水力压裂油藏工程

专题评述-水力压裂油藏工程水力压裂自20世纪40年代诞生伊始并未受到重视，50年代迅速发展，60年代人们开始有目的的使用压裂技术，改进支撑剂及开发化学添加剂，70年代发展量化和优化压裂施工程序，研制大流量的泵入设备，80年代重点发展压裂监测技术以提高压裂效果，90年代努力开拓新领域，如天然裂缝性地层酸压技术、水平井压裂技术等

水力压裂——一项永远的技术HydraulicFracturing——AUnendingTechnique《油藏增产措施》第三版前言AlumedS.Abou-Sayed水力压裂起源1932年02月11日在美国密执安州米德兰郡的福克斯-6井的由普尔石油公司和道化学公司合作，采用15%的盐酸+砷防腐剂首次对油井进行酸化作业；1934年，对于灰岩产层普遍采用酸化增产；地层压开现象在酸化施工中早有发现：在注入压裂低于上覆压力前不能注入，而一旦超过上覆压力，注入量显著增加……1907年，Bradford油田开始环状注水，之后Ontario（1913）、California（1917）、1921年宾州政府承认注水合法、Oklahoma（1931）、Texas（1936）等油田相继开始注水采油，到20世纪400年代注水采油开始蓬勃发展。在注水中人们意识到注入压力能够压开地层。1947年07月，在堪萨斯州大县Hugoton气田Kelpper-1井专门设计了第一次水力压裂增产作业，层段2340-2580ft（715-790m），地层压力420psi（2.9MPa）美国：到1981年压裂作业次数80万井次，1988年〉100万次，占石油储量的25~30%是通过压裂增产达到经济开采条件的世界范围：到1997年压裂作业次数150万井次水力压裂过程

水力压裂过程是通过对目的储层泵注高粘度前置液，以高压形成裂缝并延展，而后泵注混有支撑剂的携砂液，携砂液可继续延展裂缝，同时携带支撑剂深入裂缝，再后使压裂液破胶降解为低粘度流体流向井底反排而出，在地层中留下一条高导流能力的通道，以利于油气从远井地层流向井底。

裂缝一般沿最小应力方向开启，沿最大主应力方向延展水力压裂——一项永远的技术HydraulicFracturing——AUnendingTechnique《油藏增产措施》第三版前言AlumedS.Abou-Sayed水力裂缝示意图wf2xfh2Vfp水力压裂作用机理：渗流流场改造近井地带地层渗透性压开长裂缝，增加泄油面积提高地层能量利用率，以助采油提高注入能力，增加扫油面积LinearFractureFlowBilinearFlowLinearFormationFlowEllipticalorTransitionFlowPseudoradialFlow导流能力概念2xfwffractureconductivitynoname重要参数：穿透比导流能力穿透比（xf/Re）裂缝导流能力用裂缝宽度和裂缝渗透率的乘积（Prats1961）来表示。有限导流、均匀流量和无限导流无量纲导流系数（kfw/kxf）。无限导流裂缝—认为裂缝的渗透能力较大（无量纲导流能力大于300），流体在裂缝中流动时压降损失可以忽略。有限导流裂缝流体在裂缝中流动时有压降损失，结果沿裂缝壁面有流量分布。垂直裂缝常用数学模型椭圆裂缝Prats(1961、1961),Kucuk(1980)Liaoyizhu(1996)矩形裂缝

Cinco(1978、1980、1986)，…三角裂缝Raymond(1966)

纵向部分穿透矩形裂缝模型rerwrf-xf复合椭圆渗流物理模型图rexf污染区W(r)rwreLf

污染地层中均匀垂直裂缝井rs增产机理—测试资料特征

单裂缝井产能预测国外Mcguire-Sikora（1960）方法Tinsley-Williams-Tiner-Malone（1969）方法Prats-Hazebroke-Strickler（1961）方法Raymond-Binder（1966）方法国内除数值模拟器外，没有简洁扼要的油藏工程研究结果等效井径计算对比图壁面污染表皮影响产能如果壁面无污染，则与直井相比其等效井径为有效裂缝半长的1/2，若如果壁面污染，若表皮因子为1，计算等效井径小于有效裂缝半长的1/5油藏工程优化设计水力压裂是一项应用前景广泛的技术。从经济效益的观点出发，为提高水力压裂增产效果，已经投入了大量的工作研究如何设计裂缝几何形状以及选择方案参数、确定裂缝井的流动状态、分析压力测试资料等，但是并不完善。一般的水力压裂工程设计比较注重追求裂缝的几何特征（缝长和缝宽）、砂比等，能够给出压裂施工中各种用液数量及参考施工压力，并不涉及地层的油藏工程特性。事实上，地层的油藏工程特性如有效厚度、目前平均压力、供液能力、渗透率、表皮因子等，直接影响了油井产能。具体到一口生产井，如果目前地层能量严重不足，或渗透率太低，即便水力裂缝很长、导流能力极高，油井一样不能获得理想的产能。显然，水力裂缝和投产储层之间存在一个最佳匹配的问题，这一问题直接关系到水力压裂的效果。在压裂过程中各种外来注入液可以透过裂缝壁面进入地层，造成裂缝壁面污染，这种污染有时是致命的，完全可以导致油井不产液。这一问题涉及到地层的敏感特性评价和对压裂用液的优选。优化设计：Prats（1960）方法优化设计新方法：最佳导流能力优化设计新方法：最佳导流能力优化组合：地质模型地质模型：依据前述对储层的认识，建立如下的地质模型：地层条件地层渗透率各向异性Kx=0.9×10-3μm2，Ky=0.3×10-3μm2裂缝设置一高渗带。井排方位及水力裂缝方位井排方位按NE70°设置，水力裂缝方位平行井排方位。水力裂缝系统裂缝穿透率0.5、0,6、0.7、0.8裂缝导流能力22.5m2.cm优化组合：井网模型井网型式低渗油田开发常用井网----反九点井网是矩形井网----试验区地层较平坦、储层分布稳定，无断层发育，最大地应力方位认识相对清楚。矩形井网根据地应力的方位布井，压裂后油井裂缝处于相对有利位置，可使开发效果得到改善变形反九点井网----根据反九点井网角井与边井同时见水来确定合理井排距三种井网示意图优化组合：井网模型反九点法井网变形反九点法井网五点井网油藏模拟----3维3相黑油模型对于井区地层连续稳定分布，无断层发育情形可在井网中取井组对称单元采用局部网格加密和等效导流能力方法处理水力裂缝模拟方案和优化目标试验区内不同井网型式的井数比较井网型式井距(m)×排距(m)单井控制面积（m2）总井数(口)生产井数(口)注水井数(口)正方形反九点330×330108900554114矩形960×360115200523517变形反九点960×360120000503812水力裂缝改变油层内部渗流方式和泄油面积对低渗油藏开发过程中的压力场、流场与饱和度分布将产生较大影响利用油藏数值模拟器研究水力裂缝系统--井网系统在规定的期限内，单井产量、采出程度、含水率及经济指标的变化，并分析比较这些数据的变化，最终推断出合理优化的井网与裂缝系统。模拟分析水力裂缝将改变泄油区域和扫油效率，最终影响产量和采收率，如果合理地部署低渗油藏的开发井网系统，使其与水力裂缝相匹配，则可充分发挥水力裂缝的增产作用。低渗透油藏的开发井网与压裂工艺方案孤立制定和实施，将导致开发后期暴露出一些难以调整的开发矛盾，制约油田的压裂开采或压裂开发水平。油层不同的渗透率各向异性、井网形式、油水井位置（边井和角井）相匹配着不同的裂缝穿透比、不同裂缝导流能力的等参数。开发的不同时期，压裂规模也不同：油井在不含水和含水的不同时期，井组及不同位置的油井（边井和角井）和水井也相匹配着不同的裂缝穿透比、不同裂缝导流能力的等参数。对于低渗透油田，压裂是改造油层的有利措施；依靠天然能量开发不足以长时间的稳产，自然产能低，注水能减缓区块的的压力的递减，对于低渗透油田产量一旦下降很难恢复，必须人工补充能量，应采用早期注水开发方式注水。模拟分析在300*300米正方形反九点面积井网基础上井距加大，排距缩小，减缓了井距向井的水淹，井排向井的尽快见效，并使注水井注入压力高的矛盾的有所缓解。同时480*160米菱形反九点法井网水驱控制程度很高。建议在已有的井网基础上开展降压增注工作，脉冲注水工作，以利于加大注水量。通过本项目的整体压裂研究,建议低渗透油藏的压裂必须注重整体压裂改造的做法，能为低渗透油藏的经济高效开发，提供新途径和方法。如果区块层间非均质性强，必然造成各层吸水能力的差异，建议在压裂优化设计时，注重压裂前的测试工作，在充分掌握油藏参数及认识油藏地质的基础上，进行压裂优化设计，在设计中充分考虑压裂施工工艺情况及经济效益目标。水力压裂技术进步单井增产增注—区块整体压裂缺乏对油藏非均质性、水驱波及面积、开采效益等的总体考虑压裂开采—压裂开发压裂开采：井网已定，优化裂缝长度、导流能力压裂开发