第六章 水力压裂 西南石油采油工程课件

与2000年相比，2005年我国原油产量增加11.6%，年均增长率为2.2%进口量增加80.8%，年均增长率12.6%净进口量增加98.9%，年均增长率14.7%

油品净进口量增加78.1%，年均增长率12.2%

原油和油品净进口量增加96.0%，年均增长率14.4%

石油表观消费量增加36.8%，年均增长率6.5%

石油对外依存度由29.6%上升到42.9%

根据预测

2010年中国石油消费总量：3.5亿吨石油产量：1.8亿吨对外依存度：50%

2020年中国石油消费总量：4.5亿吨石油产量：1.8亿吨对外依存度：60%如果2030年至2040年经济持续增长，需要进口5亿吨以上，对外依存度将达到80%以上。我国未来15年的经济增长将维持在7%以上，原油需求将至少以4%左右的速度增加，但原油产量增长速度难以超过9%，原油供需缺口逐年加大，我国原油的生命线将越来越脆弱。一旦世界风云突变，我国的石油安全将首当其冲地受到极大威胁。第三次资源调查初步表明：

我国石油资源量1110亿吨；天然气资源量53万亿立方米；可采石油储量150亿吨；可采天然气储量14万亿立方米；探明石油地质储量255亿吨；探明可采石油储量67.91亿吨；探明天然气地质储量5.6万亿立方米；探明可采天然气储量2.77万亿立方米。因此，尚有十分广阔的油气资源等待进一步勘探发现，这也是我国降低石油对为依存度的希望所在和根本战略。降低我国石油对外依存度的另一战略

●

下大力气进行老油区老油田的增产挖潜、增储上产、进一步提高采收率

处于高含水期的老油田有60%的剩余油未被开采出来。

●重视和加强低品位石油资源开发

油质差、储层条件复杂、开采难度叫大的石油地质储量（稠油、低渗透等难动用储量）占用我国总探明储量的一半以上。增产措施

Reservoirstimulation绪论油气井增产方法酸化水力压裂历史各类储层中增产方法的使用增产措施在勘探开发中的作用1油气井增产方法1.1油气井低产的主要原因近井地带受伤害，导致渗透率严重下降

油气层渗透性差

地层压力低，油气层剩余能量不足

地层原油粘度高1.2油气井增产途径

提高或恢复地层渗透率

保持压力增加地层能量

降低井底回压

降低原油粘度1.3油气井增产方法

水力压裂

酸化、酸压

爆炸（高能气体压裂）

物理法

井下超声波增产技术油水井水力振荡增产技术井下低频电脉冲增产技术微波处理

1.4油气井主流增产方法

水力加砂压裂

基质酸化

酸压

2各类储层中增产方法的使用砂岩储层

水力压裂、基质酸化碳酸盐岩储层酸压、基质酸化、水力压裂特低渗储层

MHF特低渗坚硬储层高能气体压裂、高能气体压裂+水力压裂…...3水力压裂、酸化的作用在勘探阶段

增加工业可采储量在开发阶段

油气井增产

水井增注

调整层间矛盾，改善吸水剖面

二次和三次采油中应用其它方面

煤层气开采，工业排污，废核处理等。第六章水力压裂水力压裂历史1947年美国Hｏｇｏｔｏｎ气田——4LimestonGasPayZones（2340to2580ft）——BHTP

=420psi——Fluid=1000galofNapalm+2000galsofGaslion——Proppant=ArkansasRiverSand（2000lbs）1949年美国Aｍｏｃｏ公司1952年延长油矿1955年玉门油田基本概念

用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将高粘液体（压裂液）泵入井内，而在井底憋起高压，当该压力克服井壁附近地应力达到岩石抗张强度后，就在井底产生裂缝。继续将带有支撑剂的携砂液注入压裂液，裂缝继续延伸并在裂缝中充填支撑剂。停泵后，由于支撑剂对裂缝的支撑作用，可在地层中形成足够长、有一定导流能力的填砂裂缝。增产机理

洞穴～裂缝型孔洞～裂缝型裂缝型沟通井筒附近的高渗透带、储层深部裂缝系统及油气区，扩大供油面积。改善油气流动方式。Wellbore地层、裂缝双线性流地层线性流裂缝线性流pppwfWell距井筒位置压力距井筒位置压前压后降低井附近的渗流阻力:酸蚀裂缝增大渗流面积：wp2xfh正常投产向井渗流面积：

A0=2×3.14×rw×H

=2×3.14×0.1m×10m=6.28m2

形成长度为Xf,高度为H的裂缝后渗流面积：

Af=4×Xf×H＝4×100m×10m=4000m2解除井底附近污染。发展阶段(1)一般性的单井增产、增注措施

(2)大型压裂工艺技术的发展和应用

(3)优化压裂设计技术的发展和应用(4)低渗油藏整体压裂开发技术的研究和应用(5)中高渗油藏端部脱砂压裂技术研究和应用(6)复杂油气藏的改造技术研究和应用第六章水力压裂

（HydraulicFracturing)—水力压裂力学—水力压裂材料性能与评价—水力压裂裂缝延伸模拟—支撑剂在裂缝中运移分布—水力压裂效果分析—水力压裂工艺技术—水力压裂诊断评估技术图6-1压裂施工曲线PF—破裂压力PE—延伸压力

PS—地层压力P井底>=PF时第一节水力压裂造缝机理C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FHSE一、地应力分析

1地应力场=+xzyyxz地层岩石三维应力状况+1.1重力应力主应力:x，y，z应变:x，y，zz—

垂向主应力,MPar—随深度变化的上覆岩体密度，Kg/m3h—

深度，mg—重力加速度，m/s2注意：的物理意义

=1-Cr/Cb由广义虎克定律:总应变:同理:由于周围岩石的围限作用:考虑孔隙流体压力后的地层水平应力:(2)构造应力定义与来源特点—构造应力属于水平的平面应力状态—挤压构造力引起挤压构造应力—张性构造力引起拉张构造应力—构造运动的边界影响使其在传播过程中逐渐衰减。在断层和裂缝发育区是应力释放区。—正断层，水平应力x可能只有垂向应力z的1/3，—逆断层或褶皱带的水平应力可大到z的3倍。(3)热应力产生原因特点计算方法2人工裂缝方位显裂缝地层很难出现人工裂缝。微裂缝地层—垂直于最小主应力方向；—基本上沿微裂缝的方向发展，把微裂缝串成显裂缝。裂缝方向总是垂直于最小主应力地应力分布十分复杂，既与区域动力场和局部构造应力有关，又与现代活动应力场联系密切。假设地层岩石为线弹性体，首先针对裸眼井分析井壁最终应力分布，结合岩石破裂准则讨论水力压裂诱发人工裂缝的造缝条件。二、水力压裂造缝机理y1井壁最终应力分布rxrrwxy（1）井筒处应力分布x、y—x方向和y方向上应力，Pa；r、—径向和周向（切向）应力，Pa；，r—任意径向与x轴的极角和极径，m；r—计算点剪切应力，Pa。当r=rw，＝0及180时，＝3y－

x当r=rw，＝90及270时，＝3x－

y当x=y＝2y=2

x

说明周向应力相等，与无关当x>y()0,180=()min()90，270=()max分析

随r增加，迅速降低(平方次)

应力集中(周向应力在井壁处最大,这是破裂压力大于延伸压力的根本原因.)

PF>PE对称双翼裂缝（2）向井筒注液产生的应力分布当re，Pe

=0于是r=rw时，＝-Pi弹性力学拉梅公式(拉应力为负)A.注入压裂液在井壁周围各个方向上所产生的应力方向一致;B.注液产生的压力为张应力，向井筒注液有利于撕开地层;C.注液产生的应力沿井轴半径是衰减的。离井轴越远，应力越小。(3)压裂液渗入地层引起的井壁应力(4)井壁上的总周向应力(应力迭加原理)

＝地应力+井筒内压+渗滤引起的周向应力井壁最终应力分布根据最小主应力原理—当z最小时，形成水平裂缝;—当Y或x最小时，形成垂直裂缝。zxyyxzxzy2水力压裂造缝条件(1)形成垂直缝岩石破坏条件－压为正，拉为负－最大有效周向应力大于水平方向抗拉强度（最大张应力原则）有液体渗滤当破裂时，Pi=PF无液体渗滤当破裂时，Pi=PF(2)形成水平缝岩石破坏条件－最大有效周向应力大于垂直方向抗拉强度有液体渗滤有效总垂向应力为：当破裂时，Pi=PF1.94无液体渗滤有效总垂向应力为：当破裂时，Pi=PF0.94无论是形成垂直裂缝或水平裂缝,压裂液向地层滤失时，由于流体传递了该压力而使破裂压力有所降低。压裂液向地层滤失增加了地层污染可能性。例6-1

已知某砂岩油藏深度地层岩石密度ρr=2300kg/m3，泊松比ν=0.20，地层流体密度ρL=1050kg/m3，孔隙弹性常数=0.72。并假设水平方向地应力均匀分布，抗张强度为σth,=3.5MPa,忽略沉积岩的垂向抗张强度。试计算无滤失条件下形成垂直裂缝和水平裂缝的深度界限HC。3破裂压力梯度定义

理论计算矿场统计当αF<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝当αF>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝降低破裂压力措施酸化预处理密集射孔高能气体压裂水力喷砂射孔三、地应力的测量及计算（1）矿场测量—水力压裂法—井眼椭圆法（2）实验室分析—滞弹性应变恢复（ASR）—微差应变分析（DSCA）（3）有限元计算第二节压裂液—压裂液及其性能要求—压裂液添加剂—压裂液的流动性—压裂液的滤失性—压裂液对储层的伤害—压裂液选择压裂液的组成前置液携砂液顶替液（完整的压裂泵注程序中还可以有清孔液、前垫液、预前置液）对压裂液的性能要求(1)与地层岩石和地下流体的配伍性；(2)有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部；(3)滤失少；(4)低摩阻；(5)低残渣、易返排；(6)热稳定性和抗剪切稳定性。压裂液性能要求1.滤失低—滤失量小是造长、宽缝的重要条件—压裂液体积平衡：Qt=Vf+VL

—压裂液效率：=Vf/(Qt)

—滤失性取决于粘度和造壁性—对储层的伤害小—必须防止砂卡压裂液性能要求2.携砂能力强—要求形成“深穿透、饱填砂”支撑裂缝—携砂能力取决于粘度—防止井筒沉积—必须防止砂卡—实施MHF，要求高排量、大砂比—砂比=加砂体积/压裂液体积压裂液性能要求3.摩阻低、比重大—四种流动过程：地面管线、井筒流动、射孔孔眼和人工裂缝。——：提高排量，有利压裂液性能要求4.稳定性好—热稳定性—抗剪切稳定性5.配伍性好—与岩石矿物配伍

—与储层流体配伍压裂液性能要求6.残渣少7.易于返排8.货源广、价格便宜、便于配制一、压裂液类型水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液酸基压裂液液化汽压裂液1水基压裂液发展活性水压裂液稠化水压裂液水基冻胶压裂液水基冻胶压裂液组成水＋稠化剂（成胶剂）＋添加剂成胶液水＋添加剂＋交联剂交联液水基压裂液添加剂(1)稠化剂植物胶及衍生物—胍胶—田箐纤维素衍生物—羧甲基纤维素钠盐（CMC）—羟乙基纤维素（HEC）—羧甲基羟乙基纤维素（CMHEC）生物聚多糖工业合成聚合物—聚丙烯酰胺（PAM）—部分水解聚丙酰胺（PHPAM）—甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）(2)交联剂两性金属（非金属）含氧酸盐—硼酸盐、铝酸盐、锑酸盐和钛酸盐等弱酸强碱盐无机盐类两性金属盐—如硫酸铝、氯化铬、硫酸铜、氯化锆等强酸弱碱盐无机酸脂—如钛酸脂、锆酸脂醛类—甲醛、乙醛、乙二醛等(3)破胶剂生物酶体系适用温度21—54℃,pH值范围pH=3—8,最佳pH=5氧化破胶剂适用于pH=3—14。普通氧化破胶剂适用温度54—93℃；延迟活化氧化破胶剂适用温度83—116℃，常用氧化破胶剂是过硫酸盐。有机弱酸

很少用作水基压裂液的破胶剂,适用温度大于93油基压裂液中典型的破胶剂碳酸铵盐、氧化钙和/或氨水溶液2油基压裂液适应性:水敏性地层、有些气层发展:矿场原油稠化油冻胶油基液:原油、汽油、柴油、煤油、凝析油稠化剂:脂肪酸皂(脂肪酸铝皂、磷酸脂铝盐等)特点:污染小、遇地层水自动破乳；易燃、成本高、热稳定性较差。3乳化压裂液常用：两份油+一份稠化水(聚合物)油相(内相)<50%，压裂液粘度太低>80%，不稳定或粘度太高类型：水外相型油外相型特点:破乳快、污染小；热稳定性差、成本高4泡沫压裂液组成：液相+气相+添加剂泡沫液液相:稠化水、盐水、水冻胶、原油或成品油、酸液气相：氮气、二氧化碳、空气、天然气等适用范围

K<1mD，粘土含量高的砂岩气藏低压、低渗浅油气层压裂泡沫质量泡沫质量＝泡沫中气体体积/泡沫总体积特点：在压裂时的井底压力和温度下，泡沫质量一般为６０％—８５％随着泡沫质量的增加,泡沫压裂液的粘度增加、摩阻增大、滤失减少、压裂液效率增高滤失少（气体本身就是降滤剂）排液较彻底，对地层伤害小热稳定性差、粘度不够高，限制砂比。5酸基压裂液适用范围碳酸盐储层种类常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸二、压裂液添加剂降滤剂防膨剂杀菌剂表面活性剂PＨ值调节剂稳定剂三、压裂液的流变性各类压裂液的流变曲线幂律液的视粘度摩阻计算1压裂液的流变曲线牛顿型液体非牛顿型液体假塑性液体宾汉型液体屈服—假塑性液体胀流型液体触变性液体流凝性液体粘弹性液体(2)非牛顿型液体定义:凡是流动时剪切应力与剪切速率之间的关系不是线性关系的液体，统称为非牛顿型液体。主要特征:粘度随剪切速率的变化而改变，剪切应力与剪切速率之间有多个参数。(1)牛顿型液体流变模型或称本构方程假塑性（幂律）液体假塑性液体的特征是：在很小的剪切应力作用下就能流动，并且随着剪切速率的增加，剪切应力的增大速度有所降低。本构方程宾汉型液体在一定的剪切应力作用下才能流动，最后接近牛顿液体，剪切应力与剪切速率成线性关系。本构方程典型压裂液:泡沫压裂液粘弹性液体流体特征：当除掉剪切力时，这种流体会恢复或部分恢复原来受到剪切作用期间所具有的形变。这种具有部分弹性恢复效应，也具有非牛顿性和与时间有关的全部粘性性质的流体称为粘弹性流体。目前使用的水基冻胶压裂液大部分都表现出具有部分或全部粘弹特征。2幂律液的视粘度管流：地面管线、井筒、孔眼缝流：裂缝中流动3流变性测定旋转粘度计、小直径管道、盘管式粘度计、摆动式流变仪。RV系列或FANN系列旋转粘度计应用最广泛4摩阻计算圆管中压降-------摩阻裂缝中压降-------摩阻孔眼中压降-------摩阻四、压裂液滤失的三个过程滤饼区的流动滤饼控制过程侵入区的流动压裂液粘度控制过程地层流体的压缩

地层流体粘度及压缩控制过程压裂液滤失系数造壁性影响的滤失系数压裂液粘度影响的滤失系数地层流体的粘度和压缩性影响的滤失系数1造壁性影响的滤失系数Cw假设：滤饼的沉积厚度ΔＬｗ与通过缝壁的滤失量成比例关系。滤饼对压裂液的渗透率Ｋｗ与其厚度的大小无关，亦即Ｋｗ不随时间而变化；滤饼内压裂液的渗滤流动服从达西定律。数据处理当P试验P真实时2压裂液粘度影响的滤失系数Cv假设压裂液为牛顿型液体且作线性层流流动；压裂液呈活塞式侵入，即侵入段地层流体被顶替；压裂液和地层岩石均不可压缩；压差ΔＰv为常数。理论基础：达西定律计算实际滤失速度

最终得到:m2MPamPa.S3地层流体压缩性影响的滤失系数Cc

假设：地层流体可压缩，其压缩系数为Ｃf（等于常数）；ΔＰc为常数；渗滤前缘的位置不随时间变化。地层中的渗流方程为：边界条件：初始条件：最终解得：MPamPaSm2MPa-14综合滤失系数PwPvPcPs通常，用P代替PW，PV，PC综合滤失系数调和平均法：电容串联压力平衡法：非造壁性压裂液造壁性压裂液调和平均法压力平衡法非造壁性压裂液P=PV+PC造壁性压裂液P=Pw+PV+PC例6-2

已知油层渗透率k=2.5×10-3μm2,孔隙度φ=0.2,地层流体粘度μR=2mPa.s,综合压缩系数cf=6×10-3MPa-1,压裂液粘度μf=30mPa.s，压裂液造壁性滤失系数cw=1.8×10-3m/，裂缝壁面面内外压差Δp=18MPa。按调和法计算综合滤失系数c五、压裂液对储层的伤害及保护按压裂液作用位置分：地层基质伤害支撑裂缝伤害按流体性质分：液体伤害固体伤害压裂液滤饼和浓缩胶压裂液对储层的伤害压裂液在地层中滞留产生液堵地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害压裂液与原油乳化造成的地层伤害润湿性发生反转造成的伤害压裂液残渣对地层造成的损害压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害压裂液液体污染(1)粘土水化与微粒运移(2)压裂液在孔隙中的滞留(3)润湿性压裂液固相堵塞来源—基液或成胶物质的不溶物—降滤剂或支撑剂中的微粒—压裂液对地层岩石浸泡而脱落下来的微粒—化学反应沉淀物等固相颗粒。作用—形成滤饼后阻止滤液侵入地层更远处，提高了压裂液效率，减少了对地层的伤害；—它又要堵塞地层及裂缝内孔隙和喉道，增强了乳化液的界面膜厚度而难破胶。压裂液浓缩压裂液的不断滤失和裂缝闭合，导致交联聚合物在支撑裂缝内的浓度提高（即浓缩）。支撑剂铺置浓度对压裂液浓缩因子有较大影响，随着铺砂浓度降低，压裂液浓缩因子提高，此时不可能用常规破胶剂用量实现高浓缩压裂液的彻底破胶，形成大量残胶而严重影响支撑裂缝导流能力。第三节支撑剂支撑剂性质及种类裂缝导流能力及其影响因素支撑剂的选择支撑剂颗粒的沉降支撑剂特性要求强度高、硬度适中粒径均匀圆球度好化学惰性、温度稳定性好质量高，杂质含量少密度低货源广、价格低一、支撑剂类型硬脆性支撑剂其特点是硬度大，变形很小；——石英砂（砂子）——陶粒——铝球——玻璃珠韧性支撑剂其特点是变形大，在高压下不易破碎——核桃壳——树脂包层支撑剂1石英砂（砂子）主要成分：SiO2和少量杂质主要特点：1)园球度较好的石英砂破碎后，仍可保持一定的导流能力。2)密度相对低，便于泵送。3)强度较低，适用于低闭合压力储层。4)砂子在筛选或清洗不好，含粉砂杂质时，导流能力都会明显降低。5)石英砂货源广、价格便宜。主要产地：甘肃兰州砂、江西永修砂、福建福州砂、湖南岳阳砂、湖北蒲圻砂、山东荣城砂、河北承德砂、吉林农安砂、陕西定边砂及新疆和丰砂等。2陶粒类型：中强度支撑剂(ISP)（铝矾土或铝质陶土）高强度陶粒支撑剂（铝矾土或氧化铝）特点：a.强度很高；b.高温碱性液中陶粒溶解率低（3.5%）；而石英达50%；c.长期导流能力高；d.密度较高(2700~3600kg/m3)，泵送困难；e.加工工艺困难，价格昂贵。3塑料包层支撑剂特殊工艺将酸性苯酚甲醛树脂包裹在石英砂表面，并经热固处理而成，比重约为2.55。种类：预固化树脂包层砂固化树脂包层砂二、支撑剂物理性质评价(1)支撑剂粒度组成及分布(2)园球度和表面光滑度。(3)浊度(4)密度：真密度(或颗粒密度)视密度(或体积密度)(5)酸溶解度(6)抗压强度我国支撑剂物理性质评价结果表三、裂缝导流能力评价定义：裂缝导流能力是指裂缝传导流体的能力。填砂裂缝的导流能力定义为支撑后的裂缝渗透率Ｋf与支撑后的裂缝宽度w之积。即填砂裂缝导流能力。ＦＲＣＤ＝Ｋfw类型:长期导流能力短期导流能力我国部分支撑剂导流能力(1998)1支撑剂性质对FRCD的影响

(1)支撑剂类型和形状低应力情况下，有棱角的支撑剂相互搭接、相互支撑，有更高的孔隙度及渗透率，因此，导流能力更高。但在高应力情况下，园球度好的支撑剂受到的表面应力更均匀，能承受更高的载荷不破碎，因此有更高的导流能力。(2)支撑剂粒度组成图6-12反映了粒度分布对导流能力的影响，图中曲线A,B均为φ0.5~0.9成都陶粒，其中0.63mm以上颗粒重量分别约为81.5%和56.6%。支撑剂粒径对裂缝导流能力有很大的影响;给定粒度范围内，大颗粒所占比例越多，导流能力越高。颗粒越均匀，导流能力越高。(3)铺砂浓度方式—单层局部排列—单层全排列—多层排列实验结果定义：单位面积上的支撑剂重量。(4)支撑剂质量长石含量对导流能力的影响微粒对兰州砂导流能力的影响2地层条件对FRCD的影响

（1）闭合压力（2）地层岩石硬度

地层岩石的软硬对导流能力的影响与支撑剂颗粒的强度和硬度有关。

当支撑剂强度低时，影响导流能力的主要是破碎问题;

当支撑剂强度高时，支撑剂颗粒嵌入裂缝壁面是影响导流能力的主要因素。(3)环境条件图６－１６流体介质图６－１７地层温度3压裂液性能对FRCD的影响残渣降低支撑带渗透率。胍胶压裂液，残渣含量取决于成胶剂浓度、破胶剂类型及浓度。4流动条件对FRCD的影响非达西流动多相流效应5承压时间对FRCD的影响四、支撑剂的选择内容—支撑剂强度—地岩岩石硬度—支撑剂颗粒大小—支撑剂密度—支撑剂浓度（排列方式）考虑因素—地质条件（如闭合压力、岩石硬度、温度、物性）—工程条件（压裂液性质、泵注设备）—经济效益1裂缝导流能力确定原则(1)McGuire&Sikora(1960)图版法—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）Cinco(辛科)准则2支撑剂类型选择在闭合压力较高时，应考虑使用高强度支撑剂，如陶粒等。在闭合压力较低时，只要砂子不破碎，低强度支撑剂仍能起到支撑裂缝的作用。它在浅井浅层应用的特别广泛。当闭合压力达到４0MPa时,原则上不再使用石英砂,应使用象陶粒等更高强度的支撑剂,陶粒在闭合压力为70MPa时也很少破碎。3支撑剂粒径选择(1)闭合压力(2)允许支撑剂填充的裂缝宽度(3)输送支撑剂的要求4支撑剂铺置浓度第四节水力压裂设计模型裂缝延伸二维模型卡特模型Carter，1957年CGD模型Christianovich、Geertsma、Deklerk

PKN模型Perkins和Kern提出,Norgren完善裂缝延伸三维模型拟三维模型三维扩展，一维流体流动真三维模型三维扩展，至少二维流体流动一、卡特模型HfLfWf1几何模型2主要假设裂缝等宽。压裂液从缝壁垂直而又线性地渗入地层(3)地层中某点的滤失速度取决于此点暴露于液体中的时间,即:(4)忽略流体压缩性。(5)裂缝中各点压力相同,均等于井底的延伸压力。3计算公式忽略压缩性，由物质平衡：Q=QL+QF+

Qs压裂液滤失发生于两个裂缝面裂缝体积增加引起的流量QF(t)

初滤失引起的流量Qs(t)由基本假设条件，物质平衡关系—压裂液到达缝中某点所需时间，min

t—压裂施工时间，min

由拉氏(Laplace)变换得裂缝面积—压裂液到达缝中某点所需时间，min

t—压裂施工时间，min二、CGD模型1几何模型Christianovich、Geertsma、DeklerkDaneshyW(x,t)L(t)H2假设条件(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)流体在缝内作一维层流流动,缝高方向裂缝呈矩形。(4)缝中X方向压降由摩阻产生,不考虑动能和势能影响。(5)裂缝高度和施工排量恒定。3理论基础运用了体积平衡方程压降与宽度关系由泊稷叶理论导出用England和Green公式求缝宽时,还运用了裂缝平衡延伸理论。此模型是现在最常用的两个二维延伸模型之一。4计算公式对于单翼缝f1=o.68;f2=1.87;f3=2.27对于双翼缝f1=o.48;f2=1.32;f3=1.19三、PKN模型1几何模型Perkins&Kern

NorgrenL(t)W(0,t)HW(x,t)2假设条件(1)裂缝为垂直裂缝,其高度恒定，裂缝高度方向上为椭圆面。(2)压裂液沿缝长作稳定的一维层流流动，且沿裂缝面线性滤失；(3)裂缝前端液体压力等于地层最小水平主应力(4)t时刻x断面上横截面最大宽度与缝中净压力成正比:W(x,t)=2(1-2)pHf/E(5)施工排量恒定。(1)不滤失情形宽度方程3计算公式（牛顿型压裂液）压降方程（2）滤失情况宽度方程对于单翼缝f1=1.0;f2=2.016;对于双翼缝f1=0.5;f2=1.425;对于单翼缝f1=0.6;f2=3.00;f3=3.0

对于双翼缝f1=0.395;f2=2.52;f3=2.52四、PKN和CGD模型的比较3.实例比较—参数—计算结果第五节支撑剂输送—支撑剂的沉降特性—沉降布砂设计—悬浮布砂设计受力分析—固体颗粒的重力—流体对固体颗粒的浮力—颗粒的运动阻力重力浮力阻力颗粒一、支撑剂的沉降特性

1单颗粒自由沉降速度概念—自由沉降—干扰沉降重力浮力阻力重力浮力阻力颗粒F=Fg-Fb当F＝Fd时CD与雷诺数有关，雷诺数与vP有关Novotny公式当NRep

<

2时fc=Cf5.5

当2Nrep500时fc=Cf3.5

当NRep

>

500时fc=Cf22干扰沉降Brown公式3壁面影响当NRep<1当NRep>100当1

Nre

100用内插法求fw4颗粒形状对沉降速度的影响支撑剂颗粒都是不规则的颗粒，而不是规则的球体。（有些接近于球形）—颗粒的形状是不规则的，比同体积的球体表面积大；—颗粒的表面是粗糙的；—颗粒的形状是不对称的不规则颗粒的沉降速度小于球形颗粒的沉降速度支撑剂在幂律液体中的沉降用视粘度a代替（层流）思路：支撑剂在裂缝高度上的分布平衡流速、平衡高度的计算砂堤的堆起速度平衡时间二、沉降型布砂设计1支撑剂在裂缝高度上的分布

概念：平衡状态：悬浮状态平衡流速：相应的液流速度平衡高度：相应的砂堤高度颗粒浓度分布(垂向)区域I：砂堤区域II：砂堤上的滚流区区域III：悬浮区区域IV：无砂区ⅠⅡⅢⅣ浓度缝高图6-20砂浓度沿缝高分布(1)增加地面排量提高流速，Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ区变薄，Ⅲ区变厚。若流速足够大I区可能完全消失，甚至使裂缝中支撑剂沿垂向均匀分布。(2)提高压裂液粘度，Ⅰ、Ⅳ区变薄，Ⅱ、Ⅲ区变厚。若粘度足够高，I区可能完全消失，甚至使缝内垂向上砂浓度均匀分布。显然，随着条件的改变，平衡状态参数及支撑剂在垂向上的浓度分布也要发生变化。2平衡流速与阻力流速平衡流速HEQhEQVEQ平衡高度问题1区别牛顿流体和非牛顿流体的计算公式2复习湿周与过流面积的关系3区别层流和紊流下阻力速度与平衡流速的关系4砂堤堆起速度与流速和平衡流速的关系5由砂堤堆起高度与时间的经验关系得到什么？6平衡时间的计算方法自学P273~P275例6-3牛顿型压裂液粘度μf=30mPa.s，密度f=1000kg/m3；石英砂支撑剂颗粒密度s=2650kg/m3，平均粒径dp=1.14310-3m，砂比S=10%；砂堆孔隙度取35%，裂缝高度Hf=10m，裂缝宽度w=4.7610-3m；试计算双翼裂缝中排量为0.8和2.0m3/min时的平衡高度和平衡时间。解(1)计算支撑剂沉降速度假设支撑剂沉降处于层流状态，按表6-4中公式计算自由沉降速度，vp=0.039m/s。校核流态：颗粒雷诺数NRep=1.49<2，与假流态相符，故vp=0.039m/s浓度校正系数：按Novotny公式，fc=0.707裂缝壁面校正系数：按Novotny公式，fw=0.84忽略剪切速度影响，支撑剂在裂缝中的沉降速度为vt=0.023m/s(2)计算阻力速度

按牛顿液计算阻力速度：vWEQ=0.349m/s(3)计算平衡流速a.携砂液混合物密度ρse=1100kg/m3b.按紊流公式计算平衡流速vEQ=4.547m/sc.校核流态：雷诺数NRe=35000>3000,故平衡流速为：vEQ=4.547m/s三、全悬浮布砂设计技术背景研究目的1.计算缝内砂比沿缝长变化基础上，找出满足设计要求的导流能力的加砂步骤。2.避免在缝中出现砂比过高的砂卡现象。（1）假设条件wHf排量Q=const,全悬浮,前置液体积Vpad，携砂液体积Vslurry，地面砂比Cs。（2）计算单元划分V(0)1STS注完V(0)所需时间Vs(1)Vs(2)Vs(3)、、、Vs(n)n=ST-S+1（3）

s段携砂液的滤失速度考虑

携砂液在裂缝中的滤失与它在裂缝中的位置（计算时间点）有关。

第s段携砂液的滤失速度以平均值计算

a按平均滤失时间计算

b按进入裂缝到停泵时滤失速度的平均值计算。(4)s段携砂液的滤失计算滤失百分数（t时间后）滤失体积（6-75）由物质平衡原理，注入体积等于缝内体积与滤失体积之和。地面第S段携砂液经过m·t时间，携砂液体积由Vs(m-1)变为Vs(m)根据递推关系N=ST-S+1(5)停泵时第s段携砂液在缝中体积计算(6)砂浓度计算地面第s段加砂浓度停泵时第s段携砂液的砂浓度因此，已知缝内砂浓度，可相应确定地面砂浓度(6)砂浓度计算用ST-S+1代替n分析：S越小，滤失次数越小，要求地面加入的砂浓度越小说明：全悬浮式砂子分布应用悬浮压裂适合于低渗透储层，因为这里并不需要很高的裂缝导流能力就能获得较好的增产效果。优点：支撑面积大缺点：导流能力不及沉降式砂子分布具体分析，择优采用。第六节水力压裂评价水力裂缝评价：评价压裂设计、压裂施工有效性和压后效果。工艺效果：评价所实施压裂工艺技术的适应性和有效性。经济效益分析：寻求提高技术水平和改善其经营管理的基本途径。直接测试法(裸眼井):井下电视法、地层微扫描仪和噪声测井等。间接测试方法(裸眼井和套管井)微地震法、井温测井、伽玛测井和声波测井等。1979，Nolte创造性地提出了利用压裂压力降落曲线确定裂缝和压裂参数的方法,开辟了解释地下裂缝参数的新途径。一、水力裂缝评价确定压裂裂缝高度的方法：ⅣⅠⅡⅢlgtlgp四种典型压力曲线：(2)斜率为0的线段Ⅱ：表示缝高稳定增长到应力遮挡层内，也可能是地层内天然微裂缝张开，使滤失量与注入量持平。(3)斜率为1的线段Ⅲ：表示裂缝端部受阻，缝内压力急剧上升；应合理控制砂比和排量，以免缝内发生砂堵。而对于缝端脱砂压裂施工，则希望在一定缝长时形成砂堵，通过控制砂比和排量，使裂缝完全填满。(4)斜率为负段Ⅳ：表示裂缝穿过低应力区，缝高不稳定增长；也可能是沟通了天然裂缝，使滤失量大大增加。此结果会造成裂缝内砂堵，压力又将很快上升（如Ⅲ段）。(1)正斜率很小的线段Ⅰ：斜率范围0.125~0.2。表示裂缝在高度方向延伸受阻，为正常的施工曲线。二、工艺效果分析增产有效期：某井从压裂施工后增产见效开始至压裂前后产量递减到相同的日产水平所经历的时间。增产倍比：指相同生产条件下压裂后与压裂前的日产水平之比。—图版法—近似解析法—数值模拟法1McGuire&Sikora图版纵坐标为增产倍比横坐标为：a.对低渗透储层（k<110-3m2）,很容易得到较高的裂缝导流能力比值（大于0.4），欲提高压裂效果，应以增加裂缝长度为主。b.高渗透地层，不容易获得较高的裂缝导流能力比值，提高裂缝导流能力是提高压裂效果的主要途径，不能片面追求压裂规模而增加缝长。c.对一定缝长，存在一个最佳裂缝导流能力，超过该值而增加导流能力的效果甚微。d.无伤害油井最大增产比为13.6倍。----对于实际油气田，属于这两种情况的都有。因此，在水力压裂设计中，应解决它们的主要矛盾。根据油气层的特性具体分析，全局考虑，以最优为准则，对特低渗地层的压裂，应当增大施工规模，造缝要长；对于高闭合压力的中高渗透地层，应着眼于提高裂缝导流能力，在这种情况下片面追求施工规模和缝长，既不经济又得不到好的压裂效果。2典型曲线法（教材p281）4数值模拟计算法3Raymond&Binder公式法三、水力压裂经济评价压裂经济分析准则(1)压裂施工现值(2)压裂施工净现值(3)贴现偿还时间(4)压裂效益指数1.压裂经济分析方法式中：NPV—压裂施工得到的净现值；(PV)af,(PV)bf—压裂前、后得到的的现值；CT——压裂施工费用的现值。（6-86）(1)压裂施工现值:指因井生产和开支而形成的现金流动，即在一定贴现率下将未来某一金额转换成当前的价值。(2)

压裂施工净现值：压后现值减去压前现值，再减去所有与施工有关开支的现值。(3)贴现偿还时间:累积现金的现值达到零所需要的时间。(4)

压裂效益指数:使作业的净现金现值为零的贴现率。2产量递减模式产量递减速度的递减率微分方程可写成下述形式:(1)定值百分数递减,m=0时(2)调和型递减,m=1时为调和型递减(3)双曲型递减,0<m<1时(1)定值百分数递减a——瞬时递减率，%/mon；qi——压措施后初始产量；q——递减时间t后的产量，m3/mon；Np——累积产量，m3/mon。(3)双曲线型递减(2)调和型递减式中ai——初始递减率，mon-1式中:m——双曲线型递减指数(o<m<1)3成本构成4压裂经济敏感性评价1）井网密度与最佳裂缝长度的关系2）储层渗透率和裂缝长度3）裂缝导流能力的影响4）有效厚度的影响5）裂缝高度的影响6）压裂液滤失性与防滤失添加剂7）铺砂浓度和支撑带渗透率的保持程度8）压裂液粘度9）泵注排量与施工规模10)油气价格和贴现率第七节水力压裂设计—是在满足地质、工程和设备条件下作出经济有效的最优方案。(1)正设计；(2)反设计—优化压裂设计任务:（1）在给定的储层与井网条件下，根据不同缝长和导流能力预测压后生产动态;（2）根据储层条件选择压裂液、支撑剂和加砂浓度，并确定合理用量；（3）根据井下管柱与井口装置的压力极限选择合理的泵注排量与泵注方式、地面泵压和压裂车数（4）确定压裂泵注程序；（5）进行压裂经济评价，使压裂作业最优化。一、选井选层考虑因素：储层地质特征、岩石力学性质、孔渗饱特性、油层油水接触关系、岩层间界面性质与致密性、井筒技术要求。油气井低产原因：（1）由于钻井、完井、修井等作业过程对地层伤害使近井地带造成严重的堵塞；（2）油气层渗透率很低,常规完井方法难以经济开采（3）“土豆状”透镜体地层，单井控油面积有限,难以获得高产；（4）油气藏压力已经枯竭。1储层物性评估储层地质特征储层沉积特征决定井的泄油面积和压裂规模。断层发育的区块，必须确定断层体系的走向和断层性质，估计水力裂缝走向。粘土矿物分析粘土矿物类型、含量与分布方式严重影响储层渗透性，是选择压裂液体系的主要依据。常用伽玛射线测井、自然电位测井等测井方法或扫描电镜（SEM）实验分析方法测定。岩石力学性质包括储层、盖层和底层的杨氏模量、泊松比和断裂韧性值。纵向应力剖面影响裂缝几何尺寸；平面应力分布影响裂缝方向。现场常用长源距声波测井结合密度测井计算岩石弹性模量和泊松比。在压裂作业中使用静态值更合理。岩心分析评估油气藏储层基本参数，可采用岩心常规分析或岩心特殊分析技术。试井分析进一步评价地层，确定储层的渗透率、表皮系数、地层压力及其它性质。2井筒技术要求压裂设计符合套管强度要求；固井质量合格；井底无落物。3储层条件成功压裂作业的必备地质条件：储量和能量。压裂侯选井应具备下列条件：1)低渗透地层：渗透率越低，越要优先压裂，越要加大压裂规模。2)足够地层系数：一般要求kh>0.5×10-3μm2.m。3)含油饱和度：含油饱和度一般应大于35%。4)孔隙度：一般孔隙度为6～15%才值得压裂；若储层厚度大，最低孔隙度为6～7%。5)高污染井：压裂作业只能改善受污染的表皮效应。3储层条件压裂井是否适合压裂或以多大规模压裂，还应考虑距边水、底水、气顶、断层的距离和遮挡层条件；并结合天然裂缝原则；最大水平主应力与油水井不相间原则；井网与最大水平主应力有利原则等考虑压裂工艺。压裂下述情况井可能有很大的风险1)压裂层与气、水层间页岩夹层厚度小于4.5～6.0m。2)压裂裂缝可能穿过附近的与气、水的接触面。3)高气油比井或高含水井不宜压裂，除非出气出水可以控制。二、确定入井材料1．优选压裂液体系(1)筛选基本添加剂(增稠剂、交联剂、破胶剂)配制适合本井的冻胶交联体系。(2)筛选与目的层配伍性好的粘土稳定剂、润湿剂、破乳剂、防蜡剂等添加剂系列。(3)筛选适合现场施工的耐温剂、防腐剂、消泡剂、降阻剂、降滤剂、助排剂、pH值调节剂、发泡剂和转向剂等。2．选择支撑剂依据目的层闭合压力选择支撑剂类型，并按石油行业标准对其性能进行全面评定，通过选择支撑剂粒径，铺砂浓度和加砂方式满足闭合压力下无因次导流能力要求。(4)对选择的压裂液，在室内模拟井下温度、剪切速率、剪切历程、阶段携砂液浓度来测定其流变性及摩阻系数，并按石油行业标准进行全面评定。6.7.3水力压裂设计计算三、水力压裂设计计算1.施工排量必须大于地层的吸液能力Q吸考虑所需压裂液量考虑摩阻压力考虑设备能力这个约束条件支撑剂输送2.井口施工压力3压裂设计单井压裂设计包括：选井选层确定施工参数方案设计计算经济技术分析和评价4压裂施工设计计算步骤正设计:根据压裂施工规模预测增产倍数a.确定前置液量、混砂液量以及砂量；b.选择适当的施工排量、计算施工时间；c.计算动态裂缝几何尺寸；d.支撑剂在裂缝中的运移分布，确定支撑裂缝几何尺寸；e.预测增产倍比。逆设计:a.根据增产要求确定裂缝长度和导流能力；b.预选施工排量、前置液量和携砂液量；c.计算动态裂缝几何尺寸；d.支撑剂在裂缝中的运移与分布，确定支撑裂缝几何尺寸；e.计算支撑裂缝长度和导流能力以及增产倍比f.如果满足增产要求则结束，否则重选液量、砂量，返回(c)重新计算。前置液量确定根据增产要求确定裂缝长度和导流能力；Nolte提出了基于压裂液效率确定前置液量的近似解析法。支撑剂用量确定平均支撑剂浓度：最终支撑剂浓度：施工排量的确定为了在井底有足够的流体憋起高压，选择施工排量要考虑的因素是：地层的吸液速度。施工排量Ｑ必须大于地层吸液速度Ｑ′，即最小极限排量。施工排量的确定不同排量下所需的压裂液用量。实践表明，当滤失系数一定时欲压开一定大小的裂缝，采用较高的施工排量可减少所需的压裂液用量；并且施工排量大时，可提高压裂液效率，亦有助于减少压裂液用量。摩阻压力。排量越大，产生的射孔孔眼摩阻和井筒摩阻越高，因此所需的井底施工压力愈大，对设备的要求就越高。施工排量的确定裂缝高度。施工排量太大，极有可能导致裂缝窜层。特别是对于产层与水层之间的遮挡层不足够坚密，其厚度不是足够大时，窜层是很危险的。施工排量太小时，又不能充分压开产层的有效厚度，特别是对于多产层的情况，施工排量高无疑是有利的。施工排量高还有利于输送支撑剂。施工排量的确定此外，要注意对设备能力的要求：施工排量受管材和井口装置所能承受的压力的限制施工排量受压裂设备处理支撑剂的能力的限制，施工排量大，易导致砂子传送带或混砂装置超过负荷施工排量大，压裂车不易达到要求，即使满足要求，也需更多台压裂车施工排量的确定最小极限排量选择施工排量时，必须首先考虑的是所选排量应大于地层吸液速度，否则无法憋起高压。地层吸液速度Ｑ′即施工最小极限排量Ｑｍｉｎ为施工排量的确定最大极限排量压裂时的最大极限排量由井口和油套管的允许承受压力而定。压裂施工时，注液方式一般分为油管注液、套管注液、环空注液以及环空与油管同时注液（简称油套合注）几种方式。虽然注液方式不同，但确定最大极限排量的方法类似。施工排量的确定合压最大极限排量计算基本步骤根据井底破裂压力、液柱压力、套管或采油树的允许承受压力确定套管极限摩阻压力。用试算法确定最大极限排量。先假定油管及套管环空的排量，然后分别计算套管及油管摩阻，这两者必须等于或接近前一步计算的套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力。施工排量的确定如果计算的油、套摩阻压力低于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时，应提高排量假定值进行二次计算；如果计算的油、套摩阻压力大于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时，降低排量假定值进行二次计算，直至油、套摩阻压力基本相等并且接近或等于套管极限摩阻压力时为止。这时两者的排量之和就是合压时的最大极限排量。施工泵压及水功率的确定井口施工泵压设井底破裂压力为ＰＦ，井口施工泵压为ＰＰ，管柱摩阻为Ｐｆ，孔眼摩阻为Ｐｍ，井筒液柱压力为ＰＨ。根据压开裂缝的条件，必须ＰＰ≥ＰＦ＋Ｐｆ＋Ｐｍ－ＰＨ施工水功率：P＝16.55PPQ式中:P——井口施工水功率，kw；PP——施工泵压，MPa；Q——施工排量，m3／min压裂车台数的确定按功率计算按排量计算例6-4已知油藏开发井网井距400×400m，压裂井深度H=2500m，岩石弹性模量E=25000MPa，泊松比ν=0.15，破裂压力梯度α=0.018MPa/m；油层有效厚度Hf=10m，渗透率k=2.0×10-3μm2，孔隙度φ=20%，地层温度80oC，地层流体压力pS=25.0MPa，地层流体粘度μr=2mPa.s，流体压缩系数cf=6×10-3/MPa；射孔孔眼密度10孔/m，孔径φ10，生产流压pWf=15MPa，套管直径φ127，油管直径φ62，；兰州石英砂粒径dP=0.4-0.8mm，颗粒密度ρr=2650kg/m3。牛顿型压裂液粘度μ=0.03Pa.s，密度ρf=1000kg/m3，初滤失系数SP=0，造壁性滤失系数c=8.62×10-4。施工排量Q=2.0m3/min。假设采用油管注液工艺，压裂液在油管中的为摩阻0.6MPa/100m。试进行水力压裂工艺设计。

解（1）井口破裂压力pbreak=pF

-pH+pfpbreak=0.018×2500-10-6×1000×9.8×2500+0.6×2500/100=35.5MPa(2)闭合应力闭合应力是裂缝延伸压力与地层压力之差。在选择支撑剂时，为保险起见，通常按地层破裂压力与井底流压之差计算，即pc=pF-pwf=0.018×2500-15=30MPa(3)要求的裂缝长度要求最低铺砂浓度为5kg/m2，查表6-4，所用支撑剂在闭合应力为30MPa下的导流能力为FRCD=0.15μm2-m，按MicGuire&Sikora图版，其横坐标为要求的裂缝长度为:Lf=40%×200=80m4）确定填砂面积:为保证80m的有效缝长，取Lf=90m；且实际裂缝高度比油层厚度大5m。因此，填砂面积为:A=2×Hf×Lf=2×15×90=2700m25）确定用液量按PKN模型计算裂缝宽度w=0.0038m平均缝宽wAVG=0.785×w=0.003m铺砂浓度为5kg/m2时要求的裂缝宽度为0.0028m比较计算平均缝宽和要求缝宽，二者相近；否则重新计算。压裂液滤失系数:由于造壁性滤失系数较小近似取为c=8.62×10-4石英砂从裂缝顶部沉到底部的时间为:ts=15/0.28=53.5min可见,施工结束时尚有部分支撑剂呈悬浮状态加砂程序:前置液10m3携砂液100/140目石英砂1.5m3，砂比15%，携砂量10m320/40目石英砂5.5m3，砂比25%，携砂量20m3顶替液10m3第八节水力压裂工艺技术多层压裂技术暂堵剂分层压裂工艺孔眼堵塞球法压裂工艺限流法分层压裂技术填砂法压裂技术控缝高压裂技术端部脱砂压裂技术分层压裂改造技术特点和发展趋势

多层油（气）井由于层间渗透率差异大，地层的破裂压力差别也很大，井段又长，全井筒压裂时，裂缝便在地层破裂压力相对较低的高渗透层中延伸，而低渗透层难以被压开，产能不能释放出来，影响压裂效果。为减少投入，提高经济效益，压裂施工朝投入少、压开层多、经济效益好的一次管柱多层压裂的技术发展。国内在分层改造方面的应用发展较快，目前可实现一次管柱进行3至5个目的层的压裂。分层压裂技术暂堵塞剂分层压裂和封堵球分层压裂限流压裂工具分层多层压裂单封隔器分层压裂双封隔器分层压裂卡三封隔器分层压裂桥塞封隔器分层压裂特殊井身结构井分层水力压裂技术

连续油管分层压裂技术