水力压裂技术
国内外水力压裂技术现状及发展趋势
国内外水力压裂技术现状及发展趋势国内外水力压裂技术现状及发展趋势1. 水力压裂技术的概述水力压裂技术是一种用于释放和采集地下岩石中储存的天然气或石油的方法。
该技术通过高压水将岩石破碎，使储层中的油气能够流动到井口并采集出来。
水力压裂技术的应用范围广泛，已经成为当今油气勘探和生产领域不可或缺的重要工艺。
2. 国内水力压裂技术的发展2.1 技术进展近年来，中国在水力压裂技术领域取得了长足的进展。
国内开展了一系列水力压裂试验和生产实践，并不断优化了水力压裂液的配方和压裂参数，提高了技术效果。
目前，国内已经具备了一定的水力压裂能力，大规模商业化的水力压裂项目也在逐渐增加。
2.2 技术挑战然而，国内水力压裂技术仍面临一些挑战。
由于我国地质条件复杂多样，水力压裂参数的优化和设计仍需进一步完善。
水力压裂过程中对水和化学药剂的需求量较大，对水资源的消耗和环境影响也需要引起重视。
国内水力压裂技术在环保、安全等方面的标准和规范也亟待完善。
3. 国外水力压裂技术的现状3.1 技术领先相比之下，国外水力压裂技术相对更为成熟和领先。
美国作为全球水力压裂技术的发源地和领导者，已经积累了丰富的经验和技术。
加拿大、澳大利亚、阿根廷等国家也在水力压裂技术领域取得了显著进展。
3.2 发展趋势在国外，水力压裂技术正朝着更高效、可持续的方向发展。
技术创新持续推动着水力压裂技术的进步，如改良水力压裂液配方、增加试验参数、提高水力压裂设备效率等。
另注重环境保护和社会责任意识也推动了水力压裂的可持续发展，包括减少用水量、降低化学品使用、加强废水处理等。
4. 对水力压裂技术的观点和理解4.1 技术应用前景广阔水力压裂技术作为一种有效的油气勘探和生产工艺，具备广阔的应用前景。
随着全球能源需求的增长和传统资源的逐渐减少，水力压裂技术有望成为我国能源领域的重要支撑。
4.2 重视技术创新和可持续发展为了更好地推动水力压裂技术在国内的应用，我们应加大技术创新力度，不断优化水力压裂方案，提高资源利用效率，并探索更环保、可持续的水力压裂技术路径。
水力压裂
携砂液
防止井筒沉砂。
水力压裂技术
压裂液的性能要求： ①滤失少： ③摩阻低： 造长缝、宽缝 取决于它的粘度与造壁性
②悬砂能力强：取决于粘度 摩阻愈小，用于造缝的有效功率愈大
④稳定性好： 热稳定性和抗机械剪切稳定性 ⑤配伍性好： 不应引起粘土膨胀或产生沉淀而堵塞油层 ⑥低残渣： ⑦易返排： 以免降低油气层和填砂裂缝的渗透率 减少压裂液的损害
1 x1 x E
x2
E
y
x3
E
z
水力压裂技术
由于存在侧向应力的约束，则：
x x1 x 2 x 3
令： x 得：
1 x y z 0 E
y
x y
1
z
考虑到构造应力等因素的影响，可以得到最大、最小水平 侧压系数 主应力为：
水力压裂技术
(二)井壁上的应力 1.井筒对地应力及其分布的影响
地层三维应力问题转化为二维方法处理
y H (1) 当 当 r ， ra a x (2) ， x y 时， (3) 随着 时， 2 2的增加， 3 H ， 2 x x y min 0 ,180 y
3
压缩并使油藏流 体流动的压差
使压裂液滤失于 储层内的压差 裂缝壁面滤 饼的压力差
水力压裂技术
（三）具有造壁性压裂液滤失系数CⅢ
滤失系数CⅢ是由实验方法测定
加压口
滤 失 量 ml
α
Vsp
tg m
筛座 （含滤纸或岩心片） 出液口 图4-4 静滤失仪示意图
0
1
2 3min 4 时间，
水力压裂技术
水力压裂技术
水力压裂技术是一种将深层油气藏岩石的裂缝或孔隙扩展的一种技术，用于提高储层
的孔隙度和渗透率，以提高油气产量。
水力压裂技术最初发展于 20 世纪 50 年代，其原
理是利用高压水在岩石中形成微米级岩石裂缝，从而使石油和天然气易于向外渗出和流动。
水力压裂技术通常用于地层测试或发现新的油田，也可以派生出油气勘探、开采、输送、
储存等一系列相关技术和工艺。
水力压裂技术一般包括三个基本步骤：一是在目标层位灌注高压水，从而在岩石中形
成裂缝；二是通过注入操作助剂，增大灌注压力，进而拓宽并扩大已有的裂缝；三是通过
注入填料、压裂液以及砂颗粒等助剂，保持裂缝扩大的状态，防止岩体被关闭，持续改善
储层的渗透性。
水力压裂技术具有丰富的应用前景，可以有效提高油气储层的渗透性，从而提高产量。
它相对于其他技术来说有着较高的稳定性，可以有效提高油气藏的利用率，改善储层的渗
透性。
同时，水力压裂技术安全可控，利用广泛，可作为一种全新的技术手段来提高储层
的发掘率，在现代油气开采中发挥着不可替代的作用。
煤层气井水力压裂技术
适用于低渗透煤层，能够提高煤 层的渗透性，增加天然气产量， 是煤层气开发中的关键技术之一 。
技术原理
01
02
03
高压水流注入
通过高压水泵将高压水流 注入煤层，利用水压将煤 层压裂。
支撑剂填充
在压裂过程中，向裂缝中 填充支撑剂，如砂石等， 以保持裂缝处于开启状态。
气体流动
压裂后，煤层中的天然气 通过裂缝和孔隙流动，被 开采出来。
智能化发展
利用人工智能、大数据和物联网技术，实现水力压裂过程 的实时监测、智能分析和自动控制，提高压裂效率和安全 性。
绿色环保
研发低污染或无污染的压裂液和支撑剂，降低压裂过程对 环境的影响，同时加强废弃物的处理和回收利用。
多层压裂和水平井压裂
发展多层压裂和水平井压裂技术，提高煤层气开采效率， 满足市场需求。
煤层孔隙度
孔隙度决定了煤层的储存空间和吸附能力，孔隙度高的煤层有利于 气体的吸附和扩散。
压裂液性能
பைடு நூலகம்
粘度
粘度是压裂液的重要参数，它决 定了压裂液在煤层中的流动阻力， 粘度越高，流动阻力越大。
稳定性
压裂液的稳定性决定了其在高压 和高剪切条件下保持稳定的能力， 稳定性好的压裂液能够保持较好 的流动性和携砂能力。
解决方案
为了降低水力压裂技术的成本，研究 人员和工程师们正在探索新型的压裂 液和支撑剂，以提高其性能并降低成 本。同时，优化压裂施工方案、提高 施工效率也是降低成本的有效途径。 此外，加强设备的维护和保养、提高 设备的利用率也是降低水力压裂成本 的重要措施之一。
06
水力压裂技术的前景展 望
技术发展方向
能力和导流能力。
裂缝网络设计
裂缝走向
水力压裂工艺技术
水力压裂工艺技术汇报人：目录•水力压裂工艺技术概述•水力压裂工艺技术流程•水力压裂工艺技术要点与注意事项•水力压裂工艺技术案例与实践•水力压裂工艺技术前景与展望01水力压裂工艺技术概述定义及工作原理水力压裂工艺技术是一种利用高压水流将岩石层压裂，以释放天然气或石油等资源的开采技术。
工作原理通过在地表钻井，将高压水流注入地下岩层，使岩层产生裂缝。
随后，将砂子或其他支撑剂注入裂缝，防止裂缝闭合，从而提高岩层渗透性，便于油气资源流向井口，实现开采。
技术革新随着技术的不断发展，20世纪中后期，水力压裂工艺技术逐渐成熟，并引入了水平钻井技术，提高了开采效率。
初始阶段水力压裂工艺技术在20世纪初开始应用于石油工业，当时技术尚未成熟，应用范围有限。
现代化阶段进入21世纪，水力压裂工艺技术进一步完善，开始采用更精确的定向钻井技术和高性能支撑剂，降低了环境污染，并提高了资源开采率。
技术发展历程水力压裂工艺技术是石油工业中最重要的开采技术之一，尤其适用于低渗透油藏的开采。
石油工业水力压裂工艺技术也广泛应用于天然气领域，通过压裂岩层提高天然气产能。
天然气工业随着非常规油气资源（如页岩气、致密油等）的开采价值日益凸显，水力压裂工艺技术成为实现这些资源商业化开采的关键技术。
非常规资源开采技术应用领域02水力压裂工艺技术流程在施工前，需要对目标地层进行详细的地质评估，包括地层厚度、岩性、孔隙度、渗透率等参数，以确定最佳的水力压裂方案。
地质评估准备水力压裂所需的设备，包括压裂泵、高压管线、喷嘴、砂子输送系统等，确保设备完好、可靠。
设备准备对井口进行清理，确保井口无杂物、无阻碍，为水力压裂施工提供安全的作业环境。
井口准备施工前准备通过压裂泵将大量清水注入地层，使地层压力升高，为后续的压裂创造条件。
注水当地层压力达到一定程度时，通过喷嘴将携带有砂子的高压水射入地层，使地层产生裂缝。
压裂随着高压水的不断注入，砂子被携带进入裂缝，支撑裂缝保持开启状态，提高地层的渗透性。
水力压裂技术 分类
水力压裂技术分类水力压裂技术，又称水力压裂法或液压压裂法，是一种用于增强油气井产能的技术。
它通过注入高压液体，使岩石裂缝扩大并连接，从而增加油气井的渗透性和产能。
本文将从水力压裂技术的原理、应用领域、优缺点以及环境影响等方面进行详细介绍。
一、水力压裂技术的原理水力压裂技术利用高压水将岩石裂缝扩大并连接起来，以增加油气井的渗透性和产能。
具体的操作步骤包括：首先，通过钻井将管道和注水设备安装到油气井中；然后，注入高压液体（通常为水和一些化学添加剂）到井中；随着注水压力的升高，岩石裂缝开始扩大，形成通道；最后，注入的液体通过这些通道进入油气层，将其中的油气释放出来。
二、水力压裂技术的应用领域水力压裂技术主要应用于以下几个领域：1. 油气开采：水力压裂技术可以提高油气井的产能，增加油气的开采量。
特别是对于低渗透性油气层，水力压裂技术可以显著改善渗透性，提高开采效率。
2. 地热能开发：水力压裂技术也可以应用于地热能开发领域。
通过在地下注入高压水，可以扩大裂缝，提高地热井的渗透性，增加地热能的采集量。
3. 存储库容增加：水力压裂技术还可以应用于水库、储气库等储存设施的建设中。
通过扩大岩石裂缝，可以增加储存设施的库容，提高储存效率。
三、水力压裂技术的优缺点水力压裂技术具有以下优点：1. 提高产能：水力压裂技术可以显著增加油气井的产能，提高油气的开采效率。
2. 适用性广泛：水力压裂技术适用于各种类型的油气层，包括低渗透性油气层和页岩气层等。
3. 可控性强：水力压裂过程中的注入压力和液体组成可以根据实际情况进行调整，以达到最佳效果。
然而，水力压裂技术也存在一些缺点：1. 环境影响：水力压裂过程中会产生大量的废水和废液，其中可能含有有害物质。
如果处理不当，可能对地下水和环境造成污染。
2. 能源消耗：水力压裂需要消耗大量的水和能源，特别是在水资源短缺的地区，会对水资源和能源供应造成压力。
3. 地震风险：一些研究表明，水力压裂过程中产生的地下应力改变可能会导致地震活动的增加，增加地震风险。
rfpa水力压裂
rfpa水力压裂
RFPA水力压裂是一种新型油气勘探开发技术，其研发与应用具有重要意义。
一、RFPA水力压裂的定义和原理
RFPA水力压裂是利用RFPA数学模型对岩石固体物理力学特性进
行计算，并结合流体动力学原理，进行水力压裂。
RFPA数学模型可以
对岩石孔隙结构、裂隙分布、强度及断裂韧度等参数进行准确计算，
从而实现水力压裂操作的优化及精细管理。
二、RFPA水力压裂的应用场景
1、油气勘探开发：利用RFPA水力压裂技术可实现天然气、石油
开采中的洁净化、高效化、低成本化等多重优势，与传统压裂技术相比，RFPA水力压裂技术具有更高的采油率、更低的裂缝闭合速度以及
更好的经济效益。
2、隧道工程：RFPA水力压裂技术可以应用于隧道掘进过程中的
地面松散地质物与周围岩体间的固结与配合，从而实现隧道稳固性及
工程安全性的提升。
三、RFPA水力压裂技术的优势
1、RFPA水力压裂技术可以对岩石孔隙结构、裂隙分布、强度及
断裂韧度等参数进行计算，从而实现水力压裂操作的优化及精细管理。
2、RFPA水力压裂技术具有更高的采油率、更低的裂缝闭合速度
以及更好的经济效益。
3、RFPA水力压裂技术可以应用于隧道工程中，实现隧道稳固性
及工程安全性的提升。
综上所述，RFPA水力压裂技术的研发与应用具有重要意义，其在油气勘探开发和隧道工程中的应用，将为经济发展和社会进步做出重
要贡献。
煤矿井下水力压裂增透抽采技术
水力压裂提出的背景
4 煤层气开发与瓦斯治理的现状并不乐观
1）煤层气技术现状 对于非突出煤： ◆少数地区实现了局部商业化开发； ◆而支撑整个煤层气行业的是地面垂直井压裂完井工艺； ◆可以实现水力压裂强化增透抽采 对于突出煤： 地面煤层气开发的禁区、井下瓦斯产出的低效率区
煤矿井下水力压裂增透抽采技术
主要内容
1
2
3
水力压裂提出的背景
水力压裂技术简介
水力压裂技术装备及工艺
水力压裂的应用
4
1《防治煤与瓦斯突出规定 》要求区域消突先行
水力压裂提出的背景
第六条规定：防突工作坚持区域防突措施先行、局部防突措施补充的原则。突出矿井采掘工作做到不掘突出头、不采突出面。未按要求采取区域综合防突措施的，严禁进行采掘活动。 区域防突工作应当做到多措并举、可保必保、应抽尽抽、效果达标。
渝阳煤矿水力压裂
2
压裂地点定为N3704西瓦斯巷(下)
钻孔布置
为了准确地获取煤层参数，并检验压裂效果及测试抽采半径。本次陆续共布置标准孔2个、压裂孔1个、检验孔15个
压裂过程
压裂的有效时间为10小时30分。分两个阶段，第一阶段压裂第一阶段压裂持续时间为278分钟，第二阶段持续350分钟。煤岩层产生破裂时间为第111分钟，此时压力从45.1MPa突降至36.1MPa，流量从1.2m3/h升至2.6m3/h。
——水力压裂是实现区域消突和局部消突的有效技术
单一突出煤层区域消突困难
水力压裂提出的背景
2 提高预抽瓦斯浓度的需求
抽采瓦斯浓度、抽采量、抽采率抽采时间取决于煤层透气性以及抽采工艺 ——压裂是煤层增透的有效途径、是提高预抽瓦斯浓度抽采的有力保证
水力压裂提出的背景
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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。