目录一、压裂设计的基本任务(2)二、压裂设计参数(2)1、油气井参数(2)2、油气层参数(2)3、压裂参数(3)4、经济参数(3)三、压裂模型与压裂几何尺寸(7)四、压裂设计及设计的优化(9)五、绿10井加砂压裂PT软件设计与模拟(13)1、绿10井压裂设计界面(13)2、绿10井压裂裂缝拟合界面(33)3、绿10井加砂压裂产能预测模拟(54)六、中古16井酸压PT软件设计与拟合(60)1、中古16井FracproPT酸压设计界面(60)2、中古16井FracproPT酸压拟合界面(70)七、附件一：中古16井酸压PT软件设计与拟合(88)八、附件二：酸压软件介绍(122)一、压裂设计的基本任务1、在给定的储层与注采井网条件下，根据不同裂缝长度和裂缝导流能力预测井在压后的生产动态2、根据储层条件选择压裂液，支撑剂等压裂材料的类型，并确定达到不同裂缝长度和导流能力所需要的压裂液与支撑剂的用量3、根据井下管柱与井口装置的压力极限，确定泵注方式，泵注排量，所需设备的功率与地面泵压4、确定压裂施工时压裂液与支撑剂的泵注程序5、对上各项结果进行经济评价，并使之最优化。
6、对这一优化设计进行检验。
设计应满足：开发与增产的需要；现有的压裂材料与设备具有完成施工作业的能力；保证安全施工的要求。
Fracpro-PT10.2中文版培训教材中国重庆2005年5月23日～28日中国石油勘探开发研究院采油工程研究所FracproPT入门辅导前言在线帮助中包含大量的入门辅导以及你在运行FracproPT四个不同方式中的每一个方式时的使用实例。
该入门辅导的目的是使用户熟悉该软件各种各样的功能。
虽然我们推荐按照给出的入门辅导顺序进行学习，但是他们都是相互独立的。
如果你确信已经掌握了FracproPT的某一章，那么你可以跳过该章的入门辅导。
你还应该注意到：因为这些入门辅导是相对独立的,所以在使用FracproPT的公用模块时的说明往往会重复。
当你开始入门辅导的任何一章的学习的时候，你应该保存你的工作到磁盘。
我们建议你：重新命名对你来说包含富有意义的某些东西的文件。
当然，你采用初始文件重新来一遍也是允许的。
FracproPT的独特技术在于其实时数据监控和分析能力，其灵活的模型可直接由裂缝诊断技术进行调整，可进行油藏模拟并进行施工后生产分析和经济指标优化。
该软件已在100多个生产、服务和咨询公司中解决了数千次完井问题和生产经济指标的优化问题。
Fracpro的开发始于八十年代，目的是充分解读和利用压裂施工中采集得到的压力数据中所包含的信息。
当时的二维和三维裂缝生长模型所设计和预测的压力数据和实际压力数据有很大的不同，这是该软件研制的起因。
Fracpro可以弥补这种理论和实际间的差别。
FracproPT模型可以近似反应所有裂缝生长的物理原理。
裂缝生长参数在裂缝面的若干代表点上汇集，裂缝的压力曲线采用功能系数进行计算。
和实际近似的模型结果用实验室试验值和直接观察值进行修正。
FracproPT系统含有一些容易使用的模块。
压裂模拟器可以在设计模式下以用户输入参数进行计算或在历史拟合模式下采用实时或压后数据库输入测量的施工参数（表面压力、泵入速度、支撑剂浓度）进行计算。
FracproPT系统是进行净压力历史拟合的工具。
为了从压裂的实时压力数据中迅速获取有用信息，在施工前和施工过程中应进行注入程序的诊断性计算。
这些做法可以产生压裂分析的一些关键数据如闭合压力，漏失参数，净压力，求解限制条件在合理范围内的分析解。
裂缝维数和支撑剂位置的最终预测和实际情况达到最可能的近似并可提供给FracproPT的数值模拟器进行生产预测。
FracProPT压裂设计、分析软件简介FracproPT系统是石油工业界的先进压裂软件工具，它提供支撑剂和酸液压裂处理的设计、模拟、分析、执行和优化功能。
FracproPT的独特技术是它的实时数据管理和分析功能；其中包括灵活的、根据裂分分析可进行校正的裂分模型；以及压裂处理后进行生产分析和经济优化的油藏模拟功能。
这一强大的工程工具已在一百多个石油开采、服务及咨询公司中应用，解决它们的完井问题，为成千的压裂工艺和施工提供经济优化分析。
Fracpro开发始于80年代，目的是提取和利用压裂处理过程中压力数据所含的“信息”。
此项开发的动力是这些压力数据与当时的两维和三维裂缝模型所预测的几何形状是完全不同的。
由于裂缝净压力是直接与裂缝几何形状有关的，而根据这些早期设计模型预测的裂缝形状无法与裂缝生长过程中的实际情况相匹配。
因此，这些早期模型不能有效地用于压裂分析及评价。
开发Fracpro软件的目的就是架起理论与实际之间的桥梁。
FracproPT模型是利用裂缝生长的基础原理，采用集总裂缝生长参数的方法（在地层中沿裂缝面上的很多点集中起来一些功能系数，而这些功能系数的计算是随泵史、地层性质等而变化）开发出来的三维裂缝模型。
这一实用模型又与直接观测和实验室测试的结果进行“校正”过的。
FracproPT系统是在压裂过程中进行净压力历史拟合的一个独特工具。
为了快速实用地从现场测量的裂缝压力数据中提取有用的信息，在主压裂施工前要进行诊断注入和小型压裂试验。
这些试验步骤将提供裂缝压力分析的重要的数据（如闭合压力，漏失和净压力等），以便在合理的范围内限定分析结果。
这样，裂缝大小和支撑剂布置的预测结果便可以与实际的压裂情况紧密结合在一起，用FracproPT的油藏模拟器来预测生产效果。
同时，各种设计方案可在裂缝优化模型下进行评价。
入门辅导--压裂设计压裂设计选项本屏幕类似于压裂分析方式中的压裂分析的选择项[F4]屏幕。
这两个屏幕有两个选项是共同的：(1)所使用的压裂裂缝模型的选择项，(2)支撑剂沉降或对流的选择项。
另外，本屏幕包含了一个前置液的体积百分比选项，它在压裂分析方式中的压裂分析的选择项[F4]屏幕上是不存在的。
本选项（稍后在本入门辅导中将讨论）给定确定前置液体积的方法。
现在，请选定以下选项：FracproPT的三维模型FracproPT计算的前置液体积百分比支撑剂对流常规储藏垂直裂缝选定FracproPT的三维模型，将使用FracproPT的三维模型（它与传统的三维模型、PKN模型、KGD模型或径向裂缝模型是不同的），这与你在压裂分析方式的入门辅导中所使用过的选定是一样的。
同样地，支撑剂对流的选定将包括模拟支撑剂泵注阶段的对流（它与颗粒沉降是不同的）。
FracproPT计算的前置液体积百分比的选定表示FracproPT将根据压裂施工的总规模来确定前置液（没有支撑剂的净压裂液）的规模，计算的根据是：在泵注的结束时刻前置液将正好完全滤失掉（默认情况）。
选定继续来前往常规储藏参数/基于岩性的储藏参数[F9]屏幕。
入门辅导--压裂设计储藏参数本屏幕与先前的压裂分析方式的入门辅导中所访问过的常规储藏参数/基于岩性的储藏参数[F9]屏幕是完全相同的。
本屏幕上的数值与给你在压裂分析方式中所使用过的那些数据完全相同。
这两个方式（以及在下面的入门辅导中被讨论别的方式）共同拥有本屏幕。
例如，如果你在本屏幕上改变一个数值，当你进入压裂分析方式的常规储藏参数/基于岩性的储藏参数[F9]屏幕时，那么，你将发现[F9]屏幕也发生了相应的变化。
但是请注意，两个屏幕之间的一个差别是：在本屏幕上，你可以改变射孔段的顶部深度和射孔段的底部深度，但是你不能在压裂分析方式中进行这样的改变。
在本方式中（压裂设计），因为你仅仅处理压裂施工一览表的设计，所以你不用输入任何井筒结构或管柱工具的数据。
是选择压裂支撑剂类型，尺寸与铺置浓度的主要依据。
采集方法：１）进行压力恢复试验确定，KBU=2.12*10-3qμB/mh(KBU为地层平均渗透率，q为地面脱气原油的产量，μ为地下原油粘度mp.s，B为原油体积系数，m3/m3,m为压力恢复半对曲线直线段斜率，Mpa/周期，h为地层有效厚度)；２）生产测试分析确定，kpi=228.4quBln(re/rw)/h(pws-pwf),(re为供油半径，rw为井半径，pws地层静压力，pwf井底流动压力)；３）岩心测定４）使用井的生产动态数据借助油藏模型进行生产历史拟合求取；５）测井曲线得出孔隙度－渗透率图版确定。
有效厚度指在目前条件下具有产出工业油气的实际厚度（扣除隔层）。
最佳裂缝长度随有效厚度的增加而变短。
采集方法：以岩心资料为基础，单层试油资料为依据，利用测井解释确定；地层温度指在静态无干扰条件下所具有的温度。
地层温度是控制压裂液在缝中粘度，流态指数与稠度系数等设计参数的重要因素。
采集方法：使用测井的井温曲线推算求得；大多数沉积岩层的地层温度可按每100米埋深增加３℃的地温梯度进行估算。
地层压力分为原始地层压力（未开采前的），目前地层压力（油气藏投入开发后）和静止压力（油气井关井后，压力恢复稳定状态下的压力）。
地层压力是压裂选井选层的主要依据，看是否有能量的存在。
进行压裂设计，必须掌握目前地层压力，地层压力的大小决定了地层破裂压力的大小。
采集方法：１）进行压力恢复测试确定油气层的静压，也可用压力恢复曲线的斜率求取。
２）根据本井的静压梯度推算３）使用油气田的等压图推算。
地层流体密度，粘度和压缩系数地层流体密度：单位原油体积的质量(kg/m3)地层流体粘度：粘滞系数，指地层条件下油气内部摩擦引起的阻力。
Mpa-1采集方法：１）通过井底取样，获得有代表性的油、气样品，在模拟地层条件下进行PVT(压力－体积－温度)试验分析与测定；岩石力学性质、泊松比和弹性模量岩石泊松比：当岩石抗压应力时，在弹性范围内，岩石的侧向应变与轴向应变的比值。
ν=ε2/ε1,ε2=(d2-d1)/d1,（单位：无因次）岩石弹性模量：岩石受拉应力或压应力时，当负荷增加到一定程度后，应力与应变曲线变成线性关系，比例常数E称为岩石的弹性模量。
E＝δ/ε,δ为应力，ε为应变=(d2-d1)/d1，（单位：Mpa）泊松比是使用测井方法确定地层水平主应力值及其垂向分布的重要参数，且地应力值与地层破裂压力，裂缝延伸压力，裂缝闭合压力以及裂缝高度有关；弹性模量则关系到裂缝的几何尺寸。
采集方法：１）实验室岩心实验（岩心的备值：在压裂目的层与上下岩层每隔0.6m取一块岩心；垂向和平行于岩心轴切割岩样；岩样尺寸为直径2.54cm,长5.08cm；在压裂目的层应做6块岩样试验，上、下岩层各做4块），单轴和三轴实验，２）测井技术：使用长源距数字声波测井的全声波形，经算法处理取得剪切波速和缩波速，借助密度测井数据，可得到岩石的动态泊松比和动态弹性模量值。
３）推算弹性模量：由现场实测的地层破裂压力，裂缝闭合压力，就地水平主应力等值，反算岩石的泊松比，再推算出弹性模量值。
４）近似计算动态或静态的泊松比与弹性模量，目前在声波测井中只能取得压缩波速（纵波，vp）的数据，而剪切波速(横波，vs)的数据不易得到,vp/vs=[2(1-ν)/1-2ν]0.5,两个波速的比值约为1.6-1.9,一般为1.73,因此可推算出泊松比值和弹性模量。
３、构造应力对地应力分布状态的影响，以正断层为标志的地壳松弛区，水平主应力为垂向主应力的1/3,在以褶皱和逆掩断层为主的地壳压缩区，水平主应力则是垂向主应力的3倍。
４、地应力的分布状态对水力裂缝形态与方位的影响，水力裂缝的形态取决于地应力垂向应力与水平主应力的相对大小，裂缝方位则垂直于最小主应力轴。
1)水平裂缝：如果δz＜δx，δy,将产生水平裂缝，且裂缝方位垂直于δz值。
相反刚产生垂直裂缝，但裂缝方位取决于两个水平主应力的大小，如果δx＞δy，则裂缝垂直于最小水平主应力δy，反之亦然。
采集最小水平主应力方法：储层与其上、下岩层的最小水平主应力差是控制裂缝垂向延伸的主要因素，一般认为，上、下岩层与地层的地应力差如大于13.8mpa,则上下岩层可以起到控制裂缝高度扩展的遮挡作用。
１）试验石岩心试验，变形最大的方位即为地下最大主应力方向，压裂产生的裂缝将沿此方向扩展。
２）测井分析估算就地应力值，有长源距数字声波测井和地层倾井测井两种方法。
３）现场测量，进行现场微型压裂或注入－返排试验。
最小水平主应力δHmin=pi(井底瞬时关井压力)，最大水平主应力δHmin=3δHmin-pr-pspr为再次开后裂缝重新张开压力，ps为地层孔隙压力。
注入－返排实验说明裂缝闭合压力等于地层最小水平主应力。
地层破裂压力pf和破裂压力梯度地层破裂压力是使地层产生水力裂缝或张开原有裂缝时的井底流体压力。
与岩石弹性性质，孔隙压力，天然裂缝的发育情况以及该地区的地应力等因素有关。
是确定井下管柱，井下工具，井口装置压力极限的依据，是确定压裂施工时的最高地面泵压、泵注排量和需用设备功率。
地层破裂压力梯度是破裂压力与地层深度的比值。
根据其可推断出水力裂缝的形态，一般认为，压出水平裂缝所需要的破裂压力梯度值应等于或大于上覆岩层的梯度值，而产生垂直裂缝则要小得多，该值大于0.0226mpa/m时，多为水平裂缝，如小于0.0167mpa/m多为垂直裂缝。
一般，它比闭合压力大，且与裂缝大小及压裂施工有关。
它是压裂设计中必须输入的参数。
采集方法：１）阶梯式泵注试验２）经验公式PEG=0.57e0.57PG,PEG为裂缝延伸压力梯度，PG为地层压力梯度裂缝闭合压力用以下两种方式定义：１）开始张开一条已存在的裂缝所必须的流体压力２）使裂缝恰好保持于不闭合所需要的流体压力，这一流体压力与地层中垂直于裂缝面上的最小主应力大小相等，方向相反。