低渗透油气藏水力压裂工艺技.ppt

低渗透油气藏 水力压裂工艺技术 目录 n前言 n水力压裂技术概述 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 目录 n前言 n水力压裂技术概述 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 1.近年来，低渗透油气藏储量构成比例逐年提高 截止2005年底，中石油探明低渗透油藏原油储量近100亿吨，低渗油藏占 总探明储量的40%左右。 目前中石油发现的低渗透气藏储量约为3万多亿立方米，低渗气藏占总储 量的55%左右。 近年中石油每年新增探明储量中，约2/3为低渗透储量。 2. 压裂酸化技术在低渗透油气藏勘探开发中作用巨大 n自1947年首次压裂，至1988年作业总量已超过100万井次以上 n北美35-40%的井进行了水力压裂，25-30%的石油储量是通过压裂获得的 n从1955年至2005年底，国内压裂酸化作业23万井次以上，共增油1.23亿吨以上 （平均单井534吨）。 n近10年来，年压裂酸化作业8600井次左右，年增油量近600万吨。 3.压裂酸化技术地位进一步提高 在国际范围内，压裂酸化技术愈来愈受到重视。美国石油学会 已将压裂酸化和钻井、测井、采油工艺等专业并列对待。 n地质 n测井、录井 n钻井、完井 n油藏 n n压裂酸 化 n试油、试气、投 产 目录 n前言 n水力压裂技术概述 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 一、水力压裂工作原理 近井解堵 储层改造 地层防砂 区块开发 主要用途 第一次水力压裂试验：1947年，美国kansas的houghton油田，4个碳酸 盐储层，压前进行过酸化，采用上、下封隔器逐级分层压裂，每层使用 稠化凝固汽油并接着注入汽油作为破胶剂，不加支撑剂。 压裂效果较差，结论：压裂不如酸化有效。 同年，在美国东teaxs油田woodbine砂岩层进行水力压裂，使用胶化矿 场原油，16目石英砂，破胶剂，取得了极大的成功。 1949年halliburton获得了专利许可证，开始了商业化的水力压裂作业， 使该技术得到迅速推广。 专利规定了携砂液为通过滤纸的粘度大于30cp的液体。 其它未获得许可证的公司水和砂进行水力压裂作业。 二、水力压裂的产生和发展 第一代压裂(1940-1970)：小型压裂 加砂量较小，在10m3左右，主要是解除近井地带污染 第二代压裂(1970-1980)：中型压裂 加砂量迅速增加，主要是增加地层深部油流通道， 提高低渗透油层导流能力 第三代压裂(1980-1990)：端部脱砂压裂 将压裂增产措施应用到中、高渗储层，双倍缝宽，主要是大幅度提高储 层导流能力 第四代压裂(1990- )：大型压裂、开发压裂 将压裂作为一种开发方式，从油藏系统出发，应用压裂技术 mr.哈里伯顿 水力压裂技术发展 三、水力压裂造缝机理 1、裂缝形态 2、裂缝方位 3、裂缝尺寸 在水力压裂中，了解裂缝 的形成条件、裂缝形态、 方向对有效地发挥压裂在 增产、增注中的作用十分 重要。 在地层中造缝，形成裂缝 的条件与地应力及其分布 、岩石力学性质、压裂液 性质、注入方式等都有密 切关系。 z y x 垂直裂缝 当z h时，产生垂直 裂缝，此垂直缝的方位又决定 于两个水平应力x 和y的大 小，当y x ，则裂缝处 于垂直于最小主应力x 、平 行于y的方位；当z h ，则裂缝处于垂直于最小主应 力y 、平行于x的方位。 y z x 水平裂缝 当h z时，产生水平 裂缝。当x=y时，平面上会 产生均匀的圆形，当xy 时，平面上会产生类似椭圆或 呈不规则的分布。 如何判断水力压裂产生的裂缝形态 地应力测试法 通过对三向应力值的测试来判断，这是最科学、最准确的判断方法。 但成本高、速度慢、操作复杂。 深度经验法 一般来说，目的储层中深低于700m产生水平裂缝，超过800m产生垂直 裂缝，700-800m两种情况都有可能。但这只是一种统计经验，每个地区情 况会有所不同，有时差异还较大。 破裂压力梯度经验法 一般来说，破裂压力梯度小于0.018产生垂直裂缝，大于0.023产生水 平裂缝，0.018-0.023两种情况都有可能。这也是一种统计经验，每个地 区甚至每口井因其它因素的影响会有所不同。 四、水力压裂增产机理 解除污染 沟通储层 提高导流能力 改变流态 注水、注气 调、补层 蒸汽吞吐、蒸汽驱 水力压裂 裂缝线性流 双线性流 地层线性流 拟径向流 产量来源于裂缝中流体的弹性膨胀，流动基 本上是线性的，流动时间很短，意义不大。 流体自地层线性地流入裂缝，同时，裂缝中 的流体再线性地流入井筒。 地层线性流阶段只能在裂缝导流能力较高时 才出现。 由于裂缝的存在，相当于扩大了井筒半径， 增加了渗流面积，渗流阻力比压前大幅度降低 ，所以产量也要比压前有较大的提高。 径向流 渗流面积小、渗流阻力大，产量相对较低。 水力压裂在低渗透油田开发中的作用和地位 n解除近井筒伤害 n单井增产、增注（低渗+中高渗） n增储：探井压裂评价油藏 n油藏管理（间接压裂）：完善注采剖 面 n油藏开发：整体压裂、开发压裂 n与三采结合：聚合物驱+压裂 n防砂：压裂+防砂 n废弃物处理：压裂造缝充填废弃物 目录 n前言 n水力压裂技术概述 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 一、压前储层评价的意义 n1.了解储层低产的原因（近井筒渗流阻力） n2.为优化压裂设计提供准确的输入参数 n3.为开发过程中的动态调整提供依据 n4.在压裂实施与后评估过程中进一步认识 贯穿于开发的全过程。 二、压前储层评价研究主要内容 1.总体特征 2.有效渗透率 3.地层压力 4.可采储量 5.闭合压力 6.就地应力场 7.应力敏感性 8.启动压力 9.缝高延伸 10.地层滤失性 11.岩石力学参数 12.天然裂缝 13.地层伤害 压降分析法求有效渗透率 从直线的斜率（ mm=9.3010-7）可以得出 视油藏渗透率是 kr,app=8.2 md及真实的油 藏渗透率是kr=14.2md。 1.有效渗透率 2、闭合压力的评估 n常规压降分析； n测井、孔隙压力及上覆压力计算 n平衡测试法 n微压裂法 n瞬时停泵压力法 3、地应力方位 n地面电位； n微地震波 n古地磁 n地面倾斜仪； n地层倾角测井； 动态分析法及tiltmeter法 4、缝高延伸 应力剖面处理方法 特殊测井分析模型（横波和纵波 ） 常规测井分析模型（无横波） 实测结果校正模型 密 度 声 波 时 差 测 井 5、地层滤失性评价 n小型测试压裂试验 n压裂施工压力 n压裂停泵后压力降落 n净压力拟合 两次瞬时停泵测试法 6.岩石力学参数 n岩心三轴力学参数测试 n压裂施工压力资料分析 ndsi测井 动静态杨氏模量对比 断裂韧性的测量与预测 岩石断裂韧性是描述裂尖附近的应力场的参数，是应力奇 异性的度量。断裂韧性是载荷参数(如缝中压力，原地应力)和 岩体参数(如裂缝尺寸)的函数它可以提供裂缝扩展的判据。但 是，长期以来，由于测试手段和理论研究的局限，在水力压裂 设计中往往只能给出断裂韧性的经验估计。 过建立内压式岩石断裂韧性试验，测量不同围压、不同岩 性岩石的断裂韧性，建立了基于声波测井资料的岩石断裂韧性 解释模型。 为了保 证岩样加工 的精度，专 门开发了岩 石断裂韧性 测试岩样加 工装置。 建立了利用测井资料预测岩石断裂韧性的理 论模型，从而使断裂韧性的预测走向实用化 模拟地层条件 下，地层岩石 断裂韧性与应 力变化规律研 究，建立了地 层断裂韧性与 有效应力的线 性方程,并考察 了其对裂缝形 状的影响。 地层断裂韧性与应力关系研究 目录 n自我简介 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 1、压裂液技术的进展 不同压裂液类型发展趋势对比 195019601970198019902000 99年美国压裂液类型使用比例 现代实验技术的新进展 n压裂液化学实验室 n色谱（超级过滤）、润湿吸附、电镜技术、核磁 技术 n压裂液流变实验室 n旋转粘度技术 n控制应力流变仪 n动态模拟试验装置 n动态滤失与伤害（支撑裂缝导流能力的污染与消 除） n大型管路模拟实验装置 n支撑剂输送与沉降模拟实验装置（slot） n现场评价与分析设备 现代压裂液实验技术的新进展 清洁压裂液与聚合物压裂液对比 聚合物压裂 清洁压裂液压裂 页岩 砂 体 页岩 水基压裂液与清洁压裂液造缝特性对比 2、压裂液的优化设计 压裂施工过程中，除了要着重考虑压裂液粘 度性质外，压裂液在泵送时还应具有最低的 沿程摩阻，能很好地控制液体滤失，能快速 破胶，施工结束后能迅速返排干净，而且在 经济上切实可行。 为了获得一套优化的压裂液体系，必须在深 化认识储层特征和掌握工艺要求的基础上， 进行添加剂的优选和配方体系的性能优化。 压裂液的优化设计 n设计目的 n进行压裂液优化设计的根本目的是获得最佳和 最经济的压裂液体系，以完成给定的压裂施工任 务。 n设计原则 n从储层特征入手，在满足压裂工艺要求的前提 下，应首选品质上乘、性能优良、经剂有效的各 种添加剂，经室内试验达标而成的压裂液体系及 其配方。 n必须认真对待压裂液对储层造成的伤害，及其 减缓措施。 优选压裂液所应具备的基本特性 在评价优选压裂液的过程中，应考察压 裂液： n与工程条件的匹配 n对储层的伤害程度 n配制时的可操作性 n经济性 压裂液与压裂工程条件的匹配 n为了高速传递液体压力，克服储层的破裂压 力，起到压开裂缝作用。压裂液应具备： n较高的压裂液效率； n较低的粘度降落; n较小的压缩系数; n较低的管路摩阻压降。 n为了携带支撑剂进入人工水力裂缝，完成在 缝中铺置支撑剂的任务,压裂液应具有： n较高的粘弹性能足以携带高浓度的支撑剂； n较好的耐温、耐剪切能力。 降低压裂液对储层的伤害 n储层物性和粘土矿物组分对压裂液的性能要求 ： n对储层基质渗透率的伤害低； n造壁滤失能力低； n残渣少、残胶低、减缓对储层孔隙喉道的堵塞； n表面张力低、接触角大，以克服高手管压力造成 的压裂液水锁； n粘土稳定能力好，以避免粘土的运移、膨胀造成 储层渗透率的下降； n压裂液的类型和性质不应改变储层岩石性的转变 。 n储层流体的物化性质对压裂液的性能要求： n所用压裂液与储层流体不产生油水乳化现象； n所用压裂液与储层流体不产生沉淀。 压裂液配制的可操作性 n现场配制要求： n配制简单，易于操作，配液时间短，劳 动强度低，工作时效高； n性能可控，便于现场及时调整。 n经济因素要求： n成本低，经济易行； n货源广，易于准备。 优选压裂液所应必备的储层 和工艺设计参数 n优选压裂液必须采集准确可靠的有关参数 ： n储层特征 n工艺要求 n现场施工条件 与储层特征有关的参数 储层基本参数；储层类别（油或气层）、井深 、储层的温度、压力系数等。 储层岩心物性：渗透率、孔隙度、含油饱和度 、孔隙结构、胶结状况与粘土矿物组分和五敏 试验结果等。 储层流体特性： 原油的基本物化性能：粘度、组分和密度等； 地层水的性能：组分、矿化度、水型和束缚水 饱和度等； 天然气的组分、压缩系数等参数。 与工程有关的参数 n与工艺要求有关的参数 n施工规模：施工用液量、施工时间、排量、加砂量、平均 砂液比和最大砂液比； n施工压力：估算施工时的破裂压力、工作压力、延伸压力 和瞬间停泵压力等： n施工的泵注方式； n施工的管柱结构； n压裂设备情况：上水能力、交联剂及其它添加剂的加入方 式和能力。 n现场施工条件 n现场的配液方式及设备：压裂液出配液站配制或现场配制 ； n配液及压裂施工时的环境温度； n配液罐的容积和应考虑的附加量； n现场取样方式。 确定压裂液配方 （1）确定压裂液类型 确定压裂液类型时，必须综合考虑储层特征和工艺要求。 n根据储层岩心的敏感性试验结果。如强水敏油层，应考虑采 用油基压裂液、酸化压裂液或泡沫压裂液等不含水相或水相较少 的。 n根据储层压力系数。如压力系数过低，应考虑采用泡沫压裂 液或水基增能压裂液。 n根据储层流体性质。如施工目的层为气层，必须考虑水相和 油相进入储层对气相透率的影响程度。 n根据储层埋深。目前在深井（3000m）或超深井（5000m ）的压裂施工中主要使用的还是水基冻胶压裂液。 n根据储层温度。目前在温度高于120的储层压裂改造中使用 的主要是水基冻胶压裂液。 n施工规模。 n施工预测泵压。 确定压裂液配方 （2）确定添加剂类型 现以水基冻胶压裂液为例，简述确定添加剂时应考虑的问题。 n确定基本的添加剂类型：稠化剂、交联剂、破胶剂、助排剂、ph调节 剂、杀菌剂和粘土稳定剂是水基冻胶压裂液体体系中必须的添加剂。 n针对不同储层特征选择添加剂 n低温储层应考虑使用低温破胶活化剂； n高温储层应考虑使用温度稳定剂； n储层原油如易与压裂液的破胶液发生乳化，则应考虑加入破乳剂； n高滤失储层应考虑使用降滤剂； n储层流体如含有ca 2+、mg 2+等易结垢的离子，应考虑使用阻垢剂。 确定压裂液配方 （2）确定添加剂类型 n根据工艺特点考虑的添加剂： n采用n2或co2助排时，应考虑加入起泡剂； n使用烃类（柴油）降滤剂时可以考虑添加分散剂，使烃类 降滤剂均匀分散在压裂液中，以获得更好的降滤效果。 n确定添加剂用量 n根据储层温度和施工时间确定稠化剂、交联剂、ph调节剂 和破胶剂用量； n根据储层流体性质、油藏、气藏、选择助排剂的类别； n根据地层粘土矿物含量与类型选择粘土稳定剂的类型和用 量； n根据耐温耐剪切性能和破胶性能确定交联剂和破胶剂加入 程序； n根据压裂液性能、经济优化的原则选择其它添加剂用量。 压裂液配方性能评价 按压裂液性能及评价方法和标准对确定的压裂 液进行性能评价。 根据评价标准和压裂工艺要求，调整压裂液配 方，使之达到设计要求。 最终确定出施工中将要使用的压裂液配方、用 量及现场质量控制的性能指标。 3、压裂液现场质 量 控制与评估 压裂液压后评价（1） （1）采集并整理必须的现场资料 n压前压裂液的准备记录 n备水、备料量。 n添加剂的实际加入顺序。 n压裂液的基本性能：基液的表观粘度、ph值和交联性能。 n施工中压裂液的连续记录 n施工泵压、排量、用液量、施工时间、各阶段详细记录。 n施工曲线和监测曲线。 n破胶剂追加量（如有必要）。 n交联剂添加记录。 n取样及其性能记录。 n剩余基液量、交联液量记录。 n压后压裂液的管理记录 n压后关井时间及井口压力记录。 n不同返排时间压裂液破胶液性能（粘度和ph值）、相应井口压力和总 返排量记录。 n投产时间，产量和油水分析的跟踪记录。 压裂液压后评价（2） （2）采集现场样品 n添加剂样品。 n配液水样。 n配制好的基液和交联液样品。 n返排液样品。 （3）现场资料的分析评价。 n摩阻性能可通过对施工的压力曲线分析获得。 n压力液效率可由压后压力监测曲线分析得到。 n破胶性能可通过返排液的试验分析获得。 n返排能力则可跟据压后的返排液总量与泵入地层液体的总量 计算出的返排率进行评价。 （4）现场样品的再评价 n添加剂的性能检测 n入井压裂液配方评价 n返排液样品评价 目录 n自我简介 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 1、需要的基础资料 n钻井、完井参数 n井身结构、套管、油管及井口状况 这里包括井口装置的规范、井身结构、井径、井下管柱（ 套管、油管），油套管尺寸、规范、钢级、抗拉、抗内压、抗 外挤及下深等，水泥返深、油补距、套补距等。 n井下工具 井下工具包括井下工具的名称、规范、尺寸、耐温耐压、位置 及工作原理等 n射孔位置和射孔数 完井数据包括了完井方法，射孔井段，射孔枪、弹型号，孔 密、孔径、相位及孔深等。 压裂目的层及其邻层地质参数 n压裂目的层的厚度及其横向展布 n压裂层邻层的厚度及其横向展布 n压裂目的层的渗透率和孔隙度大小及分布、可动 流体百分数 n压裂目的层及其邻层岩石力学特性 n岩石力学特性包括应力大小、杨氏模量、泊松比 、断裂韧性、压缩系数等 n天然裂缝的发育及分布 n天然裂缝的分布规律，裂缝形态，密度等 n断层的发育及分布 n储层敏感性 n岩性及矿物组成 压裂目的层流体参数 储层流体特性 包括流体组成、密度、地下粘度、压缩系数等 储层流体的饱和度 流体中各相的饱和度及其分布 储层流体的温度及压力分布 相渗曲线 pvt参数 压裂材料性能参数 n压裂液性能 压裂液的类型、用量、流变性能、耐温耐 剪切性能、滤失性能、摩阻及对岩心的伤害 等。 n支撑剂特性 支撑剂的类型、粒径范围、用量、密度、 圆度、球度、抗破碎率等物理性能，酸溶解 度等化学性能及不同闭合压力下的导流能力 和渗透率等。 压裂设备数据 n泵注排量 n设备最大功率及压力上限 n最大砂浓度 n比例泵参数 n其他设备数据 其他参数 n 开发、生产数据 井网、井距，生产压差、注水压差等 n 经济参数 包括计算净收益的时间、油气价格、压 裂液单价、支撑剂单价、压裂施工费用、 压裂前后作业费用及不可预见费等。 n 特殊限制参数 压裂中经常遇到特殊情况需要考虑，需要 考虑一些特殊约束条件。 2、工艺设计研究 0.071md 1）压裂过程中储层伤害和裂缝伤 害的定量模拟及机理分析 4md 0.071md 0.071md 裂缝伤害及其清除对产量的影响 滤饼厚度对产量的影响 储层伤害和裂缝伤害 对产量影响的渗流力学原理分析 2）分选压方式的优选 封隔器+桥塞法 最突出的优点是压裂目的明确，针对性强，相对施 工强度大，有效率高，由于封隔器与桥塞的间距不 受限制，因此可以结合限流量或封堵球等分压方法 分段处理过长的压裂井段。 但使用这种方法，一般要求各目的层组之间具有良 好的封隔性能，除了各个目的层之间具有约大于7m 厚的隔层外，还要求封隔层上的最小主应力值与目 的层(相邻目的层)中最小主应力之差约大于7.0mpa ，否则将难以隔开，而形成一条裂缝，进而无法达 到压裂改造的目的，这一地应力差值是通过全三维 水力裂缝数值模拟来进行计算的，同时也是现场试 验的结果，另外这种方法主要用于老井。 封堵球进行分层压裂 n适用于最小主应力相差较大的多油层系，在实施这种方 法之前，就必须明确知道最小的主应力剖面，根据地应 力剖面判断先破裂的目的层，并根据该层的射孔情况， 确定所需堵球数，从而使堵球完全堵住该层，以后压开 第二层。如此重复，直至改造完所有目的层段。 n这种方法与封隔器+桥塞法比较，具有井下管柱简单，施 工速度快，安全，省时，省力及成本低的特点。存在的 问题是，由于各层孔数不等，封堵效率不明确，不易掌 握投球数量，从而给施工带来一定的盲目性。 n改进的封堵球方法是，将破裂压力不等的压裂层按相等 的孔数射开，然后按每层所需要的施工规模进行压裂， 每压完一层即投入与相应层射孔数目相等的封堵球，依 次将所有的层段处理完毕。这一改进的方法已在国内外 取得了成功的实例。 限流量法分层压裂 n从最小主应力角度而言，限流量法适用于破裂压 力相近的多油层施工，最为简便，国内已在吉林 、二连、鄯善等油田，井深1800m-3200m的垂直裂 缝井中取得成功。 n主要问题是，如果各层的破裂压力相差很大，则 难以保证压开所有层段；其次是难以保证在压裂 时，由于所有孔眼都与油层连通，射开孔眼数不 一，哪怕只有少数孔眼不吸液，都会影响最终的 压开程度。 n可见，限流量法压裂主要依据孔眼摩阻来调节各 目的层间由于最小主应力不同而导致起裂的不同 时性，应按照孔眼摩阻为4.8-6.9mpa来确定总孔 数。 合层压裂 n当各压裂目的层最小水平主应力相差无几或地应力剖面数 据显示不利于进行各种分层压裂方式时，则应采用多层合 压。 n压裂选井中，特别要注意井段不宜过长，否则会在井中制 造出严重的层间矛盾，在进行合层压裂后，对注水井则应 进行井温和吸水剖面测试，从而对合层压裂各层的改造程 度有一个可靠的评价，进而去指导后续井的合层压裂施工 。 n在一个油藏中是采用某种分层压裂方式或者合层压裂方式 ，先要明确压裂的目的，当然从长远的观点来看，一定要 解决层间矛盾，使得对产量贡献少的层出够全力，而对产 量没有贡献的层应该进行改造，使其投入开发。总之，首 先对其必要性进行充的地质论证之后，再研究最小主应力 剖面，并应用全三维水压裂模拟软件进行计算分析，从而 确定出切实可行的压裂方式，冒然下结论，可能会导致不 堪挽回的严重后果。 3）注入方式的确定 n注入方式优选的原则是在满足泵注参数的前提 下，在限压以下尽可能选择最简单的注入方式 ，同时使压裂液在井筒中的流动摩阻最低。通 常注入方式有油管注入、环空注入、油套混注 入等。 4）泵注排量的优选 n一般在井口限压允许的条件下，应尽可能提高 施工排量，但由于增加排量裂缝垂向延伸也将 增加，故施工排量的选择应使用裂缝模拟，确 保提高排量时裂缝不至于过度垂向延伸。 排量选择对缝高延伸的影响 排量6m3/min排量8m3/min 5）前置液量的优化 n前置液用量考虑两个因素：一是地层高温 ，需要冷却；二是为了高砂比压裂的施工 安全。一般开发井以裂缝支撑半长与压开 半长比值达到80%时的液量作为确定前置 液的用量标准，而探井一般取70%。 井 筒 前置液 携砂液 无液区 前置液量优化 井 筒 前置液量不合适的危害 偏小，过早脱砂，达不到预定的缝长与导流 偏大 滤失伤害大，滤饼厚 裂缝内温度低，破胶不好 停泵后，裂缝继续延伸，裂缝内支撑剂浓度重新分 配，一般会降低缝口处的导流。有时出现“包饺子” 现象，最后得到一个较预期长而窄的裂缝 6）砂液比优化 n砂液比综合反映了压裂材料的性能，设备能力以及压裂 设计与现场施工水平，是衡量压裂工艺技术水平的一项 重要指标。提高砂液比并非易事，但经努力是可以实现 的。 n为获得优化的设计，使井的改造增产效益最佳，应根据 油藏的特性及产出能力，取得优化的裂缝长度和导流能 力。一般情况下，对低渗油气藏需造长缝，但不需太高 导流能力，因此平均砂液比在30%即可。对中、高渗油、 气藏则需短、宽高导流裂缝，因此平均砂液比要达到40% 以上。 n对深井和/或杨氏模量大的井层，起始砂液比和平均砂液 比适当低些，以保证施工的安全。为预防砂堵，提倡多 级渐近式加砂程序设计。 铺置浓度与砂液比的关系示例 7）施工规模的确定 n压裂规模及裂缝长度的优化包括两部分内容： 一是对不同候选的压裂方案进行水力裂缝模拟 计算，以确定其支撑裂缝的几何尺寸和支撑剂 铺置浓度分布；二是对不同的裂缝几何尺寸， 用油藏模拟预测压后的产量，以产量或经济效 益为目标确定最优的缝长及对应的施工规模。 支撑缝长与导流能力优化示例 0.071md,11m v在追求压后产量最 大化的条件下，裂缝 导流能力越高，优化 的支撑半长也越高； v导流能力增加到一 定程度时，产量增幅 减少，说明也存在优 化的导流能力; v此优化的导流能力 是评价期内的平均值 。 裂缝支撑半长与加砂量的关系 8）加砂程序的优化设计 优化加砂程序的目的 ： q安全施工为最基本要 求，如超深井以低起 步多级渐近式加砂程 序为好； q获得合理的裂缝支撑 剖面，防止井筒附近 裂缝内渗流阻力的突 变； q以地层压力容量为界 限，在安全的前提下 ，尽量提高阶段砂液 比，以减少滤饼的影 响。 需考虑的五个主要因素： v储层的滤失性及其变化； v就地应力及其变化； v多层压裂，薄互层的影响； v排量及其变化； v压裂液的携砂性能及其变化 ； 考虑砂浓度、粒径与造缝宽度 的优化匹配关系。 9)顶替液量与压后排液的控制 n顶替量过多，会使井筒附近的裂缝中没有支撑剂 。停泵后地层将会重新闭合，在井筒附近形成一 个桥塞，致使支撑剂不能起到应有的作用，这种 现象在使用封隔器分压时，为了保证封隔器不被 砂卡，其顶替现象比较严重。 10)压裂施工水马力的确定 n压裂施工水马力的确定，主要取决于施工排量 和井口压力。给定排量下的井口最大压力可由 水力裂缝模拟求得，其水马力可由水力裂缝模 拟直接给出或由下式进行计算： w=2.23pq 式中 w水马力，hhp； 井口压力，mpa q施工排量，m3/min。 11)井口压力的确定 n压裂时地面井口压力的大小主要受裂缝延伸压 力、压裂液流动摩阻、液柱压力及其他摩阻影 响，即: p井口= p延-p静+p阻+p其他 式中p井口地面井口压力，mpa； p延裂缝延伸压力，mpa； p静静水柱压力，mpa； p阻压裂液在管路中的流动摩阻，mpa ； p其他压裂液通过喷砂器、射孔孔眼等 摩阻，mpa。 12)压后排液的控制 1.由裂缝的扩展情况，提出放喷时间的优化。在此基础 上，研究不同放喷时间下的优化油嘴系列，即油嘴的 优化是实时的，动态的； 2.由应力敏感性结果，提出抽汲时的最低动液面控制技 术； 3.由渗流力学模型研究了返排时压裂液的流动规律，对 不同储层类型的出油早晚及返排率大小进行预测研究 。 4.压裂后返排措施有很多方式，通常使用的方式有: (1) 强制裂缝闭合；(2)气举；(3)潜油；(4)连续油管作业 ；(5)抽汲。 压裂液破胶液粘度影响返排率 由上表可见,破胶液粘度越大,返排效果越差。如果破 胶液粘度远远高于地下流体或滤液返排时的粘度,则 容易产生裂缝内的粘滞指进现象,则大量的高粘破胶 液将残存在裂缝内，而无法流出，会严重影响压裂后 的增产效果。 裂缝易于向下延伸者，宜立即放喷； 储层低渗或特低渗，自然闭合时间较长者， 宜立即放喷； 裂缝易于向上延伸者，不宜立即放喷； 压后合理放喷时间的确定 最大限度地保持支撑剂在储层内支撑； 最大限度地提高返排率，减少储层伤害、裂缝伤害 。 13）井场及井口装置 n井场要求 a.平整、坚实。 b.入口处宽敞。 c.设备摆放距井口有一定距离（15m左右）。 d.足够容积的费液池和计量液罐。 n井口装置要求 a. 套管四通、油管挂和总闸门等限压大于设计泵压 。 b.与地面管线连接后，必须再次对其加固。 c.对各部件的磨损情况仔细检查，必要时须更换。 14）压井及下井管柱要求 a.压井液不伤害油层，静液柱压力应小于油层压力。 b.压井前做一些必要的测试，如：地层压力、液面、砂 面和井温等。 c.下井前，油管需一一丈量准确，保证深度准确。 d.入井油管下井前应逐一试压，大于预计泵压的1.1-1.2 倍，30min无压降为合格。节箍螺纹应用生胶带缠绕， 保证高压下不刺不漏。 e.下管柱应慢（单根下时大于3min)、稳、不转(已下井 管柱不动）、净（内无落物，外无赃物)。 f.封隔器坐落位置：胶皮筒高于射孔眼顶界15-20m,胶皮 筒、卡瓦或水力锚应避开套管接箍和上次坐落位置。 15）压裂设备及仪表车要求 a.检查泵车型号及数量是否满足设计压力、水马力和排量 的要求（要考虑到压裂车的上水效率）。 b.检查各压裂车的凡尔胶皮，磨损严重的应及时更换。 c.压力、排量及密度等仪表应经常校正。 d.应经常对混砂车的搅笼转速与下砂量关系进行校正，以 便准确控制各阶段砂比。 e.检查压裂仪表车的各施工记录是否齐全，如排量曲线、 压力曲线、砂浆密度曲线等。 f.检查仪表车上的压力传感器是否正常工作及与井口连接 闸门是否连通（即压力传递是否受到阻碍）。 16）地面管线及其它要求 n地面管线要求 a.入井处的地面管线的抗压能力应超过预计的井口限压。 b.尽量减少弯头的数量。 c.必要时准备两套放喷管线，一套用于排出残存的压裂液 ，一套用于需立即排液时（如裂缝 强制闭合时）。 n其它要求 a.压裂液罐的数量、清洁度和各压裂液添加剂的数量、加 入顺序及性能检测、延迟交联时间，以及基液和冻胶的 性能测定等。 b.支撑剂的数量、各项性能检测等，包括体积密度、颗粒 密度、粒径、圆球度、破碎率及导流能力等。 17）配液 1）配液和配酸的用水必须清洁且满足设计要求，机械杂质含量低 于0.1%，现场取样化验证明水矿化度和ph值均能符合要求。 2）按设计任务书逐项检查核对已运到井场的所有化学添加剂。要 求品种全，数量足，质量符合要求，破损。 3）用现场实际配液用水和化学剂按要求配制小样，化学剂应按随 机方法取样。制成小样后现场实测主要性能参数并作好记录， 将测试结果与实验室测得结果对比，确认性能合格后才能进行 大罐配制。 4）计算出每罐液体中应加入的每种添加剂的数量后，严格按照设 计任务书规定的方法和配液程序逐罐配制。每罐配完后一般应 循环20-30分钟。每配完一罐液体，都应当分别从罐的上部、中 部、底部取样，并检查质量指标。 5）填写现场配液质量报告单。报告单上须填明每种液体配成数量 和实测质量指标，经现场工程师和甲方代表签字认可后方可入 井。 目录 n自我简介 n压前储层评价技术 n压裂材料技术 n压裂的优化设计技术 n部分实例分析 n未来压裂技术的发展趋势分析 1.开发压裂技术实例 低渗油藏“开发压裂”新技术是近几年来形 成的重要工艺技术之一。该项技术在长庆zj60实 验区应用取得成功，表明我国在低渗油藏的改造 方面又上升了一个新台阶。 开发压裂技术研究内容 “压裂开发” 方法及其技术系统 是总结了水力压裂 与油藏工程近期发 展的国内外重要研 究成果而建立的。 其研究内容由七方 面构成 油藏工程研究； 地质建模； 水力裂缝模拟条件研究； 水力裂缝建模； 开发井网与水力裂缝系统经济优化组合 研究； 产量、采油速度、采出程度经济效益等 预测； 低渗油藏压裂开发实施与评估等。 发挥“长缝效应”在与井网优化组合方面，应使单井泄油 面积和形状与水力裂缝匹配，使水力裂缝能有效扩展，在一次采 油期就能进一步提高单井产能与采出程度 优化组合系统中的“长缝效应”在二次采油期： 整体压裂注水开发 提高净现值 为低渗油藏的储量动用与经济高效开发提供重要的新的途径与 手段 产量 采出程度 投入 经济效益 水力裂缝与井网优化组合系统最重要的特点与功能 开发压裂技术研究内容 开发压裂理论基础 l 300m300m泄油面积 n 600m150m泄油面积 lf=105m (wk)f=22.5m2.cm ke=0.1md =6.76mpa.s he=20.0m p=14.0mpa (wk)f=22.5m2.cm q0=4.5t/d q0=2.5t/d不同的缝长与井网系统，生产效果不同 lf=210m (wk)f=22.5m2.cm 反九点正方形井网660m660m， 9.18口井/km2，试验区日总产量q01 x y 矩形井网-1，960m360m, 8.7口井/km2 试验区 日总产量q02 360m 960m x 变形反九点井网 1040(1200)m460(400)m均质、 渗透率各向异性, 8.36口井/km2, 试验区日总产量q04 660m 660m y 矩形井网-2，480m360m, 11.6口井/km2， 试验区日总产量q03 360m 480m y x (水力裂缝与井网)系统示意图，x方向为最大主地应力方向 y 400460m 10401200m x 要求:q02/q01=1.17;q04/q01=1.07 480m 水力裂缝矩形井网与反九点井网经济指标比较 投资回收期比较投资回收期比较* * 经济经济npvnpv比较比较 * * coco 2 2 泡沫压裂技术是近泡沫压裂技术是近两年来在长庆鄂尔多斯上 古气藏进行co2泡沫压裂技术试验研究的基础上，总 结形成的一套适合我国低渗气藏的co2泡沫压裂配套 技术，提高了我国co2压裂的技术水平。经验表明， co2压裂技术是高效开采低渗气藏特别是低压、水敏 （或水锁）气藏必不可少的手段。 2 co2 co 2 2 泡沫压裂技术泡沫压裂技术 技术优点 co2泡沫压裂是用液体二氧化碳与胶凝水或冻胶的混合液作为压裂液对目 的层进行改造的一种工艺技术，具备以下优点： 为压后工作液返排提供了气体驱替作用； 气态的co2能控制液体滤失，形成co2泡沫压裂液后滤失系数小，提高压 裂液效率； 减少了水基压裂液的用液量； co2与水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总ph值，降低了压裂液对 基质的伤害； 降低了压裂液的表面张力，有助于压裂液的迅速返排等，因此有利于 提高压裂效果。 经研究发现低渗透油藏和低渗 透气藏伤害极力有明显的差异 ，油藏伤害以膨胀为主，而气 藏伤害是以吸附伤害、水锁伤 害为主。由于储层岩心亲水性 强，孔隙与喉道较小，毛管阻 力强，清水对岩心伤害严重， 到达80%以上； 由于泡沫压裂液具有两相流作 用，减少了压裂液水相的相对 含量和进入岩心的水量。因此 ，泡沫压裂液伤害较低，仅有 4061%。 不同液体对岩心的伤害对比 研究之一: 不同压裂液对比实验 井筒温度场： 泵注12分钟以 后，在炮眼附 近不能发泡。 （泵注流体温 度5，co2比例 50%） 研究之二:co2压裂发泡条件及温度场研究 co2泡沫压裂液流变性能对比 co2酸性介质对硼交联压裂 液流变性能有着严重影响 ac-8酸性交联剂对交联压裂 液的流变性能有显著提高 研究之三：酸性交联剂的研究与开发 研究之四：co2压裂优化设计研究 变泡 沫质 量co2 压裂 设计 ：提 高冻 胶携 砂性 能 碳酸岩盐压裂技术是一项世界级的难题，油气藏改造重 点实验室针对哈萨克斯坦扎那若尔凝析油气田的地质特点， 在砂岩加砂压裂的基础上拓宽发展，并考到碳酸盐岩的特低 渗透、天然裂缝发育、滤失严重、高地应力、施工摩阻高的 储层特点和工艺难点，经过2年时间总结形成了“碳酸盐岩压 裂技术”，在哈萨克斯坦扎那若尔油田应用以来，取得了显 著的增产效果。 3 3 碳酸盐岩压裂技术碳酸盐岩压裂技术 （1）油藏工程研究，加强选井选层研究，工程结合油藏，地应力、裂缝 方位、孔隙类型研究； （2）力裂缝模拟条件研究、水力裂缝建模研究及其开发井网与水力裂缝 系统经济优化组合研究； （3）优化增产工艺研究：压前认识地层，测试压裂，认识裂缝延伸压力 、液体滤失性质； （4）低压、低渗孔隙型油井加砂压裂研究，包括选层压裂研究； （5）压裂工作液体的流变性研究； （6）压裂裂缝的动态裂缝导流能力研究； （7）产量、采油速度、采出程度、经济效益等预测； （8）压裂施工管柱、工具设备、井口与装置优化研究； （9）排液工艺及设备研究，利用连续油管、氮气、抽汲车和邻井管网气 。 技术体系 特色技术 n针对对象：天然裂缝不发育的低渗灰岩 n与砂岩压裂不同： 块状油藏，缝高不易合理控制 高杨氏模量，造缝窄，易砂堵 天然裂缝发育程度不易掌握 n主体技术 低伤害压裂技术 小粒径支撑剂：压裂油藏数值模拟证实，对低渗 特低渗储层（如0.1md)，小粒径支撑剂(如40/60目)的 压后效果与常规粒径支撑剂差别小于5%。 国内目前的压裂现状 n设计软件 目前为国际先进水平。如，裂缝模拟软件有terra frac、 fracpropt10.0、stimplan(f3d与p3d裂缝模拟)等；油藏模拟软件 有desktop vip、work bench（3d3p油藏模拟）、cmg及eclipse等 ；此外，