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5压裂设计依据讲解
水力压裂优化设计
2006年11月26日
1压裂设计依据
1.1井概况
1.2测试解释结果
1.3岩石学特征
对整个区块进行系统的岩石学研究。
1.4粘土矿物特征与储层敏感性
粘土矿物成分及其分布方式研究，开展储层敏感性评价试验。
1.5储层参数评估
压裂设计前，必须了解压裂侯选井的储层地质及构造情况、进行地层测试与评价、结合所在区块位置和井对应关系，以便设计出合理的、可靠的压裂施工参数。
1.5.1地应力
地应力包括地应力的大小和方向，地应力在水力压裂设计中十分重要的位置。
剖面上的地应力影响水力裂缝高度，平面上的地应力场影响施工压力和与井网的最优裂缝几何尺寸匹配关系。
目前，所涉及到的区块并没有对地应力分布进行研究，依据我国地应力特点从整体估计地应力状况。
中国大陆板块受到外部两大板块的推挤，即印度板块每年以5cm的速度推挤和太平洋板块每年以数厘米的速度推挤，同时受到西伯利亚和菲律宾板块的约束。
在这样的边界条件下，板块发生变形。
据陈宗基预测，其最大水平主应力迹线将沿图示曲线延伸。
图1-1我国地应力分布概图
据李方全研究，按行政区域划分：
（1）中等构造应力区包括河北、山西、吉林延吉地区、辽宁南部、山东等；
（2）低构造应力区包括：
江苏、浙江、黑龙江、吉林及内蒙古大部分地区。
水力压裂设计中，没有地应力资料和其它测试资料以判定人工裂缝方位，并结合水平主应力方向与井网部署确定压裂改造规模。
但作为探井压裂，必须考虑到存在的附加风险，应将地应力适当高估。
1.5.2岩石力学性质
岩石力学性质主要指储层、盖层和底层的杨氏模量、泊松比和断裂韧性值，它们对裂缝几何尺寸有很大的影响,它可能决定了压裂的成功或失败。
岩石力学性质可通过取心在实验室测试，由于储层岩石的非均质性、地面与储层条件的差异，测试结果与实际情况有一定出入。
现场常用长源距声波测井结合密度测井计算岩石弹性模量和泊松比。
但长源距声波测井得到的是动态值，而在压裂作业中使用静态值更合理。
1.5.3孔渗饱参数
这是最基本的参数要求，可采用岩心常规分析技术或岩心特殊分析技术确定，后者可模拟就地条件，因而分析结果更可靠。
试井分析可以进一步评价地层，确定储层的渗透率、表皮系数、地层压力及其它性质。
1.6压裂设计主要参数
1.6.1地层压力
预测本井压力系数和压力。
1.6.2地层温度
1.6.3孔渗饱参数
1.6.4射孔参数
1.6.5地应力与破裂压力估计
取上覆岩石密度，结合该地区地层压力和构造分析，估计井的主应力为：
垂向应力，最小水平主应力，最大水平主应力。
水力压裂裂缝为垂直裂缝/水平缝。
Eaton法估计地层破裂压力只适于地层沉积较新、受构造影响较小的连续沉积。
对于地层年代较老、构造影响大的地层不适用。
1.6.6闭合压力
按上覆岩压计算：
则Pc=33MPa；
按破裂压力估计作用于水力裂缝中的闭合压力：
Pc=22MPa；
按最小水平主应力考虑，Pc=25Mpa；
综合考虑，取闭合压力Pc=25Mpa。
1.6.7套管强度
采用φ139.7、壁厚9.17mm、N-80套管，抗内压64MPa，能够满足强度要求，考虑采用光油管压裂、且有利于进行压裂压力监测。
1.7小结
水力压裂的核心在于围绕降低对储层的伤害以充分发挥地层潜力。
2压裂液性能
压裂液是水力压裂改造油气层过程中的工作液，起着传递压力、形成和延伸裂缝、携带支撑剂的作用，压裂液性能的好坏直接影响到压裂作业的成败。
因此，压裂液必须满足：
（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）良好的热稳定性和抗剪切稳定性。
压裂液选择的基本依据是
（1）与油气藏的适应性；
（2）满足压裂工艺要求，减少油层伤害。
2.1压裂液类型选择
由于压裂地层的温度、渗透率、岩石成分和孔隙压力千差万别以及压裂工艺的不同要求，必须开发研究与之相适应的压裂液体系。
目前，约有70%的压裂采用胍胶和羟丙基胍胶为主的水基压裂液，5%为油基压裂液，25%采用增能气体。
水基压裂液水基压裂液成本低、水头高、风险小、易使用，是国内外目前使用最广泛的压裂液。
除少数低压、油湿、强水敏地层外，它适用于多数油气层和不同规模的压裂改造。
主要问题是在水敏地层引起粘土膨胀和迁移，在井眼附近引起油水乳化、未破胶聚合物、不相容残渣和添加剂引起支撑裂缝带渗透率损失。
油基压裂液矿场原油或炼厂粘性成品油均可用于配制油基压裂液，但性能较差，故多用稠化油，其基液为原油、汽油、柴油、煤油及凝析油。
目前主要采用的稠化剂是铝磷酸脂与碱的反应产物。
如铝酸钠、脂和碱的反应是一种络合反应，依次生成某种溶液，增加了柴油或中高比重原油体系的粘度，并提高了温度稳定性，可用于井底温度达127℃的油井。
油基压裂液的最大特点是避免水敏性地层由于水敏引起的水基压裂液伤害，而且稠化油压裂液遇地层水自动破乳。
但是油基压裂液易燃且成本高；流动摩阻一般高于延迟交联水基压裂液体系；而且高温条件下温度稳定性不及延迟交联水基体系；技术和质量控制要求高。
因此，油基压裂液主要用于不太深的水敏性油气藏改造。
乳化压裂液乳化压裂液是用表面活性剂稳定的两种非混相的高粘分散体系。
水相有水或盐水、聚合物稠化水、水冻胶和酸类及醇类，油相有现场原油、成品油和凝析油。
最常用的是聚乳状液，为水相连续，油相分散的单相体系。
水相加入聚合物（标准水基液1/3—1/6）稠化可降低摩阻，提高其稳定性。
典型组成是：
1/3稠化盐水（外相）+2/3油（内相）+成胶剂、表面活性剂。
内相百分比越大，粘度越高，内相浓度低于50%则粘度太低，高于80%则乳化液不稳定或粘度太高。
乳化压裂液的主要特点是：
乳化剂被岩石吸附而破乳，故排液快，对地层污染小；摩阻特性介于线性胶和交联液之间；温度增加，聚状乳化压裂液变稀，限制了在高温井的应用；而且成本高（除非油相能有效回收）。
泡沫压裂液泡沫压裂液是气体分散于液体的分散体系，典型组成是：
水相（稠化水、水冻胶、酸液、醇或油）+气相（CO2、N2、空气）+起泡剂（多为非离子型表面活性剂）。
泡沫压裂液的粘度稳定性取决于泡沫干度（泡沫质量），典型值为70—80%。
泡沫压裂液的主要特点是：
泡沫液滤失系数低，液体滤失量小，浸入深度浅，返排速度快，对地层伤害小；摩阻损失小（比清水低40—60%）；压裂液效率高，在相同液量下裂缝穿透深度大。
因此，泡沫压裂液尤其适于低渗低压水敏性油气藏。
但是泡沫压裂液温度稳定性差；而且粘度不够高，难以适应高砂比要求。
综合前面所述，选择压裂液要从地层条件出发，根据欲压生产层段及流体的物理、化学性质决定，压裂液的携砂能力和提供良好裂缝导流能力是选择压裂液的关键。
地层渗透性决定了支撑裂缝尺寸，也影响到压裂液用量与聚合物用量。
由于压裂液费用通常占压裂总成本的一半左右，使用恰当性能的压裂液是提高压裂经济性的重要途径。
选择压裂液时应考虑下述原则。
（1）富含粘土的水敏地层，优先选用油基压裂液，或油水乳化压裂液，或泡沫压裂液（浅井），也可以结合粘土稳定剂使用水基压裂液。
（2）低渗低压低孔隙地层，压裂液应有残渣低、滤失少、返排强的特点；采用粘土稳定剂抑制粘土水化和微粒运移；加入表面活性剂降低界面张力，加入破乳剂或/和破胶剂利于返排。
（3）高温井的压裂液具有良好的热稳定性、抗剪切稳定性和延迟交联特性，保证压裂液的高粘度和携砂特性。
2.2压裂液体系
压裂液体系必须储层特点相适应性，储层压力系数低（0.92）、油藏温度较低（约59oC）、粘土含量主要为伊利石和蒙脱石、没有天然裂缝的低渗透油藏。
鉴于探井需偏高估计储层破裂压力，按0.025MPa/m计。
最好采用乳化压裂液，但限于目前时间关系，也采用（延迟）交联的胍胶水基冻胶压裂液，并根据地层条件需要而加入各种添加剂，如KCl粘土稳定剂、杀菌剂、表面活性剂、催化剂、杀菌剂等。
并考察在压裂液体系中添加剂的性能指标变化和温度稳定性。
2.2.1稠化剂
植物胶是水基压裂液的主要稠化剂，占使用量的90%以上。
目前国内广泛使用的植物胶稠化剂是瓜尔胶和香豆胶。
国产植物胶稠化剂和美国改性瓜尔胶性能对比还存在较大差距，但与其它植物胶相比，羟丙基瓜尔胶和香豆胶性能较好，优于田菁胶、皂仁胶及其改性产品等。
改性瓜尔胶和香豆胶均具有较低摩阻特性，是良好的减阻剂，通过延迟交联作用，可形成低摩阻的压裂流体。
国内目前生产羟丙基胍胶的厂家有山东东营、上海昆山和南充正达等三家公司。
分别对三家公司的羟丙基胍胶HPG进行了取样和检测。
通过实验寻找到残渣相对较低、粘度相对较高的羟丙基胍胶，以保证压裂液有足够的悬砂能力和低伤害特性。
表2-1是五种稠化剂在不同浓度下的粘度及水不溶残渣量比较，评价实验严格按标准SY/T5764-1995、SY/T6074-94执行。
表2-1不同植物胶稠化剂主要性能对比
品种
浓度（%）
粘度（170S-1）
山东
胍胶
昆山
胍胶
南充
胍胶
胍胶
原粉
羟丙基
田菁
0.60
67.5
73.5
84.0
72.0
49.5
0.55
60.0
64.5
73.5
64.0
40.5
0.50
48.0
52.5
60.0
52.5
30.0
0.45
37.5
40.5
46.5
40.5
22.5
0.40
30.0
36.0
39.0
36.0
18.0
0.35
19.5
22.5
30.0
25.5
13.5
水不溶物（%）
7.22
8.04
3.64
21.26
24.3
注：
商业品样品，直接按100%计算配制浓度，未进行水份测定折干。
选择稠化剂的原则是增粘性能好、水不溶物低、降阻效果明显、用量少。
在考察稠化剂性能时，水不溶物残渣含量显得尤为重要，基于对国内几种常用植物胶稠化剂的水不溶物和增粘能力实验评估结果，南充正达的羟丙基胍胶在各种浓度下的粘度都相对高一些，而水不溶残渣相对也低一些。
故选用南充正达羟丙基胍胶为本压裂液配方的稠化剂。
2.2.2交联剂
交联剂是通过交联离子将植物胶分子链上的活性基团以化学键连结起来，形成具有粘弹性的三维网状冻胶。
不同的交联剂具有不同的延迟交联特性、耐温耐剪切性能和破胶降解性能，国内油田常用以有机硼为代表的交联剂。
室内实验表明，SW-3交联剂针对该储层可以克服对支撑裂缝导流能力伤害较重、对机械剪切较敏感和粘弹性难以恢复等缺点。
2.2.3表面活性剂（助排剂）
使用表面活性剂即助排剂，改善气藏储层的润湿性，降低毛细管阻力，消除“水锁”效应和油水乳化的“贾敏效应”是改善压裂液助排性能的重要内容，这也是大塔地区沙一储层成功改造的关键之一。
常规的助排剂是通过降低表面张力或油水界面张力和增大接触角而减少毛管力，达到助排效果的。
表2-给出了五种助排剂的表面张力测试结果，5种助排剂的表面张力都在25~33mN/m之间。
可见SW-5助排剂表现出良好的综合性能，即较低的表面张力和界面张力，较高的接触角，还具有良好的助排效果。
表4为几种助排剂的表面张力
种类
浓度
BD1-5
（mN/m）
SW-5
（mN/m）
SD2-9
（mN/m）
D-50
（mN/m）
CT5-4
（mN/m）
1.0%
25.2
25.0
31.3
32.2
26.0
0.5%
25.5
25.3
31.5
32.5
26.4
0.3%
26.8
26.5
32.9
33.7
26.7
2.2.4破胶剂
破胶性能是影响压裂支撑裂缝导流能力的关键因素。
破胶剂的选择与使用是压裂液添加剂优选极其重要的环节。
保持压裂液一定的粘度，以满足压裂施工的需要，与压后彻底破胶，减少对储层的损害是一对尖锐的矛盾。
尤其对于低温井，压裂液破胶是较困难的问题，实验筛选采用过硫酸酸盐加催化剂较好地解决了该难题，不但破胶性能好，而且大大节约了成本。
其用量根据压裂施工过程中，温度场的变化进行优化加入。
2.2.5粘土稳定剂、pH调节剂及其它添加剂
氯化钾（KCl）是压裂液中常用的粘土稳定剂，其稳定粘土的能力明显优于氯化钠。
KCl作为有效的粘土稳定剂得到广泛的使用，主要作用机理为：
（1）K+具有合适的未水化半径，能镶入硅酸盐薄片四面体的六元环中，以牢固的库伦力结合防止水化膨胀；
（2）K+的水化能低，使粘土颗粒间吸附力增大；（3）K+在粘土表面吸附能力强，中和粘土表面部分负电荷，压缩双电层，抑制水化膨胀。
同时，氯化钾不仅具有良好的稳定粘土的作用，而且具有抑制或消除高pH值对储层碱敏性的影响。
但是，在川西南浅气层仅用KCl是不够的。
对国内广泛使用的A-25、TDC-15、SW-4、TDC-15A等粘稳剂用离心法测定防膨率。
实验条件及过程：
称取已烘干的膨润土0.5g,装入离心管中,分别加入已配制粘稳剂的溶液10.0ml。
充分摇匀，室温下存放2小时，于离心机内，在转速为1500r/min下离心分离15min，读出膨润土膨胀的体积V1。
用蒸馏水、煤油作空白试验（V2、V0）
表2离心法测定粘土稳定剂防膨率
样品
编号
样品
名称
试验浓度
（%）
试验结果
膨胀体积（ml）
防膨率（%）
现象描述
1
A-25
0.5
5.5
44.3
沉淀质量较好
1.0
4.2
59.1
沉淀质量较好
3.0
2.5
78.4
沉淀质量较好
2
TDC-15
0.5
4.5
55.7
沉淀质量较好
1.0
2.4
79.5
沉淀质量较好
3.0
1.3
92.0
沉淀质量较好
3
SW-4
0.5
4.2
59.1
沉淀质量较好
1.0
2.4
79.5
沉淀质量较好
3.0
1.4
90.9
沉淀质量较好
4
TDC-15A
0.5
7.2
25.0
沉淀质量不好
1.0
6.0
38.6
沉淀质量不好
3.0
3.6
65.9
沉淀质量不好
注：
防膨率计算公式B=V2-V1/V2-V0×100（V2=9.4mL,V0=0.6mL）
可见，SW-4有较好的防膨性能。
2.2.6pH调节剂及其它添加剂
溶液pH值是提供良好的植物胶溶胀、增粘和交联的重要因素。
使用NaHCO3和Na2CO3缓冲体系控制溶液pH值在9.0左右，实现植物胶配制过程中的分散、水合、增粘作用，满足交联能力的需要。
选用甲醛/1227作为压裂液的杀菌剂。
2.3压裂液配方
通过单项添加剂优选评价，以大量的室内实验确定了压裂液配方。
基液配方：
0.40%HPG+3%KCl+0.1%催化剂+0.3%粘稳剂SW-4+0.2%Na2CO3+0.5%助排剂SW-5+0.1%1227
粘度：
20mPa.s（511s-1下）、30mPa.s（170s-1下）
交联比：
0.5%交联剂SW-3
破胶剂：
0.1%（NH4）2S2O8
HPG（特级）
南充市正达化工研究所
粘稳剂SW-4
南充市正达化工研究所
交联剂SW-3
南充市正达化工研究所
助排剂SW-5
南充市正达化工研究所
催化剂
成都华丰公司
杀菌剂1227
可自行采购
2.4压裂液性能
2.4.1流变性
用RV20旋转粘度计测定压裂液基础配方的耐温耐剪切性能，流变曲线见下图。
2.4.2压裂液的滤失性
压裂液滤失性能反映了液体的利用效率,使用高温高压滤失仪,用滤纸进行静态滤失测试。
实验测试两个岩样的造壁性滤失系数，分别为6.4×10-4m/min1/2和7.5×10-4m/min1/2。
以此作为滤失计算依据。
2.4.3胶水化性能及水敏性评价
压裂施工完后，压裂液的反排直接影响到支撑剂的导流能力及压后增产效果。
在35℃条件下进行压裂液水化性能试验表明。
该压裂液在短时间内即可彻底水化，具有良好的破胶性能。
2.4.4压裂液伤害评价
岩芯
编号
Ka
φ,%
Vp,cm3
K液体
Swi
Krg
Kw/Ka
Krg/Ka
1
3.79
11.7
1.97
2.28
21.3
2.46
0.006
0.649
2
3.89
13.0
2.30
2.94
23.8
3.70
0.008
0.951
3
5.06
11.9
2.16
3.09
21.9
3.05
0.006
0.603
气体渗透率Ka，×10-5μm2；残余水反向气相渗透率Krg；
2.4.5压裂液摩阻
表2-4压裂液摩阻理论计算结果
Φ73油管注液
排量，m3/min
5.0
4.0
3.0
压裂液摩阻,Mpa/Km
25
17.0
9.0
备注：
压裂液摩阻为清水摩阻偏高计算。
压裂现场实践表明，排量为3m3/min时，推算压裂摩阻大约为350.4MPa/Km=14MPa/Km；
按井地层破裂压力25KPa1330m=33MPa、液柱压力13MPa、排量为3m3/min计算，Φ73油管注液压裂时最大泵压为：
Pmax=33+14*1.33–13.3=38Mpa
3支撑剂评价
支撑剂的作用在于支撑、分隔开裂缝两个壁面，使压裂施工结束裂缝始终能够得到有效支撑，从而消除地层中大部分径向流，使之以线性流方式进入裂缝。
通常要求裂缝渗透率比地层渗透率大几个数量级，因此，选择恰当的支撑剂是保证压裂效果，提高开发水平的关键。
了解支撑剂的类型及在闭合应力下的状态，支撑剂的性能评价指标和各种因素对支撑裂缝导流能力的影响，是正确选择和使用支撑剂的基础。
支撑剂选择内容主要包括类型、粒径及浓度。
支撑剂选择与地层的岩石、环境条件及增产要求紧密相联。
首先应考虑支撑剂性质及在特定地质、工程条件下的裂缝导流能力，结合特定的地质条件（如闭合压力、岩石硬度、温度、目的层物性）选用满足工程条件（压裂液性质、泵注设备）、并能获得良好的增产效果的支撑剂。
支撑剂类型选择基本上受闭合压力控制，而支撑剂粒径选择要考虑闭合压力、允许支撑剂填充的裂缝宽度和输送支撑剂的要求。
目前世界上85%的支撑剂粒径在20/40目范围。
由于支撑剂类型和粒径范围的选择余地很小，支撑剂浓度选择就非常重要。
通常依据增产要求确定裂缝长度，然后确定裂缝导流能力进而利用裂缝导流能力—支撑剂粒径—闭合压力资料确定铺砂浓度。
要求支撑剂铺置浓度大于5kg/m2。
3.1油田开采与压裂工艺对支撑剂的要求
对压裂井而言，支撑剂承受闭合压力是原地应力与井底流压的差。
通常按破裂压力与井底流压之差考虑。
井产层深度1450m，按破裂压裂梯度0.025MPa/m、井底流压8MPa考虑，支撑剂承受的闭合压力在25MPa左右。
为获得优化的压裂设计，使油井压裂改造增产效益最大，应依据油藏特性和产出能力取得优化的裂缝长度和导流能力。
3.2支撑剂性能
支撑剂性能包括支撑剂的物理性能和导流能力。
前者包括支撑剂粒度组成及分布、园球度和表面光滑度、浊度、密度（颗粒密度和体积密度）、酸溶解度、抗压强度；后者包括短期导流能力和长期导流能力。
依据石油行业标准SY-5108/97进行。
表3-1支撑剂性能性能评价结果表
支撑剂
名称
岳阳石英
攀钢冶金*
河南巩义*
规格
0.8/1.25mm
0.45/0.90mm
0.40/0.80mm
筛
析
>1.60/0.0
>1.25/3.4
>1.00/52.0
>0.90/14.6
≥1.25/0.0
>0.90/17.08
>0.63/70.14
>0.50/12.34
>0.45/0.26
>0.335/0.13
底/0.05
≥1.25/0.0
>0.90/11.8
>0.63/78.2
>0.50/9.60
>0.45/0.06
>0.315/2.0
底/0.31
合格率
平均粒径
%
mm
90.99
0.715
82.74
0.728
87.85
0.788
体积密度
颗粒密度
kg/m3
1420
2400
1800
3410
1830
3270
园度
球度
表面光滑度
/
/
/
0.75
0.63
差
0.9
0.9
中
0.9
0.9
中
酸溶解度
—
2.9
7.2
破碎率,%
69MPa
21Mpa,54.0
5.86
8.42
导流能力
渗透率
m2.cm
m2
10MPa
179/553
187/549
194/573
20MPa
69/225
137/408
147/447
30MPa
27/93
103/308
108/334
40MPa
—
78/235
77/299
50MPa
—
55/167
55/172
60MPa
—
37/115
37/117
70MPa
—
—
28/90
3.3支撑剂选择
筛选出的支撑剂应适合于储层及压裂工艺要求，同时应易于输送、价格便宜、货源广。
井储层埋藏深度1300m左右，由于破裂压裂梯度高（0.025MPa/m），支撑剂承受的闭合压力在25MPa左右，选用石英砂的导流能力很低，将影响到压裂效果，应使用普通陶粒作支撑剂。
考虑到货源情况，建议选用20/40目攀钢或腾飞普通陶粒作支撑剂。
在平均闭合压力25MPa的作用下，该种支撑剂可以提供100um2·cm的导流能力，该值是短期导流能力试验结果，考虑到压裂液对支撑剂层的伤害以及支撑剂长期承压破碎、压实和微粒运移等因素对导流能力带来的影响，因此取该值的20％，即25um2·cm作为设计计算用值。
4压裂优化设计
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。
优化的压裂设计必须完成下列任务：
（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、支撑剂和加砂浓度，并确定合理用量；（3）根据井下管柱与井口装置的压力极限选择合理的泵注排量与泵注方式、地面泵压和压裂车数；（4）确定压裂泵注程序；（5）进行压裂经济评价，使压裂作业最优化。
4.1选井选层
压裂是靠在地层中形成高导流能力裂缝而解放低渗透储层生产力，即有一定能量的低渗透储层的产量问题，必须正确选择压裂对象。
选井选层原则是
（1）井筒技术要求
1）压裂设计满足套管强度要求；
2）固井质量合格；
3）井底无落物。
（2）储层条件
任何成功的压裂作业必须具备两个基本的地质条件：
储量和能量，前者是压裂改造的物质基础，后者是较长增产有效期的保证。
4.2压裂注液方式
压裂注液方式有油管注液、环空注液、套管注液和油套混注。
在满足泵注参数和施工管柱安全条件下尽量选择简单的注入方式。
压裂注液方式与施工参数选择必须依据油藏、水力裂缝与压裂设备条件来进行。
前者考虑考虑采用何种压裂方式来达到多数油层得到有效改造，考虑的油藏依据是地应力剖面、油层跨度、有效厚度，考虑的设备依据是压裂车组与允许的极限排量、有关工具。
压裂施工参数的选择首先要回答油层能否压开的问题，这就涉及到对油藏地应力、岩石力学性质与地层滤失性；其次通过设计合理的泵注程序来实现裂缝优化；最后考虑在设备约束
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