储层改造技术讲座

西南石油大学2007.08压裂酸化工程技术现状与发展郭建春博士、教授Tel-mail:guojianchun@第一部分国外水力压裂技术发展现状一、整体情况二、基础理论研究三、压裂液技术四、支撑剂技术五、新工艺技术六、软件与设计技术七、改造后的评估技术一、国外水力压裂技术现状（总体：成熟、系统配套）研究重点领域机理研究新材料研究现场应用研究裂缝模拟研究支撑剂长期导流能力研究含砂液流变性压裂液伤害机理应力敏感性清洁压裂液低分子压裂液（可重复使用）缔合压裂液VDA（清洁自转向酸）改变相渗特性的压裂液超低密度支撑剂清洁泡沫压裂液裂缝诊断支撑剂回流控制技术新的压裂优化设计技术利用压裂压力降落曲线认识储层技术大型压裂控制缝高技术支撑剂段塞消除近井筒裂缝摩阻技术领先技术开发压裂技术重复压裂技术连续油管压裂酸化技术低伤害或无伤害压裂酸化技术压裂防砂与端部脱砂压裂技术人工裂缝诊断技术水平井压裂酸化技术压裂施工过程的计算机自动化控制与数据远传清洁压裂液压裂技术水压裂技术低分子压裂液压裂技术二、基础理论研究1、重复压裂理论2、薄层、多层压裂模型3、压裂多裂缝理论1、重复压裂理论研究重新张开、延伸原裂缝的设计方法压新缝重复压裂重新张开、延伸原裂缝的设计方法

国内外常用的方法在油藏数值模拟的基础上，根据油藏特征和重复压裂工艺特点，优选压裂材料并进行优化设计。SPE50912给出了从油藏特征、以前的经验入手，根据不同目标，利用油藏模型和压裂模型进行模拟的基础上进行优化设计以及矿场施工和压后评估的具体的关于重复压裂的设计思路。如下面的框图所示。重复压裂研究思路图油田概况：特低渗透油田；1991年实施整体压裂，1995年末和1996年初，对2口井实施重复压裂,但发生砂堵施工未成功。导流能力随时间变化图

应用这一方法对中国南部的S油田进行了优化设计。

首先，用油藏数值模拟法研究了原裂缝的导流能力变化以及各种因素对重复压裂效果的影响，并优化了裂缝长度。含水率对重复压裂后生产动态的影响图油井重复压裂后产量与支撑裂缝长度关系图地层压力对重复压裂后生产动态的影响图

其次，针对中温、特低渗、有天然裂缝的油藏特性优选了压裂液和支撑剂利用软件模拟了裂缝形态，并进行了重复压裂优化设计。具体的施工参数如下表所示：重复压裂与初次压裂主要施工参数对比表

4口井重复压裂后产油量均增加;含水保持稳定或下降,平均含水由重复压裂前的3.2%下降至2.5%;平均产量由重复压裂前的7.11ｔ/ｄ增加到21.64ｔ/ｄ。至1996年底,阶段累计净增原油8440ｔ,并且继续保持增产趋势。压后效果重复压裂前后产量变化图重复压裂前后产水率变化图

另一种方法利用模糊曲线程序和神经网络程序来确定每个参数及其组合对成功重复压裂的重要程度，从而进行优化设计。Shahabmohageah等就利用这一方法对美国俄亥俄州东北部的克林顿砂岩层重复压裂进行了优化设计。(SPE74715)

基本情况：该区每年进行20多井次的压裂或重复压裂，有的井已经进行了三、四次重复压裂，有的井只进行了一次压裂。评价参数：钻井时间、压裂次数、最近一次压裂至今的时间、压裂液类型、压裂液用量、沙的浓度、酸液体积、平均泵注排量、施工单位。单参数影响程度表

利用模糊曲线对每个参数以及两个参数组合后的重要程度进行排序，结果表明并不是单因素最重要的前两个组合就是组合后最重要的。两个组合参数影响程度表两参数的模糊曲线图模糊曲线法得到的结果神经网络法得到的结果利用所有数据得到的影响程度图不同压裂次数参数影响程度表

计算结果表明，不同的压裂次数，各种参数对重复压裂成功的影响程度不同，并且与笼统分析的结果也不同应针对不同的情况优化设计。

Siebrits等人(SPE63030)

通过测斜仪的测量数据研究了Barnett页岩致密气井中重复压裂裂缝方位变化规律：重复压裂新裂缝方向从垂直初始裂缝缝长方向变为与初始裂缝缝长方向平行是一个渐进的过程(图a)，而不是突然转向(图b)，并且为时间的函数(图c)。

压新缝重复压裂图a井A的重复压裂测斜仪测得的原始信号：裂缝方向逐渐变化图b井A测斜仪测得的原始信号：时间为10:20时裂缝方向突然变化

国外的研究者从重复压裂产生的新裂缝重定向角度研究这一问题。Siebrits和Elbel（SPE48982）在应力轨迹理论的基础上得到了重定向裂缝与应力轨迹以及原裂缝关系原理图（右图）：从井眼到各向同性点的距离为Lf′，超过应力各向同性点后，新裂缝逐渐转向平行于原裂缝。图C井A的重复裂缝方位随时间变化的俯视图重定向裂缝延伸示意图无因次时间

无因次应力偏斜张量

其中：S0——原始应力差σ*——生产诱导应力差，与无因次时间和井筒距离有关无因次断裂韧性

在应力轨迹的基础上，通过对影响重复压裂裂缝扩展的无因次量的分析得到了重复压裂裂缝延伸的轨迹。

求出不同τ下的Π，Π等于1处为应力各向同性点，即求出了Lf′，在超过Lf′后利用程序模拟出与χ有关的裂缝的延伸轨迹。重复压裂基本参数表定压或定产条件下无因次应力各向性点与无因次时间关系图模拟的不同情况下裂缝轨迹

利用右表的参数，用上述方法模拟了各向同性点的位置以及裂缝轨迹。模拟结果表明对于给定边界条件，井眼到各向同性点的距离取决于无因次参数Π和τ

。各向同性点外的裂缝轨迹则与无因次参数χ和τ有关。

关于重复压裂前的应力模拟并不是重复压裂的角度入手研究的，主要从试井的方面入手研究孔隙压力导致的应力变化。

Dewi等（SPE71091）利用完全耦合的二维数值模型计算了在前次裂缝周围孔隙压力随时间的变化。流体压力方程固体变形方程耦合方程

结合边界条件求解上述方程就可以算出初次压裂后，由于生产活动导致孔隙压力变化而引起的应力变化。模拟实例计算的基本参数表生产过程中不同地点主应力差以及最小主应力方向随时间变化关系图(原始应力差=2.8MPa,产气量=8.5×104/d)

结果表明：应力差可能随时间增加(点2和点3)，也可能随时间降低(点1)，其取决于研究点的位置。点1处会发生应力方向重定向，点2和点3处不可能发生的应力重定向。生产速度和初始应力各向异性对最大水平应力方向影响(θ=45º)

结果表明：

对于生产速度一定时初始应力各向异性越高，应力重定向越不容易发生。因此，应力各向异性是控制应力重定向发生的至关重要的参数。同时，生产速度越高，应力重定向程度越大。但如果初始应力各向异性程度高，则气体流动速度的影响程度相对较弱。注入井与生产井之间的最大压应力方向生产井周围的最大压应力方向

西南石油大学，率先提出了先采用堵剂封堵老裂缝，再在其它方位压开新裂缝的堵老缝压新缝重复压裂技术。并应用多孔弹性介质的流固耦合理论、弹性理论、热力学的基本理论从井筒附近应力场变化规律研究入手，对重复压裂造新缝的力学机理进行了较为系统的研究提出了压新缝的力学条件和时机，并研制了具有选择性和高强度的堵剂来保证压开新裂缝工艺的矿场实现。2、多层、薄层压裂设计对于层状地层的压裂设计，目前国内外采用的思路有三种

采用封隔工具隔开各层实施分层压裂，单独对每层进行设计采用笼统的多层合裂技术，假定只产生一条裂缝，使用单裂缝的延伸模拟方法进行设计

应用多产层同时进行水力压裂的多裂缝数学模型进行模拟设计

多层多裂缝延伸模型设计法Elbel等(SPE23982)基于二维模型的流量粗略分配给出了水力压裂中多层注入剖面的确定方法。

Desorches等(SPE64789)

介绍了在拟三维裂缝扩展模型基础上的多裂缝模拟（MLF/P3D）来设计的方法。基本思路：以裂缝扩展的拟三维模型为基础，应用“限流”的基本思想：在每个时间步将流量守恒和压力连续的原理与裂缝三维扩展模型相结合，实现了在不同各种应力条件下多条裂缝扩展及相应流量分配的模拟。裂缝前缘变化趋势模拟图

压裂过程中排量变化曲线

文中利用上表参数，对裂缝扩展进行了模拟，从结果可以看出，层1上隔层的应力较低，裂缝1向上延伸较多，层2的层间应力差大，因此缝2的高度被限制在层内。同时由于层2内的应力低于层1内的应力，大部分的液体都流入裂缝2。在注入过程中，随缝1高度的增加，缝1的流量的逐渐增加，到最后大部分液体进入缝1。

实例分析

利用上表的参数对无孔眼以及存在孔眼（孔数30，孔径0.81mm）及其磨蚀情况进行了模拟。

实例分析施工参数表储层参数表没有孔眼压降的裂缝长度有孔眼压降的裂缝长度没有孔眼磨蚀的排量变化曲线有孔眼磨蚀的排量变化曲线

在没有射孔孔眼的情况下，进入裂缝2的排量比裂缝的排量多且缝2比裂缝1长，这是由于层2的层间压差小，裂缝2高。有射孔孔眼的情况下，由于孔眼压降，进入裂缝2流量减小了，裂缝2变短了；但在支撑剂泵入一段时间后孔眼被磨蚀了，进入缝2的流量也增加了，同时，在后期出现了砂堵现象，进入缝2的流量又减少了。从结果中可以看出:

现场应用油田储层参数：薄砂岩夹层和页岩夹层共7层，3个射开层和4个隔层隔层的应力超过34.5MPa，产层应力约为25MPa

检测数据：利用不动管柱测井底压力利用转子流量计测量流量分流曲线

结果：压力吻合程度较好，早期的压力拟合出现差异可能是受近井筒影响所致，，单层排量拟合相当好。压力的模拟值与检测值对比图

排量0.8m3/min排量0.8m3/min排量的模拟值与检测值对比图

排量0.8m3/min

利用物质平衡原理和压力平衡原则建立的流量动态分配方程：

西南石油大学，考虑地层的多层和非均质特征，即任意多层的地层厚度、地应力和岩石力学参数（如泊松比、弹性模量、断裂韧性）变化的影响，在单裂缝延伸的三维模型基础上，考虑裂缝缝口流量的变化，利用流量动态分配模型，模拟任意多层各种应力分布模式下裂缝穿层后的延伸情况。3、多裂缝研究

在斜井、部分直井以及部分复杂岩性储层进行水力压裂改造时，由于可能存在多裂缝，而导致出现施工压力高、低砂比砂堵。国内外多裂缝的研究逐渐增多，本节从下面几个方面介绍国外的研究动态。多裂缝的形态、成因与鉴别多裂缝起裂及延伸净压拟合通过大量研究，归纳出裂缝形态示意图大致如下扁平多裂缝树枝状多裂缝纵向上多裂缝多裂缝的示意图（SPE36441）

多裂缝的形态、成因与鉴别近井多裂缝远井处连接近井多裂缝发育，远井处连接多裂缝不连接措施后，近井裂缝数减小，较远处连成一条多裂缝的示意图（SPE71661）

目前已经建立了许多有效的直接（包括岩芯观察、垂直地震剖面、井下电视、地面倾角仪[SPE36441]）与间接(多级速率测试-MSRT、注入-降落测试-IT、大型压裂-MHF分析多裂缝压力响应[SPE36551];

净压分析与压力动态分析[SPE64772])的多裂缝检测手段，检测结果与大量室内实验（SPE24823、SPE37363、SPE39453

）证实了多裂缝存在的客观事实。

但多裂缝的条数尚不能准确确定，目前的检测手段尤其是间接的检测手段（分析压力响应）仍需要进一步的研究。

成因

多裂缝的产生原因包括射孔段长度、射孔方式、微环面的影响、地层应力与微缺陷、地层产状、井眼方位斜度、排量、粘度[SPE20661、SPE37363、

SPE39453、SPE71661、SPE78172等]。但多数基于定性的认识，没有上升到理论层面；没有建立井底压力逐渐上升与裂缝延伸、多裂缝产生结合在一起的统一模型。

产生原因

众多定性的研究（SPE26302,SPE39453,SPE54360,SPE78172）都表明：破裂压力与射孔方式、方位、井斜、裸眼或套管井等有关；当存在天然的微裂缝或弱面结构，无论在井壁上或在裂缝的沿程上，均会影响破裂压力的计算或裂缝的延伸轨迹，增加开启更多裂缝的可能性。

Hossain（SPE54306）把裸眼斜井的切应力进行替换来计算套管射孔斜井的起裂压力。但目前没有关于多裂缝破裂的系统研究，如没有考虑微环存在时的破裂压力计算方法；也没有研究同一纵向上各射孔破裂压力的差别。

多裂缝起裂及延伸

关于多裂缝的扩展延伸，Desroches

（SPESPE64789）提出了

多层多裂缝压裂的拟三维数值模型。敖西川，杜卫平建立了纵向上多裂缝同时延伸模型。

Wright（SPE39513）用等效多裂缝理论分析了多个水平裂缝的裂缝半径、宽度、净压与裂缝条数的关系。但横向多裂缝的延伸模型不完整，应建立考虑多裂缝的弯曲以及联结的多裂缝的延伸模型。

Davidson、L.Weijers（SPE26154）介绍了用多裂缝理论来模拟施工高净压的方法后，目前一些软件都包含有用多裂缝拟合施工压力的功能。McDaniel（SPE71661）利用软件进行了高压力的多裂缝解释现场实例（下图）。

不同模型净压拟合示意图

但等效多裂缝理论毕竟是一种近似有效的模拟方法，应建立考虑裂缝之间闭合应力干扰、滤失规律的变化、近井应力集中、裂缝转向的横向多裂缝同时延伸模型，以解释高净压问题。

净压拟合研究众多的人分别从固井质量、射孔方案、射孔段长度、井斜、排量、粘度、支撑剂段塞技术等的一个或多个方面结合现场实例进行了多裂缝的防治研究。多级支撑剂段塞技术（SPE77823）首先可以封堵缝宽较小的裂缝；随着井底压力的提高，增大的段塞颗粒可以堵塞较大的裂缝，因而有利于创造主缝。多级的含义支撑剂段塞是变浓度、变粒径的，浓度由小到大、粒径由细到粗。A)低砂比粉陶进行全程充填，效果不好；B)采用变浓度、变粒径，加砂顺利。C)一开始就采用较大的砂比，较大的砂粒，裂缝在缝口堵死。通常用100目粉陶作为前缘，然后加入20～40目的主体支撑剂，最后高砂比尾追12～20目支撑剂。

多裂缝的防治

需要结合理论分析进行系统的多裂缝防治措施研究

西南石油大学罗天雨博士，在此基础上首先研究各射孔之间破裂压力的大小及区别；研究多裂缝在近井的连接可能性；研究单裂缝的转向延伸规律；继而在考虑井筒压力协调规律基础上，研究多个裂缝相继起裂过程；随之建立多裂缝同时延伸、同时转向的模型，考察压力动态与裂缝参数变化。最后研究多裂缝的压力响应与鉴别，系统研究多裂缝的防治措施（框图如下）。为预防现场多裂缝的出现，提供了技术指导。三、压裂液技术1、低分子压裂液体系(HPF)2、新型清洁压裂液（EFAS）3、醇基压裂液

随着压裂液技术的发展，目前压裂液发展主要是向着低伤害、可循环、低分子量、环保的清洁压裂液体系发展。而对于特殊储层条件，针对具体情况，研制了醇基压裂液、乳化压裂液、合成聚合物压裂液以及各种各样的低聚合物压裂液。低分子压裂液体系(HPF)低伤害压裂液（HPF）具有如下特点：具有低滤失特性，减少侵入深度，易于清洗滤饼滤饼为低分子量聚合物，对储层伤害低和地层物质反应，转变成牛顿低粘度流体，对导流能力伤害小对温度和盐度不敏感流变性易于控制初始粘度低，低摩阻对于特定地层，可以循环利用无破胶剂，破胶彻底低分子压裂液具有破胶彻底，无残渣物质的特点，对地层和支撑层伤害很低低分子压裂液是一种新型压裂液体系，具有较大的发展前景低分子压裂液破胶彻底，对压后支撑充填层导流能力的维持较一般的硼酸盐聚合物压裂液有明显优势低分子压裂液不使用破胶剂，但较硼酸盐胶联的压裂液返排效果更好低分子压裂液对地层和支撑裂缝伤害低，较其它类型压裂液体系压后产量有明显优势低分子压裂液对温度和盐度不敏感，作业范围更广新型清洁压裂液（EFAS）流变性易控制低摩阻携砂能力强滤失受时间、动力条件、储层性质控制对地层伤害极低清洁压裂液在离子浓度很低情况下，也可以达到高粘度，满足携砂需要清洁压裂液在PH为6-8范围内，亦可以用铵盐代替钾盐，液体性能大致相同清洁压裂液加入相应添加剂后，也可以使用于高温、深井地层流速增加的情况下，清洁压裂液压降变化不大，可以保证大排量施工清洁压裂液对地层伤害低，恢复渗透率能高达93.3%，可以应用于低渗、粘土矿物含量高的储层清洁压裂液对于储层物性差的储层有较其它胶联压裂液无法比拟的优势，对我国储层来说，更有值得进一步研究探讨的价值液体类型流体PH值原始渗透率（mD）最终渗透率（mD）恢复比例（%）3%EFAS8.511.129.8888.9%3%EFAS883.8%3%EFAS8.521.8520.3993.3%

醇基压裂液开始使用于1992年，它具有低摩阻、低伤害、携砂性能强、作业储层范围广、成本低、配液环境要求低等特点。低摩阻比水基压裂液摩阻降低了70%，减少地面施工压力不需要添加杀菌剂甲醇本身对于细菌来说就是有毒物质成本低是二氧化碳泡沫压裂液成本的50%对地层伤害低不必急于返排施工效果明显是油基或者水基压裂液常量的2倍作业范围广1800-12000英尺的油井、气井均可携砂能力强对不同类型、大小、浓度的支撑剂均可破胶彻底破胶后的残留物仅有3%醇基压裂液水基压裂液施工前后，不同压力状态下天然气延迟流出的时间水基压裂液施工前后，不同压力状态下天然气延迟流出的时间通过两者对比，我们可以看出醇基压裂液比水基有短的排液时间更短胶联醇基压裂液低摩阻，即使携砂，比清水的摩阻还低醇基压裂液可以降低地面施工动力，节约成本，对于深井意义更大醇基压裂液破胶可以不受时间限制，最长返排达到47天四、支撑剂技术新型支撑剂支撑剂性能评价实验方法支撑剂研究发展方向一预固化树脂包层砂（RCP)1制作方法：采用特殊工艺将改性苯酚甲醛树脂包裹到石英砂的表面上，并经热固处理制成。

2特点：密度比石英砂略轻（颗粒密度一般为2.55）

比天然石英砂抗压强度高、导流能力好(闭合压力分布在较大的树脂层的面积上，承压能力提高；压碎了包层内的砂子，仍可裹在树脂层内，使裂缝保持有较高导流能力）

0.45-0.90mm预固化树脂包层砂与石英砂物理性能比较表

新型支撑剂对比分析结果表明：石英砂在闭合压力超过28MPa后破碎率大于4％，闭合压力增加到41MPa时渗透率仅70D，而预固化树脂包层砂在28MPa闭合压力下破碎率小于0.1％，41MPa时渗透率仍达150D，可见预固化树脂包层砂性能有了大幅提高。3局限：随着闭合压力增高，破碎率增大，树脂膜的弹性变形、颗粒的压碎和重新排列，都会使裂缝宽度趋于变窄，对支撑裂缝的孔隙度和渗透率仍有一定影响，因而闭合压力超过一定值后不能满足设计要求，应用受到限制。二纤维防砂技术1工作原理：

把具有一定柔韧性的纤维物质混在携砂液中同时注人地层，在人工裂缝中形成复合性支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。2纤维稳固支撑剂填充层的作用机理：（1）每根纤维与若干支撑剂颗粒相互接触，通过接触压力和摩擦力相互作用；（2）纤维与支撑剂间的相互作用形成空间网状结构而增强支撑剂的内聚力，从而将支撑剂稳定在原始位置，而流体可以自由通过，达到预防支撑剂回流的目的。图1加纤维支撑剂图图2纤维防止支撑剂回流机理图3特点：

纤维防砂技术在适用范围、成本、技术指标、施工工艺等方面均优于树脂涂层技术；其化学稳定性、耐热和耐老化性较好；对裂缝导流能力影响较小且不需关井，允许初始高速返排；无需固化反应，施工工艺易控制，返排工艺可设计性好。

增加纤维长度可增加支撑剂填充层的稳定性，但有一定限度；只能在1500C以下使用，碳酸盐岩层内有效期短，不能用于HF酸环境。三热塑膜支撑剂1工作原理：在低温下（低于1500C）热塑性薄膜（TFS）提供了一种与砂砾相互作用的柔软表面，尽管结合力的强度要比树脂包砂（RCP）提供的小，但有较高的摩阻表面，可减缓支撑剂在生产管线内的滚动；高温下，TFS通过粘结、收缩作用固定支撑剂。随着温度的升高，薄膜的表面变粘稠，它就会把支撑剂黏附在表面形成小的支撑剂团。如果温度进一步提高，薄膜会发生收缩形成更紧密和更牢固的固结团。这些固结团比单个支撑剂微粒曲线度高，更利于桥连在一起形成较大的空间，减少了破胶液在支撑剂层中回流时的流动阻力，从而有利于支撑剂的回流。2热塑性薄膜片的优势在于：（1）与压裂液包括破胶剂和交联剂是配伍的，不与其它添加剂发生反应，不影响压裂缝胶的化学性质；（2）在油、水、酸液中十分稳定。热塑料材料经济实用，这意味着在整个压裂过程中都可使用。四表面改良支撑剂(surfacemodificationagent，SMA)1工作原理：(SPE63010)SMA是一种新型材料，在压裂施工中作为一种液体添加剂加入水基压裂液中。此添加剂可瞬间用一层薄的、胶粘的非硬化性外壳将支撑剂包住，这可以极大地提高颗粒内摩擦力并提高裂缝导流能力。未经处理和经过处理后的支撑剂其液体与支撑剂产量的对比图2SMA特点优点:(1)增加了裂缝导流能力并缩短了关井时间;(2)SMA可使支撑剂表面产生粘性，因而能减少微粒的运移，降低微粒堵塞孔隙喉道的可能；

(3)能极大提高可对充填层造成运移和冲蚀的临界流速，可很好地防止回流的发生。

(4)SMA活性材料是一种水溶性溶剂聚合物，由可回收资源制造，几乎对人体或环境无危害；且很稳定，在一般井液中很少溶解。缺点：不确定在哪个流量段不会产生支撑剂回流，而未加控制的支撑剂回流会增加完井费用并减小施工效率。五

可变形支撑剂（DIP）

1特点：DIP是近几年被用来控制支撑剂回流的新型防砂技术。这些可变形的支撑剂是由树脂和惰性填充物包裹在一起而形成的，它们具有相似的形状和网格分布。这些微粒被泵送到井底后，在一定地应力下是可以变形的（图3）。

这种支撑剂适用于闭合压力为5～5OMPa和温度小于185℃

的地层条件，其用量一般是支撑剂总量的1O％～15％。图3变形支撑剂受力前、后的形状图

2工作原理：（1）

当DIP均匀地与普通压裂用支撑剂混合后，在一定闭合压力下，由于变形在这种支撑剂的表面会形成一些小的窝或凹陷处，这些窝或凹陷处有助于稳定和锁住周围的支撑剂。这种综合效应将增强整个支撑剂填充层抗流动和压力的能力。（2）这种支撑剂的内核具有较好的柔韧性并具有较大的外涂层，所以具有较好的抗腐蚀能力，并且在混和、泵送的过程中和在较高的地应力下不易被破坏。

DIP的使用能较好地防止压后排液和生产阶段支撑剂的回流。

六超低密度支撑剂（ULW)(SPE84308)特点：超低密度支撑剂是可变形颗粒研究的自然延伸。主要包括两类：多孔陶粒树脂涂层（ULW-1.75）和树脂浸透并涂层的化学改性胡桃壳（ULW-1.25）超低密度支撑剂无论在体积密度、比重、颗粒强度分析、颗粒沉降、导流能力、流动实验方面都有其它支撑剂无可比拟的优点。体积密度（g/cc）比重与同质量渥太华砂体积比ULW-1.250.881.252.1:1ULW-1.751.051.11.5:1沉降速度（ft/min）支撑剂类型图4不同支撑剂在水中的自由沉降速度对比图图5162.7g渥太华砂在量筒中的容积图6162.7gULW－1.75在量筒中的容积图7162.7gULW－1.25在量筒中的容积图8.20/40目的ULW－1.25与20/40目白砂的导流能力比较图9.45/65目的ULW与40/70目白砂的导流能力和渗透率对比图1020/40目的ULM－1.25支撑剂在一定的闭合压力下相对支撑剂充填浓度的关系图ULW支撑剂应用实例压裂条件场地美国德州某气田埋深2484m闭合压力35.2MPa层厚40m光滑水738.2m3排量12m3／min支撑剂Ottawa砂、ULW-1.25模拟结果由于砂重大部分砂子在井底附近很快沉到气层以下，形成砂堤，所以支撑长度也比压裂长度短很多。ULW-1.25支撑剂则均匀地分布在裂缝内，改善了缝的支撑长度，从而无论在长度上还是纵向上都改善了导流能力。目前测得的井初产能力为每日56677方，后来稳定在45340方。

目前国内外对导流能力测试主要是用API槽进行模拟，它可以模拟与地层条件相似的压力、温度和流动状态，但并未考虑滤饼沉积和清除、多相流动、支撑破碎、非达西流等因素，这与现场实际情况是有一定偏差的。一复杂条件下的导流能力测试实验

支撑剂性能评价实验方法二抗压强度实验

抗压强度是衡量支撑剂性能的主要因素之一，下图是分别用20粒未涂层的胡桃壳、两种不同树脂涂层胡桃壳强度曲线透明玻璃槽，可以用摄像机拍摄支撑剂的流动过程

支撑剂流动实验也是衡量支撑剂优异的一个重要参数，目前测试主要是在俄克拉荷马州大学井身结构研究中心进行的，仪器基本结构如下图：三支撑剂流动实验泵提供压力，控制水平液体的流动速度

下图是三种支撑剂的平高度曲线图，可以看出胡桃壳涂层当流速下降到10gpm时，才会出现团状沉降

支撑剂回流实验设备主要有圆管—射孔模型、狭槽模型和API线性槽三类，下图是圆管—射孔模型简图：

主要确定孔眼附近无侧限应力（闭合应力）作用时，支撑剂发生回流的临界流速；这种实验方法较为简单，但是不能模拟缝宽和闭合应力对支撑裂缝稳定性（临界流速）的影响。四支撑剂回流研究下图是狭槽模型简图：

该装置可以测量不同支撑剂颗粒尺寸、裂缝宽度和地层闭合应力条件下的临界流速。装置右端的多个入口处，模拟裂缝中的线性流，左端的三个孔眼模拟裂缝向井筒的流动。实验过程中，先将狭槽调到一定宽度，再将支撑剂和水的混砂浆从左端孔眼泵入狭槽中支撑裂缝，然后利用水力锚给支撑剂充填层施加一定的闭合应力。返排模拟开始，从右端入口处逐渐增加泵入速度，直到发现有支撑剂产出。

目前国外对支撑剂嵌入模拟研究如下图所示，国内也利用裂缝长期导流能力测试仪器进行模拟，但是都未形成一个定量的结果。五支撑剂嵌入研究它是一个45.5(即表面积为1625.9)的测试仪器，在其顶部和底部有滤孔。加载装置用来测量载荷，位移传感器用来测量滤失和嵌入，并采用计算机自动控制系统来在进行实验。支撑剂嵌入破碎

嵌入量主要受支撑剂尺寸、储层物性、压裂液粘度、闭合压力和滤失速率等因素决定下图是典型的支撑剂嵌入及破碎：支撑剂研究发展展望

尽管在适应深层、低渗、高闭合压力方向研制和应用了高性能、高质量、高导流能力的人造支撑剂，但仍需进一步发展支撑剂技术的研究，它的发展趋势将主要以下几个方面：1.研制开发低密度中强度或高强度烧结陶粒；提高裂缝导流能力的表面改性剂技术；研制开发应用低密度的空心或多孔支撑剂；双层树脂涂层技术；在多相流和非达西流条件下支撑剂导流能力的研究。五、新工艺技术1、清水压裂技术2、浮式支撑剂压裂技术3、端部脱砂控缝高压裂技术4、连续油管压裂技术1、清水压裂技术

压裂施工过程中，当天然裂缝周边岩石在压力超过“启动”压力后，剪切力使裂缝壁面产生“剪切滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动和天然微裂缝张开提高了裂缝的渗透率。停泵后，两个粗糙面阻止回到初始位置，于是由剪切产生的裂缝渗透率得到保持。

清水压裂增产机理√无支撑剂的错位缝面

粗糙裂缝面错位支撑，具有一定的导流能力。

√无支撑剂的吻合缝面粗糙裂缝面完全闭合，裂缝几乎无导流能力。

√支撑剂浓度为0.1lbm/ft2的吻合缝面

粗糙裂缝面无错位，少量支撑剂，有一定导流能力。

√支撑剂分布为0.1lbm/ft2的错位缝面粗糙裂缝面错位支撑和少量支撑剂支撑，裂缝具有高导流能力。

几种裂缝导流能力对比

采用加砂清水压裂技术能取得高好的压裂增产效果。比较效果清水压裂与冻胶压裂的区别√携砂能力低；√砂浓度低，一般为30Kg/m-360Kg/m；√前置液量大，泵注排量高；√支撑剂颗粒小，一般使用30/60目或40/70目支撑剂。适用条件√油气藏渗透率<0.1mD，渗透率>0.1mD的裂缝性油气藏；√杨氏模量＞3.4475×104MPa的油气藏；√具低闭合应力地层，一般要求闭合应力梯度＜0.0176MPa／m；√常规冻胶压裂对储层伤害大，返排困难的低压油气藏。清水压裂的优点易形成有一定导流能力的长裂缝；消除冻胶伤害地层，易于返排；有利于延伸已有的天然裂缝或形成相互连通的天然裂缝网；降低施工成本。与相同规模的常规冻胶压裂相比较，可节省费用40%-60%。该技术更加有利于提高边际油气田的开发效果。清水压裂基本工艺设计液体配方组成：清水+降阻剂+表面活性剂+粘土稳定剂。为了减少支撑剂的泵人量与施工成本，一般的清水压裂施工前置液占50%，随后泵人60Kg/m3浓度的支撑剂，并在整个施工阶段保持一个定值。施工结尾时支撑剂浓度增加到240Kg/m3,其目的是为了增加井筒与裂缝之间的连通性。清水压裂设计一般考虑下面几个因素。①设计支撑缝长或压裂缝长的体积；②满足裂缝导流能力和裂缝宽度的支撑剂筛析尺寸；③达到足够导流能力的支撑剂浓度；④产生足够裂缝宽度的泵注排量。停泵时刻裂缝壁面附近地层含水饱和度分布停泵时，滤失区达到了15英尺地层含水饱和度分布平均进水深度5-10ft停泵时井筒附近地层含水饱和度分布生产一段时间后水侵入区域在井底周围已大大减少，但在缝端部的含水饱和度仍然很高，此处的排液程度较低，排液的初速度与井底周围的水饱和度、滤失区的厚度有关，并受控于随应力而变化的渗透率。生产10天后裂缝附近地层含水饱和度的分布清水压裂技术的运用实例1：

Bossier气藏位于得克萨斯洲东部，属于CottonValley砂岩地层，有效孔隙度孔隙度6%-10%，平均渗透率0.005md-0.05md。该地区早期压裂井由于裂缝有效半长小、裂缝高度过度延伸以及地层伤害严重，增产效果差。于是在该地区进行清水压裂技术实施18口井的压裂施工。其中低砂比清水压裂（应用5口井），高砂比清水压裂（应用7口井），混合清水压裂（应用6口井）。

压裂效果评估结果表裂缝半长对比图裂缝导流能力对比图可以看出：混合清水压裂裂缝平均半长为235ft，裂缝导流能力为363md·ft，是其他两种清水压裂裂缝平均半长和裂缝导流能力的的2-3.5倍。所以对于Bossier气藏采取混合清水压裂能取得更好的开发效果。实例2：某一开发气井，射孔井段为3251.8m-3260.8m。孔隙度为8%，渗透率0.01mD。KCI前置液157m3和189.5m3携砂液，20/40目陶粒29.1t,加砂浓度为120Kg/m3-240Kg/m3,最高为282Kg/m3。施工排量为6.2–6.6m3/min

.

本井施工前天然气产量约0.4143×104m3/d，加砂压裂施工后天然气产量达4.0×104m3/d，增产效果极为显著。清水压裂施工有效地提高了气井的产量。压裂施工曲线净压力拟合曲线2.浮式支撑剂压裂技术基本原理该压裂技术所用支撑剂密度低于压裂液密度，在压裂裂缝闭合前支撑剂只填充在产层上部低渗透层，提高产层上部层段的导流能力，达到油井增产目的。油气层由于渗透率级差严重，对于油层顶部渗透率低而剩余油饱和度很高，油层底部渗透率相对高且含水高的油层，运用常规压裂技术，支撑剂将填充整个压裂层段，使产水层渗透率更高，压裂后油井含水上升，即使油井总的产液量增加，但最终增油效果差，这类油气藏用浮式支撑剂压裂技术能够取得很好的效果。支撑剂选择在裂缝闭合前支撑剂能到达压裂裂缝顶部，支撑剂具备成本相对低廉，比重小以及储层条件下能提供充足的导流能力。选择10/40目的胡桃壳作为支撑剂。不同比重的胡桃壳样品胡桃壳浮动实验结果胡桃壳导流能力实验结果胡桃壳浮动实验导流能力实验Minas油田位于Sumatra中部，于1986年进行注水开发。多数油层见到注入水，尤其高渗透油层，而注入水未波及的储层顶部层段含油饱和度很高，具有增油潜能。含油饱和度对比图综合测井曲线图

模拟时将施工排量由12bbl/min提高到18bbl/min，同时底部层段的高滤失与流体密度变化有助于支撑剂沉积到产层顶部。模拟结果，裂缝有效半长为160ft，支撑剂填充在产层的顶部。有限元数值模拟由图可以看出：该井压裂成功，只是在压裂后期出现了砂堵。在Minas油田该运用该技术共实施3口井，油井产量平均增加1.5倍，其中井1增产2.8倍，含水由95%下降到80%。

其中一口井的施工曲线3.端部脱砂控缝高压裂技术利用端部脱砂压裂的原理，在进行正式加砂压裂前，通过端部脱砂方法在压裂裂缝下部形成一个人工应力隔层来控制裂缝向下延伸。用几种不同体积的液体模拟没有应力隔层条件下，裂缝垂直延伸的高度，确定不窜通水层的最大用液量。在端部脱砂泵注前,通过实施一个流体注入压裂测试，确定地层闭合压力、渗透率和流体效率。对端部脱砂方案和压裂方案进行拟合。实施端部脱砂控缝高压裂施工。压后效果评估。

端部脱砂控缝高压裂技术实施步骤：油井参数表

端部脱砂设计方案压裂设计方案YPF.Bx3井的SierrasBlancas产层距离水层13m，为了防止压窜水层，采用了端部脱砂控缝高压裂技术。方案模拟：端部脱砂方案模拟砂聚集在压裂裂缝底部形成了人工隔层，在2739-2750m砂浓度最高。压裂施工方案模拟裂缝向下延伸到2744m，而水层在2763-2765m，裂缝没有窜通水层。压裂施工曲线实际净压力与拟合净压力对比图

由压裂曲线斜率在施工过程中都为正值，表明用端部脱砂压裂技术能有效地控制裂缝高度的延伸。集成的连续油管装置

连续油管设备的基本部件

下管机头油管卷轴井口防喷器液压驱动装置控制台

连续油管的发展与现状连续油管设备连续油管压裂技术

时间跨度 相应阶段

20世纪60-70年代 产生与探索阶段：强度低、技术不完善，仅用于洗井、打捞等简单作业。

20世纪80-90年代 技术进步阶段：井下工具配套，工艺技术得到改进，尺寸进一步增大。

20世纪90年代以来技术成熟和迅速发展阶段：应用在水平井钻井、侧钻井、完井、试油、采油、修井和集输等领域。连续油管的发展与现状3个发展阶段连续油管的发展与现状国外发展现状

世界三大连续油管生产公司：美国精密油管技术公司、优质油管公司和西南管材公司。连续油管的直径从12.17-168.14mm共有100多种规格；屈服强度为48.213-96.416MPa；单根长度可达9000m，作业设备车的数量已达到600多台，并且以每年20%的速度增长。仅美国普拉得霍湾西部作业区每年使用连续油管作业超过1000井次。现在，全世界的年耗量近500*104m，作业工作量以每年25%的速度增加。连续油管的发展与现状国内发展现状1985年以来，国内陆上各油田共引进连续油管作业设备20多台，主要分布在大庆、胜利、中原、河南、大港、辽河、新疆等油田。大庆油田、塔里木油田、吐哈油田利用连续油管作业技术进行了气举、清蜡、洗井、冲砂、测井、挤水泥作业，成功地解决了油田生产中的一些特殊难题，取得了良好的效果。与国外相比，国内在连续油管和作业车的制造方面尚属空白，技术不配套，作业服务范围小，设备利用率低，接受和认识程度不高。连续油管技术服务增长情况

在1980’S后期,连续油管技术服务快速增长,与石油其他油田服务相比较,形成了不对称的膨胀;这种增长持续到1990’S早期,增长率为20%。自1997年以来,加拿大连续油管技术服务市场年增长25%,而美国在过去10年中虽然陆上钻井缩减10%,但是对连续油管的需求增长8%。连续油管技术服务连续油管装备的数量根据hart/IRIfuelsinformationservices资料(2002年),全球连续油管装置在过去10年增加1倍,2001年底达到1000台套,其中美国544台套,加拿大299台套。到2003年美国用于服务的连续油管装置就有近800台套。

连续油管从1960年的0.5"发展到最近的6-5/8"。作业服务一般采用1-1/4"—1-3/4"的连续油管。压裂改造一般采用1-3/4"—2-7/8"的连续油管。钻井一般采用2-3/8"—3-1/2"的连续油管。尺寸随年份变化示意图连续油管技术服务连续油管尺寸连续油管技术服务收益根据RaymondJamesandAssociates资料,2001年全球连续油管收入:技术服务10亿美元连续油管装置3亿美元管材市场9千万美元。市场占有:Schlumberger31%。BJ22%。Halliburton16%。Superiorenergyservices5%。连续油管技术在压裂酸化中的应用压裂酸化中的应用概述

用于浅井多层陆上油气藏，用于分层压裂酸化和小井眼压裂。第一次连续油管压裂作业开始于于1993年，加拿大阿尔伯塔省东南部浅气层，通过2-7/8连续油管注入25吨支撑剂，排量3.0m3/min。过去几年来，在北美有1千多口井通过连续油管压裂改造；到目前为止，5000多口井进行了连续油管压裂。连续油管技术的主要应用压裂酸化中的应用情况与专利

应用最多的国家：加拿大。其次，在美国的Colorado,Texas,Alabama,Virginia。第三是英国（英格兰、爱尔兰）。

SCHLUMBERGER公司注册为：CoilFracTM。

HALLIBURTON公司注册为：CobraFracTM。连续油管技术的主要应用连续油管进行分层改造

以往分层改造存在费时、费用高等缺点。采用连续油管压裂技术进行分层改造？连续油管技术的主要应用压裂应用中的经济优势

对每个层进行改造。降低作业时间。不需要作业架、桥塞和井口装置。不需要打水泥。减少一些设备的租赁时间。缩短了作业时间和排液时间，加速了生产速度。比常规压裂NPV提高35-110%。连续油管技术的主要应用压裂应用中的限制

摩阻高。地面施工压力高。注入排量低。需要新的设计和操作方法

在同一口井上改造多层。使用连续油管设备--快速和有效。使用骑跨式封隔器总成。连续油管技术的主要应用哈里伯顿的CobraFracTMService地面设备试压。下井，对改造的第一层段座封封隔器。用改造流体反循环井。压裂改造第一层段。对改造的第二层段下封隔器。反循环保证井内流体清洁。压裂改造第二层段。重复上述过程，结束后回收封隔器。连续油管技术的主要应用施工步骤

连续油管设备。井下封隔器总成。连续油管技术的主要应用斯伦贝谢的CoilFracTM

应用于层状或多层油气藏和煤层气。控制选择性处理最小处理规模精确的处理作业类型酸压裂、加砂压裂、支撑剂回流控制、无筛管完井井的考虑小井眼完井2-7/8—3-1/2’’。套管/衬管完井4-7”。井底温度小于150℃。压裂梯度大于0.4Psi/Ft。垂直井深3048m。连续油管技术的主要应用CoilFracTM的应用范围

缩短完井作业周期。降低费用。增加产量和储量。与合压和限流、投球压裂相比，可提高单层改造的效率。在压裂过程中，保护油管和套管，以免损害。连续油管技术的主要应用CoilFracTM的优越性

压裂管柱的设计压裂管柱的设计考虑以下因素：压裂设计、CT机械参数、经济管柱能够承受周期应变变软能力。焊接点小于等于3个。设计的最终目的：在整个管柱生命期内，保证管柱有合理的应力能力，以满足上述要求，从而延长管柱的生命期和效益。连续油管技术的主要应用连续油管压裂的设计要点连续油管技术的主要应用连续油管压裂的设计要点管径的选择

排量,2.0m3/min。摩阻损失,包括管的腐蚀和壁厚损失的影响。流速,速度小于30m/s。

压裂液体系：多种类型：低稠化剂浓度的水基交联压裂液体系泡沫压裂液体系粘弹性压裂液体系……VES体系（SCHLUMBERGER公司）低摩阻（常规压裂液的1/3）；无伤害；压后有效返排；对裂缝几何尺寸敏感性小。连续油管技术的主要应用支撑剂和压裂液体系连续油管技术的主要应用支撑剂和压裂液体系Halliburton公司使用压裂液类型有30LB线性胶、25/20LB硼交联压裂液体系、低稠化剂硼交联的泡沫压裂液，

BJ公司使用交联压裂液体系、CO2和N2增能压裂液体系等

根据储层特性、压裂设计等要求进行选择

支撑剂多种类型：16/30、20/40砂、人造支撑剂等。

SCHLUMBERGER公司常选用中等强度的人造支撑剂，因为人造支撑剂具有高的圆度和球度，因此,摩阻低。连续油管技术的主要应用支撑剂和压裂液体系

需要同时考虑两个因素：优化的裂缝对排量和支撑剂浓度的要求。由于地面压力的限制对上述两个因素的限制。设计的方法学取决于地面压力和裂缝参数对排量和支撑剂浓度的依靠；即在确定希望的排量和最大的支撑剂浓度的同时满足地面压力和裂缝参数的要求。连续油管技术的主要应用压裂设计考虑因素连续油管技术的主要应用多层压裂的常用方法多层压裂示意图

使用跨式皮碗-封隔器总成应用步骤：对全部层位射孔下通井规针对改造层下跨式碗-封隔器总成压裂结束后反循环，上提总成到下一个改造层位座封压裂最后返排压裂液并投产连续油管技术的主要应用单层压裂的应用方法单层压裂示意图

使用单封隔器总成和桥塞等应用步骤：下通井规对改造层位射孔针对改造层下桥塞和单封隔器总成压裂结束后提出连续油管和封隔器回收桥塞最后返排压裂液并投产。连续油管技术的主要应用压裂现场应用实例之一地理位置：加拿大Alberta东南，MedicineHat浅气藏。埋深：1000—2000ft。地层：白垩西砂岩地层，分成MilkRiver组和MedicineHat。物性：

MilkRiverΦ=15-25%，K=0.1-50.0md。

MedicineHatΦ=20-35%，K=10-100md。连续油管技术的主要应用压裂的现场应用

连续油管压裂首先对气藏所有气层进行射孔，然后一次作业对每个层进行改造、排液、投产；常规压裂是首先对下面MedicineHat层组射孔，采用投球进行压裂、排液，然后下桥塞对上面MilkRiver层段采用投球进行改造，排液，然后回收桥塞，再对整个井投产。

30口加密井：A公司对22口加密井用连续油管压裂（CTF）；B公司对8口井用常规压裂方法(SFT)进行压裂。两家公司都使用Wireline公司对井进行射孔，具有类似的射孔孔眼参数；施工液体相同（增能的水基交联压裂液），排量不同；支撑剂相同20/40目压裂砂；连续油管压裂排量1.5-2.0m3/min，支撑剂体积5.0-30.0吨，地面压力35-40MPa。连续油管技术的主要应用压裂现场应用的经济评价

评价结果表明：连续油管压裂仅多花41,500加元，但压后初始产量增加54.8百万方/天[Mcf/D],比普通压裂增加37.6%，折现为10%时的净现值多3200万，比普通压裂增加57.1%，而税后投资回报率达到36%，比普通压裂增加16.9%。连续油管技术的主要应用压裂的现场应用之二

目标区：美国Virginia州Buchanan县的浅层煤层气。地质特点：煤层深度1500-2500ft。

[457.2-762.0m]。层多（12-25层）。层薄（0.5-6.0ft）。跨度大1000ft[304.8m]。气含量450-650[标方]scf/吨。连续油管技术的主要应用压裂的现场应用封隔器总成以往压裂改造历史：该煤层气改造从最早的合压开始，发展到限流压裂与多段改造，目前，煤层分成3-4段进行改造，每段包括6-8个煤层，流体为低稠化剂硼交联的70%泡沫压裂液，规模在15000—60000lbm[6818.2—27272.7吨]。以往改造存在的问题：费时、经济性差，有些煤层得不到改造。2001年Halliburton公司使用连续油管进行压裂改造[CTF]，包括集成的连续油管装备[2-7/8”,7500ft,壁厚0.203”]，特殊的井下封隔器总成[上下跨度为5—25ft，19ft,跨度至少比射孔井段长4ft]。连续油管技术的主要应用压裂的现场应用

施工：5口井。单井施工10—19段，有效的改造了每个煤层。排量平均为1.3m3/min。平均地面压力为3200—4500psi。支撑剂为16/30，20/40砂，由导流能力的实际需要进行选取。连续油管技术的主要应用压裂现场应用的经济评价连续油管多花100完万/井，多处理了10ft产层，NPV提高了260万/井。连续油管技术的主要应用压裂后的认识

与常规压裂方法比较，连续油管压裂改造的层数多、程度高，增加了单井的产量。连续油管压裂增加了可采储量。虽然连续油管压裂费用高，但整体经济效益好于常规压裂。连续油管压裂能降低对环境的影响以及对后勤的要求。压裂酸化设计软件压裂优化设计技术新方法六、压裂软件与设计技术1.压裂酸化设计软件

软件作为压裂酸化模拟、设计、分析、评估的有效手段和必备工具，目前已基本满足应用功能需求。Meyer公司的MfracMarathon公司的GOHFERPinnacle公司的FracproPT国产软件TerraTek公司的TerraFrac主要的压裂设计软件NS公司的StimPlan六、压裂软件与设计技术Marathon公司的GOHFER软件主要特点：基于离散方法论、采用全三维模型考虑各种复杂的地层因素能模拟非对称裂缝、复杂裂缝形状不足：软件操作非常复杂要求操作人员需要丰富的操作经验应用情况：国外主要用于研究、理论分析国内几乎不使用全三维压裂模拟软件模块较少、功能较单一压裂实时数据分析×

产量预测模块×

压力递减分析模块×

经济优化分析模块×

国内很少应用该软件

TerraTek公司的TerraFrac软件Meyer公司的Mfrac软件该软件为：三维实时水力压裂软件（Real-TimeHydraulicFracturingSoftware）

软件模型特点：

√采用拟三维裂缝几何模型

√自动内部网格生成器,考虑裂缝柔性系数在时间和空间上的变化

√考虑了影响裂缝延伸和支撑剂输送的耦合参数

√考虑了多层非对称应力差

√考虑了多层流体滤失

√考虑了变排量注入工艺Mfrac软件主要功能模块√Real-Time/Replay实时模拟及压后回放√

Multi-Layer多层压裂√

FoamFracturing泡沫压裂

—CO2

—N2√FracPack压裂充填技术√

TSO端部脱砂技术√

AcidFracturing酸化压裂Mfrac软件最大的特色在于：

√可实现多层压裂裂缝三维几何尺寸、并实现多裂缝的可视化的显示。√能够实现对压裂填充和端部脱砂的自动设计，在疏松油层的压裂填充和端部脱砂技术的相关应用软件中处于领先地位。Mfrac软件主要用户在国外得到了广泛应用：

BJServicesCorp.BJ石油技术服务公司

Chevron雪佛龙石油公司

PhillipsPetroleum菲利普石油公司

SaudiAramco阿莫科公司

……..在国内应用的油田：

新疆油田、吐哈油田NS公司的StimPlan软件2004年，中石化统一购买了StimPlan、并在成都举行了软件培训。主要特点：

√采用拟三维裂缝模型（新版增加了全三维模块）

√采用有限元网格算法，使结果更接近真实状态主要功能：

√压裂裂缝模拟设计

√压裂前后单井油藏模拟(产量评价)

√经济评价及优化

√压裂压力分析

√测试数据解释（压裂试井解释）

√生产历史数据处理（压前生产数据拟合）StimPlan软件特色在于：√功能强大√对含有不同油层特性的层间地层结构进行严格计算√直接利用测井曲线得到：地层岩石类型、剖面结构参数、分层应力

遗憾的是，据我们了解的情况，由于大部分压裂工程设计人员已习惯使用PT软件及国产软件，StimPlan软件实际应用并不多，正所谓“先入为主”。Pinnacle公司的FracproPT

自中国石油集团公司引进PT软件以来，该软件国内各大油田得到了广泛应用，目前成为国内压裂设计、分析的主力软件，为中国油气井压裂设计水平的提高发挥了重要作用。功能强大：可用于压裂的各个环节上—模拟、设计、分析、优化、产量预测、经济评价和实时监测。特色：具有实时的数据管理和分析功能，其中包括根据实时数据，灵活的、进行校正压裂模型。不断更新：结合先进的裂缝形状实际监测设备和技术以及其它最新压裂技术不断完善和提高。Pinnacle公司的FracproPT全球得到广泛应用：全球大约有100家公司应该软件、Halliburton更是将其作为公司压裂设计的标准软件。国内普遍认为：

PT软件可操作性强、使用方便、功能强大

用户反映存在的问题：√提供的模型多，包括：FracproPT3D压裂模型、拟三维裂缝扩展模型、PKN、KGD和径向模型，但不同模型计算结果差异非常大、用户选择困难。√对模拟结果影响较大的个别参数（如产层错层效应）无法获取。√该软件的酸压计算模块较弱，且不能模拟多条裂缝的延伸。国产软件

油田研究单位，特别是石油院校也研发一些软件。

与国外软件的差距：国产软件在功能度、实时数据分析、输入输出处理等方面与国外软件有较大差距。

主要问题：几乎未进行现场验证完善工作、升级更新速度慢。主要原因：投入的人力、物力不够；目前油田普遍倾向直接购买国外软件，对国产软件开发投入的资金少；由于难以产生直接经济效益，软件立项困难，更难注入资金进行滚动开发。与此形成鲜明对比的是，美国天然气研究所(GRI)共耗资2,000万美元用于PT软件的开发、实验验证、现场验证。

国产软件作用、贡献：

√

曾经为提升我国压裂、酸化设计水平起到促进作用

√

产生了重大影响、巨大的经济效益（华北油田、新疆油田…）

√国产软件使用较为简便、符合国人习惯，目前部分软件仍受到油田用户的青睐。例如，西南石油大学2000年开发的“油藏压裂模拟设计与分析软件系统”，在大庆油田井下公司与PT软件同时得到全面应用。目前的处境：可以说，国产软件是在“夹缝中求生存”，竭力地在纵多国外软件的围攻下，监守着一小片领域，确保特色。

下面介绍具有一定特色，并在油田得到广泛应用的几套国产软件：油藏压裂模拟设计与分析软件系统

将压裂技术作为一项系统工程考虑，以压裂井网为研究对象。集油藏整体压裂数值模拟、单井压裂方案优化设计、单井压裂方案模拟、压后产能预测及压裂压力递减资料分析等功能于一体，既可优化设计井网整体压裂方案，又可优化模拟单井压裂设计。该系统提供统一、开放的信息管理系统平台，实现了软件资源和数据资源的充分共享，是国内第一套油藏压裂设计与分析综合技术软件系统。

油藏压裂模拟设计与分析软件系统将压裂技术作为一项系统工程考虑，以压裂井网为研究对象。集油藏整体压裂数值模拟、单井压裂方案优化设计、单井压裂方案模拟、压后产能预测及压裂压力递减资料分析等功能于一体，既可优化设计井网整体压裂方案，又可优化模拟单井压裂设计。该系统提供统一、开放的信息管理系统平台，实现了软件资源和数据资源的充分共享，是国内第一套油藏压裂设计与分析综合技术软件系统。酸化压裂模拟设计与分析软件工作平台

主要功能模块：数据导入、酸压模拟设计、基质酸化、产能模拟。√数据导入模块各功能模块数据关联、不同用户数据交换√酸压模拟设计模块模拟在不同酸液类型、不同排量的普通酸压、前置液酸压和多级交替注入酸压工艺

压裂实时监测及解释软件建立了新的压裂实时监测与分析的完整模型，提出了压力历史反演新方法，研究了施工数据的采集和通信技术。为满足实时监测及分析的要求，不仅研究了简单经济的数据采集与通信技术(仅仅几元钱的一根连接电缆)，兼容各种压裂监测仪表(如Halliburton、双S、长城等)的施工现场实时数据的传输和压后数据的保存格式，而且专门研制了便携式压裂酸化监测仪。特色功能：可实时解释砂堤剖面，判断砂堵的可能性。压裂退液过程分析及反演裂缝参数软件模型特点：综合考虑变流量退液过程、井筒储存、裂缝壁面污染和多种边界条件等因素，对变流量问题的解决方法具有创新性，可满足实时计算和快速响应的解释要求。自动拟合方法：研究的压裂退液反演参数自动拟合法稳定可靠，解释结果科学合理。图形技术引入：图形技术的引入、趋势分析技术的应用、扰动分析技术的结合等，完善和深化了经典的特征直线法和图版拟合法。2.压裂优化设计技术新方法过去常用作法：NPV方法

新的设标准：采油指数达到最大化定义无因次支撑剂系数：:裂缝渗透率；:支撑裂缝体积；:地层渗透率；:泄油区域的体积式中：

给定无因次支撑剂系数Nprop时，存在一个最佳的无因次裂缝导流能力，使采油指数最大。确定了最佳无因次裂缝导流能力，就可以确定最佳裂缝长度和裂缝宽度。

无因次采油指数、最优的无因次导流能力都可表示为无因次支撑剂系数的函数。由此，得到无因次导流能力—无因次采油指数图版：

优化设计步骤：

(1)确定支撑剂类型、支撑剂用量；

(2)确定无因次支撑剂系数；

(3)根据无因次支撑剂系数，以无因次采油指数最大，确定最优的无因次裂缝导流能力；

(4)计算裂缝长度和裂缝宽度；

(5)优化设计施工泵注程序。

2.压裂优化设计技术新方法七、改造后评估技术1、压裂效果评价酸化过程中的实时评价酸化后的效果评价2、酸化效果评价压裂效果评价技术及其对比垂直裂缝井试井分析与压降分析压裂效果评价的新方法及发展方向（一）压裂效果评价压裂效果评价技术及其对比垂直裂缝井试井分析与压降分析压裂效果评价的新方法及发展方向

为了评价水力压裂井的增产效果，目前已经发展了一系列的裂缝诊断技术。裂缝诊断技术大致可分为三类：（1）远离裂缝的直接成像技术；（2）近井眼测量技术；（3）间接的诊断技术（如压降测试分析）；

压裂效果评价技术及其对比

裂缝诊断技术示意图(1)远离裂缝的直接压裂诊断技术

远离裂缝的直接压裂诊断技术包括两种新型的压裂诊断方法：测斜仪裂缝成像和微地震裂缝成像。它们均在压裂施工过程中，利用井口偏移距与地面保角投影定位，并且提供井场以外区域上裂缝发育情形的“大图片”信息。

缺点：这些技术虽然均能对水力压裂延伸的总范围成像，但不能提供有效支撑裂缝的长度或导流能力，并且分辨率随距压裂井的距离的增大而减小。(2)直接近井眼裂缝诊断技术

近井眼裂缝诊断技术包括：放射性示踪技术、温度测井、生产测井、井眼成像测井、井下电视和井径测井。它们适用于测量作业后井眼附近区域的物理性质，如温度或放射性。

缺点：仅能识别井眼中是否进行过压裂，不能提供距井眼约1米以外的裂缝信息。如果裂缝和井眼不成线性，这些测量仅能提供裂缝高度上下边界。井眼附近裂缝诊断技术的主要用于识别多层段作业时流体或支撑剂的进入量或每层的产量。(3)间接压裂诊断技术

间接裂缝诊断技术包括压裂模拟、不稳定试井和生产数据分析，通过对有关物理过程的假设，根据压裂施工过程中的压力响应以及生产过程中的流速可估算裂缝的大小、有效裂缝的长度和裂缝的