水力压裂在石油工程中的应用.docx

(北京)

CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM
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毕 业 论 文
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题 目
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完成日期 年 月 日

摘 要
通过对经典水力压裂技术在油气田勘探开发中的现状分析；通过对水力压裂技术施工过程及施工材料的简要概述；通过对几种经典水力压裂技术的简要介绍；通过对水力压裂在不同条件下的压裂设计及参数优选的简介；通过对经典水力压裂数值模拟技术的重点剖析；通过对几个实例的分析与解答，集中展示了水力压裂技术在油气田勘探与开发中的地位与作用，展示了水力压裂是一种为了使油气井增产而使用的一种常规油气井作业增产技术。
关键词：水力压裂；增产技术；裂缝；压裂液；支撑剂
ABSTRACT
Through the analysis of the classic hydraulic fracturing technology in oil exploration and development under the existing condition; Through the brief illustration of the hydraulic fracturing technology in the construction process and construction materials; Through the brief introduction of several classic hydraulic fracturing technology; Through the introduction of the fracturing design and parameter optimization under different conditions; Through empirically analyzing numerical simulation of classic hydraulic fracturing technology ; Through the analysis of several examples with solutions, showcase that the hydraulic fracturing technology play an important role in oil exploration and development, demonstrating that the hydraulic fracturing is a kind of conventional method which increase production.
Keywords: hydraulic fracturing; technology of increasing production; fracture; fracturing fluid; proppant
目 录
第1章 前 言 5
1.1　总体优化压裂技术 5
1.2　开发压裂技术及按地应力方位布井的优化压裂技术 5
1.3　重复压裂技术 6
1.4　大型压裂技术 6
1.5　高砂液比和端部脱砂压裂技术 6
1.6　特殊井压裂技术 7
1.7　CO2泡沫压裂技术 7
1.8　小井眼压裂技术 7
1.9　其它压裂技术[9] 8
第2章 水力压裂的施工过程及入井材料概述 9
2.1　压裂施工时流体的流动过程 9
2.2　完成压裂施工的几个要素 9
2.3　压裂液 10
2.4　支撑剂 13
第3章 水力压裂的影响因素 15
3.1地层伤害 15
3.2支撑剂的导流能力 15
3.3压裂设计 16
3.4压裂后放喷及生产管理 16
第4章 水力压裂的典型施工工艺 17
4.1 定向井压裂工艺 17
4.1.1 优化射孔工艺技术 17
4.1.2 前置液加段塞技术 18
4.1.3线性加砂工艺技术 18
4.1.4变排量压裂工艺技术 19
4.1.5变粘压裂液 19
4.1.6增加前置液量、增大加砂规模 19
4.2 气井重复压裂 19
4.2.1 压裂气井失效原因分析 20
4.2.2 气井重复压裂优化设计 20
4.3 煤层压裂工艺 22
4.3.1射孔工艺 22
4.3.2合理压裂施工参数确定 22
4.3.3裂缝长度和高度选择 22
4.3.4压裂液体系 23
4.3.5酸化预处理 24
4.3.6裂缝监测及压裂施工分析 24
4.4 水力喷射压裂技术 24
4.4.1 水力喷射压裂技术原理 24
4.4.2 水力喷射技术特点 25
4.4.3 压裂参数的计算与优选 25
4.5 清水压裂技术 26
4.5.1　清水压裂工艺 26
4.5.2 混合清水压裂 29
4.6 压裂工艺技术发展方向 30
第5章 压裂数模理论与模型 32
5.1 造缝及增产机理 32
5.1.1 造缝机理 32
5.1.2 增产机理 35
5.2 压裂数值理论与模型 36
5.2.1 裂缝几何参数模型 36
5.2.2 几种常用经典模型 37
5.3 压裂支撑剂选择与计算 40
5.3.1 支撑剂的选择方法 40
5.3.2 导流能力的确定 40
第6章 压裂实例编写程序模拟 42
6.1 实例一 42
6.2 实例二 44
6.3 实例三 48
第7章 结 论 51
第8章 致 谢 52
参考文献 53
附 录 55
第一实例程序代码 55
第二实例程序代码 57
第三实例代码 59

第1章 前 言
水力压裂是油气田勘探、开发过程中一项十分重要的技术措施，它是通过地面高压泵组将粘度前置液以大大超过地层吸收能力的排量注入目的储层，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，在地层中形成裂缝并延展，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，然后使压裂液破胶降解为低粘度流体流向井底返排而出，在地层中留下一条具有足够长度、宽度、高度和导流能力的填砂裂缝通道，以利于油气从远井地层流向井底。水力压裂主要通过改变流体渗流方式、沟通油气储集层、克服近井污染、增加泄油面积、提高驱油效率来最终提高油气井产量和采收率，达到有效的增产目标。
1.1　总体优化压裂技术
该技术的指导思想得益于国外单井压裂经济优化的概念，但总体优化压裂技术观念的形成则是国内在上个世纪80年代末和90年代初首先提出的，并在吉林的乾安、青海的尕斯库勒、吐哈的鄯善和江苏的杨家坝等油田逐步获得推广应用[9]。
研究的总体目标是使整个油气田获得最佳的开发效果;研究的思路是把整个油气藏作为一个研究单元，并对油气藏的各参数进行覆盖研究，在此基础上，考虑在既定井网条件下，不同的裂缝长度和导流能力下的产量和扫油效率等动态指标的变化，从中优选出最佳的裂缝尺寸和导流能力[9]。
并进行现场实施与评估研究，以不断完善总体优化压裂方案;研究的手段包括:实验室试验、裂缝模拟、油藏数值模拟、试井分析、现场测试、质量控制和监测等[9]。
1.2　开发压裂技术及按地应力方位布井的优化压裂技术
开发压裂的思路与总体优化压裂技术思路相近，研究手段也相差不多。主要区别是在部署开发井网前，就考虑到就地应力方位和水力裂缝的匹配关系，并最大限度发挥水力长缝的潜力，从而实现稀井网有效开采的目标。在研究内容上，比总体优化压裂多了一项重要的研究内容，即储层就地应力场的研究，主要是最大主应力方位的研究。针对低渗非常规油气藏裂缝方位变化较大的情况，中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心又提出了按地应力方位布井的优化压裂技术，以实现井网与水力裂缝系统的最佳匹配[9]。
1.3　重复压裂技术
国外主要在以下方面取得了重要进展[9]：
(1)选井选层技术。综合应用专家经验、人工神经网络技术和模糊逻辑等技术，开发了重复压裂选井选层的模型。
(2)重复压裂前储层就地应力场变化的预测技术。国外已研制成模型，可预测在多井(包括油井和水井)和变产量条件下就地应力场的变化。研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于距油水井的距离、整个油气田投入开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大，则越容易发生就地应力方位的变化。而最佳重复压裂时机，即是就地应力方向发生变化的时机，且变化越大，时机越好，可提高波及系数或减少死油区。
(3)改变相渗的压裂液技术(RPM)。通过加一种改变润湿和吸附特性的化学药剂，达到增加产烃量和减少含水的目的。国外已有该压裂液成功应用的报道。这对中高含水期的重复压裂而言，尤具吸引力。
1.4　大型压裂技术
国外主要用该技术提高致密砂岩气藏的经济开采价值。国内也曾在四川的八角场气田进行过现场试验，2口井的施工排量达到6.0~7.95 m3/min，压裂液量为834~863 m3，支撑剂量达到244~351 t，支撑半长达到187~347 m，压后产量平均在20×104m3/d以上[9]。
其技术要点主要有:(1)通过小型测试压裂获得准确的滤失系数;(2)压裂液具有很强的耐温耐剪切性能;(3)缝高控制技术;(4)大排量技术;(5)压裂液破胶返排技术[9]。
1.5　高砂液比和端部脱砂压裂技术
该技术仍停留在现场应用阶段，没有理论上的进一步创新。主要优点是:(1)导流能力高;(2)有效期长;(3)滤失伤害小;(4)克服非达西流影响;(5)有效控制缝高等[9]。
其技术要点有:(1)小型测试压裂获取准确的滤失系数;(2)斜坡式加砂程序设计;(3)优化射孔技术;(4)前置液优化技术;(5)楔形追加破胶剂技术;(6)裂缝强制闭合技术[9]。
1.6　特殊井压裂技术
(1)斜井、水平井压裂技术。斜井压裂的主要问[9]
题是裂缝起裂、近井筒裂缝扭曲(tortuosity)、多裂缝起裂和产量模拟等。解决近井筒裂缝扭曲(早期砂堵的主要原因)的主要措施是:优化射孔技术、40/70目小粒径支撑剂、优化排量、优化多段加砂技术等。
水平井压裂的主要问题是多裂缝的模拟、产量预测及分段压裂施工管柱或技术等。
(2)深井、超深井压裂技术。主要集中在:耐高温并具有延迟交联作用的压裂液体系;中密高强度陶粒支撑剂优选;应力敏感性研究;排量优选;滤失性研究;平均砂液比优选及加砂程序研究。
1.7　CO2泡沫压裂技术
国外CO2压裂技术分为CO2增能压裂、CO2泡沫压裂、纯CO2压裂3种。CO2增能压裂泡沫质量一般为30%~52%，优点是施工简便，CO2主要用于提高返排能力，适用于较大规模的压裂。CO2泡沫压裂和CO2增能压裂的区别是CO2比例即泡沫质量有高低，因此可统称为CO2泡沫压裂。CO2泡沫压裂的泡沫质量一般为60%~85%，优点是水基压裂液用量少，对地层和裂缝伤害小，泡沫质量高，气泡呈连续相，黏度高，携砂性能好，返排率高。但由于水基压裂液用量少，常规压裂施工中提高砂比有一定难度，且施工压力偏高。纯CO2压裂采用液态CO2为压裂液，即100%CO2压裂，优点是对地层无伤害，返排迅速、彻底，但由于液态CO2压裂受施工规模和井深限制，且需专门的密闭混砂车，因此不适合中、大规模的压裂改造。目前，人们采用内相恒定技术，以期提高砂液比，提高压裂效果[9]。
1.8　小井眼压裂技术
小井眼是指小于127 mm的井眼或环空尺寸小于25.4 mm的井眼。钻小井眼可使钻井费用降低35%~75%，平均降低50%左右;泥浆用量及排放钻屑量减少75%，井场占地减少75%，施工钻具用量也大幅度下降，对环保有利;还可减少边远地区的勘探费用，缩短勘探的评价时间[9]。
小井眼的适用范围包括:探井和开发井;直井、定向井、水平井;新井、老井加深及侧钻;浅井、深井; 油井、气井。值得指出的是，小井眼不适合高产井。就压裂而言，小井眼压裂与常规井眼压裂的不同点在于:(1)需与小井眼配套的井下工具和抗高压的井口装置;(2)压裂液在降摩阻、抗剪切上的要求较高;(3)压裂前后的产量预测方法要考虑到小井眼带来的特殊性，其经济优化的缝长可能与常规井眼也有显著不同。
1.9　其它压裂技术[9]
(1)清洁压裂液技术。该压裂液不加稠化剂，只加黏弹性表面活性剂(VES)及防膨剂等。其优点是无残渣伤害，且黏度不受剪切速率的影响。但在成本控制及高温地层的应用中，还需进一步改进。
(2)清水加砂压裂技术。清水压裂的优点有无残渣伤害及有效控制缝高(由很低黏度决定的)等。但一般要加入0.12%降阻剂(稠化剂)、40~70目小粒径支撑剂，砂浓度一般为17.5%，较高排量，有的高达12m3/min。目前，美国如UT等大学正在对清水输砂剖面进行试验研究和理论模型研究。
(3)压裂—充填防砂技术。核心技术是端部脱砂压裂技术(TSO)，起始于1987年，20世纪90年代主要应用于印尼的海上油田。取得重大进展是在墨西哥湾。该技术主要包括压裂充填与绕丝筛管完井(TSO+砾石充填)、压裂充填无绕丝筛管(TSO+树脂支撑剂)2种。
(4)裂缝性碳酸盐岩压裂技术。核心技术就是早期砂堵的预防。主要技术有:地层滤失性的精细评估;与裂缝方位匹配的优化射孔技术;防止近井筒砂堵的支撑剂段塞技术和冻胶的段塞技术;排量的优化;加砂程序的优化。
(5)煤层气压裂技术。目前的研究主要集中在煤层的吸附和解析机理研究、压裂液的伤害机理研究、工艺参数及施工管柱的优化设计研究及煤层裂缝的动态及测井诊断技术等。在煤层的塑性地层裂缝扩展模型及复杂裂缝形态(如T形缝)的产量预测模型方面，还有许多工作要做。

第2章 水力压裂的施工过程及入井材料概述
利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压；当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在井底附近地层产生裂缝；继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前延伸并填以支撑剂，关井后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和导流能力的填砂裂缝，使井达到增产增注目的工艺措施。
2.1　压裂施工时流体的流动过程

图2-1 压裂施工时流体的流动过程
2.2　完成压裂施工的几个要素
要素1：施工设备
包括地面设备和压裂车组两部分
要素2：施工管柱
施工管柱由油管和下井工具(封隔器、喷砂器)组成，其作用：一是为传送施工压力提供通道；二是实现分层。目前应用的施工管柱有普通滑套式分层压裂管柱、高砂比管柱、55MPa压裂管柱等。
要素3：下井原材料
包括压裂液和支撑剂两部分。
压裂液的主要作用一是造缝，二是携砂。
支撑剂的作用是支撑裂缝,增加裂缝的导流能力。
要素4：施工设计
是指导压裂施工的纲领性文件。其核心内容是根据井层参数、下井原材料参数来优化压裂施工参数（压力、排量、砂比、砂量、液量），最终给出合理的施工工序表。
要素5：施工工艺
施工工艺是针对井层条件，为达到改造目的而采取的合理施工方法。根据不同施工井的改造要求，先后研究开发了普压、多裂缝、选压、限流法等十八项压裂工艺。
要素6：施工评价

图2-2 施工评价图
水力压裂入井材料压裂液、支撑剂。
2.3　压裂液
压裂液的定义：是压裂施工的工作液，其主要功能是传递能量，使油层张开裂缝，并沿裂缝输送支撑剂，从而在油层中条形成一高导流能力通道，以利油、气由地层远处流向井底，达到增产目的。
(1) 压裂液的功能：
1. 前置液(Pad Fluid)：造缝、降温
2. 携砂液(Carrying Fluid)：携带支撑剂进入裂缝，形成一定导流能力的填砂裂缝。
3. 顶替液(Displacing Fluid)：用来顶替井筒里的携砂液，将携砂液送到预定位置。
水基压裂液(Water-based Fracturing Fluid)
油基压裂液(Oil-based Fracturing Fluid)
包括：乳化压裂液(Emulsion-based Fracturing Fluid)
泡沫压裂液(Foamed Fracturing Fluid)
醇基压裂液(Alcohol-based Fracturing Fluid)
酸基压裂液(Acid-based Fracturing Fluid)
(2) 压裂液的性能要求：
1. 滤失量少。
2. 悬砂性强：粘度高。
3. 摩阻低：消耗动力少，排量大。
4. 稳定性好：温度，抗剪切。
5. 残渣低：清洁压裂液。
6. 易返排：破胶（水化）。
7. 货源广，价格低。
8. 配伍性好。
(3) 压裂液的流变性：
1. 牛顿压裂液：
τ=μD （2-1）
2. 幂律液体：
τ=ΚDn （2-2）
μa=ΚDn-1 （2-3）
lgτ=lgΚ+nlgD （2-4）
(4) 压裂液的滤失性：在一定的压差条件下，压裂液以线性流垂直滤失进入多孔介质的速度。
经典滤失理论：
1. 受压裂液粘度控制的滤失系数CI：
CⅠ=5.4*10-3(kΔpϕμ)12 （2-5）
式中： μ－裂缝内压裂液粘度，mPa·s；
ΔP－裂缝内外压力差，kPa；
k－压裂液在地层的渗透率，μm2；
φ－地层孔隙度，小数
2. 受地层流体压缩性控制CⅡ ：
CⅡ=4.3*10-3*Δp(krCfϕμr)12 （2-6）
式中： μr－地层流体粘度，mPa·s ；
Cf－地层压缩系数，（kPa）-1。
3. 具有造壁性压裂液滤失系数CⅢ：
滤失量：V=Vsp+m.t （2-7）
滤失速度：v=CⅢ't=0.005mAt （2-8）
滤失系数：CⅢ'=0.005mA （2-9）
若实验压差与缝内外压差不一致，则应进行修正:
CⅢ=CⅢ'(ΔpfΔp)12 （2-10）
4. 综合滤失系数C：
在实际压裂过程中，压裂液的滤失同时受三种机理控制，所以要用综合滤失系数来表示：
1C=1CⅠ+1CⅡ+1CⅢ （2-11）
综合滤失系数表示三种滤失机理同时存在时的滤失参数。此时的滤失速度可表示为：
v=Ct （2-12）
2.4　支撑剂
(1) 支撑剂的性能：
1. 粒径均匀(gain-size distribution)；
2. 强度(strength)大，破碎率(crush)小；
3. 圆度和球度高(roundness and sphericity)；
4. 密度小(density)；
5. 杂质少(quantities of fines and impurities)。
(2) 两种常见支撑剂：
1. 天然砂：天然砂就是石英砂(silica sand)。特点：强度低；适用条件：中浅层，深度小于2000m。
1) 特性：石英是分布广，硬度大的稳定性矿物。
2) 产地：石英颗粒大多产于沙漠、河滩或沿海地带。
3) 化学成分：天然石英砂的主要化学成分是氧化硅(Si02)，同时伴生少量的氧化铝(Al203)、氧化铁(Fe203)等。
4) 矿物成分：矿物组分以石英为主。石英含量是衡量石英砂质量的重要指标，我国压裂用石英砂的石英含量在80%左右。
优点：
Ø 适用于低闭合压力的各类储层；
Ø 圆球度较好的石英砂破碎后仍可保持一定的导流能力；
Ø 相对密度低，便于施工泵送；价格便宜。
缺点：
Ø 强度较低，不适于较高闭合压力的储层压裂；
Ø 抗压强度低，破碎后将大大降低裂缝导流能力。
2. 人造支撑剂：陶粒、核桃壳、铝球、玻璃球、包裹砂
低密度：1800kg/m3
中密度：2000～3000kg/m3
高密度：>3000kg/m3
特点：强度高（56～105MPa），密度大；
适用条件：较深井。
优点：
Ø 具有较高的强度，在相同的闭合压力下，与石英比较，具有破碎率低、导流能力高的性能。
Ø 陶粒具有抗盐、耐温性能。
Ø 随承压时间的延长，陶粒的导流能力的递减速率要慢得多，因此会获得较高的稳定产量和更长的有效期。
缺点：
Ø 陶粒的相对密度高，因此，对压裂液性能及泵送条件提出更高要求。
Ø 陶粒的物料选择和生产工艺要求严格，成本较高。

第3章 水力压裂的影响因素
影响低渗透气藏压裂效果的因素是多方面的，除了地层本身构造及物性特征以外，导致压裂效果不理想的主要原因存在于四个方面:①地层伤害;②支撑剂的导流能力;③压裂设计;④压裂后气井管理[10]。
3.1地层伤害
在压裂过程中，地层伤害主要源于压裂液伤害和地层的机械伤害。
(1)压裂液的伤害
压裂液与地层的配伍性是压裂液伤害的首要来源.
(2).裂缝性地层的机械伤害
在水力压裂过程中，水力裂缝产生剪切应力，可以引起天然裂缝剪切滑移;压裂液滤失造成的孔隙压力增加，降低了作用于天然裂缝上的法向应力，天然裂缝在剪切应力的作用下发生错位。滑移错位破坏了天然裂缝的支撑结构，从而导致裂缝渗透率的下降。
(3)水力裂缝支撑引起的伤害
这种伤害作用发生于水力裂缝附近的对附加应力敏感的天然裂缝系统。
3.2支撑剂的导流能力
支撑裂缝的导流能力低是导致压裂效果差的直接原因之一。
(1)地应力的长期作用
在地应力的长期作用下，支撑剂颗粒被压碎产生“压实”效应，支撑剂碎屑随流体运动，堵塞部分流动通道。由此支撑剂导流能力的下降幅度可达40%
(2)地层温度
随着地层温度升高，支撑剂的应力集中破坏加剧。例如在116℃条件下，支撑剂导流能力的下降幅度可高达60%
(3)滤饼
由于滤饼的存在，消除了支撑缝内沿裂缝壁面的流动。这种效应使得裂缝导流能力可以降至无滤饼影响时的20%。
(4)非达西流效应
由于气井井筒附近气体流速相当高，产生的非达西流效应降低了有效的裂缝导流能力，其降低倍数可达20或更高。
(5)多相流效应
如果地层产水，则增大了气相的渗流阻力，从而影响裂缝的导流能力。
3.3压裂设计
压裂设计上发生的主要问题往往是对影响裂缝形态的关键地层参数(如地应力剖面)缺乏认识，软件选择不当，设计结果与就地的实际情况相差较大，导致裂缝长度不够及裂缝导流能力太低，这将直接影响水力压裂的效果。
3.4压裂后放喷及生产管理
压裂后放喷及生产管理影响井底流压。作用于支撑剂上的有效闭合压力为： Δpc=νSz-p1-ν-pwf （3-1）
可见，如果压裂后放喷使用的油嘴过大，或者气井重新开井时即陡然以高速度生产，均会造成井底流压过低，支撑剂承受的闭合压力急剧增大，从而加速支撑剂的破坏。

第4章 水力压裂的典型施工工艺
4.1 定向井压裂工艺
定向井压裂工艺技术研究主要从减少近井效应，减少或避免多裂缝的产生以及降低施工难度，最大限度提高压裂效果的角度出发[11]。
4.1.1 优化射孔工艺技术
加砂压裂时裂缝在射孔孔眼起裂，若射孔孔眼不在最大主应力方向，裂缝起裂后发生转向，最终转到最大主应力方向;裂缝转向发生的弯曲裂缝会导致裂缝宽度减小，压裂液的流动阻力增加，在加砂过程中易产生砂堵;若射孔孔眼在最大主应力方向，起裂时易产生平整宽裂缝，减少多条裂缝产生，而且起裂压力最低。为减少近井效应的影响对定向井射孔时采取的技术措施是优化射孔技术。
（1） 优化射孔段
由斜井压裂裂缝规律分析，斜井压裂易产生多裂缝，为解决压裂多裂缝的问题，射孔时集中射孔段，增加射孔数，集中压裂液的进入量，以获得宽缝和长缝。
（2） 定向射孔技术
斜井压裂时裂缝方向与地层最大主应力方向不一致，在近井地带产生较大的弯曲摩阻，裂缝宽度变窄，易发生砂堵，射孔时进行射孔优化设计，确定地层最大主应力方向，采用定向射孔技术，减小弯曲摩阻。在地应力大小和分布确定的情况下，破裂压力随着射孔角度的增大而升高，射孔角度为0°时，破裂压力最小，因此，射孔方位应选择0°方向。
单排射孔形成裂缝形态较为简单，多排射孔形成裂缝形态较为复杂，裂缝条数增加且形态各异。射孔角度小于30°，沿最大水平应力方向形成平整大裂缝;射孔角度30°~75°，多产生转向裂缝和多条裂缝，裂缝壁面粗糙不平;射孔角度75°~90°，有时沿最大水平应力方向产生裂缝，炮孔不起作用，有时沿射孔方向及其他方向同时产生多条裂缝。
因此，为了提高水力压裂效果，形成单条平整大裂缝，射孔方位也应选择0°方位。
（3）优化孔密和孔径
在地应力的大小和分布确定的情况下，破裂压力随着射孔排数的增加而降低，射孔排数越多(射孔密度越大)，破裂压力越小，因此，射孔密度在套管强度容许的前提下越大越好;为减少孔眼摩阻，可以增大射孔孔径，那么在斜井压裂时，需要对射孔孔密和孔径进行优化。
4.1.2 前置液加段塞技术
斜井压裂近井效应突出，易产生弯曲裂缝和多裂缝，近井效应是斜井压裂施工成败的主要问题。弯曲裂缝意味着高的近井摩阻，多裂缝意味着短而窄的裂缝和更高的净压力，增加砂堵的风险。定向井压裂优化设计应降低近井弯曲摩阻，减少或避免多裂缝的产生。现场应用表明:对斜井进行压裂施工时，最经济有效地克服近井效应的方法是使用支撑剂段塞技术。前置液加段塞技术就是在泵注前置液中泵注一段或几段少量低浓度粉陶或支撑剂的混砂液，从而解决以下斜井压裂问题:
(1)减小孔眼摩阻，提高液体效率。
(2)优化近井筒附近裂缝壁面。段塞加入增大了近井裂缝的宽度，减小了支撑剂在近井筒砂堵的可能性。
支撑剂段塞技术的成功与否可以通过近井摩阻的降低值来衡量。现场应用研究表明:支撑剂段塞中支撑剂的浓度一般选用50~220 kg/m3为宜。如果支撑剂段塞中的支撑剂尺寸太小，它有可能影响支撑裂缝的导流能力，同时还有可能在压裂液返排时被排出裂缝，降低裂缝的渗透率，甚至堵塞缝口;支撑剂尺寸太大，则其在裂缝中随压裂液运移时的沉降速率增大，可能出现过早脱砂，造成砂堵。根据其他油田现场实践[12]结合川西区块的实践经验，下表中推荐了支撑剂段塞中支撑剂的质量浓度、支撑剂尺寸和支撑剂段塞液量的参考值。
表4-1 支撑剂段塞参数的选择

4.1.3线性加砂工艺技术
线性加砂工艺技术可以避免常规台阶式加砂施工压力波动大的缺点，施工泵压稳定性较好，能有效降低施工难度。同时线性加砂有利于裂缝内形成均匀的支撑剂沉降剖面，可以获得更好的支撑裂缝导流能力。由图可见，线性加砂较台阶式加砂有利于裂缝内形成均匀的支撑剂沉降剖面，获得更好的支撑裂缝导流能力。

图4-1 线性和台阶式加砂导流能力与裂缝长度曲线
4.1.4变排量压裂工艺技术
为减少定向井压裂时多裂缝的产生，压裂施工采用较小的排量起裂，减小近井带由于初始大排量起裂易产生多裂缝的影响，在地层破裂后逐级加大施工排量，扩张主裂缝宽度，形成多级排量注入施工，确保施工顺利完成。
4.1.5变粘压裂液
为确保压裂施工成功和压后效果，在压裂液体系方面，可采用变粘压裂液体系，前置液采用高粘压裂液造缝，携砂液采用黏度较低的压裂液，满足携砂能力要求，尽可能减少液体对储层的伤害。
4.1.6增加前置液量、增大加砂规模
定向井因多裂缝的存在，致使裂缝较窄，因此除了使用优化射孔技术、支撑剂段塞、线性加砂和优选压裂材料外，还可以通过增加前置液量和适当增大加砂规模来提高裂缝的宽度和长度，提高裂缝的导流能力。
4.2 气井重复压裂
通过对气井重复压裂机理的研究，分析了储层产生裂缝的形态，从而改善气体的流动空间，增加了气井的控制储量。针对气井重复压裂技术与油井的差别，在重复压裂选材方面进行了优化，减轻在重复压裂增产措施过程中对储层的伤害[12]。
4.2.1 压裂气井失效原因分析
气井在压后生产一段时间后，由于低渗透气藏储层的地质特征、初次压裂规模和压裂材料的影响，产量急剧下降，最终导致初次增产措施失效。采用试井分析方法评价低渗透气藏压裂效果，估算裂缝长度和裂缝导流能力，结合气井生产动态进行了分析，得到气井增产失效原因有:
(1)首次压裂施工规模受当时压裂条件的影响，在储层中形成的有效支撑缝长和裂缝导流能力达不到设计要求，或者压裂较成功，但随着气井生产，裂缝控制范围内地层能量明显下降(虽然裂缝控制范围外有可观的未动用储量)。
(2)压裂液选择不合适，由此造成压裂液的大量滤失，直接或间接地损害储层流体流动通道，增加低渗透气藏天然气的流动阻力。此外，压裂液大量滤失会造成早期脱砂，影响裂缝的延伸。
(3)支撑剂强度不够，在裂缝闭合的时候被压碎;支撑剂浓度低且铺置不合理，导致有效支撑作用差。
4.2.2 气井重复压裂优化设计
（1）重复压裂方式选择
气井重复压裂的方式有延伸原有裂缝、层内压出新裂缝和改向重复压裂三种。影响这几种压裂方式的主要因素在于储层的层位和该层位的应力分布。根据上述机理研究，可以通过两次压裂前储层的最大最小主应力的差值来确定最终是否造新缝。
（2）压裂材料优选
a.压裂液优选
气井重复压裂过程中控制好压裂液的滤失是压裂成败的关键，因为初次压裂后储层存在人工裂缝会导致储层的滤失面积增大，从而造成气藏储层的水敏性伤害，极有可能造成水锁现象。对于低渗透气藏，水锁现象导致储层的含水率升高，最终导致气相对渗透率降低，影响储层的增产效果。
针对低渗透气藏的工程地质特征进行压裂液优选:①滤失小;②具备好的流变性，压裂施工后方可迅速降粘与返排;③选择无残渣或残渣少的压裂液;④压裂液与储层配伍性好，不会在储层中形成固相沉淀。
b.支撑剂优选
选择恰当的支撑剂是获得更长的有效支撑裂缝的基础，从而保证压裂效果，提高生产效果。支撑剂的粒径、密度、浓度等因素都会影响其在压裂过程中沉降。单个支撑剂粒子在静态液体中的沉降速度如下式所示:
CD=3(ρs-ρf)gdpρfvt2 (4-1)
式中:
CD—沉滑系数;g—重力加速度;dp—粒子直径;vt—粒子最终沉降速度;ρs—支撑剂密度;
ρf—流体密度。
从上式可得，滑降系数随支撑剂密度、粒径的增大而增大。此外支撑剂的粒径越大，分选越好，破碎率越低，其形成的裂缝的导流能力越好。在压裂施工工艺优化设计中，为使支撑剂输送得更远，扩大压裂有效半径，使用低密度、小颗粒支撑剂。同时为改善压裂气井近井地带的导流能力而采取尾部追加较大颗粒的支撑剂。
(3) 施工参数优化
裂缝长度受控于储层中天然裂缝状态、有效渗透率、地应力状态与井的对应关系。这些因素都是不可控制的因素，压裂过程中通过压裂规模、注液量、加砂量等可控因素能够控制形成裂缝的长度。优化裂缝长度的技术思路是通过研究裂缝长度与经济收益、费用和净现值的变化关系，以此来进行最佳裂缝长度的选择。通过气藏模拟、裂缝模拟和经济模型进行优化计算，得到压裂费用和压后产量与支撑缝长的关系。
根据以上关系，再结合经济评价的方法得到支撑缝长与净现值的关系，即可以得到最大净现值时最优的支撑缝长。最优缝长的确定如图:

图4-2 最优化支撑缝长确定方法
确定压裂裂缝长度后，就可以对施工排量、砂比等施工参数进行优化，从而获得理想的压裂效果。
1)通过对施工排量与裂缝高度关系的研究后，确定施工排量的上限，通过地层的最大吸液量，确定施工排量的下限。考虑摩阻和地面施工设备最终确定合理的施工排量参数。
2)加砂的比例关系到形成最终支撑裂缝带的形状，形成斜坡式的支撑带需要采用逐渐增加的加砂程序。最终的砂比和压裂液用量通过裂缝延伸模拟确定。
4.3 煤层压裂工艺
根据煤层物性的基本特点，应用油气井水力压裂原理和实践经验，在国内进行了14口煤层气井的成功改造，总结和完善了一套适合于煤层压裂改造的工艺技术[13]。
4.3.1射孔工艺
煤层一般埋藏在1000m以内，在钻井过程中井壁易坍蹋，因此固井水泥环比较厚，一般的射孔弹难以射开，我们采用了低压高聚能射孔弹，其直径为12~15mm，有效穿透距离在400mm以上。为了防止排采过程中支撑剂和煤粉返吐，造成孔眼堵塞影响排采，采取了加密布孔，从8孔/m增大到32孔/m，取得了较好的效果。
4.3.2合理压裂施工参数确定
针对煤层裂隙发育、硬度低、易碎裂以及与上下围岩物性差别大等特性，研究确定了煤层压裂施工参数。
压裂液在煤层中的滤失量较砂岩中大，容易造成脱砂，形成“砂丘”，导致泵压急剧增加，压裂施工失败，因此必须确定合理的压裂施工参数。包括使用大泵注排量，相对减少压裂液的滤失;加大前置液液量，活性水压裂液，前置液量平均为加砂量的十倍以上;控制砂比，提高泵效，使裂缝达到预期的长度和期望的最大缝高;分阶段提高砂比，使裂缝呈阶段性延伸，预防脱砂;对于层较多的煤层气井进行压裂改造，很难在多层中同时压开理想的裂缝长度和高度，因此适宜采用分层压裂。
4.3.3裂缝长度和高度选择
裂缝长度取决于煤层的渗透率和含气量，一般认为裂缝的横向长度应在井距的1/3~1/2之间，裂缝高度受上下围岩影响，应都控制在煤层之内。
4.3.4压裂液体系
(1)，活性水压裂液
活性水压裂液具有低表面张力、低伤害等特点。但它滤失量大，携砂能力差，管路摩阻大，施工难度较大。我们用活性水作压裂液，共压裂10口井19层(部分参数见表)，其效果明显。
表4-2 活性水压裂液压裂井施工参数表

(2)，水基冻胶压裂液
水基冻胶压裂液具有粘度高，携砂和造缝能力强等特点。针对煤层特点，筛选出一种适合煤层改造的水基冻胶压裂液，常温6h破胶后，水化液粘度接近清水，在沁水盆地潘庄矿区进行了4口井(n层)压裂，成功率100%，压后排采效果良好(见表)。
表4-3 水基冻胶压裂液压裂井施工参数表

(3)，人井添加剂
为使压裂液满足施工要求，物性达到或接近煤层物性，筛选出了适合煤层物性的添加剂，为降低施工摩阻，加人B型降阻剂，降阻率为50%;为防止煤层中的粘土矿物和煤粉，在水力作用下发生膨胀和运移，加人煤体稳定剂NY一01;为保证冻胶在煤层破胶后有较低的表面张力利于排液，加人表面活性剂NP一11等。
(4)，支撑剂的筛选
支撑剂的性能是影响支撑裂缝导流能力的重要因素之一，支撑剂粒径越大，则强度降低，施工中支撑剂的沉降速度增大，携带困难;支撑剂粒径均匀分布比较大，细砂容易引起局部堵塞降低裂缝的渗透率;如果粒径分布较窄，泥质和粉煤容易运移堵塞。
根据煤层闭合压力较低的特点，分别选用粒径为0.4~0.8mm及0.8~1.2rnm石英砂。
4.3.5酸化预处理
钻井和射孔过程中，井筒周围受泥钻井和射孔过程中，井筒周围受泥浆和碎屑污染比较严重，为了减少排采过程中煤粉对炮眼的堵塞，煤层在压前进行酸化处理措施。
4.3.6裂缝监测及压裂施工分析
先后应用了大地电位法及微地震法裂缝监测技术对煤层压裂进行裂缝监测，得知煤层裂缝几何形状是多样的，一口井的煤层有的呈水平缝;有的呈垂直缝;有的呈水平与垂直裂缝共存，一般近井筒为水平