油气井增产课件

1油气井增产方法1.1油气井低产的主要原因近井地带受伤害，导致渗透率严重下降油气层渗透性差地层压力低，油气层剩余能量不足地层原油粘度高1.2油气井增产途径提高或恢复地层渗透率保持压力增加地层能量降低井底回压降低原油粘度1.3油气井增产方法水力压裂HydraulicFracturing酸化Acidizing爆炸Explosion高能气体压裂水力冲击波压裂振动压裂2水力压裂2.1基本概念利用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将高粘液体（压裂液）泵入井内，而在井底憋起高压，当该压力克服井壁附近地应力达到岩石抗张强度后，就在井底产生裂缝。继续将带有支撑剂的携砂液注入压裂液，裂缝继续延伸并在裂缝中充填支撑剂。停泵后，由于支撑剂对裂缝的支撑作用，可在地层中形成足够长、有一定导流能力的填砂裂缝。水力压裂HydraulicFracturingS1S2S3S4压裂压裂2.3发展阶段(1)一般性的单井增产、增注(2)大型压裂工艺技术的发展和应用(3)优化压裂设计技术的发展和应用(4)低渗油藏整体压裂开发技术的研究和应用(5)中高渗油藏端部脱砂压裂技术研究和应用6.1水力压裂岩石力学图6.1压裂施工曲线PF—破裂压力PE—延伸压力PS—地层压力P井底>=PF时压力时间排量不变，提高砂比，压力升高反映了正常的裂缝延伸裂缝闭合压力（静）裂缝延伸压力（静）净裂缝延伸压力管内摩阻地层压力（静）破裂前置液携砂液裂缝闭合加砂停泵baa—致密岩石b—微缝高渗岩石FECS=+xzyyxz地层岩石三维应力状况+6.1.1.1重力应力主应力:x，y，z应变:x，y，zz—垂向主应力,MPar—随深度变化的上覆岩体密度，Kg/m3h—深度，mg—重力加速度，m/s2由广义虎克定律:总应变:同理:由于周围岩石的围限作用:考虑孔隙流体压力后的地层水平应力:6.1.1.3热应力由于地层温度变化在其内部引起的内应力增量，热应力主要与温度变化和岩石热力学性质有关。T—材料线膨胀系数T—温度T—温度增量裂缝方向总是垂直于最小主应力6.1.1.4人工裂缝方位xzy当z最小时，形成水平裂缝。显裂缝地层很难出现人工裂缝。微裂缝地层—垂直于最小主应力方向；—基本上沿微裂缝的方向发展，把微裂缝串成显裂缝。6.1.2水力压裂造缝机理地应力分布十分复杂，既与区域动力场和局部构造应力有关，又与现代活动应力场联系密切。假设地层岩石为线弹性体，首先针对裸眼井分析井壁最终应力分布，结合岩石破裂准则讨论水力压裂诱发人工裂缝的造缝条件。1.井筒处应力分布x、y—x方向和y方向上应力，Pa；r、—径向和周向（切向）应力，Pa；，r—任意径向与x轴的极角和极径，m；r—计算点剪切应力，Pa。对于水平应力场均匀，（x=y=H），则当r=rw，＝0及180时，＝3y－x当r=rw，＝90及270时，＝3x－y当x=y时＝2y=2x说明周向应力相等，与无关当x>y时()0,180=()min()90，270=()max随r增加，迅速降低(平方次)应力集中Pf>PE2.井眼内压所引起的井壁应力(1)由弹性力学拉梅公式(拉应力为负)当re，Pe=0且re》rw于是r=rw时，＝-PiA.注入压裂液在井壁周围各个方向上所产生的应力方向一致;B.注液产生的压力为张应力，向井筒注液有利于撕开地层;C.注液产生的应力沿井轴半径是衰减的。离井轴越远，应力越小.3.压裂液渗入地层引起的井壁应力4.井壁上的总周向应力＝地应力+井筒内压+渗滤引起的周向应力1.讨论应力的目的(1).地层在何种条件下形成裂缝xzyyxz6.1.2水力压裂造缝条件(2)岩石破裂准则A.最大张应力准则铁摩辛柯等把最大应力定为强度。假定，延伸材料单纯拉伸（压缩）时，当最大应力达到材料的屈服点应力，材料开始屈服。最大张应力理论不考虑其它平面上产生的正应力和剪应力。一旦最小主应力达到物体的抗张强度，就会破坏。这是研究诱发人工裂缝时用得最广泛的准则。B.基于断裂力学的破裂理论—格里菲斯（Griffish）理论任何材料都是不均质的，都有缺陷（微裂纹），这是引起断裂的裂源。阻止断裂产生和发展的材料属性，叫应力强度因子KI,,。当裂缝端部的应力值达到最大，即应力强度因子达到临界值时，这一临界强度因子称为岩石的断裂韧性KIC。断裂判据：KIKIC时，材料稳定；KIKIC时，材料失稳，开始破裂。C.其他破裂理论—最大剪应力理论—最大应变理论—最大应变能理论—莫尔（Mohr）理论—八面体剪应力理论（1）形成垂直缝－压为正，拉为负－最大有效周向应力大于水平方向抗拉强度2.形成裂缝的条件A.有液体渗滤当破裂时，Pi=PFB.无液体渗滤当破裂时，Pi=PF2.形成水平缝－最大有效周向应力大于垂直方向抗拉强度A.有液体渗滤有效总垂向应力为：当破裂时，Pi=PF1.94B.无液体渗滤有效总垂向应力为：当破裂时，Pi=PF0.94无论是形成垂直裂缝或水平裂缝,压裂液向地层滤失时，由于流体传递了该压力而使破裂压力有所降低。压裂液向地层滤失增加了地层污染可能性。例题已知油藏深度H=2000m，地层岩石密度ρr=2300kg/m3，泊松比ν=0.20，地层流体密度ρL=1050kg/m3，水平方向抗张强度为σt,=3.5Mpa,泊松比为ν=0.20,忽略沉积岩的垂向抗张强度。试计算（1）有效垂向应力和地层最小水平主应力σh；(2)无滤失条件下形成垂直裂缝和水平裂缝的深度界限。1.定义6.1.3破裂压力梯度2.理论计算3.统计值油田使用的破裂压力梯度通常是根据大量的压裂实践统计出来的。一般范围在0.015~0.025MPa/m之间.根据破裂压力梯度可以大致估算压裂裂缝形态:当α<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝;当α>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝.2.理论计算3.统计值油田使用的破裂压力梯度通常是根据大量的压裂实践统计出来的。一般范围在0.015~0.025MPa/m之间.根据破裂压力梯度可以大致估算压裂裂缝形态:当α<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝;当α>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝.4.降低破裂压力措施酸化预处理高效射孔密集射孔6.1.3地应力的测量及计算6.1.3.1矿场测量—水力压裂法—井眼椭圆法（井壁崩落法）实验室分析方法滞弹性应变恢复（ASR）实验室分析方法微差应变分析（DSCA）6.1.2.4判断裂缝方向的方法声波测定地电测定水动力学试井水力压裂新技术AdvanceinHydraulicFracturing概要（Outline）—单井优化压裂设计技术—低渗透油藏整体压裂开发技术—压裂新工艺第一讲单井优化压裂设计技术—概述：基本任务；优化设计概念；优化设计步骤—压裂设计参数：分类；重要参数—压裂设计模型：三维模型；支撑剂分布模型；产能预测模型；经济分析模型；施工参数模型第一节概述一.压裂设计的任务—在既定储层和注采井网下，根据不同缝长和导流能力预测单井压后生产动态；—根据储层条件选择压裂材料类型和用量；—确定泵注方式、泵注排量、设备功率、泵压等施工参数；—确定施工泵注程序；—施工的经济，使其达到少投入、多产出；—设计方案的检验（开发与增产的、现有压裂材料与设备能力、施工安全的要求）第一节概述二.优化设计的概念使用各种含压裂裂缝的油气藏模拟器、水力压裂模拟器及经济模拟器，对给定的油气藏地质条件与不同的泵注参数条件，反复计算与评价不同缝长与导流能力的裂缝所产生的经济效益，从中选出能实现少投入、多产出的压裂设计方案。第一节概述二.优化设计的概念(一)优化的准则1.最大的储层供给能力；2.最优的支撑裂缝穿透长度；3.最优的泵注参数；4.最低的施工成本；5.最大的井的经济效益。第一节概述(二)优化的概念1.使用油气藏模拟器对给定的储层条件，预测不同缝长在一定导流能力下所能获得的产量、累积产量与总收入。2.使用水力裂缝模拟器确定不同缝长在一定导流能力下所需要的施工规模与施工成本。一般地，随缝长的增加，施工成本急剧上升。3.综合以上两方面的结果，得出净现值曲线。曲线上有一最佳点，如缝长大于该点所对应的缝长值，则施工成本将超过总收入。最佳点对应的裂缝长度值称之为最佳缝长，该缝长在众多设计方案中可以获得最大的净现值收益。第一节概述(二)优化设计步骤1.根据储层特性给出一个缝长；2.根据压前地应力试验或测试压裂试验时诊断到的压力行为，选择合适的裂缝扩展模型；3.选择若干种适用于压裂目的层的压裂液；4.根据支撑剂在裂缝闭合压力下的破碎与储层嵌入特性选择适宜的支撑剂；第一节概述(二)优化设计步骤5.根据就地地应力分布，确定最大的施工压力；6.根据管柱的摩阻损失，压裂液流变性（剪切速率，时间温度等）及设施功率限制等因素，确定最大允许的泵注排量；7.使支撑裂缝的几何形状，总用液量与支撑剂量最优化。根据施工压力与泵注排量的限制；确定最优化的泵送参数；使压裂液效率达到最高；在设计的支撑剂浓度下，确定优化缝长；第一节概述(二)优化设计步骤8.根据优化的支撑裂缝几何形状与步骤7计算的裂缝导流能力，建立各种生产时间的不稳定状态的IPR曲线；9.组合不稳定状态的IPR曲线和油管吸入曲线获得最佳的井口供给能力；10.依照生产递减曲线得到各个生产时间的累计产量；11.根据假设的贴现率计算产量净收入的现值；第一节概述(二)优化设计步骤12.计算包括压裂液、支撑剂、设备功率和其它与施工有关杂项在内的施工费用；13.从井的贴现收入中减去施工费用，计算压裂的净现值。至此，完成步骤1）所给出缝长的优化计算过程；14.重复步骤1至13，对若干给出的缝长进行优化计算，建立缝长与压裂净现值的关系曲线，从中选出可获得最大净现值的缝长。第二节压裂设计参数一.设计参数分类—按控制程度：不可控制参数；可控制参数；—按参数特征：油气井参数；油气层参数；压裂参数；经济参数；第二节压裂设计参数三.重要设计参数1有效渗透率—是检验井压前生产情况，预测压后产量及评价压裂效果的重要参数；—储层定性评价的指标，划分增产措施类别的依据；—是影响压裂液滤失量的重要因素；—是选择支撑剂类型、尺寸与施工砂比的依据第二节压裂设计参数第二节压裂设计参数第二节压裂设计参数获取方法—压力恢复试井确定法；—产能试井确定法；—岩心测试确定；—油藏数值模拟历史拟合；—测井曲线求取；—压裂层段为多层须加权求取；第二节压裂设计参数压力恢复试井确定法；第二节压裂设计参数稳定试井法；第二节压裂设计参数2有效厚度—是检验井压前生产情况，预测压后产量及评价压裂效果的重要参数；—压裂选井选层的主要依据；—是优化设计的关键参数；—以岩心资料、单层试油资料和测井资料综合确定；—利用有效厚度等值图估算压裂层的有效厚度3地层温度—是选择压裂液的主要依据；—是控制压裂液在缝中粘度、流态指数和稠度系数的重要因素；—在无干扰的静态条件下测得—根据地温梯度计算；—根据测井的井温曲线推算；—经验法（3C/100m）第二节压裂设计参数4地层压力—原始地层压力：油气层在未开采前从探井中测得的油气层中部的压力；—目前地层压力：油气藏投入开发后，在某一时期内测得的油气层中部压力；—静止压力：它是指油气井在关井后，待压力恢复到稳定状态时所测得的油气层中部压力；第二节压裂设计参数4地层压力—衡量油井自喷能力的强弱；—压裂选井选层的主要依据；—是检验井压前生产情况，预测压后产量及评价压裂效果的重要参数；—与地层破裂压力有关；—压裂液返排的关键参数；—压力恢复试井确定（Horner法、MDH法等）—基于本井静压梯度推算压裂层静压；—借用邻井、井组、区块或油气藏的目前地层压力值得出的压力梯度，推算压裂井、层的目前地层压力第二节压裂设计参数Horner法；第二节压裂设计参数MDH法；第二节压裂设计参数Agarwal法；第二节压裂设计参数5地层流体物性参数—地层流体粘度是确定压力恢复试验取得的流动系数（Kh/μ）和流动度（K/μ）必不可少的参数；—与压裂液失系数有关—压裂选井选层的主要依据；—是检验井压前生产情况，预测压后产量及评价压裂效果的重要参数；—PVT实验获取—相关经验式计算(Standing等)；第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—当岩石受抗压应力时，在弹性范围内，岩石的侧向应变与轴向应变的比值，称为岩石的泊松比；—岩石受拉应力或压应力时，当负荷增加到一定程度后，应力与应变曲线变成线性关系，比例常数E称为岩石的弹性模量；第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—确定地层水平主应力值及其垂向分布的重要参数。由于地应力值与地层破裂压力、裂缝延伸压力、裂缝闭合压力以及裂缝高度有关，所以，泊松比在压裂设计中起着重要作用；—影响裂缝几何尺寸的计算；第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—实验室岩心试验（静态和动态实验）；静态试验：室内岩心试验的应变率如小于1s-1，其状态被认为是准静态的，这与大多数水力压裂的准静态现象一致。在这一条件下以单轴或三轴试验取得的岩石弹性性质参数（泊松比、弹性模量等）称为静态值。动态试验：如果水力裂缝延伸时，以接近声速率扩展（如水力裂缝勾通或穿透天然裂缝的密集地带），则必须考虑动态的岩石弹性性质。第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—超声测量室进行超声脉冲测量(测井技术)第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—近似推算第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—近似推算第二节压裂设计参数6地层岩石力学参数(泊松比、弹性模量)—根据地层的岩性、粘度和胶结情况选取弹性模量和泊松比；—由现场实测的地层破裂压力、裂缝闭合压力、就地水平主应力等值，反算岩石的泊松比后，再推算出弹性模量值；第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—垂向主应力：作用在岩石单元体上的垂向主应力来自上覆岩层重力；第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—水平主应力：根据该地区是否受到构造运动的影响以及构造运动的形态，可将水平主应力分为三种情况：未受地质构造运动扰动过的沉积较新的连续沉积盆地，属于水平均匀地应力状态。第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布受地质构造运动的影响，但构造力在水平各个方向上均相等。因此，仍属水平向地应力状态第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布构造应力在两个水平方向上不等有效垂向主应力最小，第二节压裂设计参数对我国大多数油田实测地应力表明，存在着7地应力及垂向分布构造应力（构造条件）对地应力分布状态的影响在以正断层为标志的地壳松弛区，水平主应力约为垂向主应力和1/3。第二节压裂设计参数在以褶被和逆掩断层为主的地壳压缩区，水平主应力则是垂向主应力的3倍7地应力及垂向分布—垂向应力的大小决定裂缝形态和方位；—是测定力学参数的实验条件；—是影响三维裂缝形态的重要参数；—是选择压裂工艺的依据；第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—实验室岩心实验；—测井分析：长源距数字声波测井（LSDS）第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—测井分析：地层倾角测井第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—现场测量：微型压裂第二节压裂设计参数7地应力及垂向分布—现场测量：注入和返排实验第二节压裂设计参数8地层破裂压力和破裂压力梯度—是确定施工管柱、井下工具、井口装置的主要依据；—可确定施工时的最高地面泵压、泵注排量；—可推断水力裂缝形态；—理论公式计算（Eaton法、Stephen法）；—测井资料预测；—现场施工参数计算；—统计分析；第二节压裂设计参数8地层破裂压力和破裂压力梯度—理论公式计算：Eaton法第二节压裂设计参数—理论公式计算：Stephen法8地层破裂压力和破裂压力梯度—理论公式计算：黄荣樽法第二节压裂设计参数8地层破裂压力和破裂压力梯度—现场施工参数计算；第二节压裂设计参数9裂缝延伸压力—裂缝延伸压力是指水力裂缝在长、宽、高三个方向扩展所需要的缝内流体压力。一般，它比闭合压力大，且与裂缝大小及压裂施工有关—是三维压裂设计的关键参数；—是判断裂缝延伸模式的依据；第二节压裂设计参数9裂缝延伸压力—是判断裂缝延伸模式的依据；线段1——压力的斜率在0.125～0.2之间。说明裂缝在预期的缝高和综合滤失系数下向地层深处延伸。线段2——压力的斜率不变。可能预示着注入量等于滤失量，也可能是裂缝在长度上已停止延伸，或裂缝高度即将失控，或缝内即将出现堵塞。第二节压裂设计参数9裂缝延伸压力线段3——压力的斜率为1。反映了缝内发生堵塞，裂缝在长度上已停止延伸，注入的液体只能增加裂缝的宽度。线段4——压力的斜率为负值。说明裂缝在高度上已失去控制，延伸到非4压裂目的层段，或又压开了新的裂缝，或裂缝在延伸过程中遇到了规模较大的天然微裂隙体系。第二节压裂设计参数9裂缝延伸压力—阶梯式泵注试验—经验公式；第二节压裂设计参数10裂缝闭合压力—定义为：开始张开一条已存在的裂缝所必须的流体压力使裂缝恰好保持不致于闭合所需要的流体压力。—是压裂压力分析的基础参数；—是选择支撑剂类型、大小和导流能力的主要依据；—注入返排实验；—注入关井实验第二节压裂设计参数11盖、底层性质—定义为：储层上下的岩层称之为盖、底层。盖、底层的性质包括盖、底层的岩性及其力学参数、厚度及其在平面上的分布与地应力等；盖、底层的岩性可能是不渗透的泥岩或页岩，也可能是具有一定渗透作用的砂质泥岩或泥质砂岩等。对压裂来说，能有效地控制裂缝高度延伸的岩层称之为遮挡层。第二节压裂设计参数11盖、底层性质—盖、底层的作用在于能否控制裂缝的垂向扩展，保证裂缝在压裂目的层内延伸。如果盖、底层的地应力值远大于油气层，且有一定的厚度，那么，裂缝高度将限制在储层之内；如果盖、底层较薄，地应力与储层相近，那么，裂缝将穿透盖、底层，直至遇到有效的遮挡层为止。盖、底层性质不但影响到裂缝几何尺寸、施工规模，而且直接关系到压裂作业的成败。第二节压裂设计参数11盖、底层性质—进行岩心分析，确定盖、底层及可能的遮挡层的性质。—使用测井资料，对盖、底层及可能的遮挡层的性质作出判断。—使用等厚图，掌握盖、底层及可能的遮挡层在平面上的分布。—进行应地应力测试确定盖、底层及可能的遮挡层的就地应力值。第二节压裂设计参数第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型—在工业上使用的模型包括：二维（2D）模型拟三维模型（P3D）和全三维模型（F3D）以及集总的三维模型。（一）基本内容裂缝张开和扩张的主要理论是：岩石弹性力学、岩石断裂力学、流体力学和渗流力学。基本内容包括：裂缝张开模型；流体流动模型；裂缝延伸准则；运用数值方法求解的裂缝延伸数值解。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（二）基本方程1.裂缝扩展的宽度方程：岩石变形的平衡方程二维模型把裂缝看成是一无限大的平板上有一狭长裂缝，缝内受有均匀压力Pc,裂缝宽度可看作是椭圆缝的张开位移，此时裂缝的最大宽度可表示为：2.流体压降方程Poiseuille给出的幂律型流体在压裂裂缝中的压降梯度公式第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（二）基本方程3.流体连续性方程：流体在缝内流动过程中的质量守恒注入的压裂液总量等于裂缝体积和滤失体积之和。4.裂缝延伸准则裂缝的应力强度因子Ki：裂缝端部附近的应力大小。裂缝加载模式有三种：模式I（张开型）：裂缝前方有一法向张力KI第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型模式II（滑开型）：伴随有一纵向剪力KII模式III（撕开型）：有一横向剪力KIII断裂韧性：当裂缝端部的应力值达到最大，即当张开型应力强度因子KI达到临界值时，这一临界强度因子称为岩石的断裂韧性。裂缝延伸准则：裂缝在扩展过程中，受周围岩层的断裂韧性KIC的控制。根据能量条件，当内压在裂缝边缘某一点上诱发一应力强度因子KI大于岩石的断裂韧性KIC，裂缝向前扩展。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（二）二维模型1.发展概况—50年代-70年代开发，PKN,GDK。—从形态分为三种：平行板；PKN型（在纵向和水平方向都是椭圆形）；GDK型(纵向是矩形，水平剖面是椭圆型)。—基本假设：地层均质和各向同性；裂缝高度是恒定；二维岩石变形；一维流体流动；滤失简化—是计算裂缝几何尺寸最简单的方法，可满足施工规模小、地层条件较为简单（具有高就地应力或很厚隔层的油藏）。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型2.模型比较—裂缝几何形态；—裂缝扩展宽度方程比较：PKN与hf有关，GDK与Lf有关。—缝中压力行为比较：PKN预测压力随缝长的1/4次方，压力随缝长延伸而增长；GDK压力下降的比例随缝长增长的1/2次方，压力随缝长的增加而递减。—裂缝长度和宽度的比较：PKN中，缝宽的增加速度低于缝长的增加速度，裂缝是长而窄；GDK中，缝宽的增加速度高于缝长的增加速度第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型—裂缝是短而宽5.选择二维模型的一般原则—根据井底压力的变化趋势：—压裂层的埋藏深度：浅层选用GDK，深层选用PKN—压裂层与上下岩层的地应力差：上下岩层的地应力大于压裂层且差值大于13.8MPa,PKN和GDK都适用。上下岩层的地应力小于压裂层且差值小于13.8MPa,薄层选PKN，块状厚层或射孔段长的井选GDK第三节压裂设计模型第三节压裂设计模型第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（三）三维模型—致密低渗透气层大型压裂的兴起,提出了开发拟三维、全三维模型，主要代表者是Nolte&Smith、Sttari&Cleary以及Palmer和Carrll。—拟三维是将两个二维压裂模型组合在一起计算裂缝长度和相对于长度上的裂缝高度，即用两个二维压裂模型计算裂缝尺寸（几何形状）在X-Y-Z三个方向上的扩展。一般是以二维的PKN模型求解裂缝在长度上的延伸；另一个二维GDK模型解出裂缝在高度上的增长。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（三）三维模型—由于缝高取决于缝长的位置和时间，且随缝高的变化存在着一个液流的垂向分量。—拟三维压裂模型仍立足于平面应变，可变的裂缝高度借助于岩石断裂韧性的概念。并考虑了就地应力梯度及储层与上下隔层间的就地应力差。—拟三维压裂模型的局限性：缝长必须大于缝高，否则计算结果与全三维压裂模型的计算值有很大的出入。适用用于单层设计计算。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（三）三维模型1.发展概况—全三维压裂模型起始于70年代末，至80年代有了很大的发展，这种模型以弹性的三维模型与二维流体在缝内的流动的组合推导出来的。主要代表人物是Abou和Sayed（1984年）、Cleary(1983年)、Lam与Touboul（1986年）以及Vandamme和Jeffrey（1986年）等。—全三维压裂模型可描述具有变弹性性质和滤失特性的多层井段以及由地应力剖面决定的复杂第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型—的裂缝几何形态与几何尺寸—对压裂设计与分析而言，全三维压裂模型可以解决：(1)确定给定就地条件和注入条件的裂缝几何形态；(2)从裂缝在三维方向上的扩展，估算支撑剂粒度、前置液用量和施工总用液量；（3）有利于研究射孔部位的影响和与宽度尖灭相关的问题；(4)通过小型压裂压力与模拟压力的比较来诊断就地闭合应力。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（四）集总的三维模型1.发展概况—1986年Cleary与Crokett等在全三维压裂模型的基础上提出了称之为“集总的综合水力压裂模型”具有的特点是：（1）与全三维压裂模型缺乏计算效率相反，这种模型的计算速度快，达到大于现场实时。（2）可进行实时模拟与实时分析，使室内的优化压裂设计真正转化为现场的优化压裂施工。第三节压裂设计模型一.裂缝延伸模型（四）集总的三维模型—模型由四部分组成:(1)在管内压裂流体与含有支撑剂流体的流动；(2)水力裂缝的形成与延伸(3)支撑剂的输送、沉降与裂缝闭合；(4)在裂缝与地层之间的热量与流体的交换。—国外现场实践证明，集总的综合模型不仅可以实时地模拟压裂全过程，而且可以用于压前设计与压后分析评价，使全三维模型真正成为一种实用性强的工程手段，为证实模型符合实际的程度建立了研究方法。第三部分整体压裂技术1.裂缝性油藏整体压裂数值模拟2.油藏整体压裂动态效果影响因素分析3.裂缝性油藏整体压裂数值模拟应用裂缝性油藏压裂开发技术应用低滤失高砂浓度的水力压裂工艺；改变应力的压裂工艺和水平井多裂缝压裂；裂缝性油藏整体压裂改造技术；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力裂缝的油藏数值模拟的组合应用基础上压后动态评价数值模拟一.概况1.单井模拟—典型曲线拟合法Holditch等使用二维单相油藏模拟器生成的不同油藏条件下200多条压裂井典型曲线；Cinco-Ley、Agarwal等使用无限大油藏中有限导流能力垂直裂缝井渗流方程解析解所生成的图版这些典型曲线被大量用于低渗透油气藏的压后产量预测、经济评价和优化设计中；第六节压后动态评价数值模拟—典型曲线拟合法近年来，随着研究的不断深入，不断有新型的典型曲线、图版发表，用以模拟有界油藏、双重介质地层、压裂裂缝不等翼的情形、非达西流动等实际的裂缝—油藏系统，为压裂设计和经济分析提供更加准确的压后动态预测结果。但随着考虑问题的复杂性，数学模型的非线性化形式决定了采用解析法难以求解更复杂的数学模型，更无法用这种典型曲线拟合法，这需要应用数值模拟计算方法来处理。—数值模拟法运用数值模拟技术既可模拟单井压后生产动态，又可模拟油藏（井组）整体压裂生产动态，国内外对单井压后的数值模拟法开展了大量的研究。对单井裂缝—油藏模型数值处理方法主要是：有限差分法、有限元法和边界元法。—数值模拟法1986年Soliman提出了一套预测压裂井产量的数值模拟方法，文中描述了单相油在水力裂缝和油藏中的渗流模型，考虑了裂缝相对导流能力随相对裂缝半长位置变化的三种递减关系（线性、指数Ⅰ、指数Ⅱ），假定油藏流体在支撑裂缝中的流动服从达西定律，采用有限差分法求解渗流模型，得到了压裂井在不同导流能力模式下的产量关系曲线，这是国内外用数模方法处理压裂井生产动态预测评价的新起点；—数值模拟法石油大学等在Agarwal所建立的油藏—裂缝模型基础上，考虑了裂缝导流能力随时间变化及压裂施工中加尾砂等情况，采用数值解法预测压裂井产量。上述两种方法仅考虑了单相油在地层和裂缝中的二维达西流动，无法模拟计算由钻井、压裂等造成的井筒污染和裂缝壁面污染对压后产量的影响；—数值模拟法1995年西南石油学院等提出了一个预测压裂井压后单井生产动态的二维二相模型，考虑了裂缝导流能力随位置和时间的变化以及地层污染对产量预测的影响，该模型和方法在压裂优化设计和压裂经济分析以及整体压裂方案编制中得到了较好的应用。2.整体压裂油藏模拟—多维多相油藏数值模拟器进行改造采用了两种简化方法（等值渗流阻力法、等连通系数法）来模拟支撑裂缝的存在。等值渗流阻力法：2.整体压裂数值模拟等值渗流阻力法：2.整体压裂数值模拟采用等值渗流阻力法处理后，按照常规的数值模拟方法对压裂井压后动态进行模拟时，模拟计算的适应性较差，模拟结果受含裂缝网块几何尺寸变化的影响较大，而且早期动态拟合误差很大，晚期相对较好些。等连通系数法：等连通系数法就是保持裂缝的连通系数固定不变，通过增加裂缝宽度和降低裂缝渗透率达到求解的目的，该方法较简单实用。2.整体压裂数值模拟水力压裂井的连通系数：裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积也代表了裂缝的导流能力，因此裂缝要保持等连通系数，就需固定裂缝导流能力。在保持裂缝导流能力固定不变的情况下，通过增加裂缝宽度和降低裂缝渗透率，可以克服因裂缝宽度过窄、裂缝渗透率远大于地层渗透率所造成的油藏整体压裂模拟时的巨大困难。2.整体压裂数值模拟近年来，国内万庄压裂酸化技术服务中心运用上述方法改造黑油模型，将水力裂缝的长度、导流能力及裂缝方位作为油藏的性质置入黑油模型中，对吐哈鄯善等油田进行了整体压裂改造的数值模拟计算，将数模结果用于总体优化压裂设计中。2.整体压裂数值模拟随着油藏数值模拟技术的迅速发展，描述各类油藏多相渗流的数学模型及相应的数值模拟方法取得了较大突破，大型数模软件如SimbestⅡ、VIP等得到了广泛应用，但仍未考虑压裂裂缝的影响，所采用的近似处理对整体压裂优化设计结果影响较大。从油藏整体压裂改造的角度出发，结合油藏数值模拟的原理和方法，提出一个新型的较完善的裂缝性油藏整体压裂生产动态数学模型，研制油藏整体压裂数值模拟器，是压裂数值模拟研究发展的迫切要求。2.整体压裂数值模拟随着采用整体压裂技术压裂开发各类油气藏，对整体压裂数模的要求越来越高。从模型上看，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和完善，以适应油藏整体压裂数值模拟的需要。从考虑的因素上看，非达西流动、裂缝壁面污染、裂缝中水锁、裂缝两翼不等、裂缝导流能力可变和水平井压后多条裂缝分布等复杂因素在数值模拟时都需要考虑。裂缝性低渗透油藏整体压裂数值模拟技术裂缝性油藏整体压裂改造后，油、气、水三相渗流的介质和渗流特点与整体压裂前相比具有很大的不同。油气水在压后的储层中有三种渗流的通道：岩块中的孔隙介质是主要的储油空间；根据大量的现场测试分析，裂缝性油藏压裂后一部分潜在缝开启延伸形成填砂支撑裂缝，另一部分裂缝仍为充填裂缝，这两种裂缝都是沟通孔隙介质和压裂裂缝的主要通道；沿最大主应力方向形成的水力支撑裂缝则是流体流入井底的通道。流体在整体压裂油藏介质中渗流特点也发生了显著变化，高导流能力的支撑裂缝克服了近井地带和裂缝中的渗流阻力，流体在较长的支撑裂缝中的流动压力显著变化，油气水在近井地带和裂缝中的流动速度加快，高速非达西流动常常发生，特别是裂缝性气藏压裂后近井带的非达西流动更为显著。模型基本假设1.流体在基质、天然裂缝和压裂裂缝中流动时，岩块为主要储油空间，裂缝为油流通道，岩块视为被裂缝系统所切割的互不连通的单元体的集合，它们既不能构成连续介质，也不能供应源、汇相，岩块仅与裂缝系统发生质量交换；2.油气水三相在基质、天然裂缝中的流动服从达西定律，在压裂支撑裂缝中的流动服从Forchheimer高速非达西流动方程，且渗流为等温渗流；3.油气之间存在相间质量交换,油气、气水两相互不相溶；4.岩石具有非均质性和各向异性,岩石和流体均为可压缩,考虑重力、毛管力、粘滞力、岩石变形和相态变化等方面的因素；5.油藏整体压裂后形成的水力裂缝方向一致,压裂裂缝为对称于井眼的双翼垂直裂缝；6.压裂支撑裂缝的导流能力随位置和开采时间变化；7.储层中的流体垂直于裂缝壁面线形渗入水力裂缝。渗流运动方程1基质和裂缝中流体运动方程裂缝性油藏整体压裂后,流体在基质和天然裂缝中的渗流速度与压力梯度之间仍为线形关系,满足达西定律。因此将达西单相流公式加以推广可以描述基质、天然裂缝中的三相流运动方程。微分算子2.压裂裂缝中流体运动方程压裂裂缝的导流能力很高，裂缝较长，压裂裂缝的存在克服了近井地带的较大流动阻力，流体在裂缝中流速加快。特别是气体在压裂裂缝中自身渗流速度快，粘度低，此时流动偏离达西定律，变为高速非达西流动。将Forchheimer二项式方程推广到三相渗流就可以描述压裂裂缝中流体的运动情况。l定义为非达西流动因子，当l=1时，为达西线性渗流；当l<1时，为高速非达西渗流。对于油相对于气相对于水相3.渗流方程整体压裂裂缝性油藏中流体渗流方程包括基岩系统、天然裂缝系统和人工裂缝系统渗流方程。假定任何一种组分i在油、气、水三相中的质量分量是Xio，Xig，Xiw，由物质守恒原理可导出压裂裂缝中组分i的连续性方程：根据基本假设条件，在气相中只有气组分在水相中只有水组分，无溶解气在油相中除了油外，还有溶解气油相连续性方程水相连续性方程气相连续性方程整体压裂后压裂裂缝系统的渗流方程油相方程水相方程整体压裂后压裂裂缝系统的渗流方程气相方程将上述质量守恒式通过关系式：同时假定从而得到压裂裂缝系统体积守恒的渗流模型油相方程气相方程水相方程考虑到基岩、天然裂缝中流体流动满足达西定律，基于油藏数值模拟的研究成果，可引入双孔单渗裂缝模型。天然裂缝系统渗流方程油相方程气相方程水相方程基岩系统渗流方程油相方程气相方程水相方程渗流辅助方程水力支撑裂缝中的饱和度约束方程天然裂缝中的饱和度约束方程基岩中的饱和度约束方程毛管压力方程相对渗透率方程密度方程粘度方程体积系数方程非达西因子方程5.几个系数的确定(1)窜流系数λ窜流系数由岩块形状因子或岩块渗透率而定。岩块几何因子是岩块与裂缝之间流量交换的重要参数，它与流体的交换方式有关，所以应根据具体情况采用不同公式确定。假定基质岩块的长、宽、高分别为Lx，Ly和Lz，为基质岩块的表体积，当基质岩块驱替过程中，重力驱替起主导作用时，岩块中的流动是垂直流动，几何因子由下式确定对于水驱油情况，在以渗吸为主的情形下，水是从岩块四周进入岩块，几何因子由Kozemi公式确定对于同时具有渗吸和重力排驱的水驱情况，文献SPE6建议使用下述公式确定对于气驱油的情况，此时主要以一维重力排驱为主，气体从岩块顶部进入，油从岩块底部排出，文献SPE6建议使用下式确定根据岩块几何因子与窜流系数的关系，可确定窜流系数此外，根据不稳定试井中压力恢复曲线也可确定窜流系数(2)流体高速系数l高速非达西运动方程中的系数β实际上是在高速非达西流条件下，用于计算正确压力梯度的一个系数，它是油藏岩石的特征量。流体高速系数β与岩石的渗透率、孔隙度和岩石的迂回度等因素有关。目前确定β系数的主要方法是通过室内实验获得。由Forchheimer方程:得到一维流动下的非达西方程假定真实气体作等温一维流动，将上述方程积分得简化到实验室应用由上式知，室内测定气体在岩心内流动时两端压差和流量；压差与流量呈线性关系，由斜率即可确定β系数。根据该实验原理既可测定储层中流体高速系数，也可测定人工裂缝中支撑剂的高速系数。国外针对β系数展开了大量的研究，不断有新的成果发表，提出了较多的相关式，一些相关式已成功地用于模拟计算中。Cooke在研究水力压裂后支撑裂缝中单相气体渗流时，提出了支撑剂尺寸、渗透率与β之间的关系当储层中两相或多相流存在时，引入一个相对高速系数liu*等的研究表明，对高速系数可通过相对渗透率直接得到油、气、水相的高速系数采用下式计算6.定解条件整体压裂油藏数值模拟中的边界条件分为两大类：一是外边界条件。系指油藏外边界所处的状态；二是内边界条件，系指压裂生产井（或注入井）所处的状态。(1)外边界条件(2)内边界条件定井底压力定井产量7.整体压裂效果模拟软件功能(1)油藏在既定注采井网系统下的整体压裂数值模拟研究它主要包括：预测不同水力裂缝长度（裂缝穿透比）下的生产动态，扫油效率和采出程度；预测不同压裂井类型（压裂注水井、压裂采油井或压裂注采井下）的生产动态及生产指标；预测不同水力裂缝导流能力下的生产动态；预测注采井网系统（井距、压裂井类型）与水力裂缝系统（缝长、导流能力）优化组合下的生产动态及生产指标。(2)未投入开发油藏压裂开发的整体压裂数值模拟研究它主要包括：预测不同井网模式下，整体压裂后的生产动态及采出程度；预测一定井网模式下，不同缝长与采出程度的关系；预测合理井网模式下和合理缝长在最佳组合情况下，压后生产动态及采出程度。实例研究1.整体压裂效果的影响因素模拟研究低渗透油藏一般需经过压裂改造才能获得工业性开采价值。对于低渗透油藏在既定井网系统下要充分发挥水力压裂的作用，取得最大的开发效益，必须考虑将水力裂缝系统与既定井网系统相适应，这需要通过整体压裂优化设计实现；对于待开发的低渗透油藏在未形成开发井网系统前，需进行开发井网系统与水力裂缝系统的优化组合，这就是实施压裂开发设计。无论是低渗透油藏整体压裂改造优化设计还是压裂开发设计，研究影响整体压裂效果的因素是设计的基础。(1)天然裂缝非均质性在许多天然裂缝性油藏中，天然裂缝系统是非均质的，非均质程度直接与油藏地质构造和地应力分布有关。裂缝性油藏压裂后的情况，在最大主应力max和最小主应力min作用下，人工裂缝方向与最大应力方向平行，天然裂缝的渗透率在平面上分布不一致，存在着最大渗透率knfmax和最小渗透率knfmin，天然裂缝的非均质性集中体现在天然裂缝方向渗透率的非均质性。假定最大主应力方向定为x方向，最小主应力方向定为y方向，油藏厚度方向定为z方向，通常采用下式表征天然裂缝的非均质性。如果认为天然裂缝具有均质性；如果NF>1或NF<1时，认为天然裂缝具有非均质性。当天然裂缝渗透率最小的方向为x方向，即knfx=kmin，knfmax=kmax，此时，称为天然裂缝非均质有利；当天然裂缝渗透率最小的方向为y方向，即knfx=kmax，knfmax=kmin此时，称为天然裂缝非均质不利。从模拟结果可以看出：裂缝的非均质性对压裂井日产油量和累积产油量的影响都很大。如果水力裂缝方位与天然裂缝渗透率最小方向平行，即水力裂缝垂直连通天然裂缝渗透率最大方向，此时天然裂缝的非均质性最有利，压裂井的日产油量高，压后效果好；当天然裂缝非均质性不利时，压裂后的累积产油量反而降低。许多油藏由于地应力场决定了水力裂缝方位与天然裂缝渗透率最大方向平行，天然裂缝的非均质性是处于不利的情况，因此实施压裂后，产量和累计产量并未大幅度提高，这并不能说明压裂施工效果不好。在天然裂缝不同非均质性时，压裂井的产油量对压裂缝缝长的敏感程度是不一样。天然裂缝非均质有利时，压裂井的产油量受压裂缝缝长的影响最大，缝长增大，产油量增加的幅度较大。（2）天然裂缝污染程度裂缝性低渗透油藏压裂与常规低渗透油藏压裂最大的不同就是压裂液的滤失机理。常规低渗透油藏压裂过程中，压裂液的滤失受基质渗透率、压裂液粘度和油藏流体压缩性等因素控制，压裂对储层的污染主要由基质渗透率损害程度决定。天然裂缝性油藏压裂过程中，压裂液的滤失主要受天然裂缝控制，其滤失与地应力或施工净压力有关，在施工过程中难以预测。（2）天然裂缝污染程度当压裂压力超过使天然裂缝开启所需压力时，大量压裂液滤失进入天然裂缝系统；随着水力裂缝延伸，连接的天然裂缝越来越多，天然裂缝也进一步加宽和延伸，滤失量进一步增大；此时可能导致水力裂缝停止向前延伸，而出现过早脱砂，大量的压裂液侵入天然裂缝必然对天然裂缝造成伤害。（2）天然裂缝污染程度另一方面，由于天然裂缝非常窄，压裂过程中压裂液以高压注入，压裂液进入天然裂缝后产生支撑裂缝带，从而产生附加应力作用在水力裂缝周围的天然裂缝，使天然裂缝的导流能力降低；侵入天然裂缝中的压裂液（尤其交联冻胶）返排非常困难，这样必然造成天然裂缝的伤害严重。裂缝性油藏基质渗透率低，伤害影响是次要的，天然裂缝的严重污染必然影响压裂效果。在裂缝均质的情况下，采用下式描述天然裂缝的污染程度当压裂引起天然裂缝污染，其渗透率降低为原始渗透率的50%时，压裂井的日产油量降低约20%左右；由此可见，压裂引起天然裂缝的污染程度是影响压裂井生产动态的一个重要的可控制因素，最大限度的减小压裂液对天然裂缝的伤害是天然裂缝性油藏整体压裂设计时的一个原则，满足储层特征和压裂工艺要求的低伤害压裂液体系是整体压裂方案设计的重要内容。（3）压裂裂缝方位二次采油生产动态影响压裂裂缝方位决定于地层应力分布，压裂裂缝总是沿着与最大主应力相平行的方向即垂直于最小主应力方向延伸。在既定的储层中，地层应力受地层沉积、运移等运动历史影响，虽然在各区域其分布不相同，但对于特定储层，地应力分布是相对稳定的，即压裂裂缝方位是客观存在的。对于整体压裂的注采井网，不同方位的压裂裂缝对注水开发的影响是不相同的。采用整体压裂数值模拟器模拟计算五点法注采井网中压裂裂缝方位在有利和不利方位时，压裂中心生产井在注采开发期的生产动态。若压裂裂缝方位有利时，在相同的生产时间下，压裂得到不低于不压裂的扫油效率；对任一裂缝穿透率，压后累积产油量大大高于不压裂的情况，随着裂缝穿透率的增加，扫油效率增加。这说明在裂缝方位有利的情况下，有压裂裂缝比无压裂裂缝的扫油效率高，并且缝长增加也使扫油效率增加。在裂缝方位不利时，压裂缝长增加使扫油效率降低，对于新开发的油藏，在进行井网与压裂裂缝优化组合时，为不使注水扫油效率减少，控制压裂缝长是必要的。从累积采油量来看，压裂优于不压裂，有利裂缝方位优于不利裂缝方位；从扫油效率来看，适当缝长的压裂对于生产是有利的。这要求在油藏开发压裂时，应多方面、多角度研究油藏区域的地应力分布，以准确可靠的地应力资料为依据，使压裂裂缝尽量处于最有利方位。（4）裂缝穿透率在注采井网中，裂缝的穿透率对二次采油期的影响较大，裂缝穿透率增加，支撑缝长增加，沟通更多的天然裂缝，有利于油流入压裂裂缝，但水流入压裂裂缝的速度也必然加快。（4）裂缝穿透率随着裂缝穿透率增大，见水时间缩短，无水采油期减小，单井累计产量增加，这说明压裂缝长增加，采油速度增大。（5）裂缝导流能力有研究表明，在一次采油期，压裂裂缝对压裂井生产动态的影响主要决定于无因次裂缝导流能力、缝长和油藏几何形态的匹配。在生产初期，生产动态仅依赖于无因次裂缝导流能力，井控油藏边界效应未出现；在生产后期，油藏边界发生作用，生产动态几乎与无因次裂缝导流能力无关，主要是裂缝长度与油藏几何形状的匹配关系。在一定裂缝方位、裂缝穿透率时，不同压裂井类型下无因次裂缝导流能力对注水开发的累积产油量和面积扫油效率的影响程度。当无因次裂缝导流能力从0.1增至10时，累积产油量及面积扫油效率变化都较大；当无因次裂缝导流能力大于10以后，再增加无因次裂缝导流能力，累积产油量及扫油效率几乎不再变化。裂缝导流能力对裂缝性油藏压裂动态的影响与均质低渗透油藏压裂相类似，因此在裂缝性油藏中优化设计裂缝长度与导流能力时，适用于均质油藏的Cr准则仍适用于裂缝性油藏的压裂设计。（6）井网不同组合研究不同井网系统与一定压裂裂缝系统之间的优化匹配，是整体压裂方案设计的重要内容。当压裂裂缝方位在注采井网中处于有利方位或不利方位时，相同井网面积，不同泄油形状下，裂缝长度对采出程度的影响程度如何，这是整体压裂效果评价的一个方面，也是选择压裂开发规模的依据之一。（6）井网不同组合对于两种不同的基质渗透率，任何一种井网形状压裂后的采出程度较不压裂都有大幅度提高，并且任何一种井网形状的采出程度都随裂缝长度的增加而增加。总体来说，油藏整体压裂后的采出程度都偏低，油藏渗透率是控制整体压裂油藏采出程度的重要因素，油藏渗透率愈高，采出程度也愈高。对于特低渗透性油藏进行开发压裂时应选择合适的矩形井网形状与压裂裂缝相匹配，适当增大支撑裂缝的长度，这样可提高低渗油藏注水开发期的采收率。3.1裂缝性油藏整体压裂数值模拟整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型流动特点三种渗流通道：孔隙介质+天然裂缝+压裂裂缝压裂裂缝改变了井周围和缝中的流动特征：支撑裂缝导流能力高、缝中高速非达西流动出现基本假设七个假设条件整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型运动方程压裂裂缝中渗流方程辅助方程主要包括：压裂裂缝中、天然裂缝中和基质中的饱和度约束方程；毛管压力方程；相渗透率方程；密度方程；粘度方程；体积系数方程和非达西因子方程。整体压裂裂缝性油藏中渗流数学模型定解条件系数的意义和确定系数的计算式流体高速系数裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解方法数学模型推导思路空间离散化时间差分方程展成k+1次迭代式全隐式差分方程裂缝性油藏整体压裂的数值模型及求解方法数值模型全隐式方程求解变量模型的求解油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析模拟器功能油藏在既定注采井网系统下的整体压裂模拟研究模拟器的特点模拟器运行环境油藏整体压裂可控参数的影响性分析未投入开发油藏压裂开发的整体压裂模拟研究油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析模型可靠性验证和分析Cinco-Ley等的解说明结果比较及分析油藏整体压裂模拟器的研制与可靠性分析在不同FCD时本文模型计算结果与Cinco-Ley的解对比在不同FCD时本文模型计算结果与Cinco-Ley的解对比生产时间，天生产时间，天压力压力整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝参数对压后生产动态的影响研究压裂裂缝参数对压后二次采油期动态的影响研究不同井网模式的影响研究3.2整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝的非均质性天然裂缝方向渗透率的非均质性均质非均质有利非均质不利天然裂缝的非均质性对压裂井日产油量和累计产油量影响很大，在不同非均质时，压后产油量对压裂缝长的敏感程度不一样。整体压裂效果的影响因素模拟研究天然裂缝污染程度⊙压裂对天然裂缝的污染⊙压裂引起天然裂缝的污染程度是影响压裂井生产动态的一个重要可控制因素，最大限度的减小压裂液对天然裂缝的伤害是天然裂缝性油藏压裂设计时的一个原则，满足储层特征和压裂工艺要求的低伤害压裂液体系是整体压裂方案设计的重要内容。整体压裂效果的影响因素模拟研究压裂裂缝方位⊙有利裂缝方位和不利裂缝方位描述⊙从累积产油量来看，压裂优于不压裂，有利裂缝方位优于不利裂缝方位；从扫油效率来看，适当缝长的压裂对于生产是有利的，这要求在油藏开发压裂时，应多方面、多角度研究油藏区域的地应力分布，以准确可靠的地应力资料为依据，使压裂裂缝尽量处于最有利方位。整体压裂效果的影响因素模拟研究裂缝穿透率⊙裂缝穿透率增加，见水时间缩短，无水采油期减小，单井累积产量增加。⊙无因次裂缝导流能力裂缝导流能力⊙裂缝导流能力对裂缝性油藏压裂动态的影响与均质低渗透油藏压裂相类似，在优化设计裂缝长度与导流能力时，适用于均质油藏的Cr准则仍适用于裂缝性油藏的压裂设计中。压裂裂缝与井网不同组合井网形状⊙对于两种不同的基质渗透率，任何一种井网形状压裂后的采出程度较不压裂都有大幅度提高，并且任何一种井网形状的采出程度都随裂缝长度的增加而增加。总体来说，油藏整体压裂后的采出程度都偏低。正方形（300300）矩形（360250）矩形（450200）不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究⊙对于基质渗透率为0.1×10-3，矩形井网（450m×200m）的采出程度较其它两井网的要高，但在相同裂缝长度时三种井网形状的采出程度变化不大。⊙对于基质渗透率为1×10-3，矩形井网形状360m×250m与450m×200m允许的压裂缝长都较长，它们的采出程度也较高，并且在相同裂缝长度时三种井网形状的采出程度有明显变化。⊙油藏渗透率是控制整体压裂油藏采出程度的重要因素，油藏渗透率愈高，采出程度也愈高。对于特低渗透性油藏进行开发压裂时应选择合适的矩形井网形状与压裂裂缝相匹配，适当增大支撑裂缝的长度，这样可提高低渗油藏注水开发期的采收率。不同井网模式下整体压裂效果的模拟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（300300）矩形（360250）矩形（450200）不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究整体压裂方案编制原则最优化经济缝长原则最大限度的提高单井产量最大限度地提高水驱油藏的扫油效率充分发挥现代压裂技术的作用，加快采油速度，提高最终采收率，节约开发总投资不同井网模式下整体压裂效果的模拟研究整体压裂方案编制主要内容整体优化设计的缝长初选在初选缝长下压后一次和二次采油期产油量的预测最大限度地提高水驱油藏的扫油效率充分发挥现代压裂技术的作用，加快采油速度，提高最终采收率，节约开发总投资裂缝性油藏井组整体压裂效果模拟研究渗流模型双孔单渗裂缝性储集层岩心柱塞测试渗透率岩心铸体薄片资料试井资料解释结果生产井动态资料分析试油生产资料裂缝性油藏井组整体压裂效果模拟研究模拟结果及分析从压裂有效期内的生产动态来看，在裂缝方位有利或裂缝方位不利的条件下，整体压裂角井和边井的增油效果显著，单井日产油量高。裂缝方位对压裂井生产动态的影响还未表现出来，整体压裂对角井和边井的影响程度不一样。从无水采油期的生产动态来看，在裂缝方