水力压裂原理周六课件

水力压裂原理（HydraulicFracturingprinciple）(1)在钻井、固井和完井过程中。一些外来液体和固体颗粒进入井壁附近地层中，形成难以渗透的表皮(Skin)；(2)油气层渗透性很差，油气难以流出。水力压裂作用(2)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提高采收率(1)勘探阶段增加工业可采储量用高压泵组将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排液量注入井中，在井底憋起高压，使地层产生裂缝。然后继续将带有支撑剂的压裂液注入缝中，停泵后即可在地层中形成足够长度、一定宽度和高度的填砂裂缝。它具有很高的渗透能力，大大改善了油气层的渗透能力，使油气畅通流入井中，可起到增产的作用。压裂作业垂直裂缝示意图压裂施工曲线第一节

造缝机理a—致密岩石b—微缝高渗岩石压力时间地层压力ba破裂压力延伸压力图典型的施工压力曲线应力状态：主应力:x，y，z;

应变:x，y，z(1)重力应力1、地应力分析—孔隙弹性常数由广义虎克定律计算总应变由于泊松效应，垂向负荷产生的侧向压力(2)构造应力

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2、人工裂缝方位

裂缝方向总是垂直于最小主应力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。根据最小主应力（x，y，z）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。zxyyxzy3、井筒处应力分布rxrrwxy应力集中，PF>PE（1）井筒处应力分布当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

PF>PE（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)(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4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有液体渗滤无液体渗滤(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无液体渗滤1.940.945、破裂压力梯度定义：

理论计算和矿场统计当αF<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝当αF>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝第二节、压裂液压裂液是一个总称。在压裂过程中，注入井内的压裂液在不同施工阶段有各自的任务，可以分为：前置液携砂液顶替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。1、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:稠化剂、交联剂、破胶剂。(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、低渗浅油气层压裂组成：液相+气相+添加剂泡沫液液相:稠化水、盐水、水冻胶、原油、成品油或酸液气相：氮气、二氧化碳、空气、天然气等泡沫质量泡沫质量＝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)酸基压裂液常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸2、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(2)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三、压裂液的流变性假塑性（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。3、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地层流体的粘度和压缩性影响的滤失系数造壁性影响的滤失系数当P试验P真实时压裂液粘度影响的滤失系数

综合滤失系数PwPvPcPs通常，用P代替PW，PV，PC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+PC4、压裂液对储层的伤害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。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、价格低第三节支撑剂一、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:短期导流能力随压力变化,主要用于评价和选择支撑剂。长期导流能力随时间变化，用于压裂效果评价。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6-13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75%和50%。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：流体介质和地层温度

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—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。２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３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、

DanesshyPKN模型Perkins和Kern提出,Norgren完善裂缝延伸三维模型一、卡特模型HfLfWf几何模型二、

PKN模型

几何模型

Perkins&Kern

NorgrenL(t)W(0,t)HW(x,t)三、

CGD模型几何模型Christianovich、

Geertsma、Deklerk

DaneshyW(x,t)L(t)H四、PKN和CGD模型的比较支撑剂颗粒都是不规则的颗粒，而不是规则的球体。—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。第五节支撑剂输送一、支撑剂的沉降特性

单颗粒自由沉降速度

干扰沉降

壁面影响

颗粒形状对沉降速度的影响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砂浓度沿缝高分布二、沉降型布砂设计(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，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。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。三、全悬浮布砂设计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。避免在缝中出现砂比过高的砂卡现象。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。第六节

水力压裂评价

McGuire&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。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