压裂液使用指导
压裂液
冻胶，压裂液的起始粘度高，泵送摩阻大，粘度损失也较
大。 • 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联 特征，有利于压裂液粘度时效性控制，获得较高的裂缝粘 度，提高压裂处理效果。
• 热稳定性与剪切稳定性：
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•
由于不同类的交联剂的交联反应速度不同，而反映出
的压裂液体系的抗温和抗剪切能力不同。 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联
1、水力压裂的作用
• （1）压裂能改造低渗透储层的物理结构，变径向流 动为线性流动，降低流动阻力，增大渗滤面积，达 到油气井增产、水井增注的目的； • （2）减缓层间矛盾，改善中低渗透层的开采状况； • （3）解除近井地带的堵塞； • （4）对储层物性差，自然产能低，不具备工业开采 价值的探井和评价井进行压裂改造，扩大渗油面积 或对油气井作出实际评价。
• 破胶剂使用浓度的影响： • 一般而言，破胶剂使用的浓度越高，破胶越彻底，破 胶时间越短，对地层损害越小。但同时也会造成压裂液粘
度的提前损失，影响压裂液的造缝能力。如果不采取任何
措施，过分的增加破胶剂浓度，不然会引起压裂液粘度的 大幅下降，甚至提前脱砂，导致施工失败。
3、4压裂液对导流能力的影响
、锆等金属螯合物交联压裂液对支撑裂缝导流能力有严重
的伤害，清洁返排能力远低于硼交联压裂液。 • 交联剂用于压裂液时不应仅考察交联和耐温程度，注 重保护油藏、按温度和油藏条件选用适应的交联剂成为必 须遵守的原则。
3、破胶剂 把高粘度压裂液留在裂缝中将降低支撑剂充填层 对油和气的渗透性，从而影响了压裂作业的效果。因 此压裂施工结束后，为了让施工液体能尽快的从井下
特征，使得体系初始粘度不高，而经过高温和连续剪切后
，平衡粘度明显高于无机硼（硼砂体系）。 • 一般而言，硼砂交联羟丙基瓜胶体系可用于80℃以 下的地层，而有机硼、有机钛及有机锆交联的羟丙基瓜胶 体系可抗160℃。
压裂液知识3
与前置液：对地层进行解读或补充井底亏空等而采取预处理 所用的液体活性水、酸液等。 前置液：压开地层，形成裂缝；在裂缝壁面形成滤饼，减 缓后续入井液体的滤失；冷却地层，降低携砂液的热降解 ，保证携砂液的抗温抗剪切性。 携砂液：携带砂子进入地层，在裂缝内形成高渗透支撑层。
顶替液：将油管中的携砂液顶替进入地层，防止停泵后油管中的 砂子沉降，埋没油管，形成卡钻事故。
常规的压裂液添加剂主要有：稠化剂、交联剂、破胶剂、杀菌 剂、破乳剂、粘土稳定剂、PH值调节剂、助排剂等。
1、稠化剂 稠化剂就是能够增加压裂液粘度的一种添加剂，一般均为高分子聚合 物（清洁压裂液的稠化剂为具有粘弹性的表面活性剂），主要有四大 类。 （1）瓜儿胶 瓜儿胶来自一年生长草本植物瓜尔豆的内胚乳，4~5Kg瓜尔豆可 加工1Kg瓜儿胶。主要产自印度和巴基斯坦。
（2）羟丙级胍胶 在生产胍胶粉的过程中，并不能将胍胶与其他不溶于水的植物成分如脂 类等完全分离。因此，在胍胶溶液中，仍有12%以上的不溶残余物，需进 行化学改性。在碱性催化环境下，以醇（甲醇、乙醇或异丙醇）为分散 剂，以环氧醚为改性剂，可得到胍胶的衍生物，即羟丙级胍胶（HPG）， 其水不溶物达到1~8%。
主讲人：苟庚武
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第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第六章
压裂基础知识 压裂液的基础知识 压裂液现场质量控制常见问题 油井压裂液体系 气井压裂液体系 现场技术服务风险及急救
第一章 压裂基础知识
一、压裂工艺介绍
目前全国油田区块压裂工艺技术主要分为两大类：高能气体压裂和水 力压裂。
四、水基压裂液的分类 （1）活性水压裂液 活性水压裂液是表面活性剂的稀得水溶液。 特点：配制简单、成本低廉、粘度低、摩阻小、携砂性能 差。
压裂液通用技术条件
压裂液通用技术条件
一、压裂液概述
压裂液是在井中注入的一种特殊液体，用于增加裂缝渗透性以增加油气井产量。
压裂液主要由基础液体、添加剂和颗粒物组成。
二、压裂液技术要求
1. 基础液体要求
(1) 基础液体应具备良好的可控性和溶解性，以便满足不同地质条件下的需要。
(2) 基础液体应具备一定的低温稳定性和高温稳定性，在井口温度变化较大的情况下保持稳定。
(3) 基础液体应具备较低的粘度，以便能够快速在裂缝中传递压力和形成压裂裂缝。
2. 添加剂要求
(1) 添加剂应具备较好的生物降解性，以减少对环境的影响。
(2) 添加剂应具备良好的稳定性，能够在高温高压条件下保持活性。
(4) 添加剂应具备较高的溶解度，以便与基础液体充分混合。
3. 颗粒物要求
(1) 颗粒物应具备较好的流动性，能够在压裂液中均匀悬浮。
(2) 颗粒物应具备较高的破裂压力，以便在注入过程中能够产生足够的裂缝压力。
(1) 密度范围：0.8-2.5 g/cm³
(3) pH范围：5-10
(4) 低温稳定性：-20℃至井口温度
(1) 生物降解性：符合地方环保标准
(3) 黏滞度增强剂用量：0.1-1.0%
(2) 流动性：流动性良好
(3) 破裂压力：>5000 psi
以上为压裂液通用技术条件，具体参数可根据不同油气井地质条件和工艺需求进行调整。
水力压裂操作规程
水力压裂操作规程第一条 系统组成高压水力压裂系统由乳化泵、水箱、水表、压力表、高压管、封孔器及相关装置连接接头等组成。
图2 水力压裂系统装置连接示意图 高压铁管高压软管注水泵水 箱卸压阀压力表连接管水管压裂钻孔注：设备之间的连接必须保证密封无泄漏，且应实现快速连接。
第二条 压裂时间压裂时间与注水压力、注水量等参数密切相关，注水压力、流速不同，相同条件下达到同样效果的注水时间也不同。
注水过程中，煤体被逐渐压裂破坏，各种孔裂隙不断沟通，高压水在已沟通的裂隙间流动，注水压力及注水流量等参数不断发生着变化，注水时间可根据注水过程中压力及流量的变化来确定，当注水泵压降为峰值压力的30%左右，可以作为注水结束时间。
第三条 工艺流程1.先施工4个效果考察钻孔，施工完成后立即进行封孔，将其接入抽放系统，抽放队安排测流员收集效果考察钻孔浓度、负压，并进行计量。
2.在施工1个压裂钻孔，压裂钻孔施工到位后，立即进行封孔，3.所有钻孔封孔完成并凝固24小时后，开始进行高压水力压裂，压裂时一旦出现效果考察孔有水流出时，立即关闭高压闸门，直至乳化泵的水箱内水位不再下降时停止压裂。
4.压裂过程实施完成后，由抽放队测流员每天收集压裂钻孔和效果考察钻孔的数据，并计算瓦斯抽放量。
5.高压水力压裂流程图，如下所示：第四条压裂步骤在注水的前期，注水压力和注水流量呈线性升高；随后，注水压力与流量反向变化，并呈波浪状。
这直观反映出了在注水初期，具有一定压力和流速的压力水通过钻孔进入煤体裂隙，克服裂隙阻力运动；随后，当压裂液充满现有裂隙后，水流动受到阻碍，由于煤体渗透性较低，水流量降低，压力增高而积蓄势能；当积蓄的势能足以破裂煤体形成新的裂隙时，势能转化为动能，压力降低，水流速增加；当压力液携带煤泥堵塞裂隙时，煤体渗透性降低，水难以流动使流量下降，压力上升。
压裂实施过程中，按照如下步骤实施：1.同时打开井下高压泵水箱的水闸门与注水孔口的闸门；2.启动高压注水泵，然后采用动压注水压裂;3.当乳化泵压力急剧上升或水箱内水位不在下降时，立即停止压力。
油田化学——压裂液及压裂用添加剂
前言
3、本节内容
压裂液选择 压 裂 技 压裂添加剂 术
酸化工艺
特点：
与稠化水相比水包油乳状液有更好的粘温关系
一、水基压裂液
4.水包油压裂液
与稠化水相比水包油乳状液有更好的粘温关系；
特
能用在比较高的温度（ 160℃ ）下；
点
有很好的降阻性能；
依据乳化剂不同，能自动破乳排液。 （阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂）
一、水基压裂液
5.水基泡沫压裂液 水基泡沫压裂液是指以水作分散介质，以气
联剂和破胶剂配成。
成胶剂即水溶性聚合物。 交联剂则决定于聚合物中可交联的基团和交联 条件。
破胶剂主要用过氧化物，通过氧化降解破胶。
聚丙烯酰胺的醛冻胶 （甲醛）
部分水解聚丙烯酰胺的锆冻胶 （锆的多核羟桥络离子）
pH4~6
部分水解聚丙烯酰胺的铬冻胶
pH4~6
硼酸对GM的交联反应
3.粘弹性表面活性剂压裂液
竞争络合的机理
三、减阻剂 （1）定义：
压裂液减阻剂是指在紊流状态下能减小压裂 液流动阻力的化学剂。
机理 通过储藏紊流能量，减少压裂液的流
动阻力。
三、减阻剂
聚合物可同时是稠化剂和减阻剂。
在高质量浓度使用时，它是稠化剂； 在低质量浓度使用时，它是减阻剂。
水基压裂液用减阻剂
油基冻胶减阻剂
四、降滤失剂
过氧化物 酶
常用的破坏剂：
潜在酸 潜在螯合剂
压裂液作用机理范文
压裂液作用机理范文压裂液是一种将高压注入岩石裂缝中，以增加裂缝孔隙和通透性的液体。
它是在储层岩石中进行水力压裂工艺的关键因素之一、压裂液的作用机理主要包括以下几个方面：1.高压力作用下的岩石破裂:压裂液以高压注入井筒，使岩石承受高压力。
高压力作用下，岩石的内部应力超过岩石的抗拉强度时，岩石开始破裂。
压裂液的高压力一方面可以破裂岩石颗粒之间的胶结和水化物，另一方面可以扩大已有的裂缝，同时还具有足够的压力来开启新的裂缝，从而增加岩石的孔隙和通透性。
2.压裂液的指导作用:压裂液在注入过程中扮演了一个重要的指导角色。
通过控制压裂液注入的角度和速度，可以实现对裂缝的精确控制。
其中，注入角度的控制可以决定裂缝的方向，使其与油气层平行，从而使油气能够更容易地从裂缝中流出。
注入速度的控制可以决定裂缝的长度和宽度，以及岩石孔隙的分布情况。
3.压裂液的流体性质作用:压裂液具有较低的粘度和较高的流动性，可以在岩石裂缝中快速传导。
通过流体的介入，压裂液可以填充和覆盖岩石裂缝，增加油气通过裂缝而流出的能力。
与此同时，压裂液通过增加水力传导性，提高岩石的渗透性，使油气更容易通过岩石裂缝流动。
4.压裂液的颗粒力学作用:压裂液中添加的颗粒物质（如石英砂）可以填充和加强岩石裂缝，提高裂缝的稳定性和可持续性。
颗粒物质通过填充岩石裂缝，形成颗粒桥梁，增加了岩石的强度。
此外，颗粒的选择和组合可以根据岩石裂缝的尺寸和特性进行调整，以实现更好的压裂效果。
总之，压裂液通过高压力的作用、流体的介入以及颗粒物质的填充和加强等多重机理，可以改善岩石的孔隙和通透性，从而提高岩石中油气的产量。
同时，通过对压裂液的合理选择和控制，可以实现对裂缝的精确调控，进一步优化压裂效果，并提高油气的开采效率。
压裂施工操作规程
压裂施工操作规程压裂施工是一种常用于增加地下储层渗透性和提高天然气、石油开采效果的技术。
作为一项高风险作业，压裂施工的操作规程十分重要。
以下是一份压裂施工操作规程的模板，供参考。
一、安全准备1.所有参与施工的人员必须经过专业培训，并获得相应证件。
2.确保施工场地符合安全标准，清除所有可能导致事故的障碍物。
3.检查施工设备的完整性和可用性，确保其符合操作要求。
4.检查施工液的质量和配方，确保其符合工艺要求。
5.根据施工现场和工艺要求，设计并设置适当的警示标志和隔离措施。
二、施工前准备1.根据井口情况，选择合适的压裂工具和设备。
检查其性能和完好度。
2.确定压裂液的配方和所需用量。
核对压裂液的成分和浓度，确保其符合设计要求。
3.检查井筒和油管的完整性，确保其能够承受压裂压力和流量。
4.在井口设立安全防护措施，确保施工过程中的安全。
三、施工操作1.进行施工前检查，包括检查井口设备、油管、压裂工具和压裂液等。
2.根据设计要求，计算并确定压裂参数，如压裂压力、流量和压裂液浓度。
3.启动相关设备，包括压裂泵、搅拌槽和压力监测设备等。
4.开始注入压裂液，根据设计要求控制流量和压力，并定期检查参数是否正常。
5.监测压裂液的性能和效果，包括流量、压力、黏度和密度等。
6.根据需要进行压裂液的添加和调整，确保施工过程中的稳定性和效果。
7.在施工过程中，定期检查和记录压力、流量和其他参数，并根据需要进行调整。
8.在施工结束后，及时关闭压裂泵和其他设备，并进行压力释放和清理工作。
四、事故应急处理1.在施工过程中，如发生压力异常、设备故障或其他紧急情况，立即停止作业。
2.启动事故应急预案，采取紧急措施，确保人员安全和施工设备的完好。
4.在事故处理完毕后，对施工设备和场地进行检查和维修，并重新评估施工计划和参数。
五、施工记录和总结1.对施工过程中的参数、流程和断层情况等进行详细记录。
2.根据施工记录和现场观察，进行施工效果评估和总结。
压裂液
第二节压裂液一、教学目的掌握各种压裂液的类型，了解压裂液的类型，学会计算压裂液的几种滤失系数，掌握压裂液的流变性。
二、教学重点、难点教学重点1、压裂液的类型2、压裂液的流变性教学难点1、压裂液的滤失系数三、教法说明课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表四、教学内容本节主要介绍三个方面的问题：一、压裂液类型二、压裂液的滤失性三、压裂液的流变性概况：在影响压裂成败的各种因素中，除了压裂设备外，重要的是压裂液及其性能。
压裂液的类型及其性能对能否造出一条足够尺寸的、具有高的FRCD的填砂裂缝有密切的关系（压裂液类型、滤失性、流变特性）。
压裂液是一个总称。
在压裂施工过程中，注入井内的压裂液在不同施工阶段有着各自的任务，所起的作用是不同的，可分为：1、前置液（加砂前的压裂液），其作用（功能）为：①破裂地层②造成一定几何形态的裂缝，以便让其后的携砂液进入缝中（要d←砂子直径）求缝宽W≧(2～2.5)p③延伸裂缝（使裂缝在长、宽、高三个方向上延伸）④冷却地层与裂缝通常前置液的用量占总液量的20%～40%。
2、携砂液（携带砂子的压裂液），其作用：①携砂入缝，并在缝中保证布砂的要求，防止压开的裂缝闭合②延伸和扩展裂缝③冷却地层及裂缝通常携砂液的用量更大，占总液量的60%～80%。
3、顶替液（把携砂液顶替入地层的压裂液），其作用：①中间顶替液用来将携砂液送到预定位置②最后顶替液将井筒中的携砂液全部替入裂缝③也起延伸裂缝的作用一般只用清水、溶性水就行了，顶替量为（1～2）倍油管体积。
压裂液的性能要求：①造缝能力强、滤失量少：这是造长缝、宽缝的重要条件，压裂的造缝能力取决于压裂液的效率，EFF越高，造缝能力越强。
滤失性则主要取决于压裂液的粘度M和造壁性。
EFF=V裂缝/V总注入量V总=V裂缝+V滤失量通常EFF只有20%～30%，美国一些公司研制的超级压裂液（约含2/3粘性油，1/3盐水和1000mg/l表面活性剂），EFF可达80%以上。
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压裂基本知识 地层水: 配伍性最好, 但悬砂性能差前提是支撑剂的密度降下来。最小的伤害就在于使用地层水加入添加剂，对支撑剂进行改进，利用纳米技术使得它的密度很水一样，强度还要好，那么在水中就能悬浮，这样就达到无伤害的目的。风险大 水力压裂改造技术主要机理为：
通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。且可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层气尤为重要. 可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。
这种技术在煤层气生产实践中也存在一些问题： 由于煤层具有很强的吸附能力，吸附压裂液后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，从而使割理孔隙度及渗透率下降，且这种降低是不可逆的，因此，目前国内外在压裂改造技术中，开始使用大量清水来代替交联压裂液，以预防其伤害，但其造缝效果受到一定的影响；
由于煤岩易破碎，因此，在压裂施工中，由于压裂液的水力冲蚀作用及与煤岩表面的剪切与磨损作用，煤岩破碎产生大量的煤粉及大小不一的煤屑，不易分散于水或水基溶液，从而极易聚集起来阻塞压裂裂缝的前缘，改变裂缝的方向，在裂缝前缘形成一个阻力屏障。
对于构造煤（soft coal），采取压裂的办法行不通，因为受压煤层的透气性会更低. 构造煤主要难点： 强度弱、煤岩碎、非均质强、渗透性差
清洁压裂液（ClearFRAC） 清洁压裂液的工作原理：加入的表面活性剂形成的胶束，可以在特定的盐浓度下产生，获得粘度，可以在稀释获得遇见亲油相以后通过减少胶束过流面积以后去除粘度。它一种粘弹性流体压裂液，主要成分包括长链的表面活性剂(VES)、胶束促进剂(SYN)和盐(KCl)，目前国内外广泛使用是第一代VES 压裂液，主要是阳离子型季铵盐表面活性剂，它们是CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）、Schlumberger的JB508型表面活性剂和孪生双季铵盐类表面活性剂。VES压裂液粘度低，但依靠流体的结构粘度，能有效地输送支撑剂，同时能降低摩阻力。与传统聚合物压裂液（包括天然的胍胶，田青胶，黄原胶，半天然的HPG,HEC,全人工的可交联聚丙烯酰胺，低分子量的国内也自称是清洁压裂液）相比，该压裂液配制简单，不需要交联剂（理论上没有可在砂体中形成聚合物堵塞的可能）、破胶剂和其他化学添加剂，因此，几乎无地层伤害并能使充填层保持良好的导流能力。 清洁压裂液的优点 （1）不用破胶剂 当棒状胶束与油、气或地层水接触时可转化为很小的球状胶束，体系的粘度变得很低，在储层条件下不需要另加破胶剂即可破胶。彻底破胶后粘度约为3mPa.s，相当于清水，易返排。其交联及破胶机理决定了其在油、气层中应用时，不需要添加任何破胶剂便能完全破胶。 （2）因清洁压裂液主要成份是表面活性剂，其分子直径仅为瓜胶的1/5000，滤失不随时间改变，不形成滤饼，滤后不形成残渣，施工后易返排，能充分保留支撑裂缝的导流能力； （3）携砂能力强，抗剪切力强 压裂时排量的选择空间较大，有利于控制裂缝的纵向延伸，有利于形成更长的支撑裂缝，在较低粘度下，就具有良好的携砂能力 ，节约了砂，也降低了所需净压力的大小； （4）对储层的伤害小 对岩心的伤害率仅为3-5%，裂缝渗透率能保持在90%，且返排率一般大于65%，高的能达90%左右，KCl成分能够防止粘土遇水膨胀，清洁压裂液中的表面活性剂（VES）也具有较好的粘土稳定作用，室内实验证明VES若与KCl复配使用，防膨效果更佳，能够降低粘土膨胀对煤层的伤害
（5）施工摩阻低 现场试验表明：清洁压裂液摩阻仅为交联瓜胶压裂液的1/3。这就减少了施工作业风险并降低了施工水马力。这种低摩阻特性使采用连续油管进行压裂施工成为可能，清洁压裂液可以由13/4″连续油管泵送到3600m井下，并且清洁压裂液管路摩阻很低，可以做到清水的一半以下； （6）添加剂少 常规聚合物基压裂液通常需要10-15种添加剂，而清洁压裂液只需要1-3种添加剂, 配制时只需与水充分混合，可随时调整粘度，不需要长时间溶胀，无毒无腐蚀性，便于现场施工；
清洁压裂液的缺点： （1）滤失速率上比较大，因为它无法形成泥饼，且在高渗透地层压裂时，滤失大；其砂比通常无法达到胍胶的水平，也就是说如果你要追求端部脱砂，清洁压裂液不是好的选择；
（2）费用比较昂贵，国内做的（真实性尚待验证，只收到报价）每方价格也上千，斯伦贝谢来做的话经过伴氮以后也要6000以上；
（3）耐高温能力不如改性胍胶； 清洁压裂液的适应性 清洁压裂液适用于低温浅井、低渗透、水敏储层压裂施工。所选的储层油气储量要丰富，能量要充足。在压裂选井选层时，要有针对性，以便获得最大的经济效益。
用压裂液说明： 清洁压裂液用于油田具有突出的优势，无残渣，伤害小，由于分子量小没有滤饼，是全滤失，如果滤失时剪切速率下，或者说压差小时，滤失反而更低。 泡沫压裂主要适用与低压，难返排的储层，具有返排的动力和低伤害。 加重压裂液主要用于破裂压力高的储层。 超级瓜胶压裂液主要用于低渗储层9渗透率小于0.5，残渣伤害是主要影响因素。 其它情况使用普通的压裂液。
低浓度胍胶压裂液 低分子胍胶压裂液（可重复使用） 疏水缔合聚合物压裂液 清洁压裂液(VES) 无伤害压裂液
聚合物压裂液 超低密度支撑剂BJ 新型压裂液：清洁压裂液(清洁压裂液，高携砂性能和低伤害是主要亮点，但目前耐温性能不高和滤失性大是影响其在深层高温井上应用的主要因素，其次是价格较高。)、酸性压裂液、复合压裂液、低聚合物压裂液、低伤害超级瓜胶压裂液、羧甲基瓜胶压裂液、RPM压裂液、醇基压裂液、加重压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、可回收压裂液、自生热压裂液等等。 酸液：变粘酸(这种体系的出现主要是为了解决酸化均匀布酸以及酸压中酸液滤失的问题。稠化剂就是普通的聚丙烯酰胺类共聚物，交联剂为铁或锆。如果用铁做交联剂破胶剂就得选用还原体系，如果用锆就得选用络和体系。 体系存在不少问题如交联区间短、对储层伤害大等问题，因为即使破胶体系最多达到酸液基液粘度，返排较为困难。)、可携砂的交联酸(交联酸。目前携砂酸液体系具有很强大耐温、耐盐能力，通过锆、钛、铜等金属离子与聚合物的羧基发生交联反应，具有很高的粘弹性。在施工过程中加入了助剂，是液体整体的缓蚀性、稳定性、施工后返排率都较好。但现在在耐温性上还有缺陷，携砂的规模较小、体系抗剪切性也有待提高。交联酸携砂：一是适合的储层类型不多，像砂岩我认为基本上不能开展（酸浓度小了交联不行，大了对砂岩地层没用，现在破胶还是问题）；二是如果在碳酸盐地层开展，盐酸溶蚀率高，形成酸蚀蚓孔，砂子嵌在里边是什么样的状态？好像大家都在回避；个人认为倒是可以在一些碳酸盐含量相对高的复杂岩性来做一下，验证一下其效果)、多氢酸(多氢酸酸化技术是近年来才发展起来的新型砂岩酸化技术，经过国内外各大油田酸化施工效果证明该项酸化技术具有比其他现存酸化技术更多的优越性。 多氢酸是一种多元弱酸，在不同PH值下缓慢释放足够的氢离子与氟盐生成氢氟酸，在与岩石反应过程中，使溶液氢离子浓度保持较低的水平。结合反应动力学分析可知多氢酸可有效降低二次反应速度，静态腐蚀实验证明其具有很好的缓蚀性，多氢酸防垢性能实验证实其具有良好的防垢和分散性，能有效控制和防止二次伤害物的生成，且能使产生的二次沉淀处于悬浮和分散状态，润湿实验表明多氢酸对石英有很好的润湿性，能加速与石英的反应[11]。因此，多氢酸具有加快酸液与砂岩储层石英矿物的反应速度，且抑制与粘土矿物反应的特性。 由于多氢酸具有上述优点，在许多使用常规土酸、氟硼酸酸化效果不好的井段实施多氢酸酸化都取得了很好的效果。)等等。
需要对该井做过测试压裂，然后实时的显示净压力，当你发现净压力走平以后，迅速以超过45°的斜率上升，那基本上是微裂缝开启.
天然裂缝是否存在可以在测试压裂解释中看到，特点是G函数图趋势线不过原点而且裂缝闭合以后呈现斜率很小的近直线
多裂缝几乎都会产生，只是是否影响加沙的问题。一般不是平行的多裂缝都问题不大。。。如果是平行的几乎是沙一到井底压力就开始攀升
酸化液用量设计 预处理液、主处理液、后顶替液的用量，一般是由经验及挤酸得出。
比如，《酸化原理》一书，曾介绍： 1.前置液用量：要足以把主处理液所覆盖区域碳酸盐先溶解掉，确保后续氢氟酸组分溶解粘土。推荐用量1.2-2m3/m油层。 2.主处理液：根据标准土酸实验得出知道数据，用量一般为1.5-2.5m3/m油层。 3.后顶替液用量，目的是要将残酸液顶替远离近井地带，所以推荐用量要求为主处理液的2－2.5倍。 实际现场应用中，由于设备规模、统计效果、经济原因等等。不断修正后，目前用量一般参照下述规范 1.前置酸：0.8-1.5m3/m油层 2.主处理酸：1.2-2m3/m油层（实验先确定堵塞污染半径，如半径为2-3m，再使用v=3.14h(Ri^2-rw^2)计算得出） 3.后顶替液：0.8-1.2倍主处理液。
其中，酸液用量与射孔厚度关系很大，如<10m射孔段，往往取上限。10-20m射孔井段往往取中限，>20m射孔井段取下限。
另外，由于各个油田储层物性差异很大，当在某一区域大规模井次施工时候，也可以总结出适合当地的最佳施工用量。（与增产效果、施工设备局限性、施工成本控制等等有关）