中外压裂技术现状及进展

1、中外压裂技术现状与进展目 录1. 国外压裂液发展现状及选择依据1.1 国外压裂液发展状况1.2 压裂液的选择依据2 支撑剂发展状况及技术要求2.1 中外支撑剂状况及影响导流能力的因素2.2 支撑剂渗透率对压裂效果的影响 3. 压裂综合施工设计技术路线4. 目前国外公司的软件状况及技术发展趋势 5.美国大石油公司大型压裂（MHF）处理设计实例5.1 详细规划5.2根据地层条件来选择压裂流体及支撑剂5.3细致的后勤规划可排除人为误差和机械故障 5.4作业计划需要良好的设备和有经验的人员5.5 结论 6我国大型压裂的成功实例（角58井）7.现状及工作建议7.1设备现状7.2 压裂设计及压裂液7.3

2、工作建议参考文献水力压裂作为油气藏增产措施，已经应用近50年。它是利用高的排量和压力，将含有高浓度支撑剂的非牛顿高粘压裂液注入井下，在目的层造缝并延伸扩展裂缝；当压裂液破胶返排后形成一条或多条具有高导流能力的支撑裂缝。压裂液作为造缝和携砂的介质，其性能的改进一直是人们研究的课题。自50年代以来大规模进行水力压裂以来，压裂液无论从单项添加剂研制、整体压裂液配方体系的形成、室内研究仪器设备和方法以及现场应用工艺技术等均发生了重大变化，特别是90年代以来，压裂液体系研究趋于完善，在压裂液化学和应用工艺技术方面又取得了许多新的突破，并在现场应用中发挥了重要作用。本部分综述了90年代国外压裂液技术的新进

3、展。1. 国外压裂液发展现状及选择依据1.1 国外压裂液发展状况目前，国外广泛使用的压裂液体系可分为水基压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和乳化压裂液，自1950年到1996年，压裂液发展趋势如图1所示。可见从50年代初到60年代初是以油基压裂液为主，而在60年代初，以瓜尔胶稠化剂的问世，标志着现代压裂液化学的诞生。70年代初，由于瓜尔胶化学改性（如羟丙基瓜尔胶HPG、羟基羧甲基瓜尔胶CMHPG）的成功，以及交联体系的完善（由硼、锑发展到有机钛、有机锆），水基压裂液迅速发展，在压裂液类型占主导作用；随后致密气藏的开采和部分低压油井压后返排困难等因素，在80年代泡沫压裂液技术又大规模在现场应用，取代

4、了部分水基压裂液。目前在国外压裂液体系仍是以水基压裂液为主（占65%），泡沫（占30%），油基，乳化压裂液（占5%）共存的局面。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%，未交联线形胶占15%（如图2）。水基压裂液由聚合物稠化剂（植物胶，如瓜尔胶、香豆胶等）、交联剂、破胶剂、pH值调节剂，杀菌剂、粘土稳定剂和助排剂等组成，具有低廉、安全、可操作性强、综合性能好、运用范围广等特点，但潜在的问题是损害水敏性储层，以及由于残渣，未破胶的浓缩胶和滤饼造成的导流能力损害。减少伤害、降低成本是其发展方向。泡沫压裂液具有易返排、伤害小、携砂能力强等特点。在压裂施工中的应用正稳步增加

5、。泡沫压裂液一般由气相和液相组成，气相（一般为70%-75%的CO2或N2）以气泡的形式分散在整个连续的液相之中。液相通常含有表面活性剂或其它稳定剂，加入植物胶稠化剂，可以改善泡沫压裂液的稳定性。适合于低压、水敏性储层，尤其是气藏。油基压裂液通常由烃类（原油、柴油）、稠化剂（有机磷酸盐）、交联剂（偏铝酸盐）和破胶剂（强碱弱酸盐）组成。通过两步交联法，提高了现场可操作性和耐温能力（达130C）。它与油藏配伍性好，易返排、低伤害，适合于强水敏、低压储层，同时也存在安全性差、成本高、耐温能力较弱、滤失量大等特点。改善施工安全的可操作性，使用高效液体破胶剂是油基压裂液的发展方向。乳化压裂液是介于水基与

6、油基之间的压裂液流体，目前常用的是聚合物水包油乳化压裂液。它由60%-70%的液态烃（原油或柴油为内相）和30%-40%聚合物稠化水（植物胶水溶液为外相）组成，具有低滤失、低残渣、粘度高、伤害较小等特点。改善流变性能、降低摩阻是其发展方向。1.2 压裂液的选择依据压裂作业中液体配方的选择应满足储层特点。由多种粘土矿物引起油层污染（表1）。储层对压裂液和添加剂的要求大部分应从油层保护角度出发优选。粘土矿物的化学成分各异，可与近井液体发生不同的反应。水溶性盐（KCl、NH4Cl）加入会降低水基液的反应速度，岩石接触水基液时间越长，它吸附的水就越多。且与水基液中的阳离子含量、PH值有关。表1 粘土矿

7、物对储层的影响矿物化学成分给储层带来的主要问题绿泥石(Mg,Al,Fe)12(Si, Al)8O20(OH)16对酸和氧化水极为敏感，析出无法通过孔隙喉道的胶状Fe(OH)3。伊利石K1-1.5 Al4Si7-6.5Al1-1.5 O20(OH)4同其它可运移微粒一起堵塞孔隙喉道，K+的沥滤会使它变成膨胀粘土。混合层伊利石-蒙脱石绿泥石-蒙脱石断裂成块状物和桥接物，横跨孔隙，从而降低渗透率。高岭石Al4 Si4O10(OH)8断裂、运移，并聚集在孔隙喉道，从而严重堵塞孔隙，降低渗透率蒙脱石(1/2Ca,Na)0.7(Al, Fe,Mg)4Si,Al8 O20.nH2O对水敏感，可百分之百地膨胀

8、。减少微孔隙和降低渗透率。压裂作业中保护油气层液体技术有选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液包括水敏性油气层、低渗油气层、高温深层应分别选用油基或泡沫压裂液、残渣低滤失低返排能力强的压裂液、耐高温抗剪切低摩阻的压裂液。合理的添加剂，如PH调节剂可控制增稠剂溶解速度、交联速度等；降滤失剂可控制压裂液滤失量、提高液体效率，防止水敏性地层、泥岩、页岩粘土的膨胀和微粒的运移。常用的添加剂有粘土稳定剂、降阻剂、破胶剂、破乳剂、消泡剂、杀菌剂、冻胶稳定剂等。表2 油层对压裂液的要求油层特征压裂液性能要求配伍选择酸敏矿物较多防止酸性沉淀控制PH低温油层破胶快、彻底低温高效破胶剂压力系数低返排容易加入助排剂、表

9、面活性剂砂岩地层不宜用阳离子表面活性剂破乳，避免地层转为油湿润，降低油相渗透率非离子表面活性剂破乳剂低压、低渗低残渣、低滤失、返排能力强低残渣增稠剂、助排剂、降滤失剂水敏矿物多防粘土膨胀能力或油基压裂液加入粘土稳定剂2支撑剂发展状况及技术要求2.1 中外支撑剂状况及影响导流能力的因素近年来，国外在支撑剂特性评估方法与设备日趋成熟，特别在裂缝导流能力评估技术方面有较大的完善和提高，国内院校与油田为研究支撑剂特性评估及应用也进行了大量的研究工作。天然石英砂支撑剂在密度、资源、成本方面有较大的优势，在有效闭合应力低于30Mpa的地层条件下，优质天然石英砂（表3）有足够的强度可保持较好的导流能力。人造

10、陶粒支撑剂目前在性能方面有了很大的改善，中高密度陶粒一般有较高的强度，可用于我国油田中深及深层油气藏的压裂施工。在我国现有压裂液系统条件下，陶粒的密度限制了缝内支撑剂铺置浓度的提高，因此，开发低密度陶粒既能消除和弥补天然石英砂支撑剂强度上的弱点，又能在同等条件下提高水力裂缝缝内的支撑剂铺置浓度，从而提高裂缝导流能力。支撑剂导流能力与其物理性能关系密切。在诸多因素中短期导流能力与支撑剂抗压强度和铺置浓度关系非常敏感。支撑剂受到闭合应力作用，部分支撑剂破碎产生的碎屑运移堵塞流通孔道是裂缝导流能力下降的主要原因。（据朱文等廊坊分院）2.1.1 粒径分布的影响 一般以一定铺置浓度的支撑剂受到额定压力后

11、，公称粒径下限以下的破碎率来衡量支撑剂的强度。对不同粒径的支撑剂按统一的规范进行的抗压强度试验表明：增大石英砂支撑剂大颗粒砂子的含量，可以改善石英砂支撑剂通过抗压强度测试的能力（表4），陶粒支撑剂的破碎情况与石英砂类似。若将支撑剂粒径分布集中在靠近粒径上限范围内有助于改善其抗压强度的测试结果，而且可以提高支撑剂的导流能力（表5），石英砂的改善情况与陶粒相同。在额定压力下，大颗粒支撑剂的实际破碎情况比较广重，这一结论和以往单颗粒支撑剂抗压强度试验的结论相同。（据朱文等廊坊分院）（据朱文等廊坊分院）2.1.2 微观结构的影响 天然石英砂中有许多不同的矿物成分，如钾长石、燧石、斜长石及其它杂质等，采

12、用随机抽样的方法进行石英砂的矿物成分分析是最为客观的方法。通过石英砂的薄片鉴定分析，可以确定砂样是单晶还是复晶石英。所谓单晶石英即晶体间由化学键结合而成的一个完整的石英集合体；而复晶石英则是由一个以上的单晶石英结合而成的集合体，复晶石英间存在明显的结合带。这种集合体不是由化学键构成，而是依赖于胶结物粘结或其它成因。这种石英晶体结构上的差异影响了天然石英砂支撑剂的抗压强度。单复晶含量石英砂支撑剂 抗压强度试验表明：单复晶含量比值越大，石英砂支撑剂抗压强度就越高（表6）。 （据朱文等廊坊分院） 对陶粒支撑剂进行X衍射分析表明： Al2O3与Fe2O3的含量对支撑强度起着重要作用（表6）。美国810

13、3陶粒的Fe2O3总含量达到86，其中Fe2O3CuOTiO2的含量超过10以上；美国8104与东方906的SiO2的含量超过40时，陶粒的密度降到28gCm3左右， 但在45MPa的闭合应力下破碎率仍在10以下，这证明SiO2含量的增加大大降低了陶粒的密度。其次，可以根据陶粒的物相（或物相比）来判断陶粒的强度（表7，表8）。烧结工艺技术的关键之一是烧结温度的控制。陶粒坯体非均质及受热不均必然导致坯体原有矿物难以统一地完成理想的物相转变，给烧成陶粒的强度带来影响。美国8103，8104及成都陶粒均采用回转炉烧结，烧成后结构颗粒在3m左右极为致密，因此强度测试指标也较为理想。喷吹陶粒呈玻璃相，但

14、喷吹工艺上无法解决表皮迅速冷却形成的脆性结构，给工程应用上带来了不利因素。（据朱文等廊坊分院） （据朱文等廊坊分院） 2.1.3 支撑剂铺置浓度的影响改变支撑剂的铺置浓度可以使裂缝导流能力得以明显的改善。从API短期导流能力试验结果（图3，图4）中可以看出，铺置浓度从25kgm2增加到10kgm2，导流能力在闭合压力的每个点上都有明显的增加。因此，当支撑剂强度不能满足现场闭合压力的要求时；可以考虑增加缝内的铺置浓度来提高裂缝的导流能力，改善增产效果。 （据朱文等廊坊分院） （据朱文等廊坊分院）2.2 支撑剂渗透率对压裂效果的影响 填砂裂缝的导流能力（WfKf）大小，直接影响压裂效果，而在压裂设

15、计时，计算程度一般输入的是支撑裂缝的渗透率值（Kf）。在现场应用中，一般要求裂缝导流能力为地层系数（Kh）的10倍。即对一给定的油藏条件，要求压裂设计中对WfKf 做出最优的选择，以使WfKf /Kh=10。其中Wf为填砂裂缝宽度，它受压裂施工的限制，Kf为填砂裂缝的渗透率，它主要由支撑剂决定。2.2.1支撑剂渗透率与铺砂浓度的关系根据API短期导流实验结果可以发现，在同一闭合压力下，尽管支撑剂的导流能力是随铺砂度的增加而增大的（见图3，图4），但它的渗透率却出现了异常现象。图5为与图4对应的渗透率变化曲线，从图中可以看出，在低闭合压力下（Pc50Mpa低的铺砂浓度能产生较高的渗透率，而高铺砂

16、浓度的渗透率相对较低，闭合压力越低，这种现象越明显。随着闭合压力的增大，当Pc50MPa时，不论多大的铺砂浓度，渗透率都趋于一致。这个实验结果，在美国的压裂专业实验公司STIMLAN公司也得到验证。渗透率的这种变化现象，除与支撑剂的强度有关外，更大的可能是由缝壁效应与孔隙结构的变化共同引起的。从另一方面说，随着闭合压力的增大，低铺砂浓度的渗透率下降速度快，而高铺砂浓度渗透率下降速度较慢，当铺砂浓度增大到一定程度时，这种渗透率的变化差异就会消除，如铺砂浓度为7.5kgmZ与10kgmZ的渗透率变化就基本一致。2.2.2 支撑剂渗透率变化对压裂设计及压后评估的影响 综上所述，支撑裂缝渗透率与支撑剂

17、铺置浓度有关，这种渗透率差异对压裂预测及压后评估的计算将会产生较大的影响。在以往的压裂设计和产量预测中，人们不考虑裂缝中支撑剂的铺砂浓度为多少，均输入某一特定铺砂浓度的支撑剂渗透率到计算程序中进行计算，这种计算会产生较大的误差。根据现场应用经验，裂缝中支撑剂渗透率通常可取相应闭合压力下API短期测试值的三分之一来进行研究。详见表9 从图6和图7 中看出，K1K2K3 ，当支撑缝长相同时，支撑剂的渗透率越大，累计净增产量越大，曲线K2为正常参数的增产曲线；曲线K1为高铺砂浓度对应的渗透率值而得到的降低的增产曲线；曲线K3为取低铺置浓度对应的渗透率值而得到的增大的增产曲线，可见曲线 K1和曲线K3

18、均出现了偏差。例如图 6中，取支撑缝长为 80m，正确的累计净增产量为4.5kt，而渗透率K1和K3对应的累计净增产量分别为4.3kt和4.7kt，两者与正常值相差约200t。这说明在产量预测时，如果不考虑裂缝中支撑剂的铺砂浓度而引起的渗透率变化，将会做出错误的估计。另一方面，累计增产量相同时，采用不同的支撑剂渗透率值，得到的优化支撑缝长将会不同。从图5看，正确的优化支撑缝长为160m，若采用高铺砂浓度的渗透率值进行设计优化支撑缝长为120m，采用低铺砂浓度的渗透率值的设计优化支撑缝长为200m。缝长的设置与控制对油藏总体压裂是很关键的，否则在某些条件下将会出现降低水驱扫油效率。由此可见，若不

19、考虑裂缝中支撑剂的铺置浓度引起的渗透率值变化，不仅在产量预测时会出现偏差，而且会使优化缝长设计出现错误，导致更大的失误。因此，在做压裂设计时，应优先考虑裂缝中的支撑剂铺砂浓度，然后将对应铺砂浓度的支撑剂渗透率值输入到电算程序中进行计算，才能得到最优的支撑缝长和更准确的产量预测。2.2.3 支撑剂质量的重要性 压裂一口井，费用往往是几十万元，甚至上百万元，但支撑剂费用在其中所占的比例并不大。然而，支撑剂的质量好坏对压裂效果（或者说压裂后的净增收益）起了至关重要的作用。 若使用不同强度的支撑剂，按相同的加砂规模对同一口井进行压裂设计，假设最后在裂缝中的铺砂浓度均为 5kgm2，支撑剂数据作相应的变

20、化，结果列于表 10。由表10 的数据可见，使用三种不同类型的陶粒支撑剂，压裂施工总费用基本相当，但压裂半年后的净增收入却有很大的区别。使用高强度陶粒比使用低强度陶粒要多收入81万元。 由此也可以推断，若使用支撑强度更低的石英砂支撑剂，最终获得的经济效益将会更低。所以说，在条件允许的情况下，应尽量使用陶粒支撑剂以期获得更大的经济净现值。 再以图6和图7为例，假设K1代表强度较低质量差的支撑剂，K3代表强度高质量好的支撑剂，那么，在同一支撑缝长的情况下，好的支撑剂将会得到更多的净增产量。从另一方面讲，在进行压裂设计时，选择使用优质支撑剂，就会设计出更长的优化支撑缝长，扩大施工规模，得到更大的净增

21、收益。3. 压裂综合施工设计技术路线 当设计“理想的”压裂施工时需要考虑下面介绍的各个设计阶段：随着在一个具体的或类似的油田上压裂经验的不断积累，其中许多阶段可以省略。顾名思义，这种“理想的”设计是不实际的，因为不可能为一次具体的压裂施工收集到作业井的所有资料。然而，这却可以说明压裂施工期间所遇到的技术问题的范围，尽可能使设计完美。 （1）证明井的机械状况良好，能够承受将要受到的各种力的作用。进行和分析压裂前的压力恢复试井。 （2）确定地层参数（总厚度、有效厚度、流体界面等）和岩石参数（渗透率、孔隙度、扬氏模量、泊松比等）。 （3）根据地层矿物组成、完井方式、作业考虑的问题、地下岩石应力、返排

22、支撑剂历史和计划将来采取的生产对策，选择压裂液和支撑刘。 （4）应用将要泵人的实际物质（水、破胶剂和胶联剂混合液）样品，在预计的地下条件下测定流体的数据（流体滤失系数、流变性等）。 （5）测定地下应力剖面。每一层都要求有详细信息（对主要油气层的顶部和底部要测定地下应力和力学特性）。 （6）应用合适的二维和三线压裂模型，研究裂缝的几何形态。 （7）通过经济评价确定最优的裂缝长度和导流能力。经济评价根据希望油气井产能增加的倍数衡量大型作业的费用和风险。 （8）根据以上各项，计算详细的压裂处理设计。通过敏感性分析检验设计是否留有余地，以保证各输入参数的合理变化不会造成施工故障（脱砂）。检验是否会超过

23、油气井规范和可用的设备和马力。 （9）与服务公司一起制定作业计划。水力压裂是非常复杂的作业，需要一整套的设备、严密的监测和控制，所有参与者要互相合作和协调。 （10）进行微型压裂试验，证实地下应力、裂缝超压和流体滤失系数估算值。如果必要，则修改施工设计。 （11）进行压裂施工。 （12）分析压裂后的压力递减。这可以得出有关造缝的重要信息。还应当考虑测井确定裂缝高度。 （13）进行洗井，允许支撑剂少量返排。 （14）通过试井确定出油气裂缝的特性。4. 目前国外公司的软件状况及技术发展趋势 国外压裂数学模型在现场得到广泛的应用，根据不同的用途和目的，国外各石油公司或服务公司都有自己研制的全三维或拟

24、三线压裂模型和软件，例如Shell公司的 ENERFRAC MeyerAssocs公司 MFRAC， Reservoir engineering system（ RES） inc公司的 FRACPRO， Schlumberger公司的 FRACHIT等。全三维压裂软件； Trra Tek inc公司的 TERRAFRAC， Marathon oil co公司的GOHFER， Lehigh University的HYFRAC 3D等。目前压裂技术的发展趋势是： （1）开发全三维水力压裂软件 基于国外现在水力压裂技术发展水平，三维水力压裂软件首当其冲，在软件开发的过程中，应该将水压裂缝和天然裂缝的

25、相互作用和影响有机地结合考虑（以前人们在进行压裂经济评价时，只考虑了水压裂缝的几何形态的变化规律对它的影响，而没有考虑天然裂缝的影响程度。现在国外的最新研究表明，这种形式的评价误差是非常大的）。 （2）研究裂缝诊断技术和装置 大力发展裂缝现场实时监测和诊断技术，开发出较好的监测诊断装置，诊断出实际的水压裂缝的几何形态，这是水力压裂技术进一步发展的关键。目前，美国已建立了一个为开发致密气层试验，耗资将达45亿美元的小井距多非试验场MSite试验场，在该试验场，他们开发和使用了井下微地震波与倾斜仪等裂缝诊断高新技术和水平井压后取心技术及数模技术。综合研究证明，在含天然裂缝的复杂砂岩致密油气藏中。形

26、成的水力裂缝决非单一裂缝，而是有相当数量的多条裂缝。水力裂缝将在天然裂缝中延伸扩展，并且证实了现场裂缝导流能力远远小于实验室的结果。因此，研究裂缝诊断技术和装置是非常重要的。 （3）开发实时现场压裂分析 应该大力缩短实验室模拟和现场试验之间的符合率差距，在进行水力压裂设计时，应该实施开发并网与水力裂缝系统的最优化组合，实现整体开发和宏观预测。根据现场具体情况，随时对未来压裂设计和现场操作家施监测修正，实现压裂过程的逐步完善和自动控制。这一发展方向是水力压裂的必然趋势。5.美国大石油公司大型压裂（MHF）处理设计实例5.1 详细规划近几年来，大型水力压裂（Massive Hydraulic Fr

27、acturing）已成为使低渗透性油气藏增产的重要技术。MHF处理的财务考虑是重要的，这类处理必须很好筹划以求得经济效益。 本文将讨论：（1）MHF的设计参数和一些必要的考虑；（2）所需设备的类型；（3）施工前的计划和后勤工作；（4）温度和放射位测井的应用。希望由此可达到最终目的经济效益良好的大型压裂处理。 MHF的费用很高，需要造成穿透度深而且在高的上覆压力下具有高导流能力的裂缝，因而需要高水平的工艺。一些重要的经营者，如Amoco采油公司和Mobil公司，都有提供复杂设计所需主要数组的特殊内部程序。所研究的参数有：裂缝高度及方位；岩石性质；裂缝压力状况。这些研究已用于改善压裂流体效率和减少

28、垂直裂缝任意延伸的倾向。目前对美国致密砂层气藏潜在增量的一般估计是1,900-5,700英尺3。到1990年，如果慎重地使用MHF技术的话，致密砂岩气藏的生产速度可望达到40-80亿英尺3年。规模可达10-100万加仑流体和300万磅支撑剂的MHF处理，实际上对整个钻井及完井费用是颇有贡献的。曾经表明，MHF的费用可占钻井及完井总费用的10一50，因而，把MHF的设计和准备工作直接与致密砂岩最优化开发的经济学连系起来，是绝对必要的。 为了使MHF处理成功，必须精确了解岩石及储层的全部特性。MHF处理的设计，远比对常规压裂设计的要求严格得多。 在有些场合中，MHF处理的结果是令人失望的。最初，曾

29、把这些不好的结果归因于某些设计错误，然而，现在看来却是某些地层的固有性质所致。 近来，天然气价格下降和需求量减少，迫使一些能源公司倾全力于降低成本及消除致密砂岩完井的浪费。MHF作业的成功也取决于对压裂时可能遇到的某些问题的预见和准备。在相当长的泵注时间里，为了尽可能地减少作业中出现的麻烦，必须有妥善的应急方案。应当避免中途停工以防止破坏设计的完整性。 随着技术的进展，可资利用的抉择和各式各样的产品及装备都大为增加。因而在进行抉择时需要小心分析和详细计划。 本文的目的是为完井工程师提供设计、准备和执行一次MHF处理的审查表，而且还指出会发生问题的地方和提出避免或尽可能减轻这些问题的建议。在这里

30、不可能将所有可能遇到的问题都进行讨论；然而，我们将尽最大可能来做。有些题目讨论得比较详细一些，这是因为它们在整个过程中占的地位更为重要的缘故。 MHF这一名词曾被粗略地定义为“将大量流体及支撑剂泵入低渗透层的处理方法”，通常与产气砂岩有关。许多作者根据所用流体体积、支撑剂量和支撑裂缝长度及高度来定义MHF。对于MHF的一般概念是：造成的支撑裂缝各翼从井筒向外延伸的径向距离超过1，000英尺。这一定义并不包含裂缝高度的影响、压裂流体和支撑剂的数量、长的泵注时间和所需的设备。 我们的定义包含所有这些因素，是以造成的裂缝面积为根据的。我们给MHF的定义是：造成的裂缝面积超过20万英尺2。这一定义与裂

31、缝的倾斜情况无关。也就是说，不论它是垂直的或水平的都适用。致密（低渗透性）地层的定义是渗透率小于0l毫达西的地层；这与（美）联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission ）称为“致密含气砂层（Tight Gas Sands）的定义相同。MHF处理已使渗透率在010001是达西的地层获得商业性生产。MHF已在落基山区的许多低渗透性砂岩中获得成功的应用，特别是在新墨西哥州西北的San Juan盆地（Dakota），科罗拉多州丹佛尔盆地的Watttenberg油田（Muddy），怀俄明州南部绿河盆地中的Wamsutter油田 （Mesa Verde），

32、怀俄明州西南的Moxa背斜（Frontier ），东得克萨斯的棉谷（Cotton Valley）砂岩及灰岩，路易斯安那和阿肯色州的棉谷地层，西得克萨斯的Canyon 砂岩地层，得克萨斯州西部及东部的奥斯汀（Austin）灰岩地层，新墨西哥州东南的马诺（Morrow）和阿托卡（Atoka ）地层等。 水力压裂的目的是穿透因钻井及完井流体漏失而造成的地层损害区，而最重要的是造成穿透度深、导流能力高的支撑裂缝。 在MHF设计中考虑的一些因素是：处理层段的选择；射孔的孔数；注入流体的速度（排量）；所需的流体；裂缝的形状；支撑剂的类型和粒径大小，等等。5.1.1 压裂层段的选择 应用MHF技术完井的层段

33、，应考虑含水饱和度、邻近含水层段的情况、孔隙度、隔层（裂缝遏止层）厚度、各层的强度（Competency）等因素。因为致密气层的渗透率一般都低于0l毫达西，在选层时是不符渗透率作为考虑条件的。事实上，就是因为岩层渗透率低，要让这些井具有商业价值才有必要进行MHF处理。选层是根据措施前的预注入处理试验和包括裸眼测井在内的邻并资料评价来进行的。 主要的选层依据是孔隙度。大多数经营者选择页岩校正的孔隙度（Shalecorrected porosity）超过6- 7的孔隙层。如果层段范围太大，也可将下限孔隙度提高到 810。一般说来，页岩校正的补偿中子-密度测井资料是最通用的评价工具。 有些经营者把地

34、层含水饱和度作为选层的指南。考虑在离开井筒某一距离处压裂的影响会超过处理层段时，处理层段的含水饱和度值将是没有意义的；在大多数场合里，压裂后的测量不能检测出这种影响。 有人建议以70作为含水饱和度的限制点，以避免引起大量出水。邻近油- 水或气- 水接触面，是应当首先关切的问题。如果怀疑有含水层，则射孔必须布置在此水层以上至少100英尺的地方;在没有强固的泥岩障层时,更应特别注意这个问题.障层（泥岩层）的强度及厚度可借电测资料来评定，而泊松比及杨氏模数则必须由声波、密度及伽马射线等录井资料来计算。 即使泥岩障层是强固的，但若其厚度不超过50英尺，一般也不能保证裂缝不会超出处理层段以外。这种可能性

35、更因套管外的水泥窜槽和高注入速度而增大。裂缝高度和注入速度（排量）之间有强烈的相关，如果觉得障层的强度不甚可靠的话，降低注入速度是一种安全的办法。 通常认为上覆压力是随深度增加而增加的，裂缝倾向于向上活动（向上延伸）；然而，在很多例子中，却表现有裂缝向下延伸的优势。因而，裂缝高度与障层的强度、厚度及硬度以及水泥胶结的完整性等有关。5.1.2 射孔安排 应当根据是采用球密封改良限流量工艺（Modified Limited Entry Technique）或是采用限流量工艺来安排射孔。MHF处理的成功与否，在很大程度上取决于射孔程序的工程设计。大多数MHF处理的总厚度是200英尺或200英尺以上。

36、采用射穿深度大的套管射孔枪，射25个（或更少一些）直径约0.42英寸的孔，就可使压裂流体有适宜的分布。每个孔保持 125-2桶分的流量，就能达到限流量压裂的要求。射孔计划应当根据层段厚度和平均注入速度以及工作管柱的压力极限来安排。5.1.3 注入速度 应根据下列条件来选择注入速度： 1处理层段的厚度或预计的裂缝高度（射孔的大小和数目）： 2工作管柱的钢级和尺寸； 3压力极限， 4支撑剂浓度（砂比）双流体性质。 处理层段的厚度或预计的裂缝高度一般与射孔直径和射孔数“n ”有关。射孔数越多，达到限流量压裂工艺的要求或达到流体均匀分布的目的所需的注入速度就越大。有效射孔所需的注入速度由下式给出。 (

37、1) 在大多数设计里，为了要得到均匀的流体分布，通过射孔的压力降为200磅英寸2是比较合适的。 注入速度影响裂缝高度及流体分布，而且对压裂处理的成功是至关重晏的。当注入速度受油管或套管的内屈服值（Internal Yield）限制时，应当采用球密封工艺。 图 8表明注入速度是地面处理压力的函数。表11则表明在较高的注入速度下，水马力费用显著地增加，因而使经济问题成为重要的考虑因素。 有些经营者比较喜欢在高注入速度和低砂浓度（高排量和低砂比）下开始压裂，然后降低注入速度和提高砂浓度。初始注入速度高，在泵入垫液（前置液）和低砂量携砂流体时所近成的裂缝高度，将占最终裂缝高度的大部分。在泵入垫液的时候

38、，遍及整个裂缝高度都建立了漏斗控制， 从而减少了发生脱砂（砂堵）的风险。 在以后的处理阶段降低注入速度，既减小了使裂缝高度过分延伸的风险，还防止了泵送高含砂流体时设备的超负荷问题。5.1.4 流体力学压裂力学包括将能量由地面泵注设备通过压裂流体（胶体）传递到地层的力学过程。井底破裂压力（BHFP）的定义是：BFHP=ISIP + HH (2)= FG井深（英尺） (3)=STP + HH Pp Pf (4) 流体通过管线时的摩擦压力降（Pf），可利用服务公司提供的、根据不同流体类型及管线尺寸计算摩阻的卡片来确定。流体中含有支撑剂时，由于摩擦损耗而使摩擦压力降增大，需要采用修正因数去确定平均摩擦

39、压力降。支撑剂还增高压裂流体的静水压头（HH），使地面处理压力（STP）减小。 交联流体通过管线时的摩擦压力降较大，故需较多的马力而使费用增高。应用滞后交联剂（它可防止流体在抵达油管底部之前发生交联）可降低地面处理压力，因而可节省大量的钱，并使整个作业较为安全，而且设备不会超负荷并具有更高的效率。 通过射孔的压力降可用方程（1）来计算，此方程同样可用来计算处理期间接受流体的射孔数（有效射孔数）5.1.5裂缝几何形状 裂缝几何形状包括裂缝长度、宽度及高度。压裂设计的计算机程序一般假设裂缝高度是恒定的。总裂缝高度（gross fracture height）确定裂缝体积；而纯裂缝高度（net fr

40、acture height）则确定发生流体漏失的高度，超过此高度将会发生流体漏失。大多数致密气层的总高（厚）度范围约100到1，000英尺，而纯高（厚）度则在30-300英尺范围内。裂缝长度的选择，是以增产比和经济方面的考虑为基础的（参阅图9）。裂缝长度一般约在1,0002,500英尺之间。采用Perkins-Kern方程和计算机计算的裂缝宽度，列在表12中。 控制MHF 设计的岩石性质是杨氏模数、渗透率、孔隙度、裂缝高度及泊松比。杨氏模数对裂缝宽度有显著影响，而且假设它在整个压裂层段中都是恒定的。在致密砂岩中杨氏模数值约为3.5-9.5 X 106磅英寸2。图2 裂缝长度对产能的影响 一产量

41、比；一裂缝长度，占泄油面积半径的百分比。5.1.6 微型压裂（Mini Frac） 这是一种不采用扩大的试验室研究而收集特定地层资料的可行办法。微型压裂处理（在MHF处理之前2-5天进行）可以提供有关资料来检查MHF设计。 向待处理地层泵入1-4万加仑拟采用的处理流体而获得的数据，结合压裂后压力递减及井温测量数据，可以得出压裂流体在井下的实际综合滤失系数C值、裂缝闭会压力、纯流体漏失层段、杨氏模数、裂缝高度及裂缝长度等资料。微型压裂也可作为压裂管线、井口保护器、油管、封隔器及其他有关设备的力学试验。还可以用来分析处理压力。 微型压裂可结合常规疏通射孔作业（Perforation breakdo

42、wn operation）来进行。首先，在用无损害疏通流体（如KCl水溶液、酸液等）流通射孔时进行闭合试验（Closure Test）。这个方法包括多级注入返排测试（step-rate test），即反复用小量流体（1,00010,000加仑）进行录入及返排作业，并关井进行压力递减试验。 其次，用中等数量（1-4万加仑）压裂流体（将在MHF中采用的主要流体）来进行微型压裂试验。这种流体中不加支撑剂，使它不影响裂缝闭合。在泵注流体时，要记录泵注过程中的摩擦压力和井底破裂压力。关井之后立即进行压力递减数据的监测，并进行压裂后的井温测量。 分析资料的许多复杂计算可能很不方便；然而，许多服务公司都有“

43、现场的”计算机资解收集系统和计算能力，使这些计算所需的工作及时间都大为减少。处理过程中的压裂压力是从井底破裂压力中减去闭合应力算得的。 Perkins-Kern的裂缝宽度理论说明纯压裂压力与裂缝长度的函数成比例： （5）假设E，Q，只及H都是常数，那末： （6） 对于非牛顿流体： （7） 多数压裂用胶态流体的n 值均在0.40.6之间，因而如果将纯压裂压力的对数与时间的对数作图，就可确定裂缝扩展的各种情况。图3提示了在油田研究中观察到的四种压力行为模式。 模式1：裂缝高度受限，裂缝（长度）延伸不受约束（斜率为0.250.33）。 模式2：裂缝高度稳定地发展，或者说，除了裂缝高度的增加抵偿了压力

44、增加之外，裂缝长度也有所增加。裂缝高度受限而长度增加缓慢，表明对滤失作用的控制丧失。模式3：接近模式1的歪斜率表明有某种类型的流动约制，这种约制可能导致浆液脱水、支撑剂桥堵以图 3裂缝延伸模式及裂缝宽度增加（发生脱砂或砂堵的潜势高）。模式4：裂缝高度无限制地延展。 图10中的Pc点是临界压力点。也就是说，高于此压力时，毛细裂缝被打开，流体漏矢量变得过大。当据特定油田中的地层规定出Pc值时，就应以此值来限定地面处理压力，维持模式1那样的斜率。5.1.7裂缝高度 压裂处理设计中的一个重要参数是裂缝高度。对裂缝高度的丰富知识，将改善工作的设计、成果和综合成本。在文献中，关于确定裂缝高度已有过许多很好

45、的讨论。 压裂后的温度衰减剖面（井温测井曲线）和压裂后对标记流体和支撑剂的放射性测量，是当前最广泛使用的测量裂缝高度的工艺。最普通的方法包括在临近压裂处理之前进行的基准静止温度测井，在关井期间再进行静止温度测井及伽马射线测井。 关井测量应在压裂之后尽可能快地开始，并进行连续24小时的测量。这种测量应在处理层段以上的某点开始，此点的位置至少应在处理层以上约为处理层厚度的100处。例如，如果处理层段为10,00010,100英尺，则温度测量必须在射孔以上100英尺即9，900英尺处开始。到井的速度应限制在20英尺分钟的范围内。通常，在正对裂缝的层段部分，可观察到巨大的温度异常。图 4是一组典型的井

46、温曲线，它表明射孔段在12,36012,465英尺，井温测量在12,200英尺开始（比射孔顶部高约160英尺），在总深度处结束。图中的虚线（点线）是压裂前的井温梯度变化曲线，实线为压裂后的井温梯度变化曲线。柱状图则意味着裂缝高度，而其黑色部分则表示吸收大部分处理流体的层段。5.2根据地层条件来选择压裂流体及支撑剂 任何类型压裂设计的一个重要考虑是选择压裂流体。下列三种压裂流体是文献中报道的MHF 处理采用的流体：交联的羟丙基胍尔（常用浓度测30-60磅/1,000加仑）聚合物乳液和泡沫。 在选择压裂流体时要求考虑的各点是： 1 粘度流体在井底条件下应有足以运送支撑剂的粘度。 2流体降滤失剂压裂

47、流体应当含有附加的粒状降滤失剂或3一5的柴油相。 3摩阻流体的管道摩阻应低。 4流体配伍性压裂流体必须与地层流体配伍。 5无损害性压裂流体应不会显著地损害地层而降低地层的天然渗透性。 6容易采出压裂流体应在短期内（约30天）被回采出来。 7费用选用流体的价格应当合理。 8安全性流体应当不会威胁施工现场的安全。 交联的羟丙基胍尔（hpg）系统是已进行过的MHF处理中占80的处理所用的流体。这类流体的性质已经为工业界所公认，并且可以调制成所需要的性能。交联的hpg在2%KCl水中胶化（与适当的添加剂结合），可满足上述的8个条件。 可以用调整hpg胶体加料数量的办法来控制流体的粘度。例如，每 1，0

48、00加仑流体中可添加30、40、50或60磅 hpg来获得所要求的不同粘度。利用温度-穿透深度曲线（图 5）、从相邻井得到的现场资料以及微型压裂中获得的数据，颇有助于确定需要的流体粘度。裂缝高度的延伸取决于流体粘度。为了能够运送支撑剂而又不会造成裂缝高度过渡延展。希望流体粘度有适当的折衷。 根据地层条件决定是否需要在流体中附加粒状降滤失剂或第二相（35柴油）液态降滤失剂。一般说来，希望流体中有某种类型的降滤剂；因为如果没有适当的滤失控制，在工作进程中携砂流体可能会脱水，从而使砂浓度增加，使发生脱砂或砂堵的可能性增大。 交联的hpg系统在不同尺寸管道中的摩阻表明在1中。为了维持较低的地面处理压力

49、和较低的水马力费用，希望管道摩阻低一些（参阅表11）。 应当进行试验室确验来确定压裂流体与地层流体和岩石的配伍性；这些试验结果将决定需要采用的表面活注剂、破乳剂、防垢剂和估上抑制剂等的用量和类型。 尽早地将压裂流体回采出来，对于MHF处理的成功是很重要的。添加破胶剂、表面张力降低剂可以大大促进清井工作（Cleanup).在处理的末期使用增能剂（Energizer），如N2 或CO2气体，可能使处理井早些出油气。 逐渐降低流体系统中聚合物的浓度，可能使压裂费用明显地降低。由于降低流体中的胶津分量，作业成本可在三个方面降低。（1）聚合物的费用减少；（2）由于摩阻降低而使水马力费用减少；（3）因为泵

50、入井下的聚合物减少，可以更快地完成清井作业。 如果对现场质量管理不注意，最详细谨慎地筹划的作业也可能出差错。质量管理应从拟用的水源开始，保证交联凝胶是用特定水源的水制备的。 压裂用水进罐之前必须对储罐彻底清洗，在将水替入罐内之后应对水质进行检查。如果压裂用水要在罐内存放数天，则需使用杀菌剂。 在每超过行胶化时，必须测量和纪录流体的粘度和交联时间（参阅表13）。在压裂时，应当在泵注过程中收集样品检查凝胶交联的情况。表13 现场质量管理检查表 油田或场矿名称： 并号： 作业公司名称： 施工者： 日期： I水质检查 A水样试验日期： 1检查和记录 a.外观检验结果（颜色、气味、悬浮微粒等等） b.水

51、温 c比重 d原始pH值e铁含量（Fe+Fe+）ppmf.细菌计数（好气性或嫌气性）细胞数/毫升 g硫酸盐含量ppm II压裂流体质量 A交联凝胶1 预计采用的交联剂百分率 100 使用量/预计用量2 交联凝胶的外观及特性3 凝胶粘度 a作业开始时 b作业中途 c作业结束时5.2.1支 撑 剂 选 择 大力压裂设计要提供穿速度深而且导流能力大的流通孔道；其导流能力应足以提供最佳的采油速度。导流能力的比率（The flow capacity contrast ratio,即裂缝导流率和地层渗透率的比率）应当在103-106的等级上。导流能力的定义为：导流能力=（Kf）(W) (9) 导流能力（即

52、裂缝导流率）是上覆压力和支撑剂类型、大小、强度、质量及密度的 函数。 砂子（2040目）是最普遍采用的支撑剂，图6表明了其裂缝导流率与上覆压力（闭合应力）的关系。20- 40目砂子的质量变化很宽，因砂子来源和供应商的不同而异。 普遍接受的办法是：估计闭合应力超过6，000磅英寸时，就避免使用20一40目的砂子；因为在此种条件下，砂子将被粉碎而使导流率明显下降。闭合应力超过6，000磅英寸时应考虑使用中等强度支撑剂，如west ProPI，或考虑使用烧结矾土粒。 例如：新墨西哥两市的Marrow层闭合应力为 5，8007，500磅英寸。砂子在较低 压力范围内是适用的，但在较高的压力范围内则建议采

53、用中等强度支撑刑或烧结矾土粒。 支撑剂选择应根据地层的闭合压力，在此闭合压力下，所用支撑剂应能使渗透率比率（裂缝导流率地层渗透率）超过30L（L=支撑裂缝长度）。 假设某井共深度为11,500英尺，破裂压力梯度为 092磅英寸2英尺。其井底破裂压力(BHFP)将为： 11，500 X 092 10，580磅英寸2 （10） 已知井底流压（FBHP）为3，800磅英寸2，则 闭合压力 = BHFP- FBHP 6, 780磅英寸2 （11） 又设支撑裂缝长度为1， 000英尺。裂缝导流率与地层渗透率之比应等于或大干30 L ，即 ， (12) 通常，支撑裂缝宽度约为0.150.2英寸，设（地层）渗透率为0l毫达西，则 (13) 上述计算结果表明切应当超过240，000毫达西。中强支撑剂在6，700磅英寸2（上覆压力）下的渗透率约为360,000毫达西，它满足了上述要求（参阅图 13）。如果用砂子，它的平均渗透率只有75,000毫达西，远低于上述要求