压裂近井摩阻分析
超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析
52无论是陆地钻井还是深水钻井，井控的原则是一致的。
然而，在不同的环境进行井控时，不同的条件可能会限制井控的一些操作[1]。
超深水井，水下井口和水下防喷器组安装在水深超1500m 的深海海底，如南海荔湾某井水深超2600m，因此节流管线长，加之管线内径小，通常内径不超过101.6mm，液体在节流管线内部流动时，管壁摩阻大[2]。
当超深水井发生溢流井涌需要进行压井循环时，在节流管线上会产生很大的摩阻，导致环空压力和井底压力增加，如处理不当会造成压漏地层甚至恶化复杂情况的后果[3]，尤其是在窄压力窗口地层进行作业时。
1 节流管汇摩阻分析准确分析及求取节流管线摩阻是超深水井控压井成功的关键一环，也是超深水井控区别浅水和陆地井控的核心因素之一。
1.1 节流管线摩阻的产生任何流体在管内流动都要损失部分能量，其引起的原因有：流体粘度引起的内部摩擦；由于管壁粗糙引起的外部摩擦。
超深水井井控压井过程中，井筒中钻井液或压井液通过节流管线返出，从而在管线内部产生了向下的摩阻，如图1所示，这个摩阻通过井内液体传递到井底，给井底增加了额外压力[4]。
超深水井需考虑节流管汇摩阻的原因有三个方面：一是超深水井水深增加，相同地层深度情况下，上覆岩层相比陆地和浅水井薄，上覆岩层压力小，从而导致地层破裂强度低，井控压力循环时额外增加的节流管线摩阻容易导致压裂薄弱地层；二是节流管汇长、内径小，液体在管线内部流动时摩阻与管线长度成正比、与管线内径成反比；三是超深水井水深增加后海底温度低，通常只有1~3℃，钻井液在低温条件下粘度增加、流动性变差，也会导致摩阻增加。
图1 压井时节流管线摩阻示意图超深水钻井节流管线摩阻影响及应对方法分析张冠洪 严德中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518054摘要：超深水井由于较长的节流管线，当井控压井循环钻井液时产生的摩阻将极大的超过常规水深井。
本文分析了超深水井中节流管线摩阻产生的原因，提出了求取的时机和方法；首次将超深水井中的节流管线摩阻与井身结构设计相结合，论述了其对超深水井钻井设计、作业产生的影响，提出了相应的应对方法。
致密油气桥塞体积压裂工艺异常分析及解决措施
122 |(1)套管形变。
(2)井筒异物。
(3)桥塞异常坐封。
(4)井筒异常泄压。
不同遇阻原因表现迹象也不同。
套管形变导致的桥塞遇阻多发生在水平井入窗点附近，施工表现为遇阻位置固定。
井筒异物造成的桥塞遇阻多表现为多点遇阻且无固定位置。
桥塞异常坐封引起的主要原因为桥塞质量问题、测井仪器异常、井筒压力异常激动。
井筒异常泄压造成的桥塞电缆卡死，主要是由于多家单位交叉作业时不慎造成下电缆作业时地面流程倒错造成，要建立严格的责任区及交接班制度来避免这种人为因素所造成的事故。
根据不同遇阻迹象可判断具体的遇阻原因，采取相应措施，避免造成事故复杂。
施工中途桥塞遇阻，不论哪种原因，在多次泵送无果后应起出射孔枪串，大排量(6～8m 3/min)清扫井筒后再行泵送。
若为套管形变所引起，则需通井修复套管。
严禁提高泵送排量强行推动桥塞下行通过遇阻位置，强行泵送易产生压力激动，会导致电缆断裂或桥塞半座封，造成事故复杂。
对于井筒异物导致的遇阻，一般大排量清扫井筒后可解决，若无果则需通井或打捞。
对于桥塞异常坐封，可溶桥塞可通过泵注10%KCL 溶液解卡，不可溶桥塞需利用连续油管穿心打捞的方式解决。
2.2 投球封堵压裂施工异常2.2.1 堵球遇阻及桥塞移位此种异常在桥塞体积压裂施工时经常出现，具体表现为泵送堵球理论到位但施工压力无到位迹象。
造成的主要原因有：(1)假性投球。
(2)井眼轨迹不规则。
(3)套管射孔毛刺。
(4)桥塞移位。
(5)储层低压。
在泵送堵球时，若注入液量超过井筒容积5～10m 3可判定出现异常，应再次投球泵送，解决假性投球造成的异常。
若二次送球后无到位迹象，则提高施工排量(4～6m 3/min)注入1.2倍井筒容积液量解决井眼轨迹不规则及套管射孔毛刺所造成的堵球遇阻异常。
若提排量泵送还无到位迹象，则需测井下工具探桥塞位置，排除由桥塞移位引起的送球异常。
如果桥塞无位移则判断为储层低压，若桥塞发生位移则需再次泵送桥塞。
压裂施工中摩阻计算
*川西地区压裂施工过程中管柱摩阻计算摘要：以降阻比法为基础，分别对有机硼交联(HPG)压裂液的前置液、携砂液的沿程管柱摩阻计算方法进行分析，结合川西地区部分井压裂施工现场的施工数据，对管柱摩阻计算公式进行修正改进后，提高了压裂施工设计和数值模拟中摩阻参数计算的准确性；同时用计算机程序实现了施工过程管柱沿程摩阻的计算，可用于模拟压裂施工全过程的摩阻计算。
对四川川西地区以油管方式注入井的水力压裂施工设计及现场施工过程中井底压力的分析具有重要意义。
关键词：压裂施工；降阻比；管柱摩阻；公式；计算前言压裂施工管柱沿程摩阻值的准确性直接影响到压裂工艺的设计过程，是确定井底压力的必要数据，也是压裂施工成功与否的主要因素。
在实际压裂设计中，大多数采用经验估计法对管柱的摩阻损失进行计算，往往不能准确地预测实际摩阻，尤其不能模拟压裂施工整个过程的实际摩阻值。
管柱的摩阻计算单纯的从流变学和水力学的角度去计算，目前还不能被实际应用。
文章以降阻比法为基础，分别就HPG压裂液、相应的携砂液沿程管柱摩阻计算方法进行分析对比，并结合川西地区大部分压裂井的现场施工数据，对压裂液的沿程摩阻有关计算公式进行改进，实现压裂施工全过程摩阻计算的计算机程序化。
实例计算表明，改进后的摩阻计算公式以及压裂施工过程摩阻计算结果与现场实际数据有较高的符合率，可以用于川西地区压裂施工过程摩阻的模拟计算。
1 压裂液摩阻的计算Lord和MC Gowen等人[1,2]利用其他人的实验资料提出了计算溶胶及混砂液摩阻的方法。
采用延迟交联技术，使交联HPG与HPG溶胶在井筒中的摩阻相差不大，因此，Lord等人仍用溶胶的数据提出了一个降阻比（δ）的概念：（1）式中：(△Pf)0为清水的摩阻损失，MPa；(△Pf)P为压裂液的摩阻损失，MPa。
清水的摩阻损失可以用经典水力学雷诺数与摩阻系数关系进行计算，或者同样采用Lord等人提出的回归公式：（2）式中：D为压裂油管柱的内径，mm；Q为施工过程泵注排量，m3/min；H为油管长度，m。
压裂施工中摩阻计算
压裂施工中摩阻计算压裂施工是油气田开发中常用的一种技术，通过将一定压力下的流体注入岩石裂缝中，从而扩大岩石裂缝的面积，提高油气井的产能。
在压裂施工中，摩阻的计算是十分重要的，下面将详细介绍压裂施工中摩阻的计算方法。
首先，我们需要了解摩阻的概念。
摩阻是指流体在管道中流动时受到的阻力，也叫做流体的动力阻力。
在压裂施工中，摩阻的计算主要用于确定压裂施工所需的泵功率和压裂液体分配等。
摩阻的计算可以分为两个部分：管道摩阻和喷嘴摩阻。
下面分别介绍这两个部分的计算方法。
1.管道摩阻的计算管道摩阻是指液体在管道中流动时受到的阻力。
管道摩阻主要考虑泵入口处的压力损失和油管全长的摩阻损失。
管道摩阻的计算可以按照一定的公式进行。
常用的管道摩阻公式有达西公式和弗洛伊德公式。
其中，达西公式适用于属于均匀流动的情况，而弗洛伊德公式适用于属于非均匀流动的情况。
达西公式：ΔP1=f*（L1/D1）*(ρ*V^2)/2其中，ΔP1为管道摩阻损失压力，f为摩阻系数，L1为管道长度，D1为管道直径，ρ为液体密度，V为液体流速。
弗洛伊德公式：ΔP2=f*[(L2/D2)+1.51*(ρ*V^2/(2*g))]*(ρ*V^2)/2其中，ΔP2为管道摩阻损失压力，f为摩阻系数，L2为管道长度，D2为管道直径，ρ为液体密度，V为液体流速，g为重力加速度。
2.喷嘴摩阻的计算喷嘴摩阻是指岩石缝隙中液体流动时受到的阻力。
喷嘴摩阻主要与液体流速、缝隙形状和缝隙宽度等因素有关。
喷嘴摩阻的计算可以通过试验和经验公式进行。
常用的喷嘴摩阻计算方法有威海斯公式和霍桑公式。
其中，威海斯公式适用于缝隙宽度较小，液体流速较大的情况，而霍桑公式适用于缝隙宽度较大，液体流速较小的情况。
威海斯公式：ΔP3=K*(ρ*V^2)/2其中，ΔP3为喷嘴摩阻损失压力，K为摩阻系数，ρ为液体密度，V为液体流速。
霍桑公式：ΔP4=(ρ*V^2)/(2*g*c^2)*[1+1.54*(1-c)^2*L/(D*c^3)]其中，ΔP4为喷嘴摩阻损失压力，ρ为液体密度，V为液体流速，g为重力加速度，c为缝隙宽度比例（缝隙宽度与管道直径的比值），L为岩石缝隙长度，D为岩石缝隙直径。
直井油管内压裂液流动摩阻计算方法
直井油管内压裂液流动摩阻计算方法
随着能源结构的变化，地质环境的不断变化，石油开采技术也日新月异，而直井油管内压裂液流动摩阻的计算虽然很重要, 但还没有一个可靠的计算方法。
本文介绍了一种新的直井油管内压裂液流动摩阻计算方法。
首先，本文介绍了实验设备和实验方法，包括实验条件、设备组成、工艺要求等，以及实验中用到的仪器仪表等。
然后，本文介绍了直井油管内压裂液流动摩阻计算方法。
直井油管内压裂液流动摩阻的计算根据摩阻原理，对于任何形状的流道，压力损失可以用粘性阻力系数和流速的乘积来表示，这种粘性阻力与流体的形态和流速有关。
最后，本文介绍了实验结果，并分析了实验结果的影响因素，用于确定直井油管内压裂液流动摩阻的计算方法。
根据以上介绍，直井油管内压裂液流动摩阻的计算方法可按照以下步骤进行：第一步，利用实验结果测定摩阻原理下直井油管内压裂液流动粘性阻力系数值；第二步，计算直井油管内压裂液流动摩阻，以确定最终压力损失，从而确定不同工况下的压力损失，也可以确定液流的流量和流速；第三步，利用计算的摩阻原理和实验结果，与数值模拟进行对比，确定其准确性。
总之，本文介绍了一种新的直井油管内压裂液流动摩阻计算方法。
该方法通过摩阻原理，利用实验结果测定粘性阻力系数值，计算和验证压力损失，从而得到不同工况下的压力损失，也可以确定液流的流量和流速，使石油开采工程能够更加有效的进行。
该计算方法具有计
算准确性高，快速可靠等优点，可以有效地提高油采的效率。
压裂近井摩阻分析
压裂近井摩阻分析摘要：压裂施工近井摩阻值的准确性直接影响到压裂工艺的设计，是确定井底压力的必要数据，也是决定压裂施工难易程度的主要因素。
该文从压裂近井摩阻的成因、分类、计算方法等方面对国内外压裂近井摩阻进行了整理和归纳，并在此基础上得到了降低近井摩阻的两个工艺：○1支撑剂段塞冲刷工艺作为一种可靠而实用的降摩阻工艺它的作用主要在优化近井筒附近裂缝壁面。
在前置液中支撑剂的加入使裂缝的壁面更趋于光滑,可减小裂缝的凹凸面,增大近井裂缝的宽度,减小支撑剂在近井筒砂堵的可能性，也减少了裂缝摩阻。
○2定向压裂的实施，沟通了主体裂缝与井筒的连通，这样就大大减少了由于裂缝转向而造成的压裂液流失和压裂液流程，这样就起到了一般压裂不能达到的降低裂缝摩阻的效果。
关键词：近井摩阻；水力压裂；支撑剂段塞；裂缝扭曲；多裂缝从80年代以来，人们对近井筒摩阻问题的认识随着实践的发展不断得到深化，对近井筒摩阻的产生机理、影响因素、降低措施等都进行了广泛的研究。
众多的学者从室内实验、定性认识、定量计算、检测手段及压裂施工工具等方面，着眼于裂缝起裂位置、裂缝转向扭曲、多裂缝、非平面裂缝、孔眼位置、施工排量等方面，对近井筒摩阻的产生原因、计算方法、影响因素等进行了广泛的研究。
1近井摩阻的成因分析所谓水力压裂的近井筒效应是指由射孔孔眼特性及井筒周围(射孔壁)应力集中作用在近井筒区域所产生的孔眼摩阻、复杂裂缝形态(多裂缝、裂缝面的扭曲、窄高缝、非平面裂缝)以及由此引起的压力损失和早期脱砂现象。
水力压裂的近井压力降(损失)主要归因于井筒连通(孔眼)、裂缝面弯曲(裂缝转向和扭曲)、多裂缝等近井筒裂缝的几何形态，这些形态导致有效压力损失和意外脱砂[1]，是影响压裂成功的不利因素。
因此，它是分析近井带摩阻产生原因的结构基础和现实依据。
根据近井筒问题得出压裂近井摩阻产生的主要原因如下：（1）射孔孔眼相位不一致。
因为水力裂缝往往不是沿着射孔方向生成的，压裂液从孔眼到裂缝通常要经过一条或几条曲折的通道。
深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术
压裂液 、 纤维加砂 等降低施 工摩 阻集成技 术 ， 井摩 阻降低 了９４ ａ 弯曲摩 阻降低 了 ７６ 近 ．７ＭＰ ， ．１
ＭＰ ， ａ 同时 延 程 摩 阻 降低 了 ４～ ａ 成 功 完 成 了 ８ 加 砂 压 裂 改造 。 压 后 日产 气 １０ ８０ ５ＭＰ ， ０ｍ ． ９
（ ）地层破 裂 压力 与储层 本 身特 性有关 ， 层 １ 地
直径越大 ， 孔眼摩阻越小。采用前置低砂 比段塞技
术， 可对 射孔 孔 眼 和近 井 地 带进 行 冲刷 ， 效 降 低 有 孔 眼摩 阻和 弯 曲摩 阻 。 （ ）井 内静 液 柱 压力 由井 深 和 压裂 液 密 度 确 ４ 定， 在井 深一 定 的情 况 下 ， 加 压 裂液 密 度 可 以增 增
（ ．中石 化西南油气分公司 ， １ 四川 德 阳 ６ ８ ０ ；．中油川 庆 钻探 工程 公司 ， １０ ０ ２ Ｉ 四川 成都 ６０ ５ ） １０ １
摘 要 ： 西深层 气藏属 于深一超 深、 密一超 致密砂 岩气藏 ， 川 致 储层 具有破 裂压 力高和延伸 压力 高的特 点 ， 经过分析 ， 降低施工摩 阻是 降低施 工压力的有 效手段 。通过 施 工管柱合理 配置 、 注 入 方式优 化 、 纤维加砂 、 延迟 交联压裂液 、 支撑 剂段 塞等方式 ， 成 了深层 气藏 压裂改造 降低 施 形
×１ ｄ 日产 水 为 １ ． ｄ ０ｍ／ ． ０７ｍ ／
关键词 ： 深层 气藏 ； 压裂 ； 工摩 阻； 施 施工参数
中 图分 类号 ：Ｅ ５ ． Ｔ ３７ １ 文献 标 识 码 ： Ａ
压裂裂缝监测方法分析及应用-报告
压裂裂缝监测方法分析及应用项目名称：《压裂裂缝监测方法分析及应用》研究起止时间：2011年3月—2011年12月负责人：卢云霄技术首席：杜发勇报告编写人：杜发勇主要研究人员：张培东陈东茹红丽黎石松暴志娟潘勇姜立辉孙文森黄琼冰薛仁江林惠星等审核人：陈东审定人：李云目录一、项目概况 (3)（一）立项背景 (3)（二）主要研究内容 (4)（三）完成工作量 (4)（四）提交成果与主要技术指标 (5)（五）主要成果和认识 (5)二、水力压裂裂缝监测方法分析 (6)（一）水力压裂裂缝监测技术分类 (6)（二）裂缝监测方法分析 (7)1、间接裂缝监测（诊断）方法分析 (7)2、直接近井裂缝监测方法分析 (12)3、直接远场裂缝监测方法分析 (18)（三）水力压裂裂缝监测方法对比 (29)三、探井水力压裂裂缝监测资料统计分析 (31)（一）探井水力压裂裂缝监测技术及应用情况 (31)（二）探井水力压裂裂缝监测资料分析 (31)1、压前压后井温测试资料分析 (31)2、井底压力温度监测资料分析 (37)3、地面多点式微地震裂缝监测资料分析 (43)4、大地电位法裂缝监测资料分析 (45)5、压后压力恢复资料分析 (46)6、裂缝监测资料综合分析 (47)四、认识和建议 (49)1、认识 (49)2、建议 (49)附图探井压裂前后井温测井曲线图 (49)一、项目概况（一）立项背景随着油田勘探工作的不断深入，新增探明储量中低渗透油气藏所占比例大幅上升。
“十一五”期间，达到当年探明储量的52.5%。
“十二五”期间勘探增储主阵地仍为低渗透油藏，年均在4000万吨以上。
压裂改造是这类储量得以探明和有效开发动用的关键技术。
正确的认识水力压裂裂缝的几何形态和延伸状况，对评价压裂效果，检验和提高压裂设计的准确性，优化开发方案，进而改善压裂增产效果，提高单井产能及最终采收率具有重要的指导作用。
因此，压裂裂缝监测诊断方法，始终是相关领域专家们最为关注，同时长期进行探索与开发应用的关键技术之一。
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压裂近井摩阻分析摘要：压裂施工近井摩阻值的准确性直接影响到压裂工艺的设计，是确定井底压力的必要数据，也是决定压裂施工难易程度的主要因素。
该文从压裂近井摩阻的成因、分类、计算方法等方面对国内外压裂近井摩阻进行了整理和归纳，并在此基础上得到了降低近井摩阻的两个工艺：○1支撑剂段塞冲刷工艺作为一种可靠而实用的降摩阻工艺它的作用主要在优化近井筒附近裂缝壁面。
在前置液中支撑剂的加入使裂缝的壁面更趋于光滑,可减小裂缝的凹凸面,增大近井裂缝的宽度,减小支撑剂在近井筒砂堵的可能性，也减少了裂缝摩阻。
○2定向压裂的实施，沟通了主体裂缝与井筒的连通，这样就大大减少了由于裂缝转向而造成的压裂液流失和压裂液流程，这样就起到了一般压裂不能达到的降低裂缝摩阻的效果。
关键词：近井摩阻；水力压裂；支撑剂段塞；裂缝扭曲；多裂缝从80年代以来，人们对近井筒摩阻问题的认识随着实践的发展不断得到深化，对近井筒摩阻的产生机理、影响因素、降低措施等都进行了广泛的研究。
众多的学者从室内实验、定性认识、定量计算、检测手段及压裂施工工具等方面，着眼于裂缝起裂位置、裂缝转向扭曲、多裂缝、非平面裂缝、孔眼位置、施工排量等方面，对近井筒摩阻的产生原因、计算方法、影响因素等进行了广泛的研究。
1近井摩阻的成因分析所谓水力压裂的近井筒效应是指由射孔孔眼特性及井筒周围(射孔壁)应力集中作用在近井筒区域所产生的孔眼摩阻、复杂裂缝形态(多裂缝、裂缝面的扭曲、窄高缝、非平面裂缝)以及由此引起的压力损失和早期脱砂现象。
水力压裂的近井压力降(损失)主要归因于井筒连通(孔眼)、裂缝面弯曲(裂缝转向和扭曲)、多裂缝等近井筒裂缝的几何形态，这些形态导致有效压力损失和意外脱砂[1]，是影响压裂成功的不利因素。
因此，它是分析近井带摩阻产生原因的结构基础和现实依据。
根据近井筒问题得出压裂近井摩阻产生的主要原因如下：（1）射孔孔眼相位不一致。
因为水力裂缝往往不是沿着射孔方向生成的，压裂液从孔眼到裂缝通常要经过一条或几条曲折的通道。
主要是因为孔眼的相位、间距差异比较大，导致射孔与预期裂缝方向并不一致；（2）孔眼连通性差。
射孔的质量会直接影响到破裂压力及施工功耗，如果射孔不当，射孔孔眼与裂缝主体连通不好会导致携砂压裂液过早脱砂；（3）近井筒裂缝扭曲。
因为随着地层岩石应力分布状况而发生扭曲和转向等问题，裂缝延伸过程中会发生不规则延伸现象。
在90 年代初，裂缝扭曲问题就已经被许多专家所关注；（4）多重裂缝。
大量的细微裂缝会消耗泵注压力，而且多裂缝问题的产生与储层地应力分布和压裂施工情况密切相关。
2裂缝弯曲对近井筒摩阻的影响国外一些实验室采用大尺寸的真三轴实验设备，模拟现场地应力条件下射孔对压裂的影响。
通过实验发现，裂缝从射孔孔眼或是从与最小水平主应力垂直的方向起裂，裂缝起裂取决于射孔方向与最大水平主应力面的夹角。
另外，所有裂缝开始转向最大水平主应力方向的位置在距井相当于井筒直径的范围内。
而且，尽管裂缝延伸的初始阶段有多条裂缝，却只有一级单缝延伸超过井筒直径的范围。
Abass[2]研究得出了射孔方向与最大水平主应力方向成不同角度对缝宽的影响。
当射孔方向大于45°时缝宽急剧减小，裂缝弯曲现象明显，而角度在0°～30°时裂缝与孔眼连通良好。
所以，射孔方向应在最大水平应力方向或与其夹角小于30°。
由于射孔对水力裂缝有影响，定向射孔技术已成功应用于实际生产。
在美国阿拉斯加的Kuparuk油田，通过对200口沿主应力方向射孔的、斜度为0°～40°斜井压裂的结果进行统计，得出了该方法使近井筒压力损失降低，裂缝中支撑剂量增加的结论。
沿主地应力方向射孔技术有助于非垂向井的增产，是一种经济有效的方法[3]。
图1 裂缝弯曲示意图国外对于斜井中水力裂缝从射孔孔眼起裂的数值模拟也做了大量的研究工作。
文[4]通过分析井筒切面的裂缝性质，研究了斜井射孔孔眼微裂缝的起裂和连通，结果表明：对于小的孔眼间距，孔眼的微裂缝相互连通，沿井筒形成一条大的裂缝。
对于下套管井，裂缝张开面不光滑而且裂缝连接的中间圈闭有大量的岩石，这可能是造成斜井套管中高摩阻损失的原因。
3多裂缝对近井筒摩阻的影响国外科技工作者K. D. Mahrer[5]总结了多裂缝产生的许多证据,Wright[6]用等效多裂缝理论分析了多个水平裂缝的裂缝半径、裂缝宽度、净压力、累积宽度与裂缝条数的关系。
L.Weijers[7]提出,用多裂缝理论能够拟合高的施工净压力。
目前,国内的科技工作者已经认识到水力压裂多裂缝的存在及其与施工困难的关系主要在于多裂缝的存在造成了缝内压降增大，也即是缝内摩阻升高。
因此，降低近井筒的多裂缝也即是降低缝内摩阻。
为此，国内外学者进行了大量的室内试验和现场施工找出了一些通过预防多裂缝而减少缝内摩阻的方法并在实际应用中取得了良好的施工效果。
(1)对于水平地应力相等或者接近相等、天然裂缝发育的地层,最好在压裂前采用定向射孔,减小井的斜度(控制在30°以内)，控制射孔井段长度在合理的范围内,选择合理的射孔方式和射孔枪避免微环面影响,增加射孔密度以利于裂缝的连接等。
(2)对于已经在压裂过程中产生多裂缝的储层,可以采用段塞技术来创造主裂缝，段塞技术主要包括粘性段塞技术与支撑剂段塞技术。
如日本的MN - A 井采用的主要作法是减小射孔井段跨度,采用支撑剂段塞技术，增大泵注排量、提高注入液体的粘度等，在裂缝性火成岩油藏中压裂获得了成功。
国内众多油田的压裂实践表明，从防止多裂缝的起裂机理出发，合理优化射孔方式、压裂参数、射孔厚度可以降低近井摩阻从而提高加砂施工的成功率。
下面的例子可以充分说明目前对于该方面研究的成果：中石化西北分公司于2005 年9 月13 日对TK241井进行了加砂压裂现场试验。
该井设计采取的主要思路是：①前置液阶段采用段塞粉陶加砂工艺，降低缝内摩阻，堵塞地层裂缝，降低地层滤失，利于主导缝的生成并降低加砂难度；②支撑剂选择13～14 mm小粒径陶粒段塞。
在加砂过程中，砂比(支撑剂体积与砂液体积的之比)以低起点、小台阶为原则，尽可能实现线性加砂。
对TK241井奥陶系- 5 468～- 5 550 m井段进行了加砂压裂施工，挤入地层砂液总量为507m3，陶粒82.17t，加砂压裂获得了成功。
图2 不同排量对裂缝轨迹的影响图3 不同粘度对裂缝轨迹的影响4 近井摩阻的计算射孔孔眼摩阻计算公式[9]为：24222369.0c d n Q P pf ρ= (1)式中 P pf 为射孔孔眼摩阻(psi)；Q 为压裂液注入流量(gal/min)；ρ为压裂液混合密度(lbm/in 3)； n 为孔眼数，无因次；d 为孔眼直径(in)；C 为孔眼流量系数，无因次。
把式(1)中所有的量都转换为国际单位为:24224102326.2c d n Q P pfρ-⨯=(2)式中：P pf 为射孔孔眼摩阻(Pa)；Q 为压裂液注入流量(m 3/min)； ρ为压裂液混合密度(kg/m 3)； d 为孔眼直径(m)式(2)中压裂液混合密度计算公式[10]为：st t i c cρρρρρ++=1 (3) 式中： ρi , ρt 和 ρs 分别为压裂液基液密度、支撑剂体密度和支撑剂视密度（kg/m 3）；C 为支撑剂体积浓度（加沙比），无因次。
当泵入携砂液并以高压通过孔眼时，支撑剂冲蚀射孔孔眼，使孔眼变得光滑，孔眼流量系数C 和孔眼直径d 增加，引起孔眼摩阻下降。
试验数据表明[8]，孔眼流量系数C 从0.56 变化到0.89，能够造成孔眼摩阻降低2.5倍。
通过对试验数据的分析和拟合得出孔眼流量系数C 和流过孔眼的支撑剂总质量之间有如下线性关系：)89.0(1065.156.04≤⨯+=-C MC (4)式中：M 为流过孔眼的支撑剂总质量(lbs)（如下图4在压裂过程中的近井筒效应分析）。
图4 流量系数C 随孔眼冲蚀的演化把式(4)转换为国际单位并把流过孔眼的支剂总质量写成注入流量对时间的积分。
)89.0()()(106376.356.01065.156.0044≤⨯+=⨯+=⎰--C d c q M C tt τττρ(5)式中：M 为流过孔眼的支撑剂总质量(kg)；q 为流过孔眼的携砂液流量(m 3/min)； t 为携砂液冲蚀孔眼的时间(min)。
D.Cramer [9]通过试验发现水力孔眼直径和流过孔眼支撑剂总质量之间有如下线性关系：M h d c h i 61029.4-⨯+== (6)式中： h 和 h i 分别为当时水力孔眼直径和初始水力孔眼直径(in)；d 为孔眼直径(in)。
郭建春、杨立君、赵金洲、任勇[10]把式(6)中的支撑剂总质量写成对时间的积分形式，并转换为国际单位，得到如下表达式：()()⎰-⨯+'='ti d v q h h 0610458.9τττ (7)式中：h ′ 和h i ′分别为当时水力孔眼直径和初始水力孔眼直径(cm)；v 为流过孔眼的携砂液流速(m/min)；τ 为时间积分变量(min)。
式(6)中的系数4.29×10-6 的量纲为(长度/质量)，吴衡安通过数值验算得出式(7)中的系数9.458×10-6是只对式(6)的质量进行单位变换得到的，没有对长度单位进行变换。
并求出了对二者都进行变换后，式(6)的变换形式：()()⎰-⨯+==ti d v q h d c h 07104.2τττ (8) 式中：h 和 h i 分别为当时水力孔眼直径和初始水力孔眼直径(m)；式(8)积分项中的速度v 的表达式为：222732.14d q d q A q ===πν (9) 式中：A 为孔眼的横截面积(m 2)。
把式(9)代入式(8)，采用分离变量法可以得到孔眼直径的计算公式为:31032104027)()(106376.356.0)(10167.9⎪⎪⎭⎪⎪⎬⎫⎪⎪⎩⎪⎪⎨⎧+⎥⎦⎤⎢⎣⎡⨯+⨯=⎰⎰--d d c q d q d t t t τττρττ (10)式中：d 0 为初始孔眼直径(m)。
5 降摩阻工艺5.1 支撑剂段塞冲刷沈建国,陆灯云,刘同斌[11]提出的支撑剂段塞冲刷对于降低摩阻有很好的效果，其基本情况如下：支撑剂段塞冲刷就是在主压裂的前置液阶段，间断地泵注低浓度的支撑剂，以消除或降低近井裂缝扭曲摩阻。
其目的是近井缝宽最大化，流体流向改变最小化，近井能耗最小化，施工砂浓度最优化，施工效果最大化。
通过10 多井次的现场应用来看，支撑剂段塞冲刷不仅是实践性很强的工艺，而且是消除或降低近井裂缝扭曲摩阻的理想方法。
支撑剂段塞冲刷工艺作为一种可靠而实用的降摩阻工艺其基本原理是：①优化近井筒附近裂缝壁面。