压裂基础理论与实践

压裂基础理论暨实践酸化压裂公司

目

录第一章压裂基础概论

第二章

压裂液化学和支撑剂

第三章压裂施工

第四章压裂技术新发展

第五章

目前我们的工艺水平

第一章压裂基础概论目录

1.1什么是压裂1.2为什么要压裂1.3压裂增产原理1.4压裂分类

1.5压裂方式1.6水力裂缝形态

1.7水力压裂基本模型

1.1什么是压裂

水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，不仅广泛应用于低渗透油气藏，而且在中高渗透油气藏的增产改造中也取得了很好的效果。它是利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝；继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前伸展并填以支撑剂，关井后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和高导流能力的填砂裂缝，使井达到增产增注目的。1.2为什么要压裂

在一口井上进行水力压裂可能有以下三种原因：1）穿透近井地带伤害区，使井恢复其自然产能；2）在地层中延伸有导流的通道，使产量超过自然水平；3）改变在地层中的液体流动；在第三种情况下，压裂设计考虑的是与其它井相互影响的问题。这三种原因常常是重叠的。1.3压裂增产原理

水力压裂增产增注的原理主要是通过降低井底附近地层中流体的渗流阻力和改变流体的渗流状态，使原来的径向流动改变为油层与裂缝的近视单向流动和裂缝与井筒间的单向流动，消除了径向节流损失，大大降低了能量消耗，因而油气井产量或注水井注入量就会大幅度提高。如果水力裂缝能连通油气层深处的产层（如透镜体）和天然裂缝，则增产的效果会更明显。另外，水力压裂对井底附近受损害的油气层有解除堵塞的作用。1.4压裂分类按压裂的目的和作用可分为：1.开发压裂2.解堵压裂3.测试压裂开发压裂

通过压裂与开发相结合开采特定油气藏，根据压裂在地层中形成较高导流能力的人工裂缝，改善油气流通道，增加泄油面积从而提高单井产能、可采储量的原理，在开发方案的设计中，就综合油藏描述、油藏工程、采油工程及整体压裂等技术，采用水力裂缝模拟、油藏模拟、经济评价及现场试验等手段，对进行压裂的必要性、可行性及经济效益等研究，从而为井网部署中，如何考虑水力裂缝方位、长度及与之匹配的井网类型、井排、注采井别等提供依据，对需压裂的井从钻井时就从井身结构，固井质量和管柱设计等方面提出要求，从完井方法、射孔层位、井段、孔数确定和射孔工程优化设计等方面综合考虑，满足开发方案和压裂工艺的要求。解堵压裂主要以解除近井地层堵塞为目的的小型压裂。一般加砂量在1～7m3，施工排量不大于1.2m3/min的解堵性压裂。测试压裂在实际压裂之前进行的不加支撑剂的一种施工。其目的是对压裂压力进行分析来取得裂缝有关参数，如裂缝延伸压力、闭合压力、闭合时间、缝长、缝宽、压裂液滤失系数、液体效率等，为制定和修改大型压裂设计、指导施工及效果评价提供依据。重复压裂同层的第二次压裂，即第一次对某层进行压裂后，对该层再进行压裂，甚至更多次压裂。

、合层压裂

、单层选压

、分层压裂油管压裂套管压裂油、套管环行空间压裂油、套管同时压裂填砂选压单封隔器选压双封隔器选压多级滑套喷砂器压裂多级滑套封隔器压裂封隔器桥塞分层压裂利用堵球分层压裂暂堵剂分层压裂1.5压裂方式

是大井段多层同时压裂，只适用于各储层岩性与特性（特别是渗透率）相近、差异不大的油气井。如果各层差异大，采用合层压裂，一般只能压开岩性强度低、渗透率好的地层，起不到改造中、低渗透层的目的，甚至扩大层间矛盾，导致某些小层过早见水和水淹。

合层压裂合层压裂1、油管压裂

压裂液从油管泵入欲压裂的目的层。优点：施工工艺简单，对自喷井更为方便；油管内截面积小，高压压裂液流速大，携砂能力强。缺点：液流阻力大，增加设备负荷，降低了有效功率。深井作业时，应在油层以上卡封隔器，必要时，需带水力锚及套管加压平衡。合层压裂2、套管压裂

井内不下油管，座好井口后从套管闸门泵入压裂液进行压裂。优点：施工简单，可以最大限度的降低管道摩阻，相应提高了泵的排量和降低了泵的工作压力。缺点：携砂能力低，一旦造成砂堵无法利用循环法解堵，并且在套管损坏或腐蚀的井中使用受到了限制。合层压裂3、油、套管环行空间压裂

压裂液在油、套管环行空间，在高压下泵入目的层。优点：与油管压裂相比较，在同样的排量条件下其摩阻损失小。缺点：流速低，携砂能力相应减弱，只适用于抽油井的压裂。合层压裂4、油、套管同时压裂

先在井内下入油管，油管连接一部压裂车，套管连接多部压裂车。然后，从油管和套管同时泵入压裂液。油管内只泵入不含支撑剂的压裂液，携砂液从套管泵入。优点：此法压裂成功率较高，适合于深井压裂。

1、填砂选压2、单封隔器选压3、双封隔器选压单层选压根据需要，采取一定的方法和措施，对一个油气层中的某一小层或一层段进行压裂。1、填砂选压

用填砂方法将井内非选压层封隔开，以免压裂时压开非选压层。此法一般适用于封隔下层、选压上层的压裂井。

管柱结构图2、单封隔器选压

当选压层段处于油气层组的最上部或最下部位置时，可采用封隔器将非选压层分隔开，压裂时只压开欲选压层。

管柱结构图选压层选压层3、双封隔器选压

使用两级封隔器，分别卡在欲压裂层的上夹层和下夹层。压裂时，使压裂液仅进入欲压裂层，避免压开其它非选压层。此种压裂方式的技术要求是：选压层上、下必须有足够厚度的良好（压不穿）夹层。夹层厚度至少能卡住封隔器，要求管柱下入深度准确，封隔器密封可靠等。管柱结构图选压层分层压裂。

主要对大面积进行压裂。特点是，不管一口井内压裂几个层段只需下一次压裂管柱。这样，既可以达到分层压开各所需压裂层段，又大大减少起下作业管柱的次数，缩短了施工周期，还减少了发生作业事故的机会。

1、多级滑套喷砂器压裂2、多级滑套封隔器压裂3、封隔器桥塞分层压裂4、利用堵塞球分层压裂5、暂堵剂分层压裂

1、多级滑套喷砂器压裂油管堵塞器封隔器多级喷砂器

此种压裂管柱主要由封隔器、多级喷砂器组成；工作过程是按照施工设计要求将封隔器下入欲压裂层段的夹层位置。座好施工井口，连接好管线在向井内泵注压裂液时，因油管底部有丝堵堵塞油管通道，各级封隔器开始工作，将各层分隔开。又由于其余各级喷砂器均有滑套堵住，迫使压裂液从最下一级喷砂器进入压裂层，对该层进行压裂。当最下层压裂完后，从井口投相应尺寸的钢球至上一级喷砂器滑套上，将油管通道堵塞。当压力达到一定程度后，便将滑套打入最下一级喷砂器内，将此喷砂器通道打开并堵住最下一级喷砂器通道。继续打入压裂液，便可以对第二次进行压裂。以此类推，直至压完该井所有压裂层位。丝堵管柱结构图2、多级滑套封隔器压裂

此种压裂管柱主要由多级滑套封隔器和喷砂器组成，下入级数依据所要压裂的层段数目确定，下入顺序从下至上滑套尺寸逐渐增大，并配备相应尺寸的钢球。每压裂一层后，投入相应尺寸的钢球将上一级滑套打入下一级滑套座上，起到相对于底部丝堵的作用。由于上一层封隔器及喷砂器进入工作状态，便可以对第二次进行压裂了，其它则未进入工作状态。第二层压裂之后，再投入与第三层封隔器滑套相适应的钢球，对第三层进行压裂。依次类推，便可以分别压裂完所有层段。管柱结构图3、封隔器桥塞分层压裂

最初是使用可钻式桥塞，自下而上封隔一层压裂一层，全部层段压完之后钻掉可钻式桥塞。因钻桥塞增加了工作量，目前均采用活动式桥塞与封隔器配合。压裂时，事先将桥塞坐封在射孔井段下部，然后上提把封隔器坐封在射孔井段上部进行压裂。封隔器与桥塞之间连接一个控制阀。控制阀的作用是：在进行压裂时，使压裂液由控制阀进入压裂层。当压完一层上提压裂管柱移动桥塞和封隔器时，控制阀关闭，封隔住油管通道。油、套管环行空间由井口放喷器密封，不必压井即可进行起下压裂管柱作业。4、利用堵塞球分层压裂

这种方法是对所有压裂层都射开相同数量的孔眼，然后使用堵塞球逐层压裂，每次只允许压裂液进入一个或两个层位。井内各层的破裂压裂不同，而且地层破裂压力较之已压开裂缝后所需的裂缝延伸压力要大。当主裂缝生成并扩展后就投入封堵球封堵井壁孔眼，使井底压力增高。当此压力达到或超过另外某一地层的破裂压力时，便对该层进行压裂。如此重复。技术要求是：堵塞球的材质可以是橡皮包裹的尼龙球或铝球，但要具备合适的尺寸、密度和一定的强度。同时，要求堵塞球在压裂时能够将射孔炮眼封住，压裂完后又能从炮眼脱出，以便开启储层至井眼的通道。此种压裂方式一次可以压开数个油气层，同时可使各个层段都得到比较充分的处理，压裂成功率高，效果好。5、暂堵剂分层压裂。

暂堵剂是一种具有临时性堵塞作用的物质。它主要有两个方面的作用：一是堵塞已压裂的层段，实现分压多层的目的；二是保护（或隔离开）非压裂层，实现选择性压裂的目的。

分层压裂施工时，将封隔器卡在欲压裂层顶部，泵入压裂液。当压开第一条裂缝后就往压裂液内加入暂堵球，封堵住压开的裂缝后使泵压升高。当泵压升至高于第一层的破裂压力后，便压裂第二层。

选择性压裂在施工时，当地面循环、试压两道工序完成后，在试挤时将暂堵球随同压裂液一起泵入井内。由于高渗透层（非压裂层）吸水能力强，暂堵球便跟随压裂液进入高渗透部位，将射孔炮眼堵塞，迫使压裂液进入另外油层（选择压裂层位）。1.6水力裂缝形态

水力压裂是油田开发不可缺少的重要环节之一。客观存在于地层的地应力对水力压裂裂缝形态和裂缝走向具有决定作用。特别是进入八十年代以来，随着科学技术的进步，整体压裂工艺技术应用于油田开发之中，有关裂缝形态和裂缝走向的研究成为开展整体压裂工艺技术不可缺少的一项工作。目前，开发压裂技术的逐步成熟，使地应力、裂缝方位的研究倍受关注。。裂缝形态1．

一般情况下，垂向应力σV>水平最大主应力σHmax>水平最小主应力σHmin此时，形成垂直裂缝。（不是绝对垂直）当井深变浅，上覆岩层压力减小，地层垂向应力随着变小，地层三向应力发生变化：水平最大主应力σHmax>水平最小主应力σHmin>垂向应力σV此时，形成水平裂缝。（不是绝对水平）

一般地，认为当井深在600-650m时形成水平裂缝。但要具体验证，不能一概而论，因地层构造等也对裂形态有影响。1.7水力压裂基本模型水力压裂描述裂缝延伸常用模型有二维模型和三维模型。1．二维模型经典二维模型有：PKN模型和KGD模型。它们的共同点是假定裂缝在延伸过程裂缝高度保持不变。该模型在很长一段历史时期内是应用最为广泛的压裂模型，具有计算简单、计算省时、对计算分析工具性能要求不高的特点。PKN和KGD模型不同之处在于：PKN模型垂直于裂缝长轴的平面内，裂缝剖面为椭圆形，计算结果为长缝、小缝宽。KGD模型裂缝形状在垂直面上为矩形，平面上为椭圆形。

(1)在裂缝长度和高度方向上，裂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)地层中某点的滤失速度取决于此点暴露于液体的时间：

(4)裂缝中各点压力相同且等于井底延伸压力

Cater模型的某些假设条件与实际情况差距较大，用它作出的压裂设计精度较差，现已很少单独使用。但Cater提出的滤失速度的表达式至今仍在广泛采用

Cater模型假设KGD模型KGD二维裂缝延伸模型(1)岩石为均质各向同性(2)岩石变形服从线弹性应力应变关系(3)裂缝高度和施工排量恒定，裂缝垂直剖面为矩形(4)流体在缝内作一维层流流动，缝长方向压降由摩阻产生，不考虑动能和势能的影响。

PKN模型(1)裂缝高度恒定，与缝长无关(2)与裂缝扩展方向垂直的横截面中液体压力为常数(3)裂缝垂直剖面为椭圆形，最大缝宽满足Sneddon方程：(4)缝内流体压降服从Lamb椭圆管中流动的压降方程；(5)裂缝尖端液体压力等于地层最小水平主应力KGD与PKN模型的比较(1)平面应变：

KGD:平面应变发生在水平剖面上，压裂层与上、下遮挡层之间要产生滑移PKN:平面应变发生在垂直剖面上，压裂层与盖、底层之间没有滑动效应;(2)裂缝形状：

KGD:垂直剖面为矩形;PKN:垂直剖面为椭圆形(3)净压力变化：

KGD:随时间降低;PKN:随时间是增加的(4)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;前面简单模型的局限性：

需要给定缝高或假设产生的是径向缝原因：

不能断定裂缝是否被限制在某一特定的地层中

由井筒（压力最高处）至缝端的过程中缝高是变化的解决办法：

利用平面三维3D和拟三维（P3D）模型来弥补三维和拟三维模型三维模型

裂缝延伸模型认为裂缝在延伸过程中X、Y、Z三个方向均在变化，更接近实际裂缝延伸状况。三维模型压裂模拟计算相当复杂，对计算分析工具有较高的要求，且费时。目前，一般以研究为主的工作常采用此模型计算。因三维模型应用推广有一定局限性，研究人员继而推出各类拟三维压裂分析软件。目前应用的水力压裂软件主要为拟三维软件。第二章压裂液化学与支撑剂

目录3.1概述3.2水基液3.3油基液3.4酸基液3.5多相液3.6添加剂3.7支撑剂3.1概述压裂液主要功能--造缝、输送支撑剂。还得有要求的粘度、能迅速返排，能较好控制液体滤失、泵送摩阻低，同时还要经济可行。本章论述常用压裂液和添加剂的化学性质。压裂液发展动向

一.发展历程

—50年代初到60年代初：油基压裂液

—60年代：瓜尔胶稠化剂问世—70年代：瓜尔胶化学改性（如羟丙基瓜尔胶HPG、羟基羧甲基瓜尔胶CMHPG），交联体系完善（由硼、锑发展到有机钛[2]、有机锆[3]），水基压裂液迅速发展。—80年代：泡沫压裂液大规模现场应用。

—目前：国外压裂液体系以水基为主（占65%），泡沫（占30%）、油基、浮化压裂液（占5%）共存。其中，在水基压裂液中，硼交联压裂液占40%，钛、锆交联压裂液占10%，未交联线性胶占15%（。

二.改进硼交联压裂液体系

—有机金属（钛、锆）交联压裂液存在破胶困难、导致支撑裂缝导流能力严重伤害，有时伤害率高达80%~90%。硼交联压裂液伤害率一般为10%~20%。

—硼酸盐（硼砂）交联剂具有无毒、易交联、价低、易破等优点，但存在胶联速度快（<10s）、耐温性能差（适用于温度<93.3C

）等不足，限制了其的高温深井中的应用。—高温延迟硼交联技术主要有两种技术途径：一种是有机硼溶液，另一种是缓溶硼酸盐或硼矿物浆液。

三.破胶剂系列进展

—胶囊破胶技术

减少了破胶剂对压裂液流变性能的影响，增大破胶剂用量，改善了支撑裂缝导流能力，破胶剂不与滤液一起滤失，提高破胶效率，沉积于裂缝表面或支撑裂缝之中，利于消除滤饼和减少残渣的污染。—耐高温破胶技术在90年代中期，Halliburton公司研究开发出了一种高温破胶剂。它是一种在高温条件下才释放出具有破胶能的自由基，其适用温度是93~150C

。—压裂液破胶机理研究

（美）天然气研究院（GRI）CRAIGD等人研究了酶破胶剂有作用机理，酶破胶剂、氧化破胶剂、低温氧化破胶剂体系对压裂流变性能的影响，优化适用于低中温压裂液的破胶体系，HPG交联压裂液仅利用热降解的下限温度范围等。

四、压裂液对储层的伤害及保护A.按压裂液作用位置

地层基质伤害

支撑裂缝伤害B.按流体性质

液体伤害

固体伤害

压裂液滤饼和浓缩胶（一）压裂液对储层的伤害类型1.压裂液在地层中滞留产生液堵2.地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害3.压裂液与原油乳化造成的地层伤害4.润湿性发生反转造成的伤害5.压裂液残渣对地层造成的伤害6.压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害7.压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害（二）各类伤害及储层保护—在压裂施工中，压裂液沿缝壁渗滤入地层，改变了地层中原始油水饱和度分布，使水的饱和度增加，并产生两相流动，流动阻力加大。毛管力的作用致使压裂后返排困难和流体流动阻力增加。如果地层压力不能克服升高的毛细管力，水被束缚在地层中，则出现严重和持久的水锁。1.压裂液在地层中滞留产生液堵

储层伤害情况

压裂液滞留的地层保护—降低压裂流体的表面张力—注入ＣＯ２或Ｎ２帮助排液—改善压裂液破胶性能—减少压裂液在地层中流动的粘滞阻力，加快压裂液在地层中破胶—强制排液，减少压裂液在地层的滞留时间2.地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害

储层伤害情况—粘土矿物与水为基液的压裂液接触，立即产生膨胀，使流动孔隙减小。松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒与压裂液接触时分散、剥落，随压裂液滤入地层或沿裂缝运动，在孔喉处被卡住，形成桥堵，降低渗透率，从而引起伤害。

粘土矿物膨胀和运移的地层保护—在压裂液中添加粘土稳定剂—利用高分子材料的长链对粘土颗粒表面的“包被”作用，阻止水分子进入—采用油基压裂液3.压裂液与原油乳化造成的地层伤害

储层伤害情况—用水基压裂液压裂时，压裂液与地层原油由于油水两相互不相溶，原油中有天然乳化剂如胶质、沥青和蜡等，压裂时压裂液的流动具有搅拌作用，因而当油水在地层孔隙中流动时就形成了油水乳化液。原油中的天然乳化剂附着在水滴上形成保护膜，使乳化液具有较高的稳定性。

原油乳化的地层保护—慎用表面活性剂—使用优质压裂液，彻底破胶，减少压裂液残渣，降低破胶液粘度以及防止地层“微粒”生成，消除油水界面稳定因素—在压裂液中使用优质破乳剂，消除压裂液进入地层后潜在的乳化堵塞4.润湿性发生反转造成的伤害

储层伤害情况—润湿性是指岩石表面具有被一层液膜选择性覆盖的能力。对于砂岩油藏，岩石表面一般为亲水性，即优先被水润湿。如果由于表面活性剂使用不当，使润湿性发生反转，即将亲水性转为亲油性，则油相渗透率将大大降低。正常是水湿的地层变成油湿后，一般会降低油相渗透率４０％。5.压裂液残渣对地层造成的损害

储层伤害情况—残渣对压裂效果的影响存在双重性，一是残渣在岩石表面形成滤饼，可降低压裂液的滤失，并且阻止大颗粒继续流入地层内。压裂结束后，这些残渣返流堵塞填砂裂缝，降低裂缝导流能力；另一方面较小颗粒残渣，穿过滤饼随压裂液一道进入地层深部，堵塞孔隙喉道增强乳化液的界面膜厚度，难于破乳，降低地层和裂缝渗透率。

压裂液残渣的地层保护—加强现场质量控制—选用低水不溶物成胶剂和易降解破胶的交链剂—优选破胶体系，实现压裂液彻底破胶、水化6.压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害—冷的压裂液进入地层，会使地层温度降低，从而使原油中的蜡及沥青等析出，造成地层伤害。此种伤害取决于地层原油的性质、地层原始温度、地层降温幅度及地层渗透率等因素。原油含蜡量高，降温幅度大，地层渗透率低和地层原始温度低的油层，“冷却效应”引起的地层伤害就大。7.压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害

储层伤害情况—在生产过程中滤饼阻碍地层流体向裂缝的流动，并且由于裂缝闭合，支撑剂嵌入，滤饼占据了部分以至整个支撑剂颗粒之间的孔隙，导致裂缝导流能力大大降低。压裂施工和裂缝闭合过程的压裂液滤失要导致交联聚合物在裂缝中的浓度升高即浓缩。对高度浓缩的压裂液，常规破胶剂用量不可能实现破胶降解，将会形成大量残胶，严重影响裂缝导流能力。

压裂液滤饼和浓缩的地层保护—提高破胶剂用量—胶囊破胶剂的研制与开发—压裂施工结束后以小排量挤入滤饼溶解剂3.2水基液水基液特点—价廉、性良、易于控制。水溶聚合物粘度受温度的影响较大。用交联剂取而代之即可显著增加聚合物的有效相对分子质量，还可增加溶液的粘度。（见下图）图1温度和不同交联剂类型对胍胶溶液的影响胍胶—是最初用于稠化压裂液的聚合物之一。它是一种有甘露糖和半乳糖组成的长链高分子聚合物。其分子结构如下图所示：图2胍胶的结构在生产胍胶粉的过程中，利用丙烯氧化物可得到胍胶的衍生物，即羟丙基胍胶（HPG）。如下图：羟丙基的取代作用使HPG在高温下比胍胶更稳定，故HPG更适用于高温井（大于150ºC）图3羟丙基胍胶重复单元结构羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)也是一种胍胶衍生物。这种“双重衍生”的胍胶既含有HPG的羟丙基官能团，也含有羧酸取代基。纤维素衍生物也用于压裂液中。如羟乙基纤维素(HEC)(见下图)或羟丙基纤维素(HPC)。图4羟乙基纤维素重复单元结构黄胞胶是一种生物高聚物，它具有幂律流体特征。而HPG溶液则具有牛顿流体的特征。其结构见下图：图5黄胞胶重复单元结构不完全水解丙烯酰胺聚合物可用作降阻剂。这些聚合物可在低浓度下使用---小于10lbm/1000gal。用粘弹性表面活性剂（VES）（如下图）与之配制可改善聚合物在高温环境的功能。图6粘弹性表面活性稠化剂的分子和结构式VES的作用机理是：1.将其加入水中时，它会缔合成胶束结构。（见下图）2.水相环境盐度适宜，胶束成杆状。3.水相环境有足够的盐度，胶束缔合，运动受阻，使液体既有粘性又有弹性。图7胶束缔合物VES的分裂机制—与烃类接触和由水成液体稀释。VES的优点—洗井后无残渣、对地层伤害小、渗透率增加较明显、无需添加泡沫剂。3.3油基液发展历程：20世纪60年代—羧酸铝盐；20世纪70年代—铝磷酸酯盐；如今--铝磷酸酯化学剂；铝磷酸酯聚合物稠化油的机理—“缔合机理”，如下图所示：图8铝磷酸酯聚合物链的假想结构对于铝磷酯凝胶：改变铝化合物和磷酸酯的用量—可控制其粘度；增加聚合物用量—可提高其粘度；但相应会使粘度过高，难以吸出。解决方法有2种：

1.以即泵即混的方式添加胶凝物；2.审慎的控制溶液的组分；

3.4酸基液酸压的效果取决于酸蚀裂缝的长度。酸蚀裂缝的长度取决于酸液用量、酸反应速度、酸液滤失量。而影响酸有效裂缝穿透的主要原因是酸液滤失量过多。3.4.1控制酸液滤失的材料和技术酸液滤失添加剂控制滤失酸处理前使用粘性前置液多级前置液控制酸液滤失双相液体（泡沫和乳状液）胶凝酸控制酸液滤失控制酸液滤失的材料和技术酸液滤失添加剂控制滤失

由于性能和费用局限，未广泛使用。酸处理前使用粘性前置液前置液造缝，同时形成滤饼作为酸液滤失的防护层；但Nierrode和Kruk(1973)、Coulter(1976)的研究表明，由前置液形成的滤饼很快便被由酸液滤失产生的溶蚀孔洞所穿透。多级前置液控制酸液滤失用胶凝前置液造缝，然后交替泵入酸液和聚合物前置液。以便让其进入并封填由此前泵入酸液和聚合物前置液。双相液体（泡沫和乳状液）控制酸液滤失

Nierrode和Kruk(1973)研究表明一种以油作为内相、以胶凝酸作为外相的酸外相乳化液具有良好的控制酸液滤失性能。

Scherubel和Crowe(1978)及Ford(1981)也指出泡沫酸控制液体滤失性能极佳。胶凝酸控制酸液滤失胶凝酸的常用稠化剂有：黄原胶生物聚合物、各种丙烯酰胺共聚物和通过胶束缔合而稠化的酸液的某些表面活性剂。各种稠化剂的优点和局限性：温度大于50ºC时，胍胶和纤维素基稠化剂缺乏稳定性；黄原胶生物聚合物可在温度高达90ºC时使用；更高温度下，使用丙烯酰胺共聚物；表面活性剂用作稠化剂时在剪切作用下相当稳定。同时产生的废酸的粘度低。其缺点在于会是胶束缔合得到破坏，温度的应用范围有限。3.4.2控制酸反应速度的材料和技术在低温自中温度的井中，延缓酸反应速度不是关键问题；温度高于120ºC时，延缓酸反应速度是作业成功的关键；最常用的方法是在酸蚀前泵入一种粘性的非反映前置液。

机理—增加缝宽、冷却裂缝表面。3.5多相液3.5.1泡沫液

应用泡沫的优点：能加速支撑裂缝中液体的回收率；在水敏地层中泡沫液的效果明显；泡沫产生的假塑性液体在低渗地层中能够很好控制液体滤失。评价泡沫性能用泡沫质量：对于不同的泡沫质量：

1.低于52%，没有流动阻力。2.在52%~95%之间，泡沫长变成薄雾，气体为连续相。3.大于52%，高气体浓度使气泡表面接触。若要进一步提高气泡的稳定性，可用：

1.聚合物稠化液相；2.胍胶、HPG及黄原胶；3.交联聚合物中的水相；3.5.2乳化液它是两种不融和相的分散体系。它是高度粘稠溶液，具有良好的传输性。常用的乳化剂压裂液为聚乳化液。

1.聚乳化液由67%的碳氢化合物作内相，33%的稠化盐水作外相；2.根据Roodhart(1986)的的研究，聚乳化液对地层的伤害小，可快速清洗；3.不足在于摩擦压力较高，液体的费用较高；4.不宜用于高温井；3.6添加剂由于压裂液的多物质性，作业完成后，要使用各种添加剂来实现破胶，控制液体滤失，降低地层伤害，以实现油井的最优产能。3.6.1交联剂

很多金属离子都可以用来交联水溶性聚合物。硼酸盐、钛、锆及铝化合物都是常用的交联剂。交联机理：硼酸盐化合物和过渡金属复合物，通过半乳糖边链上的顺式-OH对胍胶和HPG反应生成复合物，如下图（a）所示。当分子重叠时，如下图（a）所示的复合物便与其它的聚合物反应生成下图（b）所示的交联网。图9设想的交联机理硼酸盐离子与胍胶和HPG反应生成的凝胶是最简单的交联剂之一。硼离子B(OH)4-也是一种交联物。

1.它要求有较高的pH值以调整平衡：

H3BO3+OH-B(OH)4-

2.从下图可见，B(OH)4-

是pH值的函数：图10硼酸盐浓度随pH值的变化高温和/或低pH值下的过渡金属交联剂，因钛锆复合物与氧官能团反应具有亲和性、具有+4价氧化态、低毒性而广泛使用。

对于这类凝胶，温度是其重要的影响因素。对于上述几类交联剂，无论组分和粘度如何，在剪切和加热下都将变得稀薄：

1.硼酸交联是可逆的，形成交联，后又破胶，然后再次交联；2.若聚合物是非热降解的，可逆将持续进行以适应剪切速率和温度变化；3.过渡金属-聚合物对剪切很敏感；

下图说明了管道内剪切作用对液体粘度的影响：图11剪切和交联速度对粘度的影响常用交联剂的其他性能比较见下表表1剪切和交联速度对粘度的影响为避免管道内的高剪切速率的不利影响，通常减缓压裂液的交联速度以限制液体粘度的增长，控制交联速度的因素有：

压裂液温度;

pH值;

剪切条件；

交联剂类型；

其它可与交联剂反应的有机化合物；比较上页图曲线B和曲线C，就说明了降低交联速度对粘度的影响。控制金属离子和聚合物反应的方法很多：

不同的有机分子能与金属离子反应，强烈的影响了离子的性能；

聚合物和其他配位剂争夺金属离子，可延迟交联时间；

图12假想的钛复合物用溶解速度较慢的交联剂和激活剂也可延迟交联；溶解缓慢的基液或酸也可用于延迟与pH值相关的交联剂的交联速度；在使用延迟交联剂时，需注意：

压裂液达到产层段前就应具有一定的粘度；

交联过早，会造成较高的摩擦压力和剪切降解；

交联过晚，支撑剂会发生沉降，导致支撑剂输送不足，并可能出现脱砂现象；使用延迟交联压裂液的好处：

1.高温下有较好的稳定性；2.能降低聚合物的配量；3.减少摩擦压力；4.提高注入速度并减少所需功率；使用延迟交联压裂液的不足之处：

1.过度延迟交联速度会导致近井筒出现脱砂；2.在低剪切和/或浅层作业中，不提倡用延迟交联的方法来消除剪切降解；3A确保最佳交联剂性能

为达到要求的性能，必须优化交联压裂液的组分（流变性、输送支撑剂能力、热稳定性、交联速度及清洗等），因此，需注意以下问题：3A.1胶联剂浓度

胶联浓度太低，胶联速度较慢，那粘度增长比预期的要慢；

胶联浓度超出范围，胶联速度比预期的要快，最终粘度可能低很多；3A.2控制pH值若不能保持特定pH值，液体就不能获得所需的交联速度和热稳定性；

严格控制pH值是保证交联压裂液性能的关键；3A.3化学污染

大多数污染源来自于配制压裂液的混合水；很多表面活性剂、粘土稳定剂和起泡剂也影响交联压裂液性能；

3.6.2破胶剂

破胶原理：通过把聚合物分解成小分子量的碎片来降低液体的粘度。在作业期间，裂缝闭合后聚合物的浓度高于地面浓度5~7倍，粘度也同时大增，这就使得破胶剂的使用很有必要。

氧化剂常用的压裂液破胶剂：

酶制剂

过硫酸胺常用的氧化破胶剂：过硫酸钾过硫酸钠盐过硫酸盐热解生成极活跃的硫酸基侵蚀聚合物，导致聚合物分子量及增稠能力下降：过硫酸盐分解进而活跃与温度有很大的关系：

温度低于52°C以下，仅用过硫酸盐，热解速度非常慢；

温度高于52°C，破胶剂就会随着温度的增加而变得活跃；

温度在80°C以上，即使溶解少量的过硫酸盐也能使粘度迅速降低；酶破胶剂94年以前，其用途仅限于较好的环境：pH值在3.5~8，温度不超过66°C；

对温度超过66°C的井，仅用低级过硫酸盐；胶囊破胶剂研制成功，实现了不影响压裂液粘度也可用高浓度破胶剂；新的理论突破实现了酶的有效范围可高至pH值为10；最近，在温度超过66°C的环境中，酶也能在短期保持一定的活性；

3B破胶剂的选择其它材料的破胶剂：

活性逊色于过硫酸盐的氧化剂；无机过氧化物；氟化物离子溶液；酸液；3.6.3降滤失剂

控制液体滤失是有效压裂作业的关键。液体滤失的类型有2种：

1.液体在低或高渗透层基岩中的滤失；2.液体在微裂缝中的滤失；岩石基质滤失期间，聚合物被过滤出来滞留在低渗透性岩石表面而形成滤饼；在高渗透地层中，聚合物和添加剂能穿透多数孔隙喉道形成内部滤饼；常用降滤失添加剂：硅粉

Penny(1985)曾报道在5100mD的岩层中使用硅粉使初滤失量降低了10倍；

Navarrete测出硅粉的效能取决于硅粉是否能到达岩石壁上以及是否能免于从岩石面上被剪切下来；设微粒驱向岩石壁的力；微粒沿切线驱向岩石壁的力；那么微粒到达岩石壁的机会以及停留在岩石壁上的时间随的增加而增加；

的比值随下列变量而增加：

1.涌向岩石壁的滤失量增加；2.微粒直径变小；3.沿岩石壁流动的液体剪切应力变小；淀粉

它是多糖的长链葡萄糖分子，含有20%~30%的线性直链淀粉分子和80%~70%的支链淀粉分子；可视为在压力和引力作用下能发生形变的软颗粒，特别适于形成低渗透性滤饼；但若孔隙喉道太大，淀粉变形也能产生不利影响；油溶性树脂

大小合适，热软化点适中，能桥塞和封闭孔隙空间以降低滤失；它优于硅粉和淀粉在于其具有油溶性，溶解过程对地层的伤害最小；不足在于价格昂贵；分散液液体中的油分散于水中，油浓度很低，但能有效控制滤失；低渗透性条件下，分散的微粒可有效的堵塞孔隙喉道；

Gulbis(1983)和Penny(1985)测定了5%的柴油作为降滤失剂的效果；对于大多数的降滤失剂，它和添加剂一样，所形成的滤饼都具有长期的耐久性，难从裂缝中清除。因此在储层中，液体滤失对裂缝面的伤害程度对评价作业效果就显得非常重要。3.6.4杀菌剂加入杀菌剂主要是为了防止因聚合物细微降解而导致粘度下降。细菌的危害：

1.破坏凝胶性能；2.使储层流体发酸发酵；3.把硫酸盐离子还原为H2S气体，这是一种有毒的危险气体；常用杀菌剂：戊二醛氯苯氧化物季氨化合物异噻唑林常用杀菌剂3.6.5稳定剂

主要用于防止多糖聚合物凝胶在温度高于200°F或112°C时发生降解。

甲醇常用的稳定剂

硫代硫酸钠(Na2S2O3)

对于稳定剂的机理，目前还没充分了解，但普遍认为它们与除氧剂一样，可防止由溶解的氧而引致的凝胶快速降解。3.6.6表面活性剂

它是以低浓度吸附在两种非混相物质界面上的一种材料，能有效降低界面膨胀所需的能量。其主要应用在于：

1.是促成形成稳定泡沫的主要成分；2.在复合乳化液中用它稳定水溶油乳化剂；3.还可用作表面张力降减剂和地层调节剂，有利于清洗裂缝中压裂液；3.6.7粘土稳定剂

粘土是平均尺寸为2um的硅氧化物和铝氧化物颗粒，当正电（铝）与负电（氧）间的电荷平衡因阳离子置换或颗粒中断而遭到破坏，就产生带负电的粒子。源于液体中的阳离子包围了粘土颗粒并形成了带正电荷的电子云，这样颗粒相互排斥且易于运移。常用粘土稳定剂：3.7支撑剂

主要用于支撑裂缝，形成导流通道。影响裂缝导流能力的因素如下：

1.支撑剂组分2.支撑剂的物理性能3.支撑剂充填层的渗透率4.闭合后裂缝内聚合物浓度影响5.地层中细小微粒在裂缝中的移动6.支撑剂长期破碎性能

3.7.1支撑剂的物理性能影响支撑剂的物理性能包括：

1.支撑剂的强度2.支撑剂的粒径和粒径分布3.细小微粒和杂质含量4.支撑剂的圆度和球度5.支撑剂的密度支撑剂的强度

下图比较了各种支撑剂的强度：图13各类支撑剂强度对比

若从强度和费用来考虑，选择支撑剂可参考如下的方案：

1.砂—闭合应力小于6000psi；2.树脂涂层支撑剂--闭合应力小于8000psi；

3.中等强度支撑剂--闭合应力大于5000psi，但小于10000psi；

4.高强度支撑剂--闭合应力等于或大于10000psi；支撑剂的粒径和粒径分布

常根据经济效益和费用关系来确定粒径尺寸。

大粒径支撑剂充填层渗透性较好，但必须评价支撑剂充填层的地层情况以及在输送和铺置支撑剂方面增加的难度；

含杂质地层，不宜使用大粒径支撑剂，常采用小粒径支撑剂；

在深井使用大粒径支撑剂也不很奏效；支撑剂的圆度和球度圆度是颗粒棱角相对锐利程度的量度。球度是支撑剂颗粒接近球形程度的量度。若支撑剂的圆度和球度较好，那作用在支撑剂上的应力分布就较均匀，就能承受较高的负荷，反之亦然。支撑剂的密度

支撑剂的密度是影响支撑剂输送和支撑剂铺置质量的因素之一。

改善支撑剂铺置质量的方法有2种：

使用高粘度液体降低支撑剂沉降速度；提高注入速度，缩短作业时间和支撑剂悬浮时间；3.7.2支撑剂分类

砂子是最常用的支撑剂，可分为以下几类：

1.北方白砂；2.得克萨斯棕砂；3.科罗拉多硅质砂；4.亚利桑那硅质砂；树脂涂层技术

树脂涂层砂强度大于常规砂子，可用于闭合应力小于8000psi的环境；若闭合应力大于4000psi且无不利液体影响，树脂涂层砂导流能力高于常规砂子；

树脂有助于增加砂粒承受应力的面积，降低某一点负荷；颗粒被压碎时能包胶颗粒被压碎的部分，防止其运移并堵塞通道；有些树脂涂层支撑剂上的树脂可以固化，这种涂层可用于砂子或其它类型的支撑剂；

树脂涂层支撑剂的不足之处：

1.影响常用压裂液添加剂的性能；2.影响支撑剂充填层的交联剂的交联，导致渗透率降低；3.增加支撑剂破碎率，导致支撑剂返排；3C降低树脂涂层支撑剂的影响

为减少树脂涂层的负面影响，可采取如下办法：

1.用纤维增强；2.尽可能减少树脂涂层支撑剂的用量；3.用预固化树脂涂层支撑剂;4.氧化破胶剂浓度较高时，避免使用可固化树脂涂层支撑剂;5.作业前，确定压裂液与树脂涂层支撑剂配伍性；6.不能把树脂涂层支撑剂与压裂液批量混配；1.裂缝导流能力确定原则(1)McGuire&Sikora

图版法—图版说明—导流能力确定思路

在给定闭合压力下，从现有支撑剂的导流能力入手，得到不同穿透比时期望获得的增产倍数(压后产量)。

从预期的产量出发，按照不同穿透比时所需要的导流能力选择支撑剂。(2)辛科准则(Cinco,1978)—辛科准数—辛科准则

Cinco认为：准数反映了支撑缝长在选择支撑剂中的使用，虽然缝越长，所需裂缝导流能力越大，只要cr>10，则压裂必然有效。—实际应用垂直裂缝水平裂缝2.支撑剂类型选择—当闭合压力小于40MPa，可选用石英砂作支撑剂。—当闭合压力高于70MPa，一般选用高强度陶粒。—当闭合压力在40~70Ma之间可选用中强度陶粒。—通常我国在3000m以上深井选用陶粒。—中深井压裂尾追陶粒。3.支撑剂粒径选择—基于闭合压力：在闭合压力不太高时，大颗粒能提供更高导流能力，而在高闭合压力下，各种尺寸支撑剂导流能力基本相同，甚至小颗粒支撑剂提供的导流能力更高。—基于允许支撑剂填充的裂缝宽度：支撑剂在裂缝中自由运移的最小宽度为最大颗粒的2.5~3倍。—基于输送支撑剂的要求：粒径越大，携带支撑剂越困难。在许多情况下，支撑剂输送条件(主要是压裂液表观粘度)控制了可选择的支撑剂尺寸。通常是按粒径大小分批泵入，第一批粒径小，向裂缝深部运移，最后一批粒径最大，沉降于井筒附近裂缝中，以提高关键地区渗透率。4.支撑剂铺置浓度选择—支撑剂浓度选择非常重要。—依据裂缝导流能力和给定实验数据结果选择。—压裂设计计算优化砂比。本章内容结束，谢谢！第三章压裂施工4.1作业施工原则4.2压裂施工质量标准4.3压裂施工程序4.4压裂施工检查4.5施工中特殊情况分析4.1作业施工的原则

1、施工必须达到设计要求，资料齐全、准确；2、施工过程不能损害油气层，有利于油气田稳产高产；3、施工后井下情况清楚，管柱清洁，深度规范符合要求；4、完井后井口井场设备齐全、完好、规格，符合按时投产要求。4.2压裂施工质量标准

1、油气水井压裂层位必须按地质方案进行，压裂管柱下入深度必须准确，一律使用普通油管；2、压裂砂经过清洗、分选，同级压裂砂粒径差不允许大于0.5mm，石英含量在95％以上；3、油水井压裂要保持清洁，不许污染、堵塞压裂层；4、不同油田，不同区块油气水井加砂量不一样；5、油气水井压裂加砂后替挤量要严格执行设计要求；6、油气水井压裂前后一律要探砂面若砂面在射孔底界以下10m不冲砂，若在10m以上要冲至人工井底；

7、水井压裂前必须洗井合格，压裂后用施工管柱立即转注3～5d，然后再起出压裂管柱，下入配注管柱；8、油水井压裂后要注意扩散压力，在活动管柱和起下作业中，不许放喷，以防吐砂；9、压裂之后，按施工设计要求下入完井管柱，具体要求是：（1）油井下测试管柱，喇叭口深度下至射孔顶界以上5～10m；（2）油井下配产管柱，按配产设计要求下入管柱，封隔器要全部密封方可交井；（3）水井完井管柱按配注要求下入。10、施工完井，井口设备完好，不刺不漏，井场清洁，具备投产条件，文明施工，方可交井。4.3压裂施工工序一个完整的压裂工作程序如下：准备→接井→井控→动井口→安装井口放喷器→下压裂管柱→施工措施→替喷→试生产→验收→交井其中施工措施一般分为七个步骤：摆车→循环→试压→试挤→压裂（预压）→加砂→替挤（顶替）4.4施工检查1施工监测一切压裂施工都需要良好的质量控制和有效的监测。1.1压裂液施工排量的监测大型的水力压裂施工需要大量的液体（通常多于760m3），泵入时间，一次施工需6～12h是常见的；施工期间，液体和砂子的排量即使相对很小的变化也会带来很明显的后果。将会导致很大的误差。这种误差会给压裂施工带来重大损失，很可能在最后泵入的支撑剂浓度达到最高点以获得最大的效果以前，胶液已经用完。用来监测液体和砂子排量的大多数仪器的精度仅为±5％，需要进行定期的检验和适当调整，使他们给施工带来的误差降到最低程度

1.2加砂量的监测加砂量的测量同样是困难的工作，整个施工过程中测量误差很小也可能导致施工结论本质上的差别。加砂量可用几种方法进行验证，所有的方法应互相配合使用以使误差最小。

2压力波动在压裂施工过程中进行估算时，最关键的问题之一是施工时的压力波动。为了有效的采取补救措施，必须正确地找出压力变化的原因。有四种引起压力波动的原因，即力学问题、胶体性能变化、支撑剂浓度的改变和地层响应。

（1）引起施工压力异常高的最通常的力学问题是压裂流体通过射孔孔眼时受到限制，当流体通过孔眼时要产生用量降落。当某些孔眼不能通过流体时，则其余的孔眼的流量就会增加，因而造成更高的压力降落，这将会导致地面的施工压力比预料的要高，还可能会不得不改变施工程序。如果地面的施工压力比预料的要高，可用瞬时停泵压力来检测井底压力，以便确定预计的井底压力是否正确。已知泵入排量和施工管路的摩擦阻力，就可以计算出畅道的孔眼数，当某些孔眼被堵塞，或者是孔眼没有同裂缝相连通，或是孔眼直径比预计的要小时，则计算出的畅道孔眼数就可能低于实际射孔数，套管上实际的孔眼直径可能比射孔作业单上的数据要小，在继续进行压裂施工讴歌施工前，可能需要重新进行酸化处理或重新射孔通常在进行正式压裂施工以前的测试压裂或疏通孔眼时，就应该注意这些问题。

（2）当压力升高或降低时，很难确定是由于地层的裂缝性能所引起的还是由于胶液的性能所引起的，关键因素是发生变化的时间。如果这段时间于液体通过油管或套管所需要的时间相一致，则他可能反应了施工液体性能的变化，其它的压力变化通常是和裂缝几何动态特性的改变有关。如果确定了压力变化是与液体性能改变有关，则应考虑以下原因。由于难以使支撑剂浓度保持稳定，就会因为静水柱压力的升高或降低而引起压力波动。集合物（胶液）浓度的变化也会引起压力的变化。聚合物混合不均匀会在压裂液储罐内形成不同浓度的分层，这样，有时会造成在一罐液体将要用完时引起压力升高，而在开始使用另一罐液体时引起压力降低，均匀的混合将会减少这种影响。倒换不同密度的支撑剂将同样影响压力变化。

当施工液体不能很好交联时，压力可能降低，在液体通过管柱的整个时间内，都可能会发生压力降落，这种情况需尽快的进行纠正，它经常会导致脱砂，这是由于支撑剂输送能力下降，裂缝宽度随着粘度的降低而减少、液体滤失可能增加的缘故。当胶联剂加入太快时，会导致胶联剂浓度太高，也会造成压力升高。随着注入排量的增加，压力波动会更大，主要因为它与摩阻有关。当注入排量较低时，可能不会发现与胶液性能有关的问题，但仍然有害。有地层裂缝性能引起的大的压力变化通常会造成裂缝穿出压裂层或脱砂。

（3）脱砂前压力上升通常可以看作是将出现脱砂的早期征兆，但并不一定出现。当压力突然增加时，脱砂通常是发生在靠近井筒的地方，其原因可能是错误的泵入了非常高的砂浓度，因胶联不好造成胶液粘度降低，或者是孔眼受到限制等，这种情况几乎没有什么早期征兆，所能采取的补救措施也很少。在施工过程中，由于液体和支撑剂混合不好等问题而造成过早的脱砂时，只能修改压裂设计，采取折中方案，对井进行返排，使堵塞的孔眼打开。如果可能在重新泵入。

距离井筒有一定距离的地方，会发生一些其它类型的脱砂，这种压力上升在开始时是逐渐的，然后随着裂缝充满砂子，上升急剧加快，地面施工压力有明显上升趋势。此时，可能会有一个或几个压力上升尖峰，这种现象通常出现在压力陡增之前，这肯定会导致脱砂，在一个区域里多次施工的经验可为是否出现脱砂现象提供参考，当出现上述现象时，足以确定会出现脱砂，需及时从管柱内将支撑剂冲洗出来。

最后的冲洗大多数的搅拌器都有“清洁/含砂”的旁通管线。重要的是将最后的最大的支撑剂浓度的液体干净地替换为清洁液体，并泵入适量顶替液，从地面管线到射孔段顶部以上的油管（考虑到管径变化和流量误差，最好在射孔段顶部以上约15～30m）中的砂子被顶替。井底要有足够长的口袋，以便在液柱停止以后，井筒中的剩余支撑剂能够落在底部射孔以下的位置。如果搅拌器无（或不能）旁通，应使用密度计来控制最后的顶替或冲洗。当停止向搅拌器输送支撑剂时，搅拌器内的含砂浓度将会逐渐降低。当井口的砂密度计读数开始下降，就开始使用顶替液，这样就可保证不会将最后的高含砂浓度过渡冲洗。在地面管线内，冲洗液可能会有些损耗或同其它液体有些混合，所以，在井口的密度计应该总是被用来监测最后的浓度，以确保最终含砂浓度达到设计要求并将最后阶段的砂子运送到靠近井筒的裂缝中。

裂缝闭合和液体返排关井时间取决于最后泵入胶液的破胶时间和裂缝闭合时间，在进行返排以前，需满足这两个时间。应在近似于井下温度剖面的情况下井下破胶试验，这个温度刨面是由裂缝温度模型确定的。压裂液样品可以放在现场实验室的热浴中，当压裂液样品在地层温度下破胶时，井下返排才安全。过早的将没破胶的胶液井下返排可能会将井筒附近裂缝中的支撑剂带出来，从而造成井筒附近的导流能力降低，而在井筒附近最需要高导流能力。在此过程中，给定地层、井深和油田区块内有关胶液系统和压裂施工后返排工作的现场经验会提供有意义的指导。需按预先确定的排量进行返排，以防止从裂缝中排出油气。在井口安装双油嘴和双闸门，可以允许在一个油嘴照常控制油气流的同时关闭另一个油嘴并进行更换，如果破胶不好的胶液从井筒带出支撑剂，将会造成严重的磨损。在返排期间，所有通向废液坑的管线必须用两个铁桩固定，以防止其抖动：井口上的油管/套管环空阀门应稍微打开，这样当返排液体加热环空中的液体时，这阀门可以泄压。如果环空阀门关闭，由于温度上升，会造成环空的压力上升，这样可能会造成套管破裂或油管挤扁。压不开的原因分析压窜的原因分析砂堵的原因分析压裂管柱活动困难的原因分析沉砂的原因分析4.5施工中常见问题分析目的层无注入量

低排量持续高压不降压不开的原因分析地质因素管柱因素井身因素地层物性较差，吸液困难，在地面设备及井下工具所承受的压力范围内无法把地层压开，形成裂缝。射开厚度小，中区高台子油层，外围扶杨油层。

、处理措施

地质因素地层压不开的主要原因在不超压的基础上瞬间起停泵憋放挤酸管柱因素喷砂器被砂埋组配或下井压裂管柱有误压裂管柱不通由于作业队技术员疏忽或是小班工人下管柱时大意，将卡距卡在了未射井段上，造成压不开。压裂人员要熟知管柱结构，及时做出准确地判断，提出合理的处理措施。

我们可根据泵入压裂液的数量大致推断出不通的位置。目的层压不开的主观原因压裂施工中替挤量不足上提管柱过程中地层吐砂井身因素堵塞炮眼常常出现在水井中，由于注入水中的金属离子和杂质，对炮眼造成的污染，导致在管柱限压内压不开。多发生在压裂第二层以上的层位。处理办法通常是将卡在压不开井段的卡距下放至已压开井段或上提到其它高渗透油层上，然后小排量起泵推注，酸到位后再将管柱调整到原位置。

如果是深井底部下有导压喷砂器的，可通过正、反洗井，将脏物循环洗出。对待这类压不开井，一是采用瞬间起停泵憋放，二是采取迅速大幅度上下活动管柱的措施。通过封隔器活塞式的抽吸作用，将堵塞物排出。

、射孔炮眼污染严重

、压前挤酸不到位

、油套环形空间有泥浆或死油

、射孔质量问题

造成炮眼数量少或无炮眼。解决的方法只有重新射孔。

、油井结蜡严重

下压裂管柱时把死蜡推到目的层，导致炮眼堵塞压不开，处理措施：压前用热水清洗油层或刮蜡。常出现在过渡带井中。

压窜的原因分析1、压裂过程中地层窜槽引起的套喷

地层窜分上窜、下窜两种，上窜比较容易判断，因为上窜会引起套喷。导致上窜的主要原因是由于被压层位的上夹层比较薄（1～4m）。如果上面的地层也是预压层位，那么采取的折中办法就是两层合压。如果上面有射孔井段，但不是预压层位（没封隔器）那么就只能停止施工，与厂家联系扩层。固井质量差也会导致压窜。压窜的原因分析2、压裂过程中由于封隔器坏引起的套喷

封隔器是用来封隔油套环形空间的一种工具，如果封隔器损坏，其胶筒不能膨胀，无法封隔油套环形空间时，则形成套喷。上封隔器损坏形成的套喷现象非常明显，因为油套完全处于连通状态。我们可以通过上提验封的办法来判断。压窜的原因分析3、压裂过程中由于油管打洞、断裂引起的套喷

油管打洞、断裂形成的套喷与上封隔器损坏形成的套喷同属油套连通的一种，现象比较明显。如果是在卡距以上断裂，那么油套连通就会形成套喷，如果断裂处是在卡距内，此时上级封隔器还在工作，不会有套喷现象，但油管此时会上顶，压力也会有明显的下降。压窜的原因分析4、配错或下错管柱引起的套喷

1）单层压裂:单层压裂都是一封一喷或两封一喷，一封一喷多为探井。如果油管下错，使封隔器卡在被压层的炮眼上，压裂时携砂液就会通过上封隔器上面的炮眼进入套管形成套喷。处理措施：正确调整管柱深度。

2）多层压裂:（普通型管柱）多层压裂时管柱配错，对压裂施工是极其危险的，出现的情况，也很复杂，包括：压不开、套喷、油管打洞、损坏封隔器、卡管柱等一系列严重问题，一旦起车有套喷现象，要坚决终止施工，核对井上管柱记录或上磁测查找原因。

1、压裂液性能2、地层物性的变化3、施工操作允许压力压力大幅上升砂堵的原因分析砂堵的原因分析1）压裂液性能低滤失性高携砂性热稳定性抗剪切性砂堵的原因分析1）压裂液性能

a:压裂液滤失量过大，会大幅度降低前置液在缝中利用效率，使裂缝几何尺寸达不到设计的规模。加砂过程中由于压裂液大量滤失，造成裂缝端部脱砂，随着时间的增加，砂比加大，脱砂量增加，泵压会逐渐升高至最高允许压力，而被迫停砂、停泵。从施工曲线上看，当压力曲线未直线上升以前是地层内发生脱砂，压力直线上升则是喷砂器和炮眼砂堵，施工中的防治措施是前置液要用交联压裂液，粘度要稍大于携砂液。

b:加砂过程中，压裂液粘度突然变低，导致携砂能力变差也是发生砂堵的主要原因。施工曲线的特征是：排量曲线突然上升一个台阶，当这一阶段的携砂液到达井底后压力上升。粘度越低，性能越差，砂比越高，压力上升到最高允许压力的时间间隔也就越短，造成措手不及的砂堵。因此，在施工中，工程技术人员应细心观察排量曲线变化，负责加砂人员应密切注意交联液浓度变化，及时调整基胶比

c:压裂液稳定性差，抗剪切能力差，会造成携砂液进入地层以前已经破胶，支撑剂在近井筒附近的地层沉积形成砂桥而堵井。施工过程中的表现是：交联剂的用量比平时大许多，但是压裂液成胶不好，经压裂车大泵剪切后携砂能力降低。主要原因是压裂液配制过程中，粘度不够，或者是配液的水中盐离子的作用，使交联剂不能正常发挥作用。

a:有断层的地层会造成砂堵。砂堵的原因分析2）地层因素

b:油层砂体的非均质性如岩性尖灭等会导致裂缝的规模受限形成砂堵，在过渡带和油田边缘易发生此类砂堵。

c:地层天然裂缝发育良好或者压裂时产生的微裂缝多，施工时易发生堵井，原因是压裂液的滤失量过大，工作效率降低。可采用适当增大胶联剂量，增加压裂液粘度的方法或是粉砂预处理的方法进行预防。

d:水井比油井产生堵井的可能性大，注水层具有较高的孔隙度和连通性,导致施工时滤失量大。处理措施：提高排量，降低砂比。砂堵的原因分析3）施工操作不当造成砂堵

a:前置液少，动态缝宽不够，容易形成砂堵。。

b:加砂过程中，由于设备损坏、仪器故障停车更换或修理，会造成沉砂堵井。这些故障有多种情况：压裂车抽空、混砂车零部件故障、计算机系统失灵、井口设备破裂。预防措施就是保证高压部件在检定周期内使用。

c:砂比提升过快，容易形成砂堵。

压裂管柱活动困难的原因分析

活动管柱是压裂作业中的一项重要工序，它的快慢直接影响到作业和压裂的进度，同时也关系到施工的效益，所以如何预防和处理管柱活动不开是非常关键的。在压裂施工过程中，经常会发生管柱活动困难的现象，原因很多，但主要分为以下六种类型：封隔器质量不好在高压作用下胶筒不收缩，而导致封隔器不解封

封隔器质量的好坏直接影响到活动管柱的难易程度。正常情况下，在压裂结束后，会看到套压表的套压明显上升，这表明封隔器已经解封，压裂层位的压力已经传到井口，这时候管柱就很容易活动开。如果封隔器的质量不好或在压裂结束后封隔器的胶筒不收缩，这样会给活动管柱带来很大的困难。出现这种情况，如果多次活动不开，我们应采取平衡套压的方法，使封隔器胶筒上下压力趋于相近，迫使封隔器收缩。封隔器的水嘴被堵死，导致封隔器不收

在施工时曾遇到过这种情况。在压完两层后，准备上提管柱压第三层时，上提管柱过程中遇到困难，当时套压也比较高，可是封隔器就是不收缩。后来，重新连接好了压裂管柱，正向大排量向地层注入压裂液，然后停泵，瞬间憋放，再活动管柱，结果很快就活动开了。

这种方法是将封隔器水嘴的堵塞物在憋放过程中排出，使胶筒内的压力释放，封隔器收缩。地层窜槽导致管柱活动不开

压裂施工中由于地层窜槽或封隔器坏，携砂液从油套环形空间上窜，使支撑剂沉落到最上级封隔器上，导致上封隔器被砂埋，而使管柱活动不开。目前薄夹层井压裂施工很多，在加砂过程中，发现套压持续升高，打开套管闸门，套管溢流越来越大，此时判断是地层窜槽，应立刻停砂替挤，当套管内无压裂砂后，活动并上提管柱。如果地层上窜，没能得到正确及时的处理，管柱被沉砂埋死，将给施工带来极大的不便，严重的可能发生工程事故。在施工过程中一旦确认是地层窜槽，则应立即停砂，进行替挤，避免出现更大的经济损失。封隔器发生塑性变形，管柱活动不开

普通封隔器的承受压力一般在40MPa左右，当压力持续偏高或在瞬间压力过高时，有可能使封隔器内部结构发生变化，产生塑性变形，使其活动受阻。

为了减少这种现象的发生，除选用质量好的封隔器之外，在施工过程中要控制施工压力，在封隔器能承受的压力范围内施工。作业施工过程中，油套环形空间掉下落物卡住封隔器，导致管柱活动不开

因此在作业施工过程中，我们应该严细认真，文明施工，这种事故是完全可以避免。套管变形，导致管柱活动不开

在下压裂管柱施工过程中，套管无遇阻现象，但在起压裂管柱时，套管变形，这种现象也时有发生。

管柱活动不开的原因有很多，只要我们提前预防，正确处理，将会减少工程事故的发生。沉砂的原因分析

沉砂就是在压裂施工中由于机械设备故障、下井原材料、工具质量不过关或人为操作不当等原因引起的压裂管柱内或油套环形空间内填砂。

下面我们主要通过现场施工来分析沉砂的形成原因，了解如何预防和避免此类事故的发生。

替挤过程中，由于替挤量不足,使管柱中压裂砂未全部替入地层，从而形成沉砂。

此类沉砂现象属于人为造成，所以减少或避免此类事故发生的根本就是在于技术操作人员本身，要求是在替挤过程中必须严、细、准，做到不超不少。加砂过程中因井口设备或地面管汇破裂停止施工，也可能造成沉砂。

在加砂过程中如果井口设备或地面管汇破裂，必须紧急停车更换，支撑剂在管柱内沉积，如果不及时起车就会造成沉砂。此类沉砂现象属于高压部件质量问题引起，所以在压前的准备过程中，必须进行严格的检查、试压，不能麻痹大意。压裂施工过程中，由于设备原因而引起的沉砂

由于压裂液成胶不好或排量低，支撑剂会沉在混砂车出口的管道中，重新起车时，如循环不净，支撑剂就会被带入管柱中，这时由于刚起车没有压开裂缝，支撑剂堆积在喷砂器和油套环空中，形成沉砂。因此压前做好循环，将会避免这种现象的发生。压后上提时喷砂器被打坏，返排时造成沉砂。

压裂施工后，需要关井扩散压力，如果扩散时间不够，压裂液没有破胶，或是地层没有闭合，在返排过程中，地层就会吐砂，如果此时喷砂器凡尔罩被打坏，所吐出的支撑剂将会从喷砂器进入油管，当压力平衡后迅速沉积在压裂管柱内，造成沉砂。因此保证扩散时间是减少此类事故发生的关键。汇报有不妥之处请领导批评指正！谢谢大家!

第四章