特殊储层压裂技术---副本PPT课件

-,1,特殊储层与复杂结构井压裂改造工艺技术,刘洪升采油工程技术研究院,技术交流,-,2,技术交流内容,概述1.压裂工艺基础2.特殊储层与复杂结构井一、强水敏储层压裂工艺技术二、低渗储层压裂工艺技术,-,3,1.压裂工艺基础1.1压裂改造目的意义,目的意义,形成水力裂缝,改变流动状态,调整层间矛盾,增加控制储量,概述,为地层流体提供高渗流能力通道。,径向流到线性流，缩短了流动距离。,沟通油气储集区，扩大渗流面积。,选压低渗层，改善产油、吸水剖面。,解除地层污染,区块整体开发调整,水力裂缝穿过污染区。,注采关系的矛盾、层井储量动用不均的矛盾、不同分布区域开发与生产差异的矛盾。,增加储量提高开发效果,-,4,1.压裂工艺基础1.2压裂改造技术的基本内容1.2.1学科领域,学科领域,地质学,机械,测试,化学、材料学,概述,构造特征、岩石结构、矿物组成、储渗特性。,施工/作业的设备/工具/管柱的性能、选择以及匹配性。,压裂液、支撑剂、化学剂研究与筛选,流体与生产剖面分布特征、生产情况/相关参数、地应力及垂向分布。,流体力学,岩石力学,地下流体渗流规律。,确定地应力、弹性模量、泊松比等参数。,压裂工艺是一门多种学科的综合研究与应用技术,软件系统,施工参数优选、效果优化、经济评价。,其它,射孔及配套工艺。,-,5,概述,1.压裂工艺基础1.2压裂改造技术的基本内容1.2.2实施水力压裂的基本条件,基本条件,施工设备与管柱,满足特定施工工艺条件下的地层改造需要。,施工工艺,施工参数,施工材料,适应储层特征的要求。,满足造缝、铺砂和增产的要求。,满足储层和施工工艺的要求。,配套措施,适应工艺与投产的要求。,-,6,概述,1.3压裂施工工艺,施工工艺,配套压裂,测试压裂,常规压裂,选择性压裂,分压,合压,数据录取压降,参数确定相关,注入方式,-,7,概述,1.3压裂施工工艺（1）注入方式,注入方式,套管注入,油管注入,油套混注,环空注入,88.9mm和73.0mm,套管与73.0mm油管或60.3mm油管组合,针对储层剖面结构、埋藏深度、岩石力学性质、井筒状况、泵注参数、工艺类别、施工规模、液体性能优选合理的注入方式。,-,8,概述,1.3压裂施工工艺（2）分层与选择性压裂工艺,分层与选择性压裂,单封分/选压,机械分、选压,其它分、选压,与机械分/选压工艺组合,暂堵选压,封上压下；封下压上,限流压裂,投球分/选压,与其它分/选压工艺组合,双封分/选压,多级分压,分压两层或选压一层,+球杆分压两层,连续油管，分压多层,+桥塞，封上下、压中间,填砂压裂,桥塞分压,封下压上,-,9,概述,连续油管多级分压,通过“准时射孔”和“连续油管”技术的应用，实现一次施工对多个目标层位进行快速高效压裂改造的技术。,-,10,概述,连续油管多级分压,准时射孔多级分压,利用射孔枪井下组合工具对多个压裂层位实施连续射孔，压裂液通过射孔孔眼到达地层并压开裂缝。同时，通过球式封隔器对不同的层位进行有效地封堵。,准时射孔井下组合工具。,-,11,概述,连续油管多级分压,准时射孔多级分压,利用连续油管控制深度，将射孔枪井下组合工具下到第一个待压裂层位。射孔后，将射孔枪提升到第二个待压裂层，对第一个射孔层进行压裂改造。,准时射孔压裂作业程序,-,12,概述,准时射孔多级分压,准时射孔压裂作业程序,连续油管多级分压,在压裂层顶端放置了球式封隔器。随着液体的注入，井筒压力逐渐升高，当达到一定值时，球式封隔器达到第一个已压裂层位，将射孔孔眼密封。对第二个层位进行射孔、上提、压裂、封堵。如此进行，一次施工最多可压裂6个层位。,-,13,概述,连续油管多级分压,连续油管多级分压,井下组合工具：在连续油管上安装井下组合工具，采用膨胀式封隔器对已压裂目的层与待压裂层进行封隔。配合准时射孔压裂技术一次施工，可压开多个层位。,-,14,概述,连续油管多级分压,连续油管多级分压,实施程序：将射孔枪放到第一个待压裂层位。射孔后，在射开的目的层之下下入井下组合工具，安好卡瓦封隔器，然后通过连续油管和环空注入压裂液。,连续油管压裂作业程序,-,15,概述,连续油管压裂,连续油管压裂作业程序,连续油管多级分压,第一个射孔层压裂完成后，上提井下组合工具至上面临近的目标层进行射孔、卡封、压裂。如此反复进行，一次施工可压裂多个层位。,-,16,概述,应用情况“准时射孔”技术在美国致密砂岩储层小直径套管（114.3mm和127.0mm）压裂、酸化改造中应用了25井次；储层最大深度4389.12m；最高温度160；地面压力63MPa；单井最高层数达到了14层。“连续油管”压裂技术在139.7mm套管中应用了4井次，20多个层位；储层最大深度3290m；最高温度140；地面压力50MPa；单井最高层数达到了6层。,连续油管多级分压,-,17,概述,连续油管多级分压,应用情况2007年，华北分公司与美国BJ公司合作在大牛地地区施工两井次/4层。施工井段2566.0-2816.5m，稳定产量1.72104m/d。,-,18,概述,连续油管水力喷射压裂技术,水力喷射压裂技术利用水动力学原理，将水力喷射射孔和水力喷射压裂相结合的一种工艺技术。,通过连续油管将水力喷射工具下至待压裂层位。然后利用地面压裂车将液体加压，经喷射工具的喷嘴，使高压势能转化成动能而产生高速射流，在目的层形成一定直径和深度的射孔孔眼。,完成射孔后继续加压，在射孔孔眼顶端产生许多裂缝，增加压力后，水力裂缝不断扩展，可形成较大的裂缝空间。上提连续油管至第二个目的层，如此反复进行，一次施工可压裂多个层位。,-,19,1.3压裂施工工艺（3）缝高控制技术,缝高控制,泥质隔层,施工排量,压裂液粘度,概述,厚度大于5m，地应力值应比储层高2.1Mpa,薄层压裂应适当控制施工排量。,应用中、低粘度压裂液。,转向剂,同时使用漂浮式与重质沉降式转向剂可控制裂缝向上、向下延伸。,-,20,1.4压裂选井、选层技术（1）基本原则有足够的地层压力；储层具备一定的含油气饱和度，并在纵向上有一定的有效厚度，平面上有一定的可控制含油气面积；地层系数（Kh储层有效渗透率与有效厚度的乘积）适宜。国外在低渗气藏的压裂改造中提出Kh应在0.1510-3um2.m以上；经地层测试确认储层表皮系数较大，造成严重污染堵塞的油气藏；从生产动态资料分析，显示压力高，产能低的井或同一开采层系与邻近井相比产能严重降低的井；纵向上物性差异大，层间矛盾突出或平面上储层连通性不好的井；距边水、底水有一定的能满足裂缝扩展的距离;采用分压施工工艺时，中间要有较好的遮挡层。井况要适合压裂工艺的技术要求。在注水开发的油田中，地层能量充足，注采关系对应好。,概述,-,21,1.4压裂选井、选层技术（2）基本方法,概述,-,22,1.4压裂选井、选层技术（2）基本方法,概述,-,23,1.4压裂选井、选层技术（2）基本方法,概述,当增效系数3.5时，可取得理想的压裂效果。,-,24,1.5压裂优化设计（1）压裂优化设计软件应用美国Pinnacle公司编制开发的FRACPROPT软件进行压裂施工参数优选和压裂设计整体方案优化。软件内容压裂分析：模拟计算裂缝参数、进行数据分析及净压力历史拟合。压裂设计：模拟计算出达到裂缝指标的施工泵注程序。储藏分析：分析预测或历史拟合油气井压前、压后的生产动态。压裂裂缝优化：优化压裂施工规模。数据转换与编辑：将实时监测数据转换为该软件数据库承认的数据文件，或对实时监测数据进行编辑处理。系统配置：访问软件的内部参数、色彩设定，选择单位制系统。,概述,-,25,1.5压裂优化设计（1）压裂优化设计软件软件特点包含三个二维的水力压裂裂缝模型和两个三维水力压裂裂缝模型及一个酸压裂裂缝模型，用户可根据需要选择其一进行设计计算。可与仪表车直接连接采集现场施工数据，进行净压力历史拟合分析。计算产生多条裂缝情况下的储层改造。含有井筒及压裂裂缝的温度模型，可计算压裂裂缝的温度场。四大压裂液体系的压裂设计计算。功能齐全，具备压裂设计、压裂分析、产量预测、净压力拟合、实时数据采集等功能。采用下拉菜单式操作，直观简便。,概述,-,26,1.5压裂优化设计（2）压裂设计优化原则最大的储层供给能力；最优的支撑裂缝长度；最优的泵注参数；最低的施工成本；最大的经济效益。,概述,-,27,1.5压裂优化设计（3）压裂设计需要录取的基本参数,概述,-,28,1.5压裂优化设计（4）压裂设计优化步骤,概述,-,29,1.5压裂优化设计（5）压裂设计优化目标,概述,预测不同缝长和导流能力所获得累积产量。,确定不同缝长和导流能力所需施工规模与施工成本。,综合以上两个方面结果，得出净现值曲线。,-,30,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,31,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,32,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,33,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,34,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,35,1.6压裂液（1）压裂液类型,概述,-,36,1.6压裂液（2）压裂液技术要求,概述,-,37,1.6压裂液（3）压裂液性能优化目标,解决四个矛盾因素,高粘度与破胶,高粘度与摩阻,高粘度与残渣堵塞,概述,粘度高，有利于支撑剂携带和输送；破胶时间长，水化液粘度高，液体返排阻力大。,粘度越高，摩阻损失越大。,粘度高，需要的聚合物用量大；残渣相对含量增加。,压裂液效率与滤饼效应,效率高，滤饼效应严重：堵塞储层流体往裂缝渗流的通道；降低了支撑裂缝效率支撑剂的嵌入使缝宽变小。,-,38,1.6压裂液（3）压裂液性能优化目标,适应三个特定条件下的使用要求,地质条件,概述,适应不同地质条件：储层物性、敏感性矿物、温度/压力、地下流体、裂缝形态。,工程条件,满足大斜度和侧向井的使用要求变粘度压裂液。,井况条件,适应不同规模、不同注入方式、不同排量。,-,39,概述,1.7支撑剂（1）支撑剂类型,按力学性质分类,石英砂,硬脆性,韧性,陶粒,铝球,玻璃珠,核桃壳,树脂包衣,陶粒/石英砂,耐压、变形,人造品：硬度大，变形小。,天然物：硬度大，变形小。,-,40,概述,1.7支撑剂（1）支撑剂类型,-,41,概述,1.7支撑剂（1）支撑剂类型,-,42,1.7支撑剂（2）支撑剂的技术要求,概述,强度高，硬度适中；粒径均匀，圆球度好；化学、温度稳定性好；质量高，杂质含量少；密度适中；货源广，价格低。,-,43,1.7支撑剂（3）支撑剂评价技术指标,概述,支撑剂粒度组成及分布；园球度和表面光滑度；浊度；密度：积密度、视颗粒密度；酸溶解度；抗压强度；导流能力。,-,44,概述,1.7支撑剂（3）支撑剂优选选择依据,四个方面,地质条件,支撑剂价格,支撑剂性质,闭合压力、岩石硬度、温度、物性参数,工程条件,裂缝参数,类型与导流能力,低成本,以取得最经济、最有效的压裂目标所需要的裂缝导流能力为依据。,-,45,概述,1.7支撑剂（3）支撑剂优选选择方法,录取地层闭合压力与物性参数,支撑剂类型与铺砂浓度,确定获得理想的增产效果所需要的支撑缝长和裂缝导流能力,-,46,概述,2.特殊储层与复杂结构井2.1特殊储层与复杂结构井的含义对压裂工艺而言，因生产剖面结构、流体性质、生产条件、储层物性、岩石组成/结构、地质构造、井筒情况的特殊性与复杂性，按常规工艺措施难以取得理想的施工质量与施工效果的储层。特殊储层与复杂结构井对选井/选层、压裂工艺、施工参数、压裂液与材料、配套措施技术要求高，整体工艺程序复杂，施工难度大。,-,47,2.2.特殊储层的类型（1）储层生产条件,储层生产条件,低温浅井,高温超深井,异常高压,异常低压,概述,压裂液破胶难度大，液体返排困难。,压裂液与配套技术要求高，施工压力高。,一次排液率低,压裂施工压力高，井下作业井控要求严。,温度,压力,-,48,2.2特殊储层的类型（2）生产剖面结构,生产剖面结构,长井段储层,差薄层,水平井,大斜度井,概述,非均质性差，层间矛盾突出，常规压裂剖面改造程度低。,造缝质量差，单层压裂产能低，多层压裂配套技术要求高。,裂缝规则性差，摩阻大，施工、作业难度大。,裂缝形态复杂，对液体、工艺、配套措施技术要求高。,-,49,2.2特殊储层的类型（3）井筒条件,井筒条件,小直径套管,套管变形,概述,卡封压裂困难，压裂施工注入方式、管柱设计、施工参数受限。,增加了施工、作业难度，卡封压裂受限。,-,50,2.2特殊储层的类型（4）储层流体性质,储层流体性质,凝析气藏,高稠度油藏,概述,控制地层反凝析、井筒积液以及水合物堵塞难度大。,压裂液与地层水的配伍性，油相有效渗透率降低抑水增油效果。,高含水高矿化度油藏,排液困难、乳化作用强以及润湿性影响。,-,51,2.2特殊储层的类型（5）储渗空间特性,储渗空间特性,低渗储层,裂缝型储层,概述,施工压力高，造缝质量差，水锁伤害严重。,水力裂缝结构复杂，压裂液效率低，排液难度大。,-,52,2.2特殊储层的类型（6）矿物组成,敏感性储层,水敏储层,速敏储层,碱敏储层,酸敏储层,概述,粘土矿物膨胀、脱落、分散。,注入流体达到临界流速时，引起岩心渗透率明显下降。,酸液与某些矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出微粒，使层渗透率下降。,高PH值液体与岩石矿物中某些组份发生化学反应，使渗透率降低。,盐敏储层,受盐浓度影响使粘土矿物发生膨胀、分散或收缩、脱落使渗透率下降。,-,53,技术交流内容,概述一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征2.中原油田胡状地区敏感性特征3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施二、低渗储层压裂工艺技术,-,54,一、强水敏储层压裂工艺技术,1.强水敏性储层特征1.1强水敏性储层含义因粘土矿物含量高、组成复杂、分布位置差等原因，在施工、作业过程中由于外来流体的侵入发生化学与物理变化，从而引起粘土微粒的分散、运移以及矿物晶格的膨胀，造成地层孔喉的堵塞，导致储层渗透率大幅度降低的储层。,-,55,一、强水敏储层压裂工艺技术,1.强水敏性储层特征1.2粘土矿物,岩石组成,粒度1000特高渗,-,107,二、低渗储层压裂工艺技术,1.低渗储层评价标准1.1国内标准,（3）中石化标准渗透率/10-3m2储层类型1050低渗透1.010特低渗透0.11.0超低渗透,-,108,二、低渗储层压裂工艺技术,1.低渗储层评价标准1.2国外标准,（1）Dowell（油藏）渗透率/10-3m2储层类型20高渗,-,109,二、低渗储层压裂工艺技术,1.低渗储层评价标准1.2国外标准,（2）Hulliburton（油藏）渗透率，10-3m2储层类型0.1-1.0低渗5.0-10中渗90-150高渗,-,110,二、低渗储层压裂工艺技术,1.低渗储层评价标准1.2国外标准,（3）Elkins（气藏）渗透率/10-3m2储层类型0.001超致密0.001-0.005极致密0.005-0.1致密0.1-1.0低渗1.0-100常规,-,111,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征,低渗油气藏：105010-3m2,特低渗油气藏：1.01010-3m2,超低渗油气藏：0.11.010-3m2,高压油气藏：1.21.8MPa/100m,常压油气藏：0.81.2MPa/100m,低压油气藏：0.8MPa/100m,浅层：2000m,深层：3000-4000m,中深层：2000-3000m,超深层：4000m,储层类型,-,112,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征（1）储层物性差，原始渗透率低，孔隙度小。渗透率一般5010-3m2；孔隙度一般15.0%.,-,113,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征（2）储层孔隙结构复杂,孔隙大小,孔隙形状,孔隙类型,连通情况,孔隙结构,表面性质,孔隙结构反映了油气藏储集空间的大小和渗透能力,孔隙半径小、孔隙系数和孔隙配位数低、细/微孔隙为主、孔隙曲折度大、孔隙内壁较粗糙。,-,114,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征（3）岩石粒度较小岩石颗粒越细，渗透率越低；30-60目（平均粒径0.42mm）刚玉砂K值51-53um2,240-400目（平均粒径0.05mm）刚玉砂K值0.4um2。,渗透率与粒度中值的关系,-,115,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征,-,116,二、低渗储层压裂工艺技术,2.低渗储层地质特征,-,117,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应因孔隙结构复杂，外来流体进入地层后，易产生水锁效应，使得压后排液难度大，投产周期长，造成压裂低效、甚至无效。,-,118,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（1）水锁效应定义：在水润湿的砂岩储层中，由非润湿相驱替润湿相过程中，因毛细管阻力而造成的液堵作用及流体性质变化而导致渗透率降低。,PC=2cos/r式中：PC毛细管阻力；润湿相界面张力；润湿相与岩石的接触角；r毛细管半径。,-,119,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（2）水锁效应产生的原因外来流体侵入水润湿的油层后，会把原有的油相物质推向储层深部，并在油水界面形成一个凹向油相的水/油接触面，而产生一毛细管作用力。地层能量不足以克服这个附加阻力和流体流动的摩擦阻力时，就会造成水锁损害。,-,120,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（3）水锁效应的危害性液体堵塞作用PcPc+Pf+Ph式中：Pc地层压力；Pc毛细管阻力；Pf流体流经毛细管过程的摩擦阻力；Ph井筒液柱压力。小孔隙喉道产生的毛细管现象严重，当地层压力小于三项阻力时，非润湿相毛细管渗流能力为零。,-,121,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（3）水锁效应的危害性含水饱和度升高,因含水饱和度增加，改变了地层流体性质，使得油相渗透率降低。,-,122,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（3）水锁效应的危害性含水饱和度升高,束缚水饱和度升高，水锁程度严重。,-,123,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（3）水锁效应的危害性排液、投产周期延长t=4L2/（Pr2-2rcos）式中：t排液时间流体粘度L流体侵入深度P地层压力r毛细管半径流体表面张力润湿角,附加影响加剧了地层其它因素的伤害。,-,124,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（4）工艺范围：,钻井、完井、射孔、压井、洗井、酸化、压裂等施工、作业工艺措施。,在应用水基流体对井筒和储层进行处理的多种工艺措施中，均有存在水锁伤害的可能性。,-,125,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素水锁效应（5）影响因素液体表面性能（PC=2cos/r）：表/界面张力越大，水锁程度越严重；润湿角：润湿性能越好，水锁程度越严重；孔隙半径：孔隙半径越小，水锁程度越严重；地层压力（PcPc+Pf+Ph）：地层压力越低，水锁程度越严重。,由于以上四点因素的影响，增加了外来流体的返排难度，造成液堵和流体性质的改变并加剧了其它类型的伤害，使得地层有效渗透率降低。,-,126,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施水锁效应所产生的毛细管阻力：PC=2cos/r,地层压力与孔隙半径,地层因素,水锁程度,液体性能,流体表面张力与润湿角,-,127,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系的优化与应用表面活性剂：在很低的浓度下，能够大幅度降低液体表面张力的一类物质。表面活性剂具有使溶剂表面张力降低的性质。,-,128,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系的优化与应用（1）表面活性剂性能优化方法表面活性剂具有改善液体表面活性以及乳化/破乳、润湿、润滑、洗涤、分散、起泡/消泡、增溶等作用。,优化目的,针对油田开发、生产中存在的问题，进一步提高单一表面活性剂的使用性能。,-,129,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（1）表面活性剂性能优化方法主体表面活性剂优选自身具有较好的表面活性（针对毛细管阻力）；与其它表面活性剂具有较好的协同效应；与同一工艺中的其它化学剂配伍性好；溶剂化能力强；cmc点低；适应性强耐温、耐酸、耐碱、耐盐、抗氧化剂性能好；价格低廉、货源广。,-,130,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施（1）表面活性剂性能优化方法表面活性剂的复配效应普通型表面活性剂复配,复配体系,非离子活性剂与阳离子活性剂复配,非离子活性剂与阴离子活性剂复配,非离子活性剂与阳/阴离子活性剂复配,表面活性剂的协同效应，提高了液体的表面活性，使表/界面张力降低。,-,131,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施（1）表面活性剂性能优化方法表面活性剂的复配效应普通型表面活性剂与特殊型表面活性剂复配,复配体系,普通型活性剂与氟碳型活性剂复配,普通型活性剂与硅烷型活性剂复配,普通型活性剂与特殊活性剂的协同效应，完善了液体的性能，降低了成本。,-,132,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（1）表面活性剂性能优化方法溶剂化效应良好的溶剂体系能够促进表面活性剂在水中更好地溶解和分散，充分发挥不同类型表面活性剂特有的性能，进一步降低流体的表/界面张力。常用的溶剂体系有：低分子一元醇；低分子多元醇；长链脂肪醇；复合醇。,-,133,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（1）表面活性剂性能优化方法增效添加剂具有突破表面活性剂降低流体表面/界面张力极限的作用。利用表面活性剂的增溶特性将某些不溶于水的有机物分散在水溶液之中。,-,134,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（1）表面活性剂性能优化方法增效添加剂具有突破表面活性剂降低流体表面/界面张力极限的作用。利用表面活性剂的增溶特性将某些不溶于水的有机物分散在水溶液之中。,-,135,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（2）新型复合型表面活性剂性能表面活性,复合型表面活性剂具有更好的表面活性。,-,136,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.1表面活性剂体系优化与应用（2）新型复合型表面活性剂性能复合型表面活性剂对岩心渗流能力的影响,表面活性的提高，降低了毛细管阻力。其流速比是地层水的2.76倍,-,137,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.2水锁伤害的预防（1）提高液体表面活性，降低入井液体的表（界）面张力。水=72.2mN/m复合表面活性剂水溶液=18.0-23.0mN/m在其它因素不变的情况下，毛细管阻力可降低68.0%-75.0%。（2）对于强水湿地层（润湿指数0.3），适当降低入井液体对岩石的润湿程度，使润湿指数保持在0.3-0.1之间。可选择HLB值在6.0-13.0之间的表面活性剂，如烷基酚或脂肪醇与环氧乙烷缩合物。,-,138,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.2水锁伤害的预防（3）控制外来流体的侵入钻井、完井过程中防止钻井液、完井液的漏失；压裂工艺要注重压裂液效率和裂缝效率；对低压地层：采用负压射孔以及泡沫液压井、洗井；（4）增加地层排液潜能伴注CO2、N2压裂工艺CO2泡沫压裂液工艺泡沫酸工艺压裂与酸化自生气热剂增能工艺。,-,139,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.2水锁伤害的预防（5）完善施工作业后的排液措施气举阀诱喷复线连续气举撬装气举排液机械抽吸（6）应用水基冻胶压裂液或稠化酸进行地层改造时，应优化聚合物的降解性能。,-,140,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.3水锁伤害的治理（1）改变储层的孔隙结构,孔隙半径增大,酸液体系优化,提高孔隙系数与配位数,改善孔隙表面性质,改变孔隙类型,-,141,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.3水锁伤害的治理（2）改善水锁液的性质,高活性表面活性剂,注入,与水锁液混合,水锁液表面张力降低,水锁液毛细管阻力下降，液体易排出。,-,142,二、低渗储层压裂工艺技术,3.低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2抑制水锁效应的技术措施3.2.3水锁伤害的治理（3）“闪蒸”作用向水锁区域注入有机极性溶剂，利用其沸点低的特点，在地层温度下进行挥发，带动水锁液体排出地层。,-,143,二、低渗储层压裂工艺技术,4.低渗储层压裂工艺其它措施4.1抑制低渗储层毛细管效应的其它工艺措施4.1.1施工参数优化（1）压裂液效率压裂液效率（L）=停泵时裂缝中压裂液