡压裂的层段。3.2.2近期压裂技术发展情况油田开发后期剩余未动用储量主要集中在三类油层，为进一步挖潜三类油层剩余储量，近几年试验了油水井对应精控压裂、连续油管水力喷射压裂、长胶筒定位压裂、裂缝控砂体压裂、压裂驱油提高采收率技术，均取得了较好的效果，逐步形成了三类油层压裂技术改造系列。（1）油水井对应精控压裂技术。三类储层存在油层薄、发育差、连通差的特点，常规压裂改造效果小理想，2014年开始试验油水精控压裂技术，主要通过以下三方而设计思路，实现薄差储层产量的有效动用。一是纵向上精细划分压裂层段，将物性相近的小层介卡、将难压储层单卡、实现动用厚度最大化；二是根据不同砂体发育关系，优化裂缝穿透比，实现油水井有效连通；三是以井组整体挖潜为目标，采用油水井对应压裂方式，实现剩余油立体挖潜。（2）连续油管水力喷射压裂。连续油管水力喷射主要用于二三次加密产能新井，与常规压裂相比，体现的主要技术优势:一是单层单压，大幅度提高纵向上潜力层改造率，改造体积大幅增加；二是精准定位，引入机械定位器，可实现0.2m储层精细改造，三是排量较大，由油管转向环空压裂，最大施工排量可达到12m3/min。（3）裂缝控砂体压裂技术。针对过渡带地区油水井距大、注采不完善情况，常规压裂工艺措施效果较差，为此，开展过渡带裂缝控砂体压裂技术现场试验，优化单层加砂量，实现裂缝半径长控制整个砂体展布，建立油水井有效连通。（4）三类油层压裂驱油现场试验。三类油层压裂驱油技术主要是将压裂增产和驱油技术结介在一起，用驱油液代林常规压裂前置液阶段，驱油液在造缝的同时产生滤失、洗油的作用，实现有效挖潜三类油层剩余油。针对孤立井点或者注采小完善井，通过压驱技术一次性补充足够地层能量，实现后期弹性开采。3.3油藏压裂技术的价值（1）油藏压裂技术能够有效帮助低渗透油藏田的产量低渗透油藏在各种油田的分布中占到的比例比较多，我国油藏的开发也要做出改革和创新，研究出科学有效的低渗透油藏开采效率和开采质量提升方法。我国需要深入的了解和掌握低渗透油田压裂技术，不断的开发和创新，运用各种先进的压裂技术和压裂设备，提高原油产量，为我国经济发展做出贡献。（2）满足全球石油开采的迫切要求我国的经济发展中石油企业占到了十分重要的地位，美国是最先使用压裂对油藏进行开采的国家，压裂技术领先于其他国家，各个国家也面临着巨大的紧迫感。因此目前国际上对低渗透油藏、页岩气的开采都在研究和创新之中。针对传统的水力压裂技术会出现污染地下水的问题，可以在无水压裂液体系做出研究，实现高能气体压裂技术和高速通道压裂技术等新技术的开发和利用，实现提高开采效率和环境保护的双赢。有水压裂到无水压裂，从直井压裂到水平井分段压裂，从常规的压裂技术到现在的体积改造技术，压裂技术不断进步的同时，为人类带来了丰富的油气资源。而随着油藏开发，大量低渗透油藏的出现，给水力压裂技术的使用带来了广阔的空间，因而水力压裂技术拥有非常好的发展前景。第4章大安油田水力压裂方案设计4.1地质条件大安油田为特低渗透率、低孔隙度、低丰度的边际效益油田。低渗透油层属于多孔介质,流体的粘滞力和剪切应力主要由流体的粘度决定,流体流动的条件是驱动力大于粘滞力。掌握油层的渗流规律,才能正确分析采油量关于时间的曲线特征,从而建立有效的产能预测模型,采取合理的开采措施以达到提高总采油量的目的.我国的低渗透油层遍及古生界、中生界和新生界,形成条件不同于高渗透油层.4.1.1孔隙类型现在主要运用铸体技术、光刻显微仿真透明模型、压汞和吸附法和油层真实模型这几种方法来对油层孔隙进行定量研究,运用直接和间接的方式分析孔隙、喉道分布形成及组合类型、油水在孔喉中的流动特征。依据从油田获取的实际资料,低渗透油层中的孔隙形状多以三角形、四边形或多边形为主.将低渗透砂岩油层中的孔隙类型分为五类(1)剩余粒间孔隙原生粒间孔受成岩改造作用后的次生加大石英.(2)溶蚀孔在低渗油层的孔隙中占的比例最大,包括粒间溶孔、铸膜孔、扩大溶孔、胶结构溶孔等.(3)微孔隙孔隙被粘土和矿物所填充,将一个孔隙分割成大小不等且形状各异的网络状微孔.微孔隙导致渗透力下降,增加开采难度.(4)晶间孔粒间孔被化学成因的胶结物(碳酸盐、硫酸盐、沸石等)填充,形成多个晶间孔.(5)裂隙孔半开型和全开型裂缝是低渗透油层开发渗流的主要贡献者.低渗透和超低油层孔隙系统主要有三种:由中小孔隙和中细喉道连接所形成;由微喉、微孔、细喉、中小孔组合形成;双重孔隙网络.4.1.2低渗透储层形成低渗透储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响。其中，沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素，它决定了后期成岩作用的类型和强度；成岩作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的关键，特别是成岩早期强烈的压实和胶结作用对形成低孔隙度、低渗透率储层起了决定性作用。低孔隙度、低渗透率储层一般发育在冲积扇、水下扇、扇三角洲平原亚相、三角洲前缘末端等相带中，这些相带中沉积物分选性差，泥质含量较高，压实作用强烈，在成岩早期就变为低孔隙度、低渗透率储层。另外，在煤系或者与煤系地层相邻的储层一般为低孔隙度、低渗透率储层。由于煤系地层沉积时古地形平缓，沉积颗粒分选磨圆差，且煤系地层沉积环境富含水生和陆生植物，在沉积过程中或成岩早期，植物很快腐烂分解产生腐殖酸并形成酸性环境，使得碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐等碱性条件下沉淀的胶结物不易形成?因而在成岩早期缺乏方解石、石膏、浊沸石矿物的胶结充填作用，颗粒间缺少胶结物支撑，沉积物易受压实。因此，在煤系地层中一般孔隙度小于10%，渗透率小于1.0×10-3μu2，主要形成低渗透率储层。一般成岩环境可以分为3种：酸性成岩环境、碱性成岩环境和弱酸—弱碱成岩环境。不同的成岩环境形成低孔隙度、低渗透率储层的机理不同。酸性成岩环境主要发育在潮湿环境煤系地层或与煤系地层相邻的储层中，在早成岩早期，植物遗体在喜氧菌的作用下遭受氧化分解，形成大量腐殖酸，使地层水介质很快变为酸性?颗粒间缺乏胶结物的支撑，压实作用强烈，泥质或软岩屑呈假杂基状充填在原生孔隙中，孔隙度一般小于10％。在中成岩早期，烃源岩中形成的有机酸性水只能有限地进入，改善部分储层的储集性能。因此酸性成岩环境中压实作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的主要原因。碱性成岩环境指干旱环境中沉积的盐系地层[碎屑岩和盐岩互层]，这种成岩环境与煤系酸性成岩环境正好相反，它们在埋藏成岩早期地层水为碱性条件。因此，原生孔隙被大量方解石或石膏等强烈充填胶结，储层物性变差。不仅如此，盐系地层常常缺乏烃源岩，形成的有机酸性水就很有限?酸性水的溶蚀作用弱?因此碱性成岩环境中胶结作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的主要原因。（3）弱酸—弱碱成岩环境主要发育在淡水、半咸水湖泊的三角洲沉积中，它们在埋藏成岩早期为弱碱性成岩环境，方解石、石膏、浊沸石等在早成岩阶段胶结充填在原生粒间孔隙中，抑制了压实作用的进行。在中成岩早期?湖相泥岩中生成的有机酸性水沿着层序界面、断层面以及三角洲叠置砂体?从烃源岩向砂岩的运移过程中溶蚀其中的胶结物及长石和岩屑颗粒?形成次生溶蚀孔隙。这些次生孔隙发育带常常是优质储层的发育带。4.2压裂液选择4.2.1滤失少压裂液的滤失性主要取决于它的粘度和造壁性，粘度高则滤失少。在压裂液中添加防漏失剂，能改善造壁性并大大减少滤失量。4.2.2悬砂能力强：粘度高压裂液的悬砂能力主要取决于粘度，压裂液只要有足够高的粘度，砂子即可完全悬浮，这对砂子在缝中分布是非常有利的。4.2.3摩阻低：消耗动力少，排量大压裂液在管道中的摩阻越小则在设备功率一定的条件下，利用造缝的有效功率越大。4.2.4稳定性强：温度、抗剪切压裂液应具有热稳定性，不能由于温度的过高而使粘度有较大的降低；液体还应有抗机械剪切的稳定性，不因流速的增加而发生大幅度的降解。4.2.5配伍性压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体相接处，不应产生不利于油气渗滤的物理—化学反应。4.2.6低残渣残渣是压裂液中水不溶物，通常是固体。要尽量降低压裂液中水不容物的数量，以免降低岩石及填砂裂缝的渗透率。4.2.7易返排破胶后压裂液粘度降到5mPa.s左右。施工结束后大部分注入液体返排出井外，排液越完全，效果越好。4.2.8货源广便于配置，价钱便宜。4.3支撑剂的选择4.3.1粒径均匀支撑剂粒径均匀可提高支撑剂的承压能力及渗透性。目前使用的支撑剂直径多半是0.42～0.84mm(40～20目)，有时也用少量直径为0.84～2mm(20～10目)的。4.3.2强度高支撑剂组成不同，其强度也不同，强度越高，承压能力越大。4.3.3杂质含量少压裂砂中的杂质是指混在砂中的碳酸盐、长石、铁的氧化物及粘土等矿物质。常用酸溶解度来衡量存在于压裂砂中的碳酸盐、长石和氧化铁含量；用浊度来衡量存在于压裂砂中的粘土、淤泥或无机物质微粒的含量。4.3.4砂子球度、圆度要好砂子的球度是指砂粒与球形相近的程度，圆度表示颗粒棱角的相对锐度。支撑剂颗粒圆且大小大致相同时，颗粒上应力分布比较均匀，可承受的载荷比较大。4.3.5密度小若密度大，在压裂液中悬浮及在裂缝中充填较困难。4.4施工过程4.4.1控制裂缝高度的技术措施在水力压裂施工过程中，通过转向剂的应用，促使裂缝转向，按照水力压裂施工设计的要求，形成不同方向的人工裂缝，达到水力压裂施工设计的要求。研究控制裂缝高度的技术措施，使油层的水力压裂形成的裂缝更加科学合理。对薄差储层的压裂施工，防止裂缝的高度过大，而达到更高或者更低的区域，影响到储层流体的正常流动。有效地控制裂缝的高度，防止压裂液的浪费。将裂缝控制在油层中，通过对压裂施工程序的控制和管理，监测压裂液的排量和压力，通过自动化控制技术措施，保持裂缝的高度，满足对不同储层水力压裂施工的需要。4.4.2水力压裂的实时监控技术措施随着油田生产数字化程度的提高，对水力压裂技术进行实时检查管理，提高水力压裂施工的自动化程度，才能不断提高水力压裂施工的效率。实时采集油层水力压裂的施工参数，通过中控计算机的对比分析，及时调整压裂施工参数，保持压裂液的压力和排量，达到设计的裂缝网络，提高储层的渗透性，从而满足增产的技术要求。通过计算机模拟技术措施，对不同的水力压裂施工参数条件下形成的裂缝进行模拟分析，确定最佳的水力压裂施工参数，保持裂缝的网络系统，最大限度地提高储层的生产能力，促使油井增产。确定最合理的水力压裂施工方案，并通过实时监测系统，对施工参数进行调整，保持裂缝的延展符合油藏的条件，最大限度地控制裂缝的形状，使水力压裂达到最佳的作用效果。4.4.3低渗透储层的大砂量压裂技术的研究进展油藏水力压裂技术措施的应用，针对低渗透油层效果最明显。为了提高低渗透储层的水力压裂增产的效果，进行大砂量压裂技术的研究和应用，取得较好的作用效果。低渗透油藏一般致密性高，而且油层的闭合应力高，给水力压裂施工带来一定的难度。选择最优化的水力压裂技术措施，防止支撑剂破碎，提高支撑剂的强度，保持裂缝不闭合，形成永久性的裂缝，才能提高低渗透油层的渗透性，使其达到增产的状态。提高裂缝的高倒流能力，开展大砂量的水力压裂技术的研究，适当增加加砂量，保持裂缝不闭合，针对低渗透油层的特点，实施最佳的水力压裂施工作业，使其达到最好的增产效果。4.4.4高渗透储层的防砂压裂技术的研究进展在实施水力压裂施工过程中，有效地防止油层出砂，为后续油井的生产奠定基础。高渗透