水力压裂水力压裂：： 一项一项经久不衰的技术经久不衰的技术经久不衰的技术自从Stanolind 石油公司于1949年首次采用水力压裂技术以来，到今天全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。

目前大约百分之六十新钻的井都要经过压裂改造。

压裂增产改造不但增加油井产量，而且由于这项技术使得以前没有经济开采价值的储量被开采了出来（仅美国自1949年以来就约有90亿桶的石油和超过700万亿立方英尺的天然气因压裂改造而额外被开采出来）。

另外，通过促进生产，油气储量的静现值也提高了。

压裂技术可以追溯到十八世纪六十年代，当时在美国的宾夕法尼亚州、纽约、肯塔基州和西弗吉尼亚州，人们使用液态的硝化甘油压浅层的、坚硬地层的油井。

目的是使含油的地层破裂，增加初始产量和最终的采收率。

虽然使用具有爆炸性的硝化甘油进行压裂是危险并且很多时候是违法的，但操作后效果显著。

因此这种操作原理很快就被应用到了注水井和气井。

在十九世纪三十年代，人们开始尝试向地层注入非爆炸性的流体（酸）用以压裂改造。

在酸化井的过程中，出现了一种“压力从逢中分离出来”现象。

这是由于酸的蚀刻会在地层生成不能完全闭合的裂缝，进而形成一条从地层到井的流动通道，从而大大提高了产量。

这种“压力从逢中分离出来”的现象不但在酸化的施工现场，在注水和注水泥固井的作业中也有发生。

但人们就酸化、注水和注水泥固井的作业中形成地层破裂这一问题一直没有很好的理解，直到Farris 石油公司（后来的Amoco 石油）针对观察井产量与改造压力关系进行了深入的研究。

通过此次研究，Farris 石油萌生出了通过水力压裂地层从而实现油气井增产的设想。

第一次实验性的水力压裂改造作业由Stanolind 石油于1947年在堪萨斯州的Hugoton 气田完成（图1）。

首先注入注入1000加仑的粘稠的环烷酸和凝稠的汽油，随后是破胶剂，用以改造地下2400英尺的石灰岩产气层。

虽然当时那口作业井的产量并没有因此得到较大的改善，但这仅仅是个开始。

在1948年 Stanolind 石油公司的J.B.Clark 发表了一篇文章向石油工业界介绍了水力压裂的施工改造过程。

1949年哈里伯顿固井公司（Howco）申请了水力压裂施工的专利权。

哈里伯顿固井公司最初的两次水力压裂施工作业于1949年3月17日，一次在奥克拉荷马州的史蒂芬郡，总花费900美元；另一次在位于得克萨斯州的射手郡，总花费1000美元，使用的是租来的原油或原油与汽油的混合油与100到150磅的砂子（图2）。

在第一年中，332口井被压裂改造成功，平均增加了75%的产量。

压裂施工被大量应用，也始料未及地加强了美国的石油供应。

十九世纪五十年代中期，压裂施工达到了每月3000口井的作业量。

第一个过五十万英镑的压裂施工作业是由美国的Pan 石油公司（后来的Amoco 石油，现在的BP 石油）于1968年10月在奥克拉荷马州的史蒂芬郡完成的。

在2008年世界范围内单级花费在1万到6百万美元之间的压裂作业超过了5万级。

目前，一般的单井压裂级数为8到40级不等。

据估算，就美国而言，由于水力压裂技术增加的石油可开采储量超过30%，天然气可开采储量超过90%。

压裂液与支撑剂压裂液与支撑剂经历了最初的几次作业后，压裂施工的平均用量就达到750加仑的压裂液和400磅的砂子。

目前的压裂施工平均用量大约在6万加仑的压裂液和10万磅的支撑剂左右。

最大可达到1百万加仑的压裂液和5百万磅的支撑剂的用量。

压裂液压裂液历史上第一次压裂施工使用的是胶状的原油，后来改用胶状的煤油做压裂液。

直到1952年，开始有相当大的一部分压裂施工使用炼制过的石油和原油一起作为压裂液。

这种压裂液价格便宜，保证了较低的施工开销。

因为该压裂液的黏度低，比普通的黏性胶体具有更小的摩擦性，所以可以在较低的施工压力下泵入足够的量。

然而，为了补偿此种压裂液低黏度的特性，必须采用较高的泵入速度，因为只有高流速，才能起到携砂的作用。

随着1953年水作为一种压裂液发展，大量的胶联剂被开发出来。

第一项专利（美国专利编号3058909）- 用硼酸盐交联的胍胶，是由Loyd Kern于1962年10月16日申请成功的。

Tom Perkins则于1964年12月29日申请了他的第一项个人专利（美国专利编号3163219）- 硼酸盐胍胶破胶剂。

表面活性剂和氯化钾也被加入到其中，前者和地层流体一起起到降低乳化的作用，后者用以降低含某些黏土矿物成分地层的水敏效应。

后来，人们发明了黏土稳定剂，巩固了氯化钾的作用，可以防止大多数地层的水敏效应。

其他一些创新发明，包括泡沫剂和加入酒精的做法，都在更多不同的地层中加强了水基压裂液的使用。

作为基础压裂液，目前大约96%的压裂施工操作中都会用到酸基、活性水和卤水等水基压裂液。

十九世纪七十年代早期，压裂液方面的最大革新是在高温井使用金属胶联剂来加强水基压裂液的黏度。

有趣的是用以开发此种压裂液的化学药品源于塑料爆破工业。

与此同时，为获得理想的黏度，需要平行开发出更便宜的胶联剂。

随着越来越多对高温井进行的压裂施工，多种稳胶剂被开发出来了。

第一种稳胶剂使用了大约5%的甲醇。

再后来，可以单独使用或者同甲醇一起使用的化学稳定剂被开发了出来。

胶联剂的改进在于它使得压裂液在胶联之前到达高温井的井底，因此降低了在套管内的剪切。

为了降低对裂缝导流能力的伤害，超清洁的胶联剂被开发了出来。

支撑剂支撑剂历史上第一次压裂施工使用的支撑剂是筛过的河砂。

后来则使用筛过的建筑用砂。

砂粒粒径的选择从大到小有很多种。

在最开始，普遍用-20+40美制筛孔的砂子。

然而现在大概85%的用砂是这个尺寸的。

多年来，大量的支撑剂材料被一一尝试使用。

其中包括塑料小球，钢珠，玻璃丸，圆形的坚果壳，树脂粒，铝矾土的熔渣和熔化的锆石。

支撑剂的密度（单位体积下的质量）一直很低，直到十九世纪六十年代中期，开始采用黏性的压裂液如水基胶联的胶和黏性的炼制过的油作为压裂液的时候，大粒径的支撑剂才开始被提倡使用。

泵入的砂密度从一开始的单层、部分单层概念到后来变成了更高的量，并且这种趋势一直保持持续地增加。

直到最近一些年，支撑剂的泵入重度才有了陡然增长。

这种高密度的支撑剂泵入量很大程度上原于泵入设备的改进和压裂液性能的提高。

目前，在压裂施工中平均使用5-8磅/加仑的支撑剂密度是很常见的。

一般施工开始使用较低的密度，随后会增加到20磅/加仑。

压裂压裂设备设备设备平均单次压裂施工的水马力从一开始的75增加到后来的1500。

有些压裂施工作业水马力超过了10000（最高可达15000），与早期仅有10-15水马力的施工作业形成了鲜明的对比。

一些早期的制造压裂设备的工厂都是用二战剩下的阿利森飞机的发动机来改造的（图3和6）。

最初压裂施工的泵入速度为每分钟2-3桶，直到十九世纪六十年代早期，这一速度迅速增加到每分钟20桶。

而后在1976年Othar Kiel 开始使用高流速的延迟来产生“树枝状”的裂缝。

现今在非常规页岩气的开发中，压裂施工的泵入速度超过了每分钟100桶，用的也是Kiel 的这种理念。

地面施工压力差异很大，有的小于100psi，有的则可能接近20000 psi。

传统的泵入水泥和泵入酸的设备最初被用来实施压裂作业。

一个压力泵负责压1-3个压裂单元配备75-125水马力特别适合低流速小排量的作业，且增产效果显著。

随着排量的增加以及对高泵入速度的需要，需要不断开发具有特殊用途的泵入和配液设备，其中包括强化装置、吊挂装置及多功能装配。

目前，绝大多数的压裂作业都需要参与施工的服务公司配备数百万美元的设备。

在最初的几年，往压裂液中加砂都是采取向大罐中直接倾倒的方式。

后来发明了配液设备用以配备低黏度的压裂液。

在这之后不久，可以进行连续组分配比的配液设备就被发明了（图4）。

为了满足大量固体/液体添加剂成比例配比的需要，配液设备变得很精密的，完全实现了多砂比支撑剂的统一调配。

图5展示了其中一个配液单元。

为了适应大支撑剂量的作业，人们后来又开发了能够以准确配送量的存储装置。

以前的压裂作业都是远程实施的，而现在的施工拥有精密的控制中心，可以实时定位各项操作。

压裂设计压裂设计历史上第一次压裂施工设计，人们使用了复杂的表格，列线图和计算公式来计算恰当的施工量（当时计算结果是近800加仑的压裂液，0.5-0.75磅/加仑的砂密度）。

这种胡乱的设计方法直到十九世纪六十年代中期才结束。

取而代之的是使用简单的计算机程序进行设计。

最原始的压裂设计程序是在Khristianovic 和Zheltov (1955), Perkins 和Kern (1961),Geertsma和de Klerk (1969)关于二维的裂缝形状与导流能力方面的研究基础上创建的（图7）。

这些简单的计算机程序在当时是突破性的，但不足之处是无法预测缝宽。

后来随着计算机处理能力的不断提高，压裂设计程序也达到了全部网格有限单元内的计算精度，可以三维预测裂缝的几何形状以及裂缝内的流动特性（图8）。

目前，在压裂施工过程中，可以获得流体的温度剖面，注入的压裂液（包括稳定剂、破胶剂）和支撑剂密度都可以通过设计程序计算出来。

压裂液在裂缝中的流动以及支撑剂的分布情况也都可以通过模型模拟出来。

这些设计模型可以用来计算产量，也可以用来历史拟合压裂后的产量，从而进行压裂评价。

对于人造裂缝与天然裂缝相互作用关系方面的考虑是目前压裂设计里新包含进来的内容。

压裂设计方面的数学模型有很多，其中有H.K. van Poollen建立的不同泄油半径条件下裂缝长度与导流能力对产量的影响模型。

另外，不同支撑剂条件下，裂缝内考虑到多相流、非达西流情况的产能预测模型也被开发出来了。

压裂的历史性成功压裂的历史性成功如果没有水力压裂，今天的许多被开发的油田或者盆地都是不可能存在的。

在美国，这其中包括得克萨斯西部的Sprayberry trend; 路易斯安那的Pine Island油田; Anadarko盆地; 奥克荷拉马的西北部的Morrow wells; 新墨西哥州的San Juan盆地; 科罗拉多的Denver Julesburg盆地;得克萨斯东部和路易斯安那北部的Cotton Valley盆地; 得克萨斯南部和科罗拉多西部的致密砂岩气藏; 怀俄明州的上冲断层带以及美国东北部的大片产区。

随着全球能源供需压力的影响，工业界已将开发更多地转向非常规资源，包括美国的页岩气资源。

在已成功开发的Barnett, Haynesville, Bossier,以及Marcellus等多个油气田的过程中，水力压裂技术无疑起了关键性的作用。

人们相信在未来非常规资源的开发道路上，水力压裂将继续扮演重要角色。