压裂原理

水力压裂原理压裂技术的发展历程1947年在美国进行了首次水力压裂增产作业，由于增产效果十分显著，因此对压裂工艺技术的研究和应用受到普遍重视。五、六十年代，压裂主要作为单井的增产、增注措施，以追求单井增产增注效果为目标，没有考虑实施压裂措施后，对油田开采动态和开发效果的影响。七十年代，进入低渗透油田的勘探开发领域，由于压裂技术的应用，大大增加了油气的可采储量，使本来没有工业开采价值的低渗透油气藏，成为具有相当工业储量和开发规模的大油气田。八十年代，水力压裂已不再仅仅被孤立地作为单井的增产、增注措施来考虑，而是与油藏工程紧密结合起来，用于调整层间矛盾（调整产液剖面）、改善驱油效率，成为提高动用储量、原油采收率和油田开发效益的有力技术措施。进入九十年代以后，水力压裂逐渐成为决定低渗透油田开发方案的主导因素。在研究制定低渗透油田开发方案时，按水力裂缝处于有利方位确定井排方位；通过研究分析不同井网、布井密度及裂缝匹配对各项开发指标的影响，以提高油田整体开发效果和经济效益为目标，确定井网类型、布井密度和压裂施工规模，使水力压裂与油藏工程结合的更加紧密，使低渗透油田的高效开发成为可能。我国在五十年代起已开始进行水力压裂技术的研究，迄今为止已取得了很好的技术成就与较高的经济效益。大庆油田1973年开始采用水力压裂作为油田增产增注的一项重要技术措施，至今已有30年的历史。随着油田的开发进程，针对不同时期不同对象及其对于改造技术的不同要求，压裂工艺技术不断发展、完善和提高。水力压裂是油气井增产、水井增注的一项重要技术措施。当地面高压泵组将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底附近憋起超过井壁附近地应力及岩石抗张强度的压力后，即在地层中形成裂缝。随着带有支撑剂的液体注入裂缝中，裂缝逐渐向前延伸。这样在地层中形成了足够长度和一定宽度以及高度的填砂裂缝。由于它具有很高的渗滤能力，使油气能够通畅流入井中，起到增产增注的作用。水力压裂原理水力压裂造缝机理形成水力裂缝的条件：地应力的大小及其分布岩石力学性质压裂液性能注入方式三向主应力：σX、σY、σZ裂缝垂直于最小主应力水力裂缝形态：σZσH垂直裂缝σHσZ水平裂缝1、改变流型在压裂前，地层中的流体是径向的流向井底，压裂后由于地层中形成了一条高导流能力的填砂裂缝，从井底延伸至地层深处，所以流体就先单向地进入裂缝中，然后单向地流入井底。从原来的径向流改变为单向流，这就节省了大量的能量。水力压裂增产机理水力压裂增产机理2、沟通油气储集区由于地质上的非均质性，地层中有产能的地区并不一定与井底相连通。例如：砂层中透镜体，三角洲沉积的砂体等不一定都被井所钻穿。通过压裂所形成的人造裂缝，可以将它们与井底沟通起来，就增加了新的供油区，大型压裂压出的较长裂缝甚至可将几个透镜体压穿，沟通油气储集区是压裂增产的重要原因，可实现天然裂缝油藏与人工裂缝的沟通。3、克服井底附近地层的污染压裂后的裂缝可以解决井底污染所造成的低产后果。为此目的所进行的压裂可以是小规模的，只要穿过堵塞区的深度即可。但是对裂缝的导流能力却要求很高。因为井底附近裂缝的渗透率在油气生产中是个关键。水力裂缝模型PKN模型：宽度剖面及水平剖面均为一椭圆，垂直剖面为矩形，裂缝高度恒定GDK模型：宽度剖面为矩形，水平剖面为椭圆形水力裂缝模型水力裂缝模型在三维模型中，裂缝启裂按三维弹性问题进行考虑，缝内液体流动按两维流动问题进行处理压裂施工过程中净压力与时间关系压裂工艺技术限流法压裂技术采取低密度射孔，大排量施工，依靠压裂液通过射孔炮眼时产生的摩阻，大幅度提高井底压力，从而使压裂液自动转向，以相继压开破裂压力相近的各个目的层。这项技术的关键是，根据目的地层的物性，砂岩厚度、纵向相邻油层情况及平面上的连通关系，确定合理的布孔方案，确定每个目的层所射孔炮眼数量及直径，以此来控制不同油层的处理强度，获得所需要的产液剖面计算炮眼摩阻的公式为：Ppf=3.57Q2ρn2d4×106式中：Ppf：炮眼摩阻，10-1MPa;Q:注入排量，m3/min；ρ：压裂液密度，kg/m3n：射孔炮眼数量；d：炮眼平均直径，mm投球法多裂缝压裂工艺技术可用于常规射孔井，根据压开层位吸液能力高的特点，在一个压裂层段内压开第一层后，在低压下挤入高强度暂堵剂将已压开层的炮眼堵住，提高泵压压开第二层，然后再堵第二层再压第三层，这样可在一个层段内形成多条裂缝，达到一井压多段，一段压多层，提高油井产能定位平衡压裂技术首先建立在水平裂缝的前提下，在常规射孔井进行水力压裂时，在一定的排量下通过节流产生压差，使定位压裂封隔器坐封。利用定位平衡压裂封隔器上的长胶筒和喷砂体的组合来控制压裂目的层的裂缝形成的位置和吸液炮眼的数量，达到裂缝定位和使目的层产生水平裂缝的目的。在需要保护的薄夹层的邻近高含水部位装有平衡装置，该装置只进液不进砂，使高含水层与压裂目的层处于同一压力系统中，夹层上下压力平衡而得到保护。通过大排量施工，依靠压裂液通过吸液炮眼所产生的摩阻，大幅度提高井底压力，从而相继压开破裂压力相近的各个目的层，一次施工可压开3-5个目的层。滑套式分层压裂工艺技术滑套式分层压裂管柱由投球器、井口球阀、工作筒和堵塞器、水力压差式封隔器、滑套喷砂器组成。其原理是利用不压井、不放喷井口装置、井下工作筒和堵塞器，可使压裂管柱实现不压井、不放喷起下作业。利用井下滑套喷砂器多级开关，自下而上实现多层压裂。当每压完一层时，从井口投入不同直径的钢球，将滑套憋到已压开层的喷吵器上将其水眼堵死，同时打开上一层喷砂器的水眼，开始对上一层进行压裂，从而实现不动管柱一次连续压多层。前缘脱砂压裂工艺技术通过控制前置液用量和施工排量，使携砂液达到动态缝尖端附近时，前置液完全滤失，前置液脱砂形成砂堵，阻止裂缝进一步延伸。当地面继续加砂时，裂缝长度不再增加，但宽度不断增大，从而形成短而宽的高导流能力裂缝。复合压裂工艺技术复合压裂技术是指对同一油层在较短时间内，先后采取高能气体压裂和水力压裂技术进行改造压裂优化设计压裂方案设计对于压裂措施的实施具有纲领性的意义和指导性的作用，长期的生产实践表明，其对增产效果的影响可概括为压裂方案设计的可行性、合理性和经济性。可行性是指压裂设计确定的施工方案风险低、成功率高，工艺技术可靠。经济性是指压裂设计确定的施工规模有利于获得最大措施效益。合理性是指压裂设计确定的人工裂缝与储层相匹配，在相同的规模下有利于获得最佳的增产效果。它应在油层参数和设备现有条件下选择出既经济又有效的压裂增产方案。地质资料、测井、录井、岩心资料小型压裂测试油藏模拟裂缝参数优化地应力研究射孔方案施工参数优化编制压裂施工设计滤失分析摩阻分析设计完善压裂液优化支撑剂优选应力校正压裂方案设计整体思路：油藏地质概况构造位置、特征、沉积特征储层分布、物性特征、流体特征储层深度、厚度及其展布压力、温度岩性特征：长石含量、石英含量、岩屑含量等胶结类型含油面积、储量（1）压裂施工过程模拟裂缝几何尺寸是产量预测所必须的数据，通常采用施工模拟来估算。利用计算机技术，对裂缝延伸和支撑剂运移等动态过程进行模拟，可较准确地预见施工过程及结果（2）压裂井的产量预测在知道影响产能因素（如渗透率、裂缝几何尺寸等）的条件下，可进行压裂井的生产动态模拟，以预测产量，为优化施工设计提供依据。对垂直裂缝，缝高对压裂增产效果也有很大影响。总缝高增加合理，可以提高增产效果，这主要是由于获得与井筒相连通的新的产层而引起的。否则，缝高过大进入非产层，使有效支撑缝长减小而降低增产效果。甚至缝高延伸失控，可能会导致不希望的气或水产出（3）施工材料的选择压裂液、添加剂和支撑剂的选择是压裂设计的一个重要环节。它们的特性将直接影响压裂增产效果。对于压裂液应考虑其粘度、液体滤失摩阻、返排、与储层岩石的配伍性及费用和来源。对于支撑剂要考虑一定应力下支撑剂的渗透率及与储层渗透率的比较，通过孔眼和裂缝时支撑剂的可输运性，也要考虑费用及来源（4）优化施工设计施工设计的优化就是指用最少的投入获得最大的经济效益。一般从三个方面来考虑：①以油井生产期间加速开采为目的；②在最低费用下，施工方法和施工过程的改进和实现；③对于长期开采，以获得最高采收率。压裂施工的经济优化设计一般有3个步骤。⑴对一个确定的油藏，根据不同的裂缝长度和裂缝导流能力估算预期得到的油或气的产量，将它们与现金费用联系起来；⑵确定压裂施工要求，以获得期望的缝长和导流能力，将这些与成本联系起来；⑶选择裂缝长度和导流能力，使这时的收益与成本组成最大的经济利润水力压裂的优化设计计算早期压裂优化设计主要分为两大步骤：1、裂缝参数优化该步骤应用油藏模拟水力压裂平台优化出单层不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能，从而确定出合理的裂缝长度、导流能力2、施工参数优化该步骤应用三维压裂模型软件结合施工不同工艺特点及地应力剖面、录井测井解释资料，模拟出不同规模、不同排量以及不同加砂程序下的施工参数，从而达到优化出的裂缝参数，给出合理的施工参数结果建议支撑裂缝长度范围在280-320m之间，裂缝导流能力在35-40dc*cm15天不同导流能力下单井日产量与缝长关系曲线0123456750100150200250300350裂缝长度（米）单井产量（吨/天）15dc*cm20dc*cm25dc*cm30dc*cm35dc*cm40dc*cm15天不同导流能力下单井日产量与缝长关系曲线02040608010012014050100150200250300350裂缝长度（米）单井累计产量（吨/天）15dc*cm20dc*cm25dc*cm30dc*cm35dc*cm40dc*cm原始地层压力15.66Mpa压裂层段厚度5.6m地层孔隙度10.9％原油粘度0.26mPa*s地层渗透率0.56mdc地层原油密度801.5kg/m3地层温度64.8℃原油压缩系数0.0002561/Mpa原油体积系数1.54根据以往测试资料，拟合出该区闭合压力与深度的经验公式：0.0203*D--3.1219得出了该深度的闭合压力为29.1MPa，确定使用0.9-1.25mm中强度陶粒做为支撑剂。应用FracproPT压裂模拟软件进行优化，结果如下：该目的层的闭合压力为29.1MPa，平均铺砂浓度大于5Kg/m2时，支撑缝内的导流能力为121.3DC.cm,通常取短期导流能力值的1/3作为实际应用值,支撑缝内的导流能力可达到40.1DC.cm。不同闭合压力、不同铺砂浓度下的导流能力0.9-1.25中强度陶粒01002003004005006007000369121510MPa20MPa30MPa40MPa50MPa60MPa137901723720684241322757916151579154215061469143313961359132312861250应力剖面ClosureStress(千帕)渗透率低高支撑剂浓度(公斤/平米)0.000.681.42.02.73.44.14.85.46.16.8缝内支撑剂浓度(公斤/平米)FracproPT图形073146219293366Length(米)Depth(米)最终优化该层加砂规模为42m3设计施工排量3.0m3/min支撑裂缝长度为320m平均铺砂浓度5.68Kg/m3137901723720684241322757914881480147214641456144814401432142414161408应力剖面ClosureStress(千帕)渗透率低高1.270.760.250.250.761.27FracproPT图形Width(厘米)Depth(米)平均支撑裂缝宽度4.8mm，裂缝高度为27m上半缝高位置1433.0m下半缝高位置1460m施工参数的选择施工参数的选择主要包括施工排量、压裂液和支撑剂的类型和数量以及压裂车辆的确定施工排量的选择根据造缝机理，压开地层是因为压裂液在井底憋起高压造成的，因此，选择施工排量时。必须首先考虑的是所选排量应大于地层的吸收量。选择施工排量必须考虑的第二个因