中国石油大学（北京）现代远程教育
毕 业 设 计（论文）
水力压裂影响因素研究
水力压裂影响因素研究
摘 要
水力压裂一直以来就是低渗透率油气藏增产的主要措施之一。为了提高压裂措施的增产效果，以尽可能小的投资获得最大的回报，本文在调研了国内外大量水力压裂资料，总结了水力压裂的基本理论知识与基础原理，在此基础上，对影响水力压裂效果的因素进行了分析与优化。分析认为影响水力压裂的因素主要可分为四大类：一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。最后，针对因素分析结果提出了水力压裂优化措施，实践表明，这些措施使得水力压裂效果得到了很好的改善与提高。
关键词：水力压裂；影响；因素；研究
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中国石油大学（北京）现代远程教育毕业设计（论文）
目 录
第一章 引 言 ............................................. 1
1.1 问题的提出 ............................................. 1
1.2 研究概况 ............................................... 1
第二章 水力压裂基本原理 ........................................................................ 3
2.1 地应力及其分布 ......................................... 3
2.2 井壁应力 ............................................... 4
2.3 造缝条件 ............................................... 6
2.4裂缝形态判别 ........................................... 6
2.5 水力压裂二维几何模型 ................................... 7
第三章 水力压裂影响因素分析及优化 ..................................................... 10
3.1 油层选择不当 .......................................... 10
3.2 压裂参数设计不合理 .................................... 12
3.3 压裂液体系选择不合理 .................................. 13
3.4 压后油层处理方法不当 .................................. 14
3.5 水力压裂优化 .......................................... 14
第四章 总 结 . ............................................................................................. 17 参考文献 ........................................................................................................ 18
第一章 引 言
1.1 问题的提出
近年来，低渗透油气田的开发已经越来越引起人们的关注。低渗透油气资源在我国相当丰富。低渗透油气田的开发在我国有很长的历史，也有特别重要的意义。统计数据表明，目前我国已发现的渗透率小于50毫达西的低渗透油田的地质储量约占全国石油总储量的25%，而低渗透气田的天然气储量所占比例还远高于这一比例。这说明低渗透油气资源在我国油气资源中占有重要的地位。开发好低渗透油气田对我国油气工业今后的持续发展具有十分重要的意义。
低渗透油气藏的主要特点是岩性致密、渗透率低、渗流阻力大、自然产量低、沉积环境复杂、开采难度大。因此，对于低渗透油气藏，一般需要采取改造措施才能获得较高产能，若不经过储层改造就很难具有工业产能。
水力压裂是对渗油层改造的一种有效的方法。它是利用大于地层破裂压力的高压液流, 对油层压开一条或多条具有一定方向和几何形状的裂缝并注入支撑颗粒, 形成具有高导流能力的填砂裂缝, 极大的改善油气层液体向井筒的渗流能力, 从而提高油气产能的一种油层改造方法。利用水力压裂方法改造低渗油藏, 在提高油气产能、增产增效方面见到了显著效果。但在许多井次的水力压裂措施中, 仍存在许多无效或低效措施, 造成一定的资金浪费甚至负面影响。因此, 系统的分析压裂影响的各个因素, 从而找出解决办法, 对水力压裂措施的设计和实施具有重要指导意义。
1.2 研究概况
水力压裂自1947年在美国试验成功至今，已经由简单的低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项成熟的开采工艺技术。由60年代的以解堵和增产为目的的水力压裂发展到90年代的“压裂开采”，即在部署开发井网前就考虑水力裂缝的方位、长度和导流能力等对油藏生产动态可能造成的影响，通过研究开发井网系统和水力裂缝系统的优化组合，获得较高的经济效益和最终采收率。在此发展过程中，由于压裂液和支撑剂、压裂设计等方面的迅速发展，水力压裂技术在缝高控制技术、端部脱砂压裂和重复压裂等方面都取得了较大的突破。
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目前，国内外为提高油藏开发效果及其采收率，为了提高压裂措施的增产效果，以尽可能小的投资获得最大的回报，对影响水力压裂效果的因素进行了大量分析。劳斌斌等人以理论油藏模型和某油田实际油藏模型为基础，引进了敏感系数，通过比较敏感系数绝对值的大小，对压裂井增产效果的影响因素进行了敏感性分析。李金洪等人将影响压力效果的因素分为了四个方面：一是改造油层选择不当；二是压裂参数设计不合理；三是压裂液体系选择不合理；四是压后油层处理方法不正确。马新仿等人指出为了保证好的压裂施工效果，提高压裂施工经济效益，要从压裂液、支撑剂和压裂设计方面深入研究，采用高性能压裂液与支撑剂，同时需要设计合理的压裂施工步骤，采用恰当的压裂施工参数等，在整体上形成统一的协调的压裂施工作业流程。杜伊芳等人提出压裂检测技术、压裂逢高技术的应用同样会对水力压裂施工效果造成影响，逢高控制是保证水力压裂获得成功的关键因素之一。
第二章 水力压裂基本原理
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已大大超过地层吸收能力的排量注入到井中，在井底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缝中，裂缝逐渐向前延伸。这样在地层中形成了足够长度、一定宽度和高度的填砂裂缝。由于它具有很高的渗滤能力，使油气能够畅流入井，起到增产增注的作用。
压裂作业的第一阶段是形成裂缝。为此，把液体住入井内直到压力超过岩层阻力在该处产生水力破裂。过程的第二阶段是把形成裂缝的进行扩展。即把液体注入已形成的裂缝，迫使其扩展。裂缝扩展的范围，取决于注入到岩层液体的量和性质。
2.1 地应力及其分布
地应力是客观存在的一种自然力，它影响着油气勘探和开发的过程，在水力压裂施工中，影响着油气储集区域的构造应力的大小和方位，对最终人工裂缝方位与大小起着不可忽视的作用。地应力有三个主方向的主应力构成，分别为垂向主应力σv ，最大水平地应力σh max 以及最小水平地应力σh min 。
通常，地下地层承受上覆岩层的自重，垂向主应力的表达式如下：
σv =⎰ρs gdz (2-1) 0H
式中 σv ——垂向主应力，Pa ；
H ——地层垂深，m ；
2 g ——重力加速度，m /s ；
3ρkg /m s ——上覆层岩石密度，。
由于地层具有一定的孔隙压力p s ，部分上覆岩层的压力由孔隙中流体承担，因此有效垂向应力为：
v =σv -p s (2-2)
倘若岩石处于弹性状态，考虑到构造应力等因素的影响，可以得到最大、
最小水平主应力为：
σh max =[1ξ1E 2ν(σv -αp s ) ξ2E -+]+αp s (2-3) 21-ν1-ν1+ν
1ξE 2ν(σv -αp s ) ξ2E =[1--]+αp s (2-4) 21-ν1-ν1+νσh min
式中 ξ1、ξ2——水平应力构造系数，无因次；
ν——泊松比，无因次；
E ——岩石弹性模量，Pa ；
α——毕奥特(Biot)常数，无因次。
2.2 井壁应力
井壁上的应力是由地应力、井筒内压、以及液体渗滤所引起的应力之和。
(1)地应力在井壁上产生应力
图2-2 地应力对井壁应力影响示意图
取井筒附近一块单元作为分析模型（如图2-2所示），其在两个相互垂直的方向受到σx 与σy 作用。仿照弹性力学无限大平板中间钻一圆孔时孔边应力分布情况，给出井壁应力计算公式：
σr =σx +σy ⎛
2a 2⎫σx -σy ⎛4a 23a 4⎫ 1-2⎪+ 1-2+4⎪cos 2θ (2-5) 2⎝r r ⎭⎝r ⎭
σθ=σx +σy
2a 2σx -σy 3a 4
(1+2) -(1+4)cos 2θ (2-6) r 2r
σr θ=-σx -σy ⎛
22a 23a 4⎫ 1+2-4⎪sin 2θ (2-7) r r ⎭⎝
式中 σθ——圆孔周向应力，Pa ；
σr ——圆孔径向应力，Pa ；
σr θ——圆孔切向应力，Pa ；
a ——圆孔半径，m ；
r ——距圆孔中心的距离，m ；
θ——任意径向与σx 方向的夹角。
(2)井眼内压引起的井壁应力
压裂过程中，向井筒内注入高压液体，使井内压力很快升高。井筒内压必然产生井壁上的周向应力。将地层看做是无限厚壁的厚壁圆筒，内压为井筒液柱压力，外压为0，厚壁筒外边界半径为无限大，井壁上的周向应力（拉应力为负）为：
σθ=-p i (2-8)
(3)压裂液渗入地层引起的井壁应力
压裂液渗入井筒周围地层中，会形成一个附加应力区，它的作用是增大了井壁周围岩石中的应力，其值为：
σθ=(p i -p s ) α1-2ν
1-ν (2-9)
α=1-
其中 C r
C b
-1式中 C r ——岩石骨架压缩系数，MPa ；
-1 C b ——岩石体积压缩系数，MPa 。
因此，井壁上的周向总应力为以上三者之和，即
σθ=(3σy -σx ) -p i +(p i -p s ) α1-2ν
1-ν (2-10)
2.3 造缝条件
h σσθt 当井壁上存在的周向应力达到井壁岩石的水平方向的抗拉强度时，
将产生垂直缝；当井壁上存在的周向应力σθ达到井壁岩石的竖直方向的抗拉强
v σ度t 时，将产生水平缝。由于地层为多孔介质，存在孔隙压力，计算中各应力应为有效应力。当地层刚好产生裂缝时，井筒内注入流体的压力p i 即为地层的破裂压力p F 。竖直缝破裂压力为：
3y -x +σt h p F =+p s 2-α1-ν (2-11)
式中 p F ——地层破裂压力，Pa ；
y ——y 方向有效应力，σy =σy -p s ，Pa ；
x ——x 方向有效应力，x =σx -p s ，Pa ；
h σt ——水平方向岩石破裂压力，Pa ；
α——比奥特常数，无因次；
ν——岩石泊松比，无因次；
p s ——孔隙压力，Pa 。
水平缝破裂压力为：
p F =1-α1-νz +σt v +p s (2-12)
式中 z ——地层垂向有效应力，z =σv -p s ，Pa ；
v σ t ——岩石垂向抗拉强度，Pa 。
2.4 裂缝形态判别
在天然裂缝不发育的地层，压裂裂缝形态（垂直缝或水平缝）取决于其三向应力状态。根据最小主应力原理，水力压裂裂缝总是产生于强度最弱、阻力
最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力轴方向。具体如图2-3所示。当σz >σx >σy ，形成垂直裂缝，裂缝面垂直于σy 方向；当σz >σy >σx ，形成垂直裂缝，裂缝面垂直于σx 方向；当σz 最小时，形成水平裂缝。
σz >σx >σy σz >σy >σx σz
图2-3 人工裂缝形态图示
2.5 水力压裂二维几何模型
人们利用各种假设，相继开发出了多种设计模型，二维几何模型主要是PKN
模型、KGD 模型以及卡特模型。它们都假设裂缝高度是常数，即流体沿缝长方向流动。
2.5.1 PKN模型
图2-4 PKN二维裂缝延伸模型
PKN 模型是由Perkins,Kern 和Nordgren 三人提出的，它是目前应用较多的二维设计模型，见图所示。基本假设如下：
（1）岩石是弹性、脆性材料，当作用在岩石上的张应力大于某个极限值后，岩石张开破裂；
（2）缝高在整个缝长方向上不变，即在上下层受阻；造缝段全部射孔，一开始就压开整个地层；
（3）裂缝断面为椭圆形，最大缝宽在裂缝中部；
（4）缝内流体流动为层流；
（5）缝端部压力等于垂直于裂缝壁面的总应力；
（6）不考虑压裂液滤失于地层。
PKN 模型裂缝长而窄，缝长远大于缝高，PKN 模型的垂直剖面为椭圆形，净压力变化随时间增加，该模型适应于目的层较薄且上下有致密页岩、泥岩作为遮挡层或油藏较深层间摩擦力较大，不易产生滑动的情况。
2.5.2 KGD模型（
Khristianovich-Geertsma-DeKlerk)
图2-5 KGD二维裂缝延伸模型
KGD 模型是常用的二维设计模型之一，裂缝高度一定，沿垂直方向扩展。假设条件为：
(1)地层均质，各向同性；
(2)线弹性应力-应变；
(3)裂缝内为层流，考虑滤失；
(4)缝宽截面为矩形，侧向为椭圆形。
KGD 模型裂缝较短较宽，缝高大于缝长，KGD 模型的剖面为矩形，净压力随时间降低，适用于浅层或块状厚油气层。
2.5.3 卡特模型
卡特提出在考虑液体滤失条件下，如果裂缝宽度已知, 则可求出水平裂缝半径和垂直裂缝长度。基本假设如下：
（1）裂缝是等宽的；
（2）压裂液从缝壁面垂直而有线性地渗入地层；
（3）缝壁上某点的滤失速度取决于此点暴露于液体中的时间；
（4）缝壁上各点的速度函数是相同的；
（5）裂缝内各点压力相等，等于井底延伸压力。
第三章 水力压裂影响因素分析及优化
尽管水力压裂对改造低渗透储层具有很好的效果，但其施工成功率并不是100%，有很多因素都会对压后效果产生影响，对于不佳的水力压裂效果需要进行分析，找出原因提出优化措施。
影响水力压裂措施效果的因素可归结为四大类:一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。
3.1 油层选择不当
水力压裂主要改造油层的低渗透性, 若选层不当会造成措施效果差。主要原因如下。
3.1.1 油层岩石地应力的影响
压裂的目的是在地层中形成一条具有一定几何形态和导流能力的裂缝。对于压裂改造形成垂直裂缝的井而言，人们希望裂缝高度能够控制在油气层内，而不希望裂缝穿出产层，影响施工效果。但在长期实践中发现，很多时候裂缝都会穿过目的层而进入临近的隔层内。裂缝在地层中的张开与扩展主要受地应力场的控制。
中深井和深井压裂后多形成垂直裂缝，统计表明当破裂压力梯度在0.015～0.018 MPa m之间时，一般形成垂直裂缝。对于形成垂直裂缝的井进行压裂改造时，裂缝高度是动态变化的。研究和实践发现，目的层与隔层的应力差是影响裂缝高度的首要因素。裂缝首先是在压裂层段水平主应力值最小处起裂，裂缝高度的延伸也是受目的层附近地层最小水平主应力的变化而变化。当裂缝中的净压力值超过裂缝邻近地层的最小水平主应力时，裂缝就会穿过该层，反之该层将起到遮挡作用。正是由于压裂目的层附近剖面上的最小水平主应力的差异对缝高有重要影响，所以进行压裂设计时，目的层及其上下岩层的地应力值及地应力的垂向剖面是三维压裂设计的必要参数。
资料显示，岩石地应力方向及分布直接控制着压裂裂缝的延伸方向。通常压裂裂缝总是平行于地层最大水平主应力而垂直于最小水平主应力方向。当隔层与目的层的应力差具有一定数值时，裂缝高度可以得到有效的控制，随着隔层与目的层应力差异的增大，在同样施工规模条件下，裂缝高度呈现减小的趋势。当隔层与目的层应力差异达到一定数值后，压裂裂缝可以完全限制在目的层内，即目的层厚度即为压裂裂缝高度，这样便是要求达到的最优情况。因此，
油层岩石地应力对裂缝的几何形态特别是裂缝高度有着重要的影响。
裂缝监测资料显示裂缝总是垂直于断层, 若裂缝串通断层, 会造成含水上升。油层和隔层的水平地应力差影响压裂裂缝垂向延伸, 裂缝若向上向下穿透隔层后会串通水层。
3.1.2 油层流体物性的影响
压裂的目的是在地下建立一条高导流能力的渗流通道，这就要求要做到尽可能的减小对地层的伤害，防止对地层造成任何污染。众所周知，油气储层是由各种流体与油气藏储层岩石所组成，压裂施工时，油层中的各种流体必然会受到压裂液流体的影响。当两种流体相遇时，不可避免的发生接触，发生各种物理化学反应，这就要求这些接触反应产物不能对油气藏产生任何可能的污染，否则将对水力压裂效果产生严重影响。
油层流体物性对压裂效果影响主要表现在其与压裂液体系不配伍, 会发生物化学反应而产生大量沉积，这些沉淀物会堵塞地层孔道，影响地层渗透率，污染储层，最终影响水力压裂效果。
3.1.3 油层原始裂缝的影响
当油层中存在原始裂缝时会对压裂效果产生重大影响，特别是在这些原始裂缝开启压力不大的情况下。一般而言，油层中或多或少会存在一些原始裂缝，如果它们的开启压力很大，而压裂施工压力相对较小时，这些原始裂缝对压裂效果影响不大，可以近似认为油层中不含有这些原始裂缝。但是当油层中的原始裂缝开启压力较小时，它们将会造成压裂失效或效果不明显。原因是当压裂裂缝遇到这些原始天然裂缝或是压裂液滤失到这些原始裂缝会造成局部地层孔隙压力升高，在高孔隙压力作用下，原始裂缝壁面间的相互作用力可能为零，如果孔隙压力进一步提高，原始裂缝壁面间的挤压应力将转变为拉张应力，在拉张应力达到一定程度后，原始裂缝两个壁面发生分离，表现为原始裂缝张开现象。压裂施工时，倘若原始裂缝张开，将会造成压裂液沿着原始裂缝渗滤，这相比原始裂缝不开启的情况下滤失量大大增加。如果天然裂缝很发育，压裂液滤失速度极快，还有可能使得支撑剂过早沉降，出现砂堵，导致压裂施工失败。总体而言，油层中天然裂缝的存在使得压裂液效率大大降低，压裂裂缝体积明显减小，严重时将出现砂堵，导致压裂施工失败。为了避免砂堵，提高压裂施工效果，在还有原始裂缝的油层中压裂施工时，要提高工作压力和压裂液用量，采用大排量施工，同时要使用降滤失性能好的添加剂，是压裂液滤失量尽可能小，压裂裂缝体积尽可能大，提高总体压裂效果。
3.1.4 隔层与相邻层的产状的影响
压裂裂缝在扩展过程中必然会遇到压裂目的层上下的压裂层隔层，隔层与目的层间性质的差异势必会影响压裂效果。如果目的层很厚，压裂裂缝可能只在目的层内存在，这样隔层的性质对压裂裂缝不会产生太大影响。但一般情况下，目的层都不是很厚，随着施工的进行，压裂裂缝会穿出目的层进入目的层上下的隔层。如果隔层很厚，压裂裂缝会被限制在隔层与目的层之内，这样上下临近的水层或气层不会与目的层油气牵连，不会发生窜层现象，水力压裂效果基本可以保证。但是如果隔层较薄，压裂裂缝可能很容易穿过隔层，并会进入与目的层临近的上下水层或者气层，这样会引起地下油气层间的窜层，高含水层中大量水分会进入压裂目的层内，这样压裂施工结束后采油井会有大量水分出现，实际表现为压裂效果不明显甚至会出现只产水不产油的情况，整个压裂施工是失败的。隔层与产层的产状对压裂效果具有一定程度影响，需压裂的目的层应该具有好的隔层产状。
3.1.5 固井质量的影响
一般情况下，水力压裂都不是在裸眼井段压裂，通常在压裂施工前需要对所要压裂的目的层进行射孔操作。倘若压裂层段内固井质量欠佳, 压裂施工时容易造成固井水泥环压裂隙, 形成高含水层或低压层的串槽, 引起油层含水上升或漏失，导致压裂施工效果非常不好甚至压裂施工失败。
3.2 压裂参数设计不合理
压裂设计参数是压裂施工过程中比较容易控制的因素，一个好的压裂设计必须要求压裂设计参数搭配的合理性。压裂设计参数的影响主要包括以下几个方面。
3.2.1 压裂参数的设计不合理的影响
好的压裂裂缝具有合理的几何分布形状与高的支撑导流能力，压裂裂缝能够很好的沟通油气储层，建立油气储层与油井的一条流动阻力极小的通道，此对于压裂裂缝要求具有一定几何尺寸。一般在低渗透、特低渗透地层中要求压裂裂缝具有极大的缝长，这样可使油井产能大幅度提高，而对于高渗透层压裂裂缝一般要求具有很大的缝宽，这样同样能够达到高导流能力与高产能的要求。裂缝的几何形状的获取，及决定裂缝缝长、缝宽、缝高的人为可控因素便是压裂参数的设计，这些参数主要包括施工排量、施工时间、所用压裂液的粘
度等等。压裂设计时要认真考虑这些因素的影响。另外，对油层进行压裂缝的设计预测会由于一些参数获得的不正确而导致压裂缝长过长或过短、缝宽过窄或过高，这样都会影响压裂效果。缝高过高会穿透隔层串通水层引起油层见水, 缝宽过窄或缝长过短都不能有效改善油层的渗流能力，不能发挥水力裂缝的最大功效。不利的裂缝可能会对油层油流渗流方向造成破坏, 这样将降低注入水扫油效率和扫油面积, 甚至导致过早水淹，最终影响压裂施工效果。
3.2.2 压裂工艺技术选择不当的影响
目前有很多油气藏都是多压力系统，具有严重的纵向非均质性，由于油层存在多层，在对整个油井压裂时需要采用多层分层压裂技术。该技术适合在一口井上存在着许多个压裂目的层。分层压裂技术包括机械封堵逐层压裂分层压裂技术与分流分层压裂技术。在一些复杂地层上，存在多目的油层时，如果事先调查了解不够采用错误的压裂方式很容易造成油层压裂效果差，严重时可能导致井下事故的发生而直接影响油井产能，影响压裂效果。
3.3 压裂液体系选择不合理
3.3.1 压裂液与地层流体不配伍的影响
压裂液的侵入会改变储层原始含油饱和度而产生两相流动, 若储层压力不能克服升高了的毛细管力, 会出现严重和持久的水锁。压裂液侵入造成岩石由油润湿转为水润湿, 油相渗透率将大幅降低。压裂液与油层流体不配伍会发生化学反应, 生成沉淀堵塞渗流孔道。
3.3.2 压裂液引起粘土矿物膨胀和颗粒运移的影响
含粘土矿物的水敏性油层内粘土矿物存在膨胀平衡, 而任何化学成分的改变或盐水浓度的降低, 都能破坏平衡, 使粘土膨胀。粘土水化膨胀和颗粒分散运移会堵塞孔隙喉道, 降低渗透率。
3.3.3 压裂液对储层造成的影响
压裂液进入储集层会使其温度降低, 原油中蜡及胶质、沥青质等物质析出, 堵塞地层孔隙, 造成地层伤害。伤害的程度取决于储集层的原油性质、原始温度、以及渗透率等因素。储集层原油含蜡量高、降温幅度大、渗透率低、原始温度低、“冷却效应”引起的伤害大。
3.3.4 压裂液对支撑裂缝导流能力的损害
压裂液滤失后稠化剂浓缩、破胶剂浓度分布不均匀造成压裂液不能破胶或部分
破胶而引起地层伤害。滤液中的较小颗粒沿支撑裂缝前移进入储集层深部, 堵塞孔隙喉道。压后残渣反流而堵塞填砂裂缝, 降低其导流能力。
3.4 压后油层处理方法不当
压裂一段时间后, 油井产量迅速下降的主要原因是:在提高了地层导流能力后, 随流体产出速度的增加, 地层压力下降迅速, 上覆地层对支撑颗粒的压实作用随之加强, 造成支撑剂破碎增加, 同时地层粘土颗粒的运移, 导致地层堵塞加剧。另外, 压裂液残留部分在地层孔隙中通过长时间滤失, 导致了小分子破胶大量进入地层, 其残留聚合物浓度增加, 使聚餐物冻胶不能完全降解, 产生大量残渣滞留于孔隙中和支撑剂表面, 使支撑裂缝导流能力大大降低, 赞成产量迅速下降, 对这些问题认识不清, 未能对油层进行压后伤害处理或处理方法不当, 也是赞成压裂措施效果差、有效期短的重要原因。
3.5 水力压裂优化
通过分析研究, 我们认为应从以下几个方面考虑来采取措施减少影响程度。
3.5.1 预测裂缝延伸方向
地层的水平应力一般随深度而增加。通常邻层的地应力差一般小于7MPa 。因此, 考虑油层及其隔层的地应力差, 以防止垂直裂缝穿透隔层, 同时考虑油层最小地应力方向是否符合压裂裂缝串通断层和过水通道。
3.5.2 油层应具有一定的可采储量和能量
它们决定了压裂措施能否提高产量以及措施有效期的长短。通常, 压裂油层的地层压力系数不应小于1.2。
3.5.3 减少地层原始裂缝的影响
若地层存在原始裂缝时, 在前置液中加入粉砂(大于100目) 或柴油等方法降滤, 对地层微裂缝进行预充填, 会降低原始裂缝产生的滤失效应。
3.5.4 应用控制裂缝高度的技术
控制缝高会得到较好的缝长的延伸。通常油层射孔井段的位置会对压裂裂缝的方向起到一定的控制作用。在水淹层油气层以及地层压力沉积韵律渗透率和孔隙度的分布不同情况, 会起到不同的作用。而射孔的孔径直孔密也有一定的作用, 在油层好时, 多补孔、布大孔可以产生长而宽的水力裂缝, 有利于大量的支撑剂进入裂缝进行充填。一般情况下, 通常采用人工隔层控制缝高技术。
该技术是利用浮式(沉式) 暂堵剂, 形成人工隔层来达到抑止裂缝向上(向下) 延伸。压裂加砂前通过携砂液注入暂堵剂, 使其在油层内上浮(下沉), 聚集在新生裂缝的顶部或底部, 形成一块压实的低渗区, 能够阻挡缝内流体压力向上(向下) 部传递。
3.5.5 优选压裂液体系
优选的压裂液体系须具备的性能为:应具有滤失量低、效率高、能造宽、长缝的重要性能; 应与油层岩石和流体的配伍性好; 应具有低残渣性; 可采用优质稠化剂, 使压裂液破胶后残渣量低; 破胶迅速而彻底, 易于反排; 加入发泡助排剂后, 可降低水化液的表面张力和界面张力, 利用压裂液返排时, 胶联比应前高后低; 在压裂过程中, 逐步增加水化剂的浓度, 使注入的压裂液基本能同时破胶, 缩短压裂液水化时间, 有利于利用余压放喷排液。
3.5.6 优选压裂工艺技术
必须结合油层产状, 采取最有利的压裂施工技术, 确保压后油层改造效果。目前现场中应用比较成熟的压裂技术主要有:限流法完井压裂技术:适用于纵向和平面上油水分布情况比较复杂的低渗透率油层的多层完井改造。投球法多层压裂工艺技术:可根据压开层位吸液能力高的特点, 分次压开不同破裂压力的油层。分层高砂比压裂工艺技术:利用“可反洗井多层压裂管柱”分层段多次实施压裂, 适用于低、特低渗透油。复合压裂工艺技术:对同一油层先进行高能气体压裂和水力压裂或酸化技术, 提高对油层的改造强度。
3.5.7 进行压后地层处理
目前压后处理技术主要有:深度酸化技术:该方法主要针对压裂残渣和支撑剂破碎造成的地层伤害, 使用络合酸与强氧化剂对地层进行深度酸化, 消除地层堵塞, 提高地层裂缝的导流能力。
该技术要求:在酸化前进行稀酸清洗井筒, 用前置液降低地层稳定, 利用前置盐酸溶解碳酸盐胶结物, 再用低浓度有机缓速酸液体系进行地层深度酸化。
重复压裂技术:该方法主要针对压后地层压力下降较快所引起的地层裂缝闭合, 加剧对裂缝导流能力的影响, 对地层进行二次压裂。主要原理是:在原有压裂裂缝基础上, 根据井眼附近地应力的改变, 形成一个起裂缝垂直于初次裂缝, 在离开井眼一定范围后, 裂缝方向平行于初次裂缝方向大水平延伸裂缝, 以提高地层的渗流能力。重复压裂必须弄清楚:(1)所选重复压裂井井况;(2)第一次压裂的水力裂缝的状况;(3)原来压裂的工艺水平;(4)原来压裂材料的技术
性能。而地层压力下降较多时, 不宜进行重复压裂。
第四章 总 结
水力压裂是一门边缘学科，包含多个学科，是一种改善低渗油藏渗透性、提高油气产能的重要措施, 但它受各种因素的影响, 这些因素主要包括四大方面，即一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。为了提高水力压裂效果，保证压裂施工成功率，一般要遵循下列原则：
① 精细研究油层特性, 选择最佳压裂工艺技术;
② 优化压裂设计方案, 选择最佳压裂工艺技术;
③ 优选压裂液与支撑剂, 减少油层污染;
④ 严格施工质量, 产生合格压裂裂缝;
⑤合理进行压后油层处理, 确保压裂措施长期有效。
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中国石油大学（北京）现代远程教育
毕 业 设 计（论文）
水力压裂影响因素研究
水力压裂影响因素研究
摘 要
水力压裂一直以来就是低渗透率油气藏增产的主要措施之一。为了提高压裂措施的增产效果，以尽可能小的投资获得最大的回报，本文在调研了国内外大量水力压裂资料，总结了水力压裂的基本理论知识与基础原理，在此基础上，对影响水力压裂效果的因素进行了分析与优化。分析认为影响水力压裂的因素主要可分为四大类：一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。最后，针对因素分析结果提出了水力压裂优化措施，实践表明，这些措施使得水力压裂效果得到了很好的改善与提高。
关键词：水力压裂；影响；因素；研究
i
中国石油大学（北京）现代远程教育毕业设计（论文）
目 录
第一章 引 言 ............................................. 1
1.1 问题的提出 ............................................. 1
1.2 研究概况 ............................................... 1
第二章 水力压裂基本原理 ........................................................................ 3
2.1 地应力及其分布 ......................................... 3
2.2 井壁应力 ............................................... 4
2.3 造缝条件 ............................................... 6
2.4裂缝形态判别 ........................................... 6
2.5 水力压裂二维几何模型 ................................... 7
第三章 水力压裂影响因素分析及优化 ..................................................... 10
3.1 油层选择不当 .......................................... 10
3.2 压裂参数设计不合理 .................................... 12
3.3 压裂液体系选择不合理 .................................. 13
3.4 压后油层处理方法不当 .................................. 14
3.5 水力压裂优化 .......................................... 14
第四章 总 结 . ............................................................................................. 17 参考文献 ........................................................................................................ 18
第一章 引 言
1.1 问题的提出
近年来，低渗透油气田的开发已经越来越引起人们的关注。低渗透油气资源在我国相当丰富。低渗透油气田的开发在我国有很长的历史，也有特别重要的意义。统计数据表明，目前我国已发现的渗透率小于50毫达西的低渗透油田的地质储量约占全国石油总储量的25%，而低渗透气田的天然气储量所占比例还远高于这一比例。这说明低渗透油气资源在我国油气资源中占有重要的地位。开发好低渗透油气田对我国油气工业今后的持续发展具有十分重要的意义。
低渗透油气藏的主要特点是岩性致密、渗透率低、渗流阻力大、自然产量低、沉积环境复杂、开采难度大。因此，对于低渗透油气藏，一般需要采取改造措施才能获得较高产能，若不经过储层改造就很难具有工业产能。
水力压裂是对渗油层改造的一种有效的方法。它是利用大于地层破裂压力的高压液流, 对油层压开一条或多条具有一定方向和几何形状的裂缝并注入支撑颗粒, 形成具有高导流能力的填砂裂缝, 极大的改善油气层液体向井筒的渗流能力, 从而提高油气产能的一种油层改造方法。利用水力压裂方法改造低渗油藏, 在提高油气产能、增产增效方面见到了显著效果。但在许多井次的水力压裂措施中, 仍存在许多无效或低效措施, 造成一定的资金浪费甚至负面影响。因此, 系统的分析压裂影响的各个因素, 从而找出解决办法, 对水力压裂措施的设计和实施具有重要指导意义。
1.2 研究概况
水力压裂自1947年在美国试验成功至今，已经由简单的低液量、低排量压裂增产方法发展成为一项成熟的开采工艺技术。由60年代的以解堵和增产为目的的水力压裂发展到90年代的“压裂开采”，即在部署开发井网前就考虑水力裂缝的方位、长度和导流能力等对油藏生产动态可能造成的影响，通过研究开发井网系统和水力裂缝系统的优化组合，获得较高的经济效益和最终采收率。在此发展过程中，由于压裂液和支撑剂、压裂设计等方面的迅速发展，水力压裂技术在缝高控制技术、端部脱砂压裂和重复压裂等方面都取得了较大的突破。
1
目前，国内外为提高油藏开发效果及其采收率，为了提高压裂措施的增产效果，以尽可能小的投资获得最大的回报，对影响水力压裂效果的因素进行了大量分析。劳斌斌等人以理论油藏模型和某油田实际油藏模型为基础，引进了敏感系数，通过比较敏感系数绝对值的大小，对压裂井增产效果的影响因素进行了敏感性分析。李金洪等人将影响压力效果的因素分为了四个方面：一是改造油层选择不当；二是压裂参数设计不合理；三是压裂液体系选择不合理；四是压后油层处理方法不正确。马新仿等人指出为了保证好的压裂施工效果，提高压裂施工经济效益，要从压裂液、支撑剂和压裂设计方面深入研究，采用高性能压裂液与支撑剂，同时需要设计合理的压裂施工步骤，采用恰当的压裂施工参数等，在整体上形成统一的协调的压裂施工作业流程。杜伊芳等人提出压裂检测技术、压裂逢高技术的应用同样会对水力压裂施工效果造成影响，逢高控制是保证水力压裂获得成功的关键因素之一。
第二章 水力压裂基本原理
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已大大超过地层吸收能力的排量注入到井中，在井底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缝中，裂缝逐渐向前延伸。这样在地层中形成了足够长度、一定宽度和高度的填砂裂缝。由于它具有很高的渗滤能力，使油气能够畅流入井，起到增产增注的作用。
压裂作业的第一阶段是形成裂缝。为此，把液体住入井内直到压力超过岩层阻力在该处产生水力破裂。过程的第二阶段是把形成裂缝的进行扩展。即把液体注入已形成的裂缝，迫使其扩展。裂缝扩展的范围，取决于注入到岩层液体的量和性质。
2.1 地应力及其分布
地应力是客观存在的一种自然力，它影响着油气勘探和开发的过程，在水力压裂施工中，影响着油气储集区域的构造应力的大小和方位，对最终人工裂缝方位与大小起着不可忽视的作用。地应力有三个主方向的主应力构成，分别为垂向主应力σv ，最大水平地应力σh max 以及最小水平地应力σh min 。
通常，地下地层承受上覆岩层的自重，垂向主应力的表达式如下：
σv =⎰ρs gdz (2-1) 0H
式中 σv ——垂向主应力，Pa ；
H ——地层垂深，m ；
2 g ——重力加速度，m /s ；
3ρkg /m s ——上覆层岩石密度，。
由于地层具有一定的孔隙压力p s ，部分上覆岩层的压力由孔隙中流体承担，因此有效垂向应力为：
v =σv -p s (2-2)
倘若岩石处于弹性状态，考虑到构造应力等因素的影响，可以得到最大、
最小水平主应力为：
σh max =[1ξ1E 2ν(σv -αp s ) ξ2E -+]+αp s (2-3) 21-ν1-ν1+ν
1ξE 2ν(σv -αp s ) ξ2E =[1--]+αp s (2-4) 21-ν1-ν1+νσh min
式中 ξ1、ξ2——水平应力构造系数，无因次；
ν——泊松比，无因次；
E ——岩石弹性模量，Pa ；
α——毕奥特(Biot)常数，无因次。
2.2 井壁应力
井壁上的应力是由地应力、井筒内压、以及液体渗滤所引起的应力之和。
(1)地应力在井壁上产生应力
图2-2 地应力对井壁应力影响示意图
取井筒附近一块单元作为分析模型（如图2-2所示），其在两个相互垂直的方向受到σx 与σy 作用。仿照弹性力学无限大平板中间钻一圆孔时孔边应力分布情况，给出井壁应力计算公式：
σr =σx +σy ⎛
2a 2⎫σx -σy ⎛4a 23a 4⎫ 1-2⎪+ 1-2+4⎪cos 2θ (2-5) 2⎝r r ⎭⎝r ⎭
σθ=σx +σy
2a 2σx -σy 3a 4
(1+2) -(1+4)cos 2θ (2-6) r 2r
σr θ=-σx -σy ⎛
22a 23a 4⎫ 1+2-4⎪sin 2θ (2-7) r r ⎭⎝
式中 σθ——圆孔周向应力，Pa ；
σr ——圆孔径向应力，Pa ；
σr θ——圆孔切向应力，Pa ；
a ——圆孔半径，m ；
r ——距圆孔中心的距离，m ；
θ——任意径向与σx 方向的夹角。
(2)井眼内压引起的井壁应力
压裂过程中，向井筒内注入高压液体，使井内压力很快升高。井筒内压必然产生井壁上的周向应力。将地层看做是无限厚壁的厚壁圆筒，内压为井筒液柱压力，外压为0，厚壁筒外边界半径为无限大，井壁上的周向应力（拉应力为负）为：
σθ=-p i (2-8)
(3)压裂液渗入地层引起的井壁应力
压裂液渗入井筒周围地层中，会形成一个附加应力区，它的作用是增大了井壁周围岩石中的应力，其值为：
σθ=(p i -p s ) α1-2ν
1-ν (2-9)
α=1-
其中 C r
C b
-1式中 C r ——岩石骨架压缩系数，MPa ；
-1 C b ——岩石体积压缩系数，MPa 。
因此，井壁上的周向总应力为以上三者之和，即
σθ=(3σy -σx ) -p i +(p i -p s ) α1-2ν
1-ν (2-10)
2.3 造缝条件
h σσθt 当井壁上存在的周向应力达到井壁岩石的水平方向的抗拉强度时，
将产生垂直缝；当井壁上存在的周向应力σθ达到井壁岩石的竖直方向的抗拉强
v σ度t 时，将产生水平缝。由于地层为多孔介质，存在孔隙压力，计算中各应力应为有效应力。当地层刚好产生裂缝时，井筒内注入流体的压力p i 即为地层的破裂压力p F 。竖直缝破裂压力为：
3y -x +σt h p F =+p s 2-α1-ν (2-11)
式中 p F ——地层破裂压力，Pa ；
y ——y 方向有效应力，σy =σy -p s ，Pa ；
x ——x 方向有效应力，x =σx -p s ，Pa ；
h σt ——水平方向岩石破裂压力，Pa ；
α——比奥特常数，无因次；
ν——岩石泊松比，无因次；
p s ——孔隙压力，Pa 。
水平缝破裂压力为：
p F =1-α1-νz +σt v +p s (2-12)
式中 z ——地层垂向有效应力，z =σv -p s ，Pa ；
v σ t ——岩石垂向抗拉强度，Pa 。
2.4 裂缝形态判别
在天然裂缝不发育的地层，压裂裂缝形态（垂直缝或水平缝）取决于其三向应力状态。根据最小主应力原理，水力压裂裂缝总是产生于强度最弱、阻力
最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力轴方向。具体如图2-3所示。当σz >σx >σy ，形成垂直裂缝，裂缝面垂直于σy 方向；当σz >σy >σx ，形成垂直裂缝，裂缝面垂直于σx 方向；当σz 最小时，形成水平裂缝。
σz >σx >σy σz >σy >σx σz
图2-3 人工裂缝形态图示
2.5 水力压裂二维几何模型
人们利用各种假设，相继开发出了多种设计模型，二维几何模型主要是PKN
模型、KGD 模型以及卡特模型。它们都假设裂缝高度是常数，即流体沿缝长方向流动。
2.5.1 PKN模型
图2-4 PKN二维裂缝延伸模型
PKN 模型是由Perkins,Kern 和Nordgren 三人提出的，它是目前应用较多的二维设计模型，见图所示。基本假设如下：
（1）岩石是弹性、脆性材料，当作用在岩石上的张应力大于某个极限值后，岩石张开破裂；
（2）缝高在整个缝长方向上不变，即在上下层受阻；造缝段全部射孔，一开始就压开整个地层；
（3）裂缝断面为椭圆形，最大缝宽在裂缝中部；
（4）缝内流体流动为层流；
（5）缝端部压力等于垂直于裂缝壁面的总应力；
（6）不考虑压裂液滤失于地层。
PKN 模型裂缝长而窄，缝长远大于缝高，PKN 模型的垂直剖面为椭圆形，净压力变化随时间增加，该模型适应于目的层较薄且上下有致密页岩、泥岩作为遮挡层或油藏较深层间摩擦力较大，不易产生滑动的情况。
2.5.2 KGD模型（
Khristianovich-Geertsma-DeKlerk)
图2-5 KGD二维裂缝延伸模型
KGD 模型是常用的二维设计模型之一，裂缝高度一定，沿垂直方向扩展。假设条件为：
(1)地层均质，各向同性；
(2)线弹性应力-应变；
(3)裂缝内为层流，考虑滤失；
(4)缝宽截面为矩形，侧向为椭圆形。
KGD 模型裂缝较短较宽，缝高大于缝长，KGD 模型的剖面为矩形，净压力随时间降低，适用于浅层或块状厚油气层。
2.5.3 卡特模型
卡特提出在考虑液体滤失条件下，如果裂缝宽度已知, 则可求出水平裂缝半径和垂直裂缝长度。基本假设如下：
（1）裂缝是等宽的；
（2）压裂液从缝壁面垂直而有线性地渗入地层；
（3）缝壁上某点的滤失速度取决于此点暴露于液体中的时间；
（4）缝壁上各点的速度函数是相同的；
（5）裂缝内各点压力相等，等于井底延伸压力。
第三章 水力压裂影响因素分析及优化
尽管水力压裂对改造低渗透储层具有很好的效果，但其施工成功率并不是100%，有很多因素都会对压后效果产生影响，对于不佳的水力压裂效果需要进行分析，找出原因提出优化措施。
影响水力压裂措施效果的因素可归结为四大类:一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。
3.1 油层选择不当
水力压裂主要改造油层的低渗透性, 若选层不当会造成措施效果差。主要原因如下。
3.1.1 油层岩石地应力的影响
压裂的目的是在地层中形成一条具有一定几何形态和导流能力的裂缝。对于压裂改造形成垂直裂缝的井而言，人们希望裂缝高度能够控制在油气层内，而不希望裂缝穿出产层，影响施工效果。但在长期实践中发现，很多时候裂缝都会穿过目的层而进入临近的隔层内。裂缝在地层中的张开与扩展主要受地应力场的控制。
中深井和深井压裂后多形成垂直裂缝，统计表明当破裂压力梯度在0.015～0.018 MPa m之间时，一般形成垂直裂缝。对于形成垂直裂缝的井进行压裂改造时，裂缝高度是动态变化的。研究和实践发现，目的层与隔层的应力差是影响裂缝高度的首要因素。裂缝首先是在压裂层段水平主应力值最小处起裂，裂缝高度的延伸也是受目的层附近地层最小水平主应力的变化而变化。当裂缝中的净压力值超过裂缝邻近地层的最小水平主应力时，裂缝就会穿过该层，反之该层将起到遮挡作用。正是由于压裂目的层附近剖面上的最小水平主应力的差异对缝高有重要影响，所以进行压裂设计时，目的层及其上下岩层的地应力值及地应力的垂向剖面是三维压裂设计的必要参数。
资料显示，岩石地应力方向及分布直接控制着压裂裂缝的延伸方向。通常压裂裂缝总是平行于地层最大水平主应力而垂直于最小水平主应力方向。当隔层与目的层的应力差具有一定数值时，裂缝高度可以得到有效的控制，随着隔层与目的层应力差异的增大，在同样施工规模条件下，裂缝高度呈现减小的趋势。当隔层与目的层应力差异达到一定数值后，压裂裂缝可以完全限制在目的层内，即目的层厚度即为压裂裂缝高度，这样便是要求达到的最优情况。因此，
油层岩石地应力对裂缝的几何形态特别是裂缝高度有着重要的影响。
裂缝监测资料显示裂缝总是垂直于断层, 若裂缝串通断层, 会造成含水上升。油层和隔层的水平地应力差影响压裂裂缝垂向延伸, 裂缝若向上向下穿透隔层后会串通水层。
3.1.2 油层流体物性的影响
压裂的目的是在地下建立一条高导流能力的渗流通道，这就要求要做到尽可能的减小对地层的伤害，防止对地层造成任何污染。众所周知，油气储层是由各种流体与油气藏储层岩石所组成，压裂施工时，油层中的各种流体必然会受到压裂液流体的影响。当两种流体相遇时，不可避免的发生接触，发生各种物理化学反应，这就要求这些接触反应产物不能对油气藏产生任何可能的污染，否则将对水力压裂效果产生严重影响。
油层流体物性对压裂效果影响主要表现在其与压裂液体系不配伍, 会发生物化学反应而产生大量沉积，这些沉淀物会堵塞地层孔道，影响地层渗透率，污染储层，最终影响水力压裂效果。
3.1.3 油层原始裂缝的影响
当油层中存在原始裂缝时会对压裂效果产生重大影响，特别是在这些原始裂缝开启压力不大的情况下。一般而言，油层中或多或少会存在一些原始裂缝，如果它们的开启压力很大，而压裂施工压力相对较小时，这些原始裂缝对压裂效果影响不大，可以近似认为油层中不含有这些原始裂缝。但是当油层中的原始裂缝开启压力较小时，它们将会造成压裂失效或效果不明显。原因是当压裂裂缝遇到这些原始天然裂缝或是压裂液滤失到这些原始裂缝会造成局部地层孔隙压力升高，在高孔隙压力作用下，原始裂缝壁面间的相互作用力可能为零，如果孔隙压力进一步提高，原始裂缝壁面间的挤压应力将转变为拉张应力，在拉张应力达到一定程度后，原始裂缝两个壁面发生分离，表现为原始裂缝张开现象。压裂施工时，倘若原始裂缝张开，将会造成压裂液沿着原始裂缝渗滤，这相比原始裂缝不开启的情况下滤失量大大增加。如果天然裂缝很发育，压裂液滤失速度极快，还有可能使得支撑剂过早沉降，出现砂堵，导致压裂施工失败。总体而言，油层中天然裂缝的存在使得压裂液效率大大降低，压裂裂缝体积明显减小，严重时将出现砂堵，导致压裂施工失败。为了避免砂堵，提高压裂施工效果，在还有原始裂缝的油层中压裂施工时，要提高工作压力和压裂液用量，采用大排量施工，同时要使用降滤失性能好的添加剂，是压裂液滤失量尽可能小，压裂裂缝体积尽可能大，提高总体压裂效果。
3.1.4 隔层与相邻层的产状的影响
压裂裂缝在扩展过程中必然会遇到压裂目的层上下的压裂层隔层，隔层与目的层间性质的差异势必会影响压裂效果。如果目的层很厚，压裂裂缝可能只在目的层内存在，这样隔层的性质对压裂裂缝不会产生太大影响。但一般情况下，目的层都不是很厚，随着施工的进行，压裂裂缝会穿出目的层进入目的层上下的隔层。如果隔层很厚，压裂裂缝会被限制在隔层与目的层之内，这样上下临近的水层或气层不会与目的层油气牵连，不会发生窜层现象，水力压裂效果基本可以保证。但是如果隔层较薄，压裂裂缝可能很容易穿过隔层，并会进入与目的层临近的上下水层或者气层，这样会引起地下油气层间的窜层，高含水层中大量水分会进入压裂目的层内，这样压裂施工结束后采油井会有大量水分出现，实际表现为压裂效果不明显甚至会出现只产水不产油的情况，整个压裂施工是失败的。隔层与产层的产状对压裂效果具有一定程度影响，需压裂的目的层应该具有好的隔层产状。
3.1.5 固井质量的影响
一般情况下，水力压裂都不是在裸眼井段压裂，通常在压裂施工前需要对所要压裂的目的层进行射孔操作。倘若压裂层段内固井质量欠佳, 压裂施工时容易造成固井水泥环压裂隙, 形成高含水层或低压层的串槽, 引起油层含水上升或漏失，导致压裂施工效果非常不好甚至压裂施工失败。
3.2 压裂参数设计不合理
压裂设计参数是压裂施工过程中比较容易控制的因素，一个好的压裂设计必须要求压裂设计参数搭配的合理性。压裂设计参数的影响主要包括以下几个方面。
3.2.1 压裂参数的设计不合理的影响
好的压裂裂缝具有合理的几何分布形状与高的支撑导流能力，压裂裂缝能够很好的沟通油气储层，建立油气储层与油井的一条流动阻力极小的通道，此对于压裂裂缝要求具有一定几何尺寸。一般在低渗透、特低渗透地层中要求压裂裂缝具有极大的缝长，这样可使油井产能大幅度提高，而对于高渗透层压裂裂缝一般要求具有很大的缝宽，这样同样能够达到高导流能力与高产能的要求。裂缝的几何形状的获取，及决定裂缝缝长、缝宽、缝高的人为可控因素便是压裂参数的设计，这些参数主要包括施工排量、施工时间、所用压裂液的粘
度等等。压裂设计时要认真考虑这些因素的影响。另外，对油层进行压裂缝的设计预测会由于一些参数获得的不正确而导致压裂缝长过长或过短、缝宽过窄或过高，这样都会影响压裂效果。缝高过高会穿透隔层串通水层引起油层见水, 缝宽过窄或缝长过短都不能有效改善油层的渗流能力，不能发挥水力裂缝的最大功效。不利的裂缝可能会对油层油流渗流方向造成破坏, 这样将降低注入水扫油效率和扫油面积, 甚至导致过早水淹，最终影响压裂施工效果。
3.2.2 压裂工艺技术选择不当的影响
目前有很多油气藏都是多压力系统，具有严重的纵向非均质性，由于油层存在多层，在对整个油井压裂时需要采用多层分层压裂技术。该技术适合在一口井上存在着许多个压裂目的层。分层压裂技术包括机械封堵逐层压裂分层压裂技术与分流分层压裂技术。在一些复杂地层上，存在多目的油层时，如果事先调查了解不够采用错误的压裂方式很容易造成油层压裂效果差，严重时可能导致井下事故的发生而直接影响油井产能，影响压裂效果。
3.3 压裂液体系选择不合理
3.3.1 压裂液与地层流体不配伍的影响
压裂液的侵入会改变储层原始含油饱和度而产生两相流动, 若储层压力不能克服升高了的毛细管力, 会出现严重和持久的水锁。压裂液侵入造成岩石由油润湿转为水润湿, 油相渗透率将大幅降低。压裂液与油层流体不配伍会发生化学反应, 生成沉淀堵塞渗流孔道。
3.3.2 压裂液引起粘土矿物膨胀和颗粒运移的影响
含粘土矿物的水敏性油层内粘土矿物存在膨胀平衡, 而任何化学成分的改变或盐水浓度的降低, 都能破坏平衡, 使粘土膨胀。粘土水化膨胀和颗粒分散运移会堵塞孔隙喉道, 降低渗透率。
3.3.3 压裂液对储层造成的影响
压裂液进入储集层会使其温度降低, 原油中蜡及胶质、沥青质等物质析出, 堵塞地层孔隙, 造成地层伤害。伤害的程度取决于储集层的原油性质、原始温度、以及渗透率等因素。储集层原油含蜡量高、降温幅度大、渗透率低、原始温度低、“冷却效应”引起的伤害大。
3.3.4 压裂液对支撑裂缝导流能力的损害
压裂液滤失后稠化剂浓缩、破胶剂浓度分布不均匀造成压裂液不能破胶或部分
破胶而引起地层伤害。滤液中的较小颗粒沿支撑裂缝前移进入储集层深部, 堵塞孔隙喉道。压后残渣反流而堵塞填砂裂缝, 降低其导流能力。
3.4 压后油层处理方法不当
压裂一段时间后, 油井产量迅速下降的主要原因是:在提高了地层导流能力后, 随流体产出速度的增加, 地层压力下降迅速, 上覆地层对支撑颗粒的压实作用随之加强, 造成支撑剂破碎增加, 同时地层粘土颗粒的运移, 导致地层堵塞加剧。另外, 压裂液残留部分在地层孔隙中通过长时间滤失, 导致了小分子破胶大量进入地层, 其残留聚合物浓度增加, 使聚餐物冻胶不能完全降解, 产生大量残渣滞留于孔隙中和支撑剂表面, 使支撑裂缝导流能力大大降低, 赞成产量迅速下降, 对这些问题认识不清, 未能对油层进行压后伤害处理或处理方法不当, 也是赞成压裂措施效果差、有效期短的重要原因。
3.5 水力压裂优化
通过分析研究, 我们认为应从以下几个方面考虑来采取措施减少影响程度。
3.5.1 预测裂缝延伸方向
地层的水平应力一般随深度而增加。通常邻层的地应力差一般小于7MPa 。因此, 考虑油层及其隔层的地应力差, 以防止垂直裂缝穿透隔层, 同时考虑油层最小地应力方向是否符合压裂裂缝串通断层和过水通道。
3.5.2 油层应具有一定的可采储量和能量
它们决定了压裂措施能否提高产量以及措施有效期的长短。通常, 压裂油层的地层压力系数不应小于1.2。
3.5.3 减少地层原始裂缝的影响
若地层存在原始裂缝时, 在前置液中加入粉砂(大于100目) 或柴油等方法降滤, 对地层微裂缝进行预充填, 会降低原始裂缝产生的滤失效应。
3.5.4 应用控制裂缝高度的技术
控制缝高会得到较好的缝长的延伸。通常油层射孔井段的位置会对压裂裂缝的方向起到一定的控制作用。在水淹层油气层以及地层压力沉积韵律渗透率和孔隙度的分布不同情况, 会起到不同的作用。而射孔的孔径直孔密也有一定的作用, 在油层好时, 多补孔、布大孔可以产生长而宽的水力裂缝, 有利于大量的支撑剂进入裂缝进行充填。一般情况下, 通常采用人工隔层控制缝高技术。
该技术是利用浮式(沉式) 暂堵剂, 形成人工隔层来达到抑止裂缝向上(向下) 延伸。压裂加砂前通过携砂液注入暂堵剂, 使其在油层内上浮(下沉), 聚集在新生裂缝的顶部或底部, 形成一块压实的低渗区, 能够阻挡缝内流体压力向上(向下) 部传递。
3.5.5 优选压裂液体系
优选的压裂液体系须具备的性能为:应具有滤失量低、效率高、能造宽、长缝的重要性能; 应与油层岩石和流体的配伍性好; 应具有低残渣性; 可采用优质稠化剂, 使压裂液破胶后残渣量低; 破胶迅速而彻底, 易于反排; 加入发泡助排剂后, 可降低水化液的表面张力和界面张力, 利用压裂液返排时, 胶联比应前高后低; 在压裂过程中, 逐步增加水化剂的浓度, 使注入的压裂液基本能同时破胶, 缩短压裂液水化时间, 有利于利用余压放喷排液。
3.5.6 优选压裂工艺技术
必须结合油层产状, 采取最有利的压裂施工技术, 确保压后油层改造效果。目前现场中应用比较成熟的压裂技术主要有:限流法完井压裂技术:适用于纵向和平面上油水分布情况比较复杂的低渗透率油层的多层完井改造。投球法多层压裂工艺技术:可根据压开层位吸液能力高的特点, 分次压开不同破裂压力的油层。分层高砂比压裂工艺技术:利用“可反洗井多层压裂管柱”分层段多次实施压裂, 适用于低、特低渗透油。复合压裂工艺技术:对同一油层先进行高能气体压裂和水力压裂或酸化技术, 提高对油层的改造强度。
3.5.7 进行压后地层处理
目前压后处理技术主要有:深度酸化技术:该方法主要针对压裂残渣和支撑剂破碎造成的地层伤害, 使用络合酸与强氧化剂对地层进行深度酸化, 消除地层堵塞, 提高地层裂缝的导流能力。
该技术要求:在酸化前进行稀酸清洗井筒, 用前置液降低地层稳定, 利用前置盐酸溶解碳酸盐胶结物, 再用低浓度有机缓速酸液体系进行地层深度酸化。
重复压裂技术:该方法主要针对压后地层压力下降较快所引起的地层裂缝闭合, 加剧对裂缝导流能力的影响, 对地层进行二次压裂。主要原理是:在原有压裂裂缝基础上, 根据井眼附近地应力的改变, 形成一个起裂缝垂直于初次裂缝, 在离开井眼一定范围后, 裂缝方向平行于初次裂缝方向大水平延伸裂缝, 以提高地层的渗流能力。重复压裂必须弄清楚:(1)所选重复压裂井井况;(2)第一次压裂的水力裂缝的状况;(3)原来压裂的工艺水平;(4)原来压裂材料的技术
性能。而地层压力下降较多时, 不宜进行重复压裂。
第四章 总 结
水力压裂是一门边缘学科，包含多个学科，是一种改善低渗油藏渗透性、提高油气产能的重要措施, 但它受各种因素的影响, 这些因素主要包括四大方面，即一是改造油层选择不当; 二是压裂参数设计不合理; 三是压裂液体系选择不合理; 四是压后油层处理方法不正确。为了提高水力压裂效果，保证压裂施工成功率，一般要遵循下列原则：
① 精细研究油层特性, 选择最佳压裂工艺技术;
② 优化压裂设计方案, 选择最佳压裂工艺技术;
③ 优选压裂液与支撑剂, 减少油层污染;
④ 严格施工质量, 产生合格压裂裂缝;
⑤合理进行压后油层处理, 确保压裂措施长期有效。
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