采油新技术与新理论.ppt

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1、采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)水力压裂技术(Hydraulic Fracturing)主讲：西南石油学院采油教研室 胡永全,主 要 内 容,低渗透储层特征地应力与应用压裂材料（压裂液与支撑剂）压裂设计方法压裂测量与评估技术压裂工艺技术（重复压裂技术、整体压裂）水平裂缝压裂理论与设计方法,第一讲：低渗透储层特征 1.低渗透油田界限 2.低渗透油田分类 3.低渗透油田储量分布 4.低渗透油藏成因 5.低渗透油藏物性特征 6.低渗透油藏裂缝特征 7.低渗透油藏开发特点,1.1 低渗透储层界限,前苏联：美国：唐曾熊：罗蛰潭、王

2、允诚严衡文阎庆来,1.1.1 低渗透油藏渗透率上限,低渗储层与中高渗储层的渗流特点,(1)低渗透储层具有启动压力梯度,不同流态的渗流曲线,低渗透岩心中液体渗流曲线,高速非线性渗流,线性渗流,低速非线性渗流,(2)低渗透储层渗透率对原油采收率具有明显影响,1.3 低渗透油田分布,第一类 一般低渗透油田，(1050)mD 第二类 特低渗透油田，油层平均渗透率为（l一10）mD。第三类 超低渗透油田，其油层平均渗透率为（0.11）mD。,1.2 低渗透油田分类,1.4 低渗透储层成因分类,1.沉积成因（1）近源沉积（2）远源沉积2 成岩作用（1）压实作用（2）胶结作用（3）溶蚀作用,1.5 低渗透油

3、田储层裂缝特征,砂岩裂缝与碳酸盐岩裂缝区别,（1）砂岩裂缝多为构造成因的张性和剪性缝；而碳酸盐岩裂缝既有构造成因的张、剪缝，又有成岩作用或两者结合形成的溶洞、溶孔、缝合线、微裂缝等。（2）砂岩裂缝一般缝面清楚，产状稳定，长度大，具有明显的方向性；而碳酸盐岩裂缝在地下常有一定开度，长度不大，宽度大。（3）原始状态下多数低渗透砂岩裂缝是闭合的，属微裂缝或潜裂缝，裂缝宽度在孔隙直径的数量级内，因此裂缝不是主要的储油空间和运移的通道。而碳酸盐岩裂缝则相反。（4）砂岩裂缝由于在地下闭合（5）裂缝具有可变性。,1.5.1 发育特征,1层厚 2岩性,3构造部位,天然裂缝系统识别,岩心裂缝观测描述 露头裂缝观

4、测描述 测井识别裂缝方法 声波测井 井壁成像技术 井下声波电视 地层微电阻率扫描 全井眼地层微成像仪,裂缝的动态识别方法：钻井显示井壁崩落法（注意与地应力影响区别）试井显示压裂曲线显示注水显示油田生产显示,第二讲：地应力及应用 1.地应力概述 2.静应力场及分布规律 3.应力场测量与计算 4.地应力对油田开发的影响,2.1 地应力概述,原地应力与扰动应力重力应力、构造应力与残余应力古地应力与现今地应力分层地应力与 地应力分层地应力场性质与地应力场状态,2.2 静应力场及分布规律,2.2.1 原地应力,例2-1 已知油藏深度H=2000m，地层岩石密度r=2300kg/m3，泊松比=0.20，地

5、层流体密度L=1050 kg/m3，孔隙弹性常数=0.72。试计算有效垂向应力和地层最小水平主应力h。若油藏压力衰减7MPa后，地层最小水平主应力的绝对增量为多大？解 上覆岩石压力为 v=10-6rg H=10-6 23009.82000=45.08 MPa 油藏压力近似为 pS=10-6Lg H=10-6 10509.82000=20.58 MPa 有效垂向应力=v-pS=45.08-0.7220.58=30.26 MPa 地层最小水平应力(Mpa)和 最小水平主应力的绝对增量(Mpa)分别为,应力很大而未发生塑性变形。据Dirk&Teeuw资料,构造应力：是指构造运动引起的地应力增量,构造

6、应力只有两个水平主应力，属于水平的平面应力状。挤压构造力引起挤压构造应力，张性构造力引起拉张构造应力。弹性模量高的地层有较高的构造应力。构造应力在传播过程中逐渐衰减。,热应力,2.2 静应力场分布规律2.2.1 地应力分布一般规律,构造应力对地应力的影响断层类型与地应力的关系不同岩性中地应力分布特点岩浆岩中水平应力一般都较高，且水平应力差较大，在统计深度（222000米）内，水平应力差随深度增加而增大沉积岩中，水平应力与深度之间有良好的线性关系，其水平应力差是三大类岩石中最小的变质岩中，最大最小水平主应力总体上随深度增加而增大，但较分散。构造应力松弛地区水平应力随岩石泊松比增加而增大；水平地应

7、力随孔隙压力减小而减少地层剥蚀可使垂向应力成为最小主应力硬地层中构造应力分量大地质构造形态对地应力的影响,表2-1 弹性模量与构造应力,地质构造形态对地应力的影响,地质构造的起伏变化往往引起局部地应力集中。背斜轴部水平地应力较低，但变化快；向翼部逐渐升高，但变化平缓。构造陡翼、倾俯端、鞍部或鼻状构造，往往产生应力异常。单条逆断层上盘诱发张应力场，主应力方位多与断层线呈高角度斜交。逆断层末端应力场变化复杂，应力性质、强度和方位的规律性差断层的交叉、分枝及拐点部位多产生应力集中，应力强度明显高于邻区。在峡谷地区谷底经常出现地应力集中，河流切割越深，应力集中越严重。,我国地应力分布区域特征,强烈构造

8、应力区：包括台湾、西藏、新疆、甘肃、青海、云南、宁夏及四川中部。中等构造应力区：河北、山西、陕西关中、山东、辽宁南部、吉林延吉地区、安徽中部、福建-广东沿海及广西 较弱构造应力区：江苏、浙江、湖北、湖南、河南、贵州、重庆、黑龙江、吉林及内蒙古大部地区。,2.3 静应力场测量与计算,直接法:地应力可以通过测量岩石的破裂压力直接测量.常用矿场测量方法，它可以较准确地给出地应力测量结果，定量描述地应力场。如水力压裂测量、长源距声波应力测量、井壁崩落应力方向测量、地面电位应力方向测量、井下微地震测应力方向等。间接法:通过测量岩石的变形和物性变化来反演地应力.,水力压裂法,井壁崩落法（井眼椭园法）,实验

9、室分析方法 典型的ASR曲线 典型的DSCA曲线,有限元模拟,2.4 地应力对油田开发的影响,天然裂缝原则。沿最大水平主应力方向矩形井网原则；最大水平主应力方向上的油水井不相间（混）原则；井网与最大水平主应力方向有利原则；射孔方案与最小水平应力剖面相结合原则；,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)第三部分：压裂液与支撑剂(Fracturing Fluid&Proppant),3.1 压裂液体系80年代前:硼酸盐交联为代表的中低温水基压裂液;80年代:钛锆有机金属交联液满足了高温地层改造要求,但伤害高达80%目前主要发展低伤害

10、压裂液体系,3.1.1 中低温硼酸盐延迟交联水基压裂液机理:固体颗粒缓慢溶解特点:易破胶,瞬时交联,抗剪切差控制PH值实现延迟交联典型配方:成胶剂浓度4.79Kg/m3;交联剂浓度0.44%;延迟释放破胶剂浓度0,012-.06 Kg/m3;PH=11-13;交联时间2?7 技术水平,3.1.2 高温地层有机复合硼酸盐交联水基压裂液机理:复合配位体覆盖 碱性控制结合力-控制交联时间 氧化降解技术水平:有机复合硼酸盐交联剂耐温150C有机复合硼酸盐交联液在250度不破胶时伤害15%,3.1.3 交联的甲醛压裂液 表面张力低 粘度性能好 防滤失性好 砂比可达0.4,3.1.4 延迟释放破胶剂 微胶

11、囊包裹破胶剂 酶破胶剂:70-125C;高温氧化破胶剂:130-200F;有机酸缩合破胶剂 起破胶作用 防滤失,3.1.5 压裂液性能 压裂液摩阻计算 聚合物溶液（溶胶）计算混砂液摩阻计算冻胶压裂液摩阻计算压裂液紊流摩阻放大方法 Bowen法，阻力系数雷诺数法，阻力速度法,压裂液性能测量 旋转粘度计 管式粘度计 小直径管道 盘管粘度计 摆动式流变仪,3.1.6 压裂液滤失数值模拟幂律液体在侵入区的渗流地层流体在多孔介质中的渗流滤饼区的渗流定解条件：初始条件，边界条件数值计算参数分析,3.1.7 模糊逻辑器选择压裂液压裂液的选择标准压裂液选择的逻辑系统原则压裂液选择的逻辑系统模糊逻辑标准,3.1

12、.8 清洁压裂液体系,2 支撑剂典型支撑剂性能兰州砂唐山陶粒成都陶粒宜兴陶粒,2.1 树脂包层支撑剂优点:增加了粒间接触面积;减少了颗粒破碎后微粒运移与堵塞;总体积密度略低.形式:固化砂-在地层温度下胶结预固化砂-地面形成树脂薄膜包裹支撑剂,2.2 树脂包层支撑剂工艺双涂层技术:内层为预固化树脂薄膜,满足强 度;外层在一定条件下固化的树 脂薄膜,颗粒粘结;部分固化技术:减小固化剂用量控制固化程度 阻止顾化砂在井筒胶结.呋喃树脂包层支撑剂:提高了高温稳定性,2.3 影响导流能力的因素（一）承压时间增加,导流能力降低 20/40目陶粒 20/40目兰州砂 20/40目混合砂 非达西流动影响,影响导

13、流能力的因素（一）环境与流动的影响 颗粒越小,温度影响越小 低温测定Pc-K曲线与一般测定无区别 同一闭合应力下盐水K低 氧化铝支撑剂(121C):玻璃珠支撑剂(121C):宝破碎压力明显降低,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)第三部分：水力压裂设计(Hydraulic Fracturing Design),1 水力压裂裂缝延伸数值模拟 年代 二维 拟三维 全三维80年代 80%20%研究中90年代初 10%80%10%,1.1 连续性方程注入压裂液量=裂缝体积+滤失液量1.2 流体流动压降方程平行板流流动压降方程圆管中流

14、动压降方程裂缝中流动压降方程,1.3 裂缝宽度方程England&Green 公式应力分解积分求和,1.4 裂缝高度方程断裂力学静态延伸准则裂缝高度控制方程1.5 裂缝延伸算法,1.6 影响裂缝延伸的因素分析地层最小水平主应力差弹性模量与泊松比压裂液滤失系数压裂液稠度系数压裂液流动指数施工排量施工规模,2。温度场计算 温度分析在压裂的意义2.1 井筒温度场分析 油管注液 套管注液 混合注液 2.2 裂缝温度场分析,3。裂缝延伸与支撑剂运移相互求解 裂缝延伸过程支撑剂的影响相互求解,4。压裂优化设计 一般概念经济模型数学模型建立与求解 最小施工费用目标函数与约束条件构造 最大压裂收益目标函数与约

15、束条件构造线形规划求解,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)第四部分：水力裂缝测量与评估(Measure&Evaluation for Hydraulic Fracture),1 压裂裂缝高度测量,1.1 直接测量方法 井下电视:在裸眼井中下入井下电视直接观察裂缝高度延伸 地层微扫描器:在裸眼井中下入井下电视直接观察裂缝高度延伸 噪声测井:当井筒中的流体进入吸液点产生声信号，它不同未吸液处的声信号，从而可以估算裂缝高度。无法测出缝高在不产液层的增长,1.2 间接测量地震测量井温测井 原理 测井要求,1.2 间接测量:微地震测

16、量,1.2 间接测量:井温测井,压前测出一条井温剖面基线压后尽早测试，连续测24次起始测点在压裂层段以上某点测井速度控制在6m/min以内，不可过快压裂液温度应保证温度异常。,2.压裂压力曲线分析一致性参数,2.1 测试压裂 2.1.1 阶梯式注入测试,2.2.2 利用压力降落曲线确定压裂参数,假设a.地层为半弹性体，层间无滑动b.幂律型压裂液，泵注过程中排量不变c.PKN二维裂缝延伸几何模型，两翼对称d.停泵后裂缝不再延伸，裂缝处于自由闭合,理论图版,2.2 压裂压力降落曲线分析,求拟合压力a.整理停泵后的压力降落资料；b.根据压降数据表作出压差P（0,）与的关系曲线，其横坐标与理论图版重合

17、；c.将理论图版迭合在P（0,）曲线上，使两张图版的=1线重合，然后上下移动进行曲线拟合。d.相应于G（0,）=1的P值即为拟合压力P*,闭合时间tc,不稳定试井在压裂中的应用 表皮系数 油井表皮系数 气井表皮系数 确定支撑裂缝长度 确定裂缝导流能力,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)第六部分：水力压裂工艺技术(Hydraulic Fracturing Technology),1 强制裂缝闭合技术有效阻止支撑剂回流产层内得到较大量充填降低前置液用量节省降滤剂费用,2 水力压裂增能压裂（助排）技术压裂液+二氧化碳机理：混合范

18、围：悬砂能力,3 水力压裂分层技术 3.1(蜡球)封堵分层压裂技术 优点:省时省钱效果好 堵球:高比重,低比重 要求:能座封于射孔孔眼 堵住孔眼 压后脱落,3.2 分层压裂技术 用途:多层且有破裂压力差 特点:按压裂要求设计射孔方案 关键:孔眼摩阻计算,3。3 水平井压裂技术 应力场分析 选井(层)原则 裂缝最佳条数 地层破裂压力 压裂液与支撑剂 同时压裂技术 隔离技术,3。4 煤层气藏压裂技术 开采现状 与常规气藏开采的区别 煤层气压裂,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)重复压裂技术(Hydraulic Re-fract

19、uring Technology),第一节 重复压裂技术概要1.重复压裂方式.继续延伸老裂缝.层内压出新裂缝.改向压裂,2 裂缝失效原因 油层伤害越来越明显 微粒运移严重 化学结垢 裂缝闭合 油井结蜡严重 压裂早期脱砂,3.重复压裂机制水力压裂诱导应力场地层孔隙压力应力场地层温度诱导应力场室内数值模拟技术现场试验研究,4.重复压裂评估4.1 压前评估的目的 考察初次压裂后的生产史,确定油层能力及可采储量；评估前次压裂有效程度及失效原因；评估原来工艺措施水平。,4.2 单井状况评估井的剩余可采储量井的地层能量4.3 裂缝当前状况不稳定试井分析裂缝模拟和生产动态分析,4.4 原来压裂工艺措施评价砂

20、比高低加砂程序顶替液,4.5 压裂材料评价 原有压裂液评价:兰州砂在30MPa下乾安油田Frcd=7.5D-cm;153C,Pc=40Mpa时唐山陶粒软化.原有支撑剂评价:田菁液粘弹性差,脆性大;有机锆压裂液粘度低,破胶性能差.4.6 压裂压力分析滤失系数 裂缝长度平均缝宽 闭合时间,4.7 选井选层原则足够的能量与储量前次施工失败井前次改造力度不够井支撑剂破碎井改造污染井,5 重复压裂时机低含水期压主力层效果明显中含水期是最佳重复压裂时期高含水期是重复压裂非主力油层与接替油层的最佳时期,使含水率平稳甚至下降,6 重复压裂模拟研究 裂缝方位不利时,增加缝长降低扫油效率;裂缝方位有利且不含水时,

21、增加缝长和导能力利于增产,但在中高含水期可能有下列三种情况;(a)qo比qw增加快(b)qo比qw增加小(c)qo下降qw增加,6.1 二维二相油藏裂缝系统假设数学模型边界条件初始条件差分方程求解方法,6.2 乾安实例 当Lf 增加到一定程度后，累计产油量和累计产水量增加趋于平稳，Lfopt=50-100m陶粒作支撑剂（FRCD高）较兰州砂的增产幅度高，在裂缝方位有利时提高FRCD 不会使fw急剧增加.重复压裂qo增加，qw增加，但qo增加快,第二节 堵老缝压新缝重复压裂技术,1、堵老缝压新缝重复压裂原理2、重复压裂造新缝的力学机理3、原裂缝堵剂实验研究4、应用效果5、进一步开展的工作,如果x

22、min+x诱导ymax+y诱导，可以形成新裂缝（1）重复压裂井的应力变化能够形成新的人工裂缝。解决该关键问题的基础在于全面分析和描述人工裂缝、地层流体压力变化、孔隙热弹性应力、邻井注水/生产活动都产生新的诱导应力；（2）堵老缝造新缝重复压裂的时机。回答在什么条件下能够形成新裂缝，只有在此条件下实施堵老缝造新缝重复压裂才有实际意义；(3)如何实现堵老缝造新缝重复压裂。实践证明采用高强度裂缝堵剂封堵老裂缝是有效的。,1、堵老缝压新缝重复压裂原理,2、重复压裂造新缝的力学机理,(1)裂缝诱导应力(2)生产引起地应力变化(3)注水引起地应力变化(4)总应力变化与分布(5)重复压裂时机,2.1 裂缝诱发

23、的应力变化,缝口张开裂缝诱导应力最大，缝端所诱导的应力最小。张开裂缝诱导应力随着离缝距离变化，离缝越远，诱导应力越小。垂直于裂缝方向上（重压新裂缝方向）所诱导的水平应力最大，在初始裂缝方向上所诱导的水平应力最小。在重压新裂缝方向上，最大水平主应力方向上的诱导应力明显高于最小水平主应力方向上的诱导应力。,2.2 生产诱发的应力变化,空间上，距离井眼和裂缝端部距离越近，应力变化越大；在间上，生产初期，由于生产速度快，孔隙压力下降幅度大，引起应力变化幅度最大，生产时间增加到一定程度后，应力随时间变化不在明显，近随空间距离变化；在垂直初始裂缝方向（重复压裂新裂缝方向）上，最大水平主应力下降的速度大于最

24、小水平应力方向上的应力下降。,2.3 邻井注水产生热弹性应力和孔隙弹性应力,注入引发的应力变化在径向上始终为负，表现为张应力，井眼处应力变化最大，随着径向距离的增加应力数值逐渐降低，到一定距离后逐渐为零；切向上应力变化相对比较复杂，首先随着径向距离增加逐渐增大，然后到达最大值，之后逐渐减少，到一定距离后为零，同时应力的变化从负值到正值，这种变化趋势主要受径向距离和注入时间控制；从注入模型的推导来看，没有剪切应力产生，因此，径向应力方向即为最大水平应力方向，切向应力方向为最小水平应力方向上；切向上的应力变化比径向上的应力变化偏大，则在最大水平应力方向和最小水平应力方向上的应力变化具有相似的特征。

25、,2.4 总应力,重复压裂井中发生了应力重定向，并在距井眼一定距离处（应力各向同性点）应力重新转向，逐渐恢复到初始应力水平；重压缝长方向上，井眼到应力各向同性点之间的差应力随初始差应力的降低而增加；超过应力各向同性点后，差应力随初始差应力的增加而增加；应力重定向的发生和应力各向同性点的距离与很多因素有关，其中初始水平应力差是决定应力转向和和应力各向同性点位置的关键因素，如果重复压裂过程中差应力大于某一值，应力转向根本不可能发生。,2.5 重复压裂时机,3、原裂缝堵剂实验研究,3.1 裂缝堵剂性能要求(1)堵剂能够在一定程度上预先成胶，优势在于 能完全进入地层裂缝中从而有效封堵裂缝；不渗入地层孔

26、隙从而不会堵塞岩石孔隙。(2)要求堵剂有高的强度、良好的粘弹性，也就是很好的抗拉性及与岩石表面强的粘附力。以保证重复压裂时裂缝偏离最大主应力方向，堵剂强度至少要高于产层破裂压力。(3)良好的剪切稀释性，有利于泵入和流动。,3.2 堵剂体系,4、应用效果,长庆油田,5、进一步开展的工作,（1）物理模拟（2）裂缝监测,采油新技术与新理论(New Technology&Theories for Oil-production)第七部分：整体压裂改造,“压裂开发技术”按照储层最大渗流方向布井，充分体现了压裂油藏工程的特点，与储层构造应力场、天然裂缝发育、储层分布、压裂裂缝优化匹配，能够有效的提高低渗透油

27、田的压裂开发效果，研究表明按照压裂开发井网布井和开采可以提高采收率2%以上。1990年以来在低渗透油田的开发与调整中得到了广泛的应用。,整体压裂开发技术概况,整体压裂开发技术轮廓,构造应力场与分层应力 区域构造分析、地应力岩心试验、现场水力压裂测量、测井分析、数值模拟等配套的地应力测量与描述技术，能够对古构造应力场和现今构造应力场进行测量与数值模拟分析整体压裂开发井网的优化。地应力岩心试验、现场水力压裂测量、测井分析等配套分层应力剖面计算技术单井压裂方案的优化。压裂模拟技术 国外“黑油模型改造”（石油工程平台）、国内自主开发的整体压裂数值模拟软件整体压裂方案模拟。国外压裂软件（集总三维及拟三维

28、软件 FracPro、Meyer+全三维设计软件GOHFER、Stim-plan）、国内自主开发的三维压裂优化设计软件单井压裂方案模拟。,整体压裂开发技术轮廓,压裂施工工艺 根据储层应力、压力、裂缝发育、压裂液的滤失特征，研究适合不同类型油气藏压裂改造的压裂工艺：分层压裂：机械封隔与投球 限流压裂：薄互层、多层新完井压裂改造 转向压裂：遮挡层薄弱时控制缝高的压裂技术 暂堵与分步加砂：双重介质低渗透砂岩储层压裂技术 增能助排技术：低压地层压裂技术 裂缝改向：注水开发油藏的重复压裂技术 压裂材料 室内实验技术,整体改造设计以“压裂开发井网”、压裂油藏模拟、压裂模拟为基础，以经济优化和最终采收率为目

29、标，优化油水井压裂方案及工作制度。,整体压裂改造优化设计,低渗油藏整体压裂开发技术已在部分油藏成功应用,低渗均质整装砂岩油藏：吉林乾安、大庆朝阳沟、吐哈善鄯等油田 以直井压裂投产开发为主,低渗复杂砂岩油藏整体压裂开发技术需开展基础研究,裂缝性低渗透油藏：压裂数值模拟的技术难度、压裂工艺技术难度复杂断块低渗油藏：压裂数值模拟的技术难度、斜井/水平井压裂工艺 技术难度直井+水平井整体压裂开发油藏：压裂数值模拟的技术难度、水平井压 裂工艺技术难度,整体压裂开发技术应用现状,整体压裂数值模拟在方案设计中的重要性,整体压裂数值模拟是编制方案的一个强有力工具。油藏整体压裂优化设计是建立在水力裂缝模拟和含水

30、力裂缝的油藏数值模拟的组合应用基础上。,油藏整体压裂数值模拟技术,整体压裂数值模拟技术现状,改造黑油模型：将裂缝长度、导流能力及裂缝方位作为油藏的性质置入黑油模型中，采用等值渗流阻力法、等连通系数法进行模拟。低渗砂岩油藏模型、裂缝性单渗油藏模型、裂缝性双渗油藏模型以及裂缝性油藏水平井模型都需要改造以适应整体压裂数值模拟需要。,裂缝性油藏整体压裂数值模拟模型开发与应用,油藏整体压裂数值模拟技术,整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型,油藏整体压裂模拟软件研制,油藏在既定注采井网系统下的整体压裂模拟；未投入开发油藏压裂开发的整体压裂模拟；油藏整体压裂可控参数的影响性分析,不同井网模式下整体压裂效果的模拟

31、研究,渗透率各向异性时压裂裂缝系统与井网不同组合,井网不同泄油形状,渗透率愈高，采出程度也愈高；而渗透率不同的各向异性程度与不同缝长对应的采出程度是不同的，与水力裂缝方向相平行的方向渗透性愈好，采出程度愈高。,正方形（300300）,矩形（360250）,矩形（450200）,不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究,5、裂缝性油藏深层/超深层压裂技术,井底破裂压力高 井底破裂压力一般主要受地应力及岩性的控制。一般说来绝大多数地层井底破裂压力的绝对值随地层深度的加深而增加。如塔里木东河塘石炭系6000m的深井,地层破裂压力普遍高于100MPa。压裂管路沿程摩阻高 对于选定的压裂液配方系列和管柱结构

32、，井段越深，沿程摩阻损失越大，摩阻的增加，直接减少了作用与地层的实际有效作用力。因此，对降低摩阻提出了更高的要求。施工注入方式选择性差 由于必须考虑采取保护套管的措施防止套管超压，在选择进液方式时只能侧重选择油管进液。采用油管压裂通常选用3 1/2in油管，或采用复合油管管柱。,压裂液性能要求高 由于压裂井段深（5000m）、地层温度高（120），所以要求压裂液应具有良好的耐高温、耐剪切、低摩阻等性能，同时要求压裂液应具备良好的延迟交联性能，以有效利用施工设备水功率。压裂支撑剂性能要求高 由于压裂井段深，地层闭合压力大，要求支撑剂具有高强度、高导流能力，一般都选用强度较高的成都陶粒作为支撑剂。

33、施工过程中易出现砂堵 压裂过程中缝宽小、裂缝的高滤失都可能导致砂堵，引起砂堵原因有两种：近井带脱砂；裂缝端部脱砂。这两种脱砂在施工曲线上有不同特征。,近井筒摩阻大，主裂缝难以有效延伸 由于天然裂缝系统，存在近井筒“多裂缝现象”和“裂缝迂曲现象”，导致主裂缝延伸有限。如：江汉盆地深层裂缝性断块油藏测试压裂分析表明近井筒摩阻高达7-26MPa。,大密度射孔，降低地层破裂压力优化水力裂缝设计，求取裂缝支撑长度 在地层评估的基础上对压裂的施工规模，水力裂缝的几何尺寸，水力裂缝在垂向和水平方向的延伸进行预测。建议使用全三维水力裂缝模拟及优化设计技术，该技术根据三维弹性理论计算裂缝的几何尺寸，同时考虑缝内

34、压裂液呈二维流动，能够较为真实地描述水力压裂过程，计算出较为精确的裂缝形态以及裂缝内部支撑剂分布剖面。以获得最大，最经济的压后产量为目标函数来优化裂缝支撑半长。压裂油藏数值模拟 从油藏整体出发，研究水力裂缝对油气产量及扫油效率的影响，以及注水对生产动态的影响。,压裂改造技术对策,压裂改造技术对策,提高压裂效果的关键：降低压裂液的伤害 1、减少进入地层的液体量 减少前置液量 2、减少压裂液残渣含量 使用优质、低聚合物、清洁压裂液、变配方压裂液体系 3、提高返排率 提高破胶剂浓度、改变破胶剂加入方式、强制闭合技术 4、提高裂缝长期导流能力 使用与地层匹配的支撑剂、提高砂比,消除裂缝弯曲摩阻：对滤失较大的地层：前置液加粉陶段塞 对滤失不大的地层：前置液加低砂比段塞 采用前置液较携砂液更高粘的双组分压裂液体系,防止多裂缝产生：减小射孔井段：施工初期采用高排量，并尽快提升排量到设计值：前置液加入支撑剂段塞：压前注入诊断测试，分析近井摩阻、多裂缝、微裂缝和液体滤失高强度支撑剂的选择与评价 应选择粒径规范合格，适合高闭合压力下高强度，高导流能力的支撑剂，即随着闭合应力的增加，导流能力下降应较缓。,