水力裂缝的压开并保持开启状态要靠压力。压力由泵送液体所传输，因此，随着泵排量的增加，压力也增加。在这个过程中，压力被传导至井筒周围的岩石上。如果泵排量持续增加，压力也会随之增加。最终将到达一个压力极限，在这个极限点，岩石会因承受不住施加在其上面的压力而裂开。

　　在长的射孔井段或斜井中，只要是流体所产生的压力梯度超过压裂梯度，就会导致新裂缝的产生或使天然裂缝重新开启，因为任何地方都可能产生裂缝。一般来说，岩石会在其最薄弱的地方断裂，因此裂缝会在那里产生。但是，如果压力持续增加，就会因井筒附近压力的变化而产生更多的裂缝。之后，裂缝将根据地层的应力方向而向其自然方向所沿伸。每一个所射的孔都可能是裂缝开启的所在地。有一些裂缝很小，但有些大到足以携带很大一部分的工作液。

　　尽管在井筒周围产生了人工应力环境，但是水力压裂常常只会产生少数几条大裂缝。因为裂缝面周围压力不断增大，各个小裂缝一般难以结合到一起。裂缝面周围的应力结构使得裂缝之间互相排斥。但是，因为有井筒及孔眼周围的复合应力，裂缝可能会在某点结合，它们通过狭窄的小径相连，有时会有伸向主要大裂缝的弯道。因此，处理液必须通过含有许多细小裂缝的区域，然后流入具有少数大裂缝的区域。在流经这一通道的过程中，流体必须通过一系列迂回曲折、狭窄的裂缝(曲折通道)。这种迂回曲折会产生很大的压力损失，导致所压开的裂缝规模比预期的要小，或者导致早期砂堵。这种砂堵可能是因曲折所直接导致，因为岩石中的通道不够宽，支撑剂通不过而聚集在一起而搭起桥来，进一步阻止后面的支撑剂通过。

　　水力压裂中的曲折“玄机”

　　曲折度 曲折度表现为井筒区域附近的压降。射孔质量差或水泥隔离也会导致井筒附近压力的损失。重要的是，压力损失是真实存在的，并且占据实测净压力——所用来传递裂缝的可用总净能量的很大份额。裂缝表面的压力是由其内部的压力所驱动的。因此，由曲折度所导致的压力损失会增加井底施工压力，因而增加地面压力。地面观测者可能会得到一个假象，那就是：净压力比主裂缝中的实际值要高，特别是当井底施工压力是由地面测量而计算出，而不是在井底直接测量时。

　　识别曲折度 识别曲折度的最常用的方法是跳台法测试。这种技术能够识别出与射孔孔眼摩擦或裂缝摩擦有关的井筒附近的问题，这些摩擦是由于井筒附近区域的有限宽度所致。如果我们能够在主要处理措施实施之前检测出曲折度，那么弯曲问题有时可以通过泵入支撑剂段塞，或粘性液段塞而得到解决。在某些极端情况下，由于措施压力上的限制以及操作窗口过于狭窄，无法应用这些方法。

　　传统处理方法 曲折度可以通过改变射孔方案以减少射孔的长度、改变其分布、定位及定相，或通过聚集射孔而得到缓解。其它技术包括采用粘性液、提高泵排量以开启裂缝;使用喷砂射孔、泵入支撑剂段塞(在主要处理措施的分析阶段)以及泵入盐酸(HCl))或有机酸前置液。每一项技术都可能有一个成功度或成功概率问题，但是，在大多数情况下，在应用了上述的一项或多项补救措施后，弯曲问题仍然存在。

　　在巴西东北部的一个案例中，对上述所提到的所有可用方法都进行了尝试，但是还是没有解决弯曲问题。最后提出了对砂岩地层应用无酸预冲洗或后冲洗的单步酸化技术。

　　铵膦酸盐和氟化氢(SAS)概述

　　膦酸与氟化氢铵的混合物产生一种铵膦酸盐和氟化氢，以下简称SAS酸。这种酸有5个氢原子，在不同化学计量条件下，它们将游离开来。

　　SAS酸的Ph值较高，大约为2，具有很多其它有益属性。无需使用酸性前置液或用酸进行后冲洗。在有酸存在的情况下，碳酸盐矿物会溶解并释放钙离子，钙离子反过来与氟离子发生反应，产生不溶解的氟化钙，这种物质能迅速沉淀，是造成油层损害的一个潜在来源。因此，使用土酸对砂岩油层进行基岩处理时,都要首先使用前置液进行预冲洗，以便溶解碳酸盐，前置液一般为盐酸或其它非氟酸。将足够多的前置液泵入油层，理论上这些前置液可以将距井筒2～3英尺范围内的所有碳酸盐清除掉，以降低在主要处理阶段氢氟酸(HF)接触到任何碳酸盐矿物的风险。

　　活性非常强的前置液可以通过溶解碳酸盐以打开通过岩石的优先流动路径，并有可能绕过其它被破坏区域。既而，主要氢氟酸处理过程可以按照相同的流通路径进行，可能不必接触能够产生堵塞的粘土及其它硅酸盐矿物质。这些处理过程非常复杂，涉及到许多重复的预冲洗步骤、主要氢氟酸处理阶段、后置液以及转向剂，很难确保酸能够在正确的阶段进入到适当的区域，并遇上合适的矿物质。因此，这种酸处理的结果可能是区域分布不均、伤害处理不佳、甚至会由于酸与岩石的不相容而对油层产生意外伤害，并最终造成增产效果不好。

　　应用SAS酸则避免了这一问题的产生并改变了酸化技术。膦酸的组成部分是一个有效的钙离子螯合剂，它将防止随后氟化钙沉淀的形成。另外，SAS酸是高Ph 值的缓冲酸溶液，而其它酸的Ph值则非常低。由于其Ph值高，SAS酸与碳酸钙反应较慢(与传统方式所应用的酸相比)，因此，它更不容易释放导致氟化钙沉淀形成的钙离子。这样以来，使用SAS酸，就有可能省去了前置液的使用，并将与储集岩层产生有害反应的风险降低至最小水平。这种方法大大简化了砂岩储层的基岩酸化步骤，省去了按照精心安排的顺序泵入多种液体的必要。

　　铁在油田中普遍存在。当泵入氢氟酸时，因为形成了可溶解的氟高铁酸复合物，因此，铁并不一定会构成问题;但是当泵入作为常用前置液的HCl时，它可是个大问题。最好是在对油层进行任何酸处理措施之前，将油井管材用适当的除锈剂(例如稀酸)进行浸泡处理，将管柱的成份改变。即使是使用已被稀酸浸泡过的管材，在每升矿物酸前置液中的铁含量也会高达数千毫克，因而需要使用高含量的铁控制剂而防止沉淀。在单个阶段上用SAS进行处理可以省去使用矿物酸前置液的必要性，如此以来，大大降低了铁溶解以及之后的沉淀问题。

　　典型例证：预处理

　　在巴西东北部，在进行一项两口井多级工程时，遇到了严重的弯曲问题。在第一口井上，在进行SAS酸试验前，应用了很多技术以处理弯曲问题，这些技术包括支撑剂段塞、粘性液、补孔以及喷砂技术。但是，所有处理措施都没能奏效。进行SAS酸处理时，先要注入一块隔离片，它主要由3%的氯化铵溶液组成，之后加入 120bbl的浓度为5%的SAS，紧接着是另外一块含3%氯化铵溶液的隔离片。之后用2%的氯化钾替代到孔的顶部，关井一小时，然后再进行10个阶段的替代，每个阶段使用12桶KCl，相邻两个阶段间关井一小时。

　　在每一次将酸泵入地层之前，都要进行一次超过压裂梯度的注入井吸入能力测试，以便评价每次酸注入前后的吸入能力。在SAS措施完成后，还要进行另外一次注入井吸入能力测试，随之进行降压测试以测定所取得的效果。经过SAS处理，对于相同的注入速度，压力降有了显著改善：注入速度为12bbl/min时，压降减少700psi;注入速度为16 bbl/min时，压降减少600psi。

　　这是一块孔隙度低、杨氏模量高、压裂梯度高的特低渗透油气藏。在第一口井上每个阶段所观测到的泵送压力都很高。在第一次注入井吸入能力测试后，工作人员意识到按照设计进行压裂增产措施几乎是不可能的，这是因为井口压力要求高，并且井口及井身结构有一定的限制。尽管已经有了一个执行工作的计划，该计划要求最低泵排量为20bbl/min，但是在压力为12,100psi时，所能达到的最大泵排量不超过15.6bbl/min。井口所允许的最高压力为 12,500psi。经过SAS处理，观测到了显著的压降，使得泵排量能够升到设计水平，同时又能使压力保持在SAS处理前的水平。

　　实验证明，在压裂条件下，SAS方法能够有效的处理曲折问题，并能大大降低处理压力。在应用了SAS预处理技术后，压裂措施22个阶段中，有21个阶段压力有了很大改善。在本文所研究的油井中，其油层矿物学未检测到任何问题。SAS预处理技术是一种很有应用前景的方法，它能够改善致密油气藏或非常规气藏水力压裂中的弯曲问题。原文作者为《JPT》高级技术编辑Dennis Denney。