继续教育-石油大学低渗幻灯课件

1、压裂液压裂液携砂液携砂液支撑裂缝支撑裂缝动态裂缝动态裂缝水力加砂压裂示意图水力加砂压裂示意图压裂改压裂改造是通造是通过水力过水力压裂储压裂储层形成层形成一条或一条或多条人多条人工支撑工支撑的裂缝，的裂缝，提高油提高油气产量！气产量！前置液前置液/酸酸稠化酸稠化酸/主体主体酸酸灰岩酸压灰岩酸压/砂岩基质酸化示意图砂岩基质酸化示意图后置液后置液酸化是酸化是通过酸通过酸液与储液与储层岩石层岩石的反应，的反应，解除伤解除伤害，改害，改造储层，造储层，形成一形成一条或多条或多条条酸蚀的酸蚀的裂缝，裂缝，提高油提高油气产量！气产量！注水井注水井采油井采油井由于渗透率低和启动压力的作用，导由于渗透率低和启动

2、压力的作用，导致注采井间无法建立有效的水动力系致注采井间无法建立有效的水动力系统，致使注水压力上升，采油井压力统，致使注水压力上升，采油井压力下降下降注不进、采不出！注不进、采不出！v 基质伤害：滤液的伤害基质伤害：滤液的伤害井井号号岩岩心心号号伤伤害害前前气气渗渗(md)伤伤害害后后气气渗渗(md)伤伤害害率率（%）1455-67-160.2210.044979.671483-62-60.39990.01895.491454-67-230.4580.01197.591481-30-40.2340.05974.78水基压裂液：水基压裂液：渗透率伤害率为渗透率伤害率为74.874.897.697

3、.6% %。压裂液进行添加剂优化后：渗透率伤害率为压裂液进行添加剂优化后：渗透率伤害率为63.063.088.088.0% %。低渗透油气藏高效开采的关键低渗透油气藏高效开采的关键：降低压裂液对地层的伤害降低压裂液对地层的伤害降低开采成本降低开采成本低低渗渗油油气气藏藏压压裂裂技技术术压裂室内试验研究压裂室内试验研究n就地岩石力学测定就地岩石力学测定n就地岩心物性测定就地岩心物性测定n支撑剂评价支撑剂评价n压裂液流变滤失与伤害压裂液流变滤失与伤害压裂液体系及添加剂研究压裂液体系及添加剂研究n水基压裂液水基压裂液n油基压裂液油基压裂液n乳化压裂液乳化压裂液n泡沫压裂液泡沫压裂液压裂优化设计与评估

4、软件压裂优化设计与评估软件nTerra Frac、FracPro、Stimplan、GOFERnDeskTop VIP、Work Benchn裂缝诊断与现场监测裂缝诊断与现场监测n压后试井与压后试井与3D3D模拟分析模拟分析n经济评价经济评价现场应用技术现场应用技术n整体压裂技术整体压裂技术n开发压裂技术开发压裂技术n重复压裂技术重复压裂技术n泡沫压裂技术泡沫压裂技术n水平井压裂水平井压裂n高能气体压裂高能气体压裂 在对试验区地层物性、地层有效厚度、地应场与岩石力学性质、地层流体、地层压力等研究的基础上，利用油藏模拟方法，从理论上对试验井区的井网型式进行了模拟研究，确定了试验区的最佳开发井网。

5、油藏模拟取井组对称单元，利用等效导流能力方法把裂缝放入井网内进行模拟研究。最后优选出：注采井网方式、井排方位、裂缝穿透比、裂缝与井网最佳匹配关系。油藏模拟油藏模拟 正方形反九点井网正方形反九点井网（裂缝不发育）（裂缝不发育）菱形反九点井网菱形反九点井网（裂缝较发育）（裂缝较发育）矩形井网矩形井网（裂缝发育）（裂缝发育）应用实例应用实例应用实例应用实例超前注水超前注水 + + 井网优化井网优化 + + 压裂增产压裂增产优化压裂时机优化压裂时机 裂缝与井网适配裂缝与井网适配 主体工艺配套主体工艺配套 低渗致密油藏整体单井产量的提高与高效开发低渗致密油藏整体单井产量的提高与高效开发 通过建立先导性试

6、验区，结合超前注水，通过建立先导性试验区，结合超前注水，优选压裂时机优选压裂时机；开展压；开展压裂液、压裂工艺试验，裂液、压裂工艺试验，确立主体工艺确立主体工艺；开展不同规模压裂试验，；开展不同规模压裂试验，确定确定经济有效规模经济有效规模；通过配套技术的优化集成，；通过配套技术的优化集成，刻划整体优化压裂模式，刻划整体优化压裂模式，制定区块总体压裂技术方案制定区块总体压裂技术方案。 120.256.229.520.815.415.010.97.07.76.65.04.14.20.90.020.040.060.080.0100.0120.0140.0苏6 (盒 8 )陕2 8G01-9G18-

7、11陕2 17榆4 4-10苏1 4G23-4陕1 1榆4 3-9苏2 2苏6 (山 1 )陕1 56榆1 8无阻流量（1 0无阻流量（1 04 4m m3 3/d）/d）达到工业气流井达到工业气流井井数井数:14:14比例比例:77.8%:77.8%n增产效果受储层类型、物性差异、物质（石油和天然气）基础和新老井类增产效果受储层类型、物性差异、物质（石油和天然气）基础和新老井类别等不同因素影响别等不同因素影响n在操作成本方面，在操作成本方面，主要受压裂液添加剂及使用浓度、主要受压裂液添加剂及使用浓度、COCO2 2气价、压裂泵车气价、压裂泵车（COCO2 2压裂专用车组）和压裂地域等因素的影

8、响压裂专用车组）和压裂地域等因素的影响n该技术的应用又减少了对储层的损害，增加了裂缝的导流能力，改善了压该技术的应用又减少了对储层的损害，增加了裂缝的导流能力，改善了压裂增产效果，同时泡沫压裂液的快速自喷排液，减少了压裂液在地层的滞裂增产效果，同时泡沫压裂液的快速自喷排液，减少了压裂液在地层的滞留时间，缩短了对作业井的占井周期，减少了排液工序，简化了操作历程，留时间，缩短了对作业井的占井周期，减少了排液工序，简化了操作历程，降低了作业成本，提高了经济效益。降低了作业成本，提高了经济效益。n总体上看，与常规水基压裂液应用相比，总体上看，与常规水基压裂液应用相比，COCO2 2泡沫压裂液的应用在一

9、定程泡沫压裂液的应用在一定程度上增加了作业成本，但技术带来的效益使得总体经济效益提高度上增加了作业成本，但技术带来的效益使得总体经济效益提高60%san.90%san.80%san.50%san.shaleRockt.1050Stress.Modul.0.5 0.2Poiss.00.5Perm.Leako.0.25Tough.110Comp.255075100125150Depth, TVD (m)03.26.49.6 13 16Proppant Concentration (kg/m)0多条横向裂缝纵向裂缝水平井垂直最小主应力方向水平井垂直最小主应力方向水平井平行最小主应力方向水平井平行最小

10、主应力方向液体桥塞液体桥塞液体桥塞液体桥塞 井段：井段：1606.6-1615.6m1606.6-1615.6m 1560.2-1569.2m 1560.2-1569.2m 1469.0-1478.0m 1469.0-1478.0m施工压力：施工压力：17.4-35.8MPa17.4-35.8MPa平均砂比：平均砂比：39%39%效果：效果：1.961.96倍，增油倍，增油5949t5949t长庆塞平1井分段压裂 v 水平井水力喷射压裂技术水平井水力喷射压裂技术水力喷射压裂过程水力喷射压裂过程模型网格平面示意图模型网格平面示意图加密网格加密网格基础网格基础网格压裂直井矩形井网压裂直井矩形井网（

11、400m200m）裸眼水平井矩形井网裸眼水平井矩形井网（500m240m）压裂水平井矩形井网压裂水平井矩形井网（500m400m）压裂裂缝压裂裂缝最大主应力最大主应力最大主应力最大主应力最大主应力最大主应力模型网格三维示意图模型网格三维示意图压裂裂缝压裂裂缝注水井注水井注水井注水井生产井生产井最大主应力方向最大主应力方向模型网格三维示意图模型网格三维示意图模型网格平面示意图模型网格平面示意图压裂裂缝压裂裂缝注水井注水井注水井注水井最大主应力方向最大主应力方向水平井在不同布放方式下水驱前缘示意图水平井在不同布井方式下流量示意图05000100001500020000250000100020003

12、00040005000时间(d)累积油产量(t)垂直最大主应力的压裂水平井平行最大主应力的压裂水平井高能气体压裂（高能气体压裂（HEGFHEGF）、）、气动脉冲压裂气动脉冲压裂热化学处理热化学处理爆燃压裂爆燃压裂推进剂压裂推进剂压裂 起步于起步于8080年代中期年代中期, ,于于19851985年首次在延长油矿现场年首次在延长油矿现场实验成功实验成功, ,以后在我国各油田得到了比较广泛地应用。以后在我国各油田得到了比较广泛地应用。多脉冲高能气体压裂多脉冲高能气体压裂 PT曲线示意图曲线示意图延时点火器延时点火器措施前 措施后 井 号 措施时间 措施层段 液量m3/ d 油量m3/ d 液量m3

13、/ d 油量m3/ d 6 6 - 7 1 0 2 . 1 0 . 2 8 1 1 7 6 1 1 8 0 1 . 2 0 . 3 4 . 5 2 . 9 5 3 - 2 0 0 2 . 1 2 . 1 6 2 0 9 9 2 1 3 5 3 1 . 8 7 6 . 3 6 7 - 2 0 0 2 . 1 1 . 7 2 1 3 3 2 1 3 8 2 0 . 6 5 3 . 4 2 6 - 4 5 0 2 . 1 0 . 1 6 1 3 1 3 1 3 1 6 3 . 4 1 . 5 8 . 5 4 . 6 2 5 - 4 4 0 2 . 1 0 . 1 9 1 2 9 9 1 3 0 2

14、1 0 . 4 4 . 6 3 . 1 宝1 4 - 1 1 0 3 . 8 . 0 2 2 3 2 3 . 4 2 3 2 3 . 6 1 . 7 1 . 7 3 . 4 3 . 4 宝6 - 1 0 0 3 . 8 . 0 3 2 2 1 7 . 6 2 2 3 5 . 4 关井 关井 关井 关井 宝2 4 - 2 3 0 3 . 9 . 2 5 2 5 1 6 . 4 2 5 7 2 . 7 1 . 6 1 . 6 5 . 0 5 . 0 宝7 - 1 3 0 3 . 1 0 . 1 2 1 9 1 . 5 2 3 2 7 . 6 0 . 5 0 . 5 3 . 5 3 . 5 宝1 3

15、 - 2 1 0 3 . 1 0 . 7 2 2 9 2 . 8 2 3 2 7 . 0 2 . 5 2 . 5 5 . 5 5 . 5 宝2 3 1 3 2 5 1 9 . 4 2 5 5 9 . 4 宝1 2 2 1 0 3 . 1 1 . 8 2 2 8 8 . 0 2 3 0 2 . 6 2 . 9 2 . 9 7 . 0 7 . 0 宝2 0 1 0 3 . 9 . 1 2 3 8 1 . 0 2 4 0 9 . 0 2 . 6 2 . 6 9 . 5 9 . 5 宝2 3 2 2 0 3 . 1 0 . 1 4 2 4 4 9 . 4 2 6 4 0 . 0 1 . 4 1 . 4

16、 3 . 7 3 . 7 宝1 2 1 9 0 3 . 1 0 . 1 4 2 1 7 2 . 0 2 1 9 2 . 0 3 . 2 3 . 2 8 . 0 8 . 0 宝1 2 0 3 0 3 . 1 0 . 2 8 2 2 6 4 . 2 2 2 8 7 . 0 2 . 0 2 . 0 6 . 0 6 . 0 宝6 - 1 2 0 3 . 1 0 . 2 8 2 1 9 9 . 0 2 2 5 1 . 0 0 . 2 0 . 2 2 . 0 2 . 0 宝2 3 2 1 ( 水井) 0 3 . 1 0 . 2 1 2 3 9 6 . 0 2 5 4 0 . 0 1 9 / 4 5 3 8

17、 / 4 5 施 工 前 施 工 后 井 号 施 工 井 段 m 孔 隙度 % 渗 透 率 10-3m 2 液 m3/d 油 m3/d 液 m3/d 油 m3/d 备 注 冯52-59 （ 长 庆 ） 1452-1457.6 17.7 19.9 0 0 9.17 该 井 为 新 井 ， 作 业 后 产量 稍 高 于 该 区 块 小 型 水力 压 裂 （ 加 砂5 m3） ， 有效 期 已 达8月 。 杏14-28 （ 长 庆 ） 1620.4-1645.4 13 2.65 0 0 3.0 作 业 前 无 产 量 ， 准 备 转注 ， 作 业 后 初 期 日 产 油3 m3， 两 年 半 后 仍

18、 有1.5 m3 卫334-4 2818.6-2825.8 15 9.6 1.2 5.6 作 业 后 初 期 日 产 油5.6 m3， 7月 后4.3 m3 文 侧33-296 2887.7-2896.3 20.5 0.87-3.5 4.5 1.2 56 26 施 工 后 自 喷 达4月 以 上 ，目 前 液 量 没 变 ， 但 含 水上 升 与射孔联作（复合射孔、超正压射孔）与射孔联作（复合射孔、超正压射孔） 与水力压裂联作与水力压裂联作 与酸化联作与酸化联作燃气式超正压射孔就是在射孔燃气式超正压射孔就是在射孔前，先利用火药燃烧产生气体，前，先利用火药燃烧产生气体，在目的层形成高于地层破裂压

19、在目的层形成高于地层破裂压力力1.51.5倍的高压，然后射孔，利倍的高压，然后射孔，利用高压液流对射孔孔眼进行冲用高压液流对射孔孔眼进行冲刷，并在孔眼周围形成微裂缝，刷，并在孔眼周围形成微裂缝，最后后续压力补给弹燃烧产生最后后续压力补给弹燃烧产生压力对已形成的微裂缝继续延压力对已形成的微裂缝继续延伸。伸。降低地层破裂压力降低地层破裂压力增大了渗流面积增大了渗流面积油藏中形成一条水力裂油藏中形成一条水力裂缝，将导致一个椭圆形压降缝，将导致一个椭圆形压降区。裂缝的椭圆形区域将产区。裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力，沿裂缝延生双向附加应力，沿裂缝延伸方向附加应力远小于垂直伸方向附加应力远小于垂直裂

20、缝壁面的附加应力。附加裂缝壁面的附加应力。附加应力的增大将改变原应力场应力的增大将改变原应力场的状态。重复压裂形成的裂的状态。重复压裂形成的裂缝将会偏离于原来压裂所产缝将会偏离于原来压裂所产生的裂缝方向。沟通了油层生的裂缝方向。沟通了油层中非泄油区或低压降区中非泄油区或低压降区 。油藏中形成一条水力裂油藏中形成一条水力裂缝，将导致一个椭圆形压降缝，将导致一个椭圆形压降区。裂缝的椭圆形区域将产区。裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力，沿裂缝延生双向附加应力，沿裂缝延伸方向附加应力远小于垂直伸方向附加应力远小于垂直裂缝壁面的附加应力。附加裂缝壁面的附加应力。附加应力的增大将改变原应力场应力的增大将改

21、变原应力场的状态。重复压裂形成的裂的状态。重复压裂形成的裂缝将会偏离于原来压裂所产缝将会偏离于原来压裂所产生的裂缝方向。沟通了油层生的裂缝方向。沟通了油层中非泄油区或低压降区中非泄油区或低压降区 。1若发生压裂转向，两次压裂的破裂压力应该有明显的不同，第二次若发生压裂转向，两次压裂的破裂压力应该有明显的不同，第二次压裂的破裂压力应显著升高。压裂的破裂压力应显著升高。 2 2分别压开不同控制因素控制的不同走向的裂缝，转向效果最明显。分别压开不同控制因素控制的不同走向的裂缝，转向效果最明显。3 3在同一因素控制下的裂缝转向，尽管初裂缝走向不同，但裂缝仍在在同一因素控制下的裂缝转向，尽管初裂缝走向不

22、同，但裂缝仍在延伸过程中转回原来的方向。由于起点不同，二者只是平行，并不一延伸过程中转回原来的方向。由于起点不同，二者只是平行，并不一定重合。定重合。4 4在同一因素控制下的裂缝转向，也可能出现小角度转向。此类转向在同一因素控制下的裂缝转向，也可能出现小角度转向。此类转向由于偏离的方向小，受到的转回原来方向的约束力也小，可以出现较由于偏离的方向小，受到的转回原来方向的约束力也小，可以出现较长的新缝。长的新缝。5 5如裂缝发生转向，新裂缝与原来的裂缝不是同一条缝，观测到的裂如裂缝发生转向，新裂缝与原来的裂缝不是同一条缝，观测到的裂缝高度也会有所差别。缝高度也会有所差别。6 6裂缝二翼分别存在不同

23、的转向机制裂缝二翼分别存在不同的转向机制, ,如朝如朝148-68148-68井，东翼发生转向，井，东翼发生转向，西翼压出新缝。西翼压出新缝。 二是振动压裂管柱二是振动压裂管柱一是一是堵老缝压新缝的高强度暂堵剂堵老缝压新缝的高强度暂堵剂 暂堵剂溶解速度表（在地层水中）暂堵剂溶解速度表（在地层水中）破碎压力试验破碎压力试验振动产生水击压强，使井筒近振动产生水击压强，使井筒近井地带产生微裂缝井地带产生微裂缝振动后进行正常的水力压裂施振动后进行正常的水力压裂施工，将产生的微裂缝延伸、扩展工，将产生的微裂缝延伸、扩展并可能被保留下来并可能被保留下来振动产生的能量以声波的形式振动产生的能量以声波的形式在

24、井下传播并作用于井下所有射在井下传播并作用于井下所有射孔井段，对其它非压裂层段也产孔井段，对其它非压裂层段也产生了一次常规高压水击振动处理，生了一次常规高压水击振动处理，对本井其它层段具有水击振动解对本井其它层段具有水击振动解堵、增渗处理的双重作用堵、增渗处理的双重作用适应条件适应条件地层水平两向主应力差值较大地层水平两向主应力差值较大油层无机堵塞严重油层无机堵塞严重油层无机堵塞严重油层无机堵塞严重天然裂隙发育程度低天然裂隙发育程度低水力锚（水力锚（hydraulic anchor)hydraulic anchor)负压发生器（负压发生器（negative generator)negative

25、 generator)振动器（振动器（vibrator)vibrator)K344-114K344-114封隔器（封隔器（packer)packer)堵塞器（堵塞器（blanking plug)blanking plug)喷砂器（喷砂器（sand blower)sand blower)K344-114K344-114封隔器（封隔器（packer)packer)接收器（接收器（receiver)receiver)振动重复压裂工艺示意图振动重复压裂工艺示意图重复压裂效果对比重复压裂效果对比23333.37.71.34.205101520253035破裂压力（Mpa）初期产油（t/d）目前产油（t/

26、d）一次二次平均增产效果平均增产效果（3）、压后动态反应：增产效果好（2）、现场微地震测试结果：两次压裂方位发生转向施工曲线反映的转向效果施工曲线反映的转向效果朝57-杨125朝朝57-57-杨杨125125井第二层两次井第二层两次压裂裂缝走向迭加图压裂裂缝走向迭加图无固相清洁压裂液低伤害无固相清洁压裂液低伤害聚合物压裂清洁压裂液压裂页岩砂砂体体页岩水基压裂液与清洁压裂液造缝特性对比水基压裂液与清洁压裂液造缝特性对比清洁压裂液清洁压裂液CLEAR FRAC瓜尔胶压裂液瓜尔胶压裂液GUAR FRACn分子尺度、小分子、热力学平衡、分子间力作用分子尺度、小分子、热力学平衡、分子间力作用0 00.0

27、20.020.040.040.060.060.080.080.10.10.120.120.140.140.160.160 05005001000100015001500时间（s ）表观粘度（P a s ）新型清洁压裂液的耐温性能（1 0 0 s新型清洁压裂液的耐温性能（1 0 0 s-1-1）0100200300400500600700405060708090100110120130140温度（）温度（）表观粘度（m P a . s ）表观粘度（m P a . s ）13%VEES13%VEES14%VEES14%VEES15%VEES15%VEES0.790.780.720.540.380.

28、29破破 胶胶 液液1.031.020.900.700.590.43 清清 水水1209060302010时时 间间min5.9614082 : 855.6818424 : 646.7421245 : 535.5724546 : 425.8531128 : 21破破 胶胶 液液 粘粘 度度 （ mPa.s）破破 胶胶 时时 间间 压压 裂裂 液液 与与 原原 油油 比比 例例序序 号号 不不同同压压裂裂液液体体系系现现场场施施工工摩摩阻阻对对比比 井井 号号 前前 4 4- -6 6 前前 4 4- -2 2 前前 4 4- -1 1 前前 2 2- -4 4 前前 1 1- -5 5 压压裂

29、裂液液类类型型 清清洁洁压压裂裂液液 无无机机硼硼交交联联改改性性瓜瓜尔尔胶胶水水基基压压裂裂液液 中中深深（m m） 1 12 24 47 7. .8 8 1 12 23 33 3. .9 9 1 12 20 09 9. .0 0 1 13 30 06 6. .8 8 1 11 19 92 2. .1 1 排排量量（m m3 3/ /m mi in n） 3 3. .0 0 2 2. .5 5 2 2. .5 5 2 2. .5 5 2 2. .4 46 6 施施工工压压力力（M MP Pa a） 1 16 6. .3 3 2 20 0. .8 8 1 19 9. .4 4 1 18 8.

30、.2 2 1 17 7. .1 1 停停泵泵压压力力（M MP Pa a） 3 3. .7 7 7 7. .0 0 9 9. .7 7 5 5. .3 3 6 6. .3 3 M Mp pa a/ /1 10 00 0m m 1 1. .0 00 09 97 7 1 1. .1 11 18 84 4 0 0. .8 80 02 23 3 0 0. .9 98 87 71 1 0 0. .9 90 06 60 0 摩摩阻阻 清清水水，% % 2 23 3. .4 4 3 35 5. .9 9 2 25 5. .8 8 3 31 1. .7 7 3 30 0. .2 2 23.423.435.93

31、5.925.825.831.731.730.230.20510152025303540相对清水摩阻（% ）相对清水摩阻（% ）前4 -6前4 -2前4 -1前2 -4前1 -5压压裂裂压压力力监监测测结结果果 层层系系 缝缝长长（m m） 支支撑撑缝缝宽宽（m mm m） 闭闭合合时时间间（m mi in n） 闭闭合合压压力力（M MP Pa a） 上上层层（4 4+ +5 5） 1 11 10 0. .0 0 8 8. .5 5 1 17 7. .2 2 1 16 6. .8 85 5 下下层层（8 8+ +9 9+ +1 10 0） 1 12 21 1. .8 8 7 7. .1 1 1

32、 17 7. .8 8 1 17 7. .0 00 0 n清洁压裂液施工，裂缝闭合快。和清洁压裂液施工，裂缝闭合快。和普通压裂液体系不一样，闭合时间明普通压裂液体系不一样，闭合时间明显较短。显较短。 从井温资料看，裂缝高度在从井温资料看，裂缝高度在1233.2m1239.2m，裂缝高度约，裂缝高度约6.0m。其中一层射。其中一层射孔井段为孔井段为1231.61240m，射孔厚度，射孔厚度5.6m。 清清洁洁压压裂裂液液试试验验井井与与邻邻井井产产量量对对比比( (一一年年产产量量对对比比) ) 序序号号 井井号号 生生产产时时间间（月月） 1 1 6 6 9 9 1 12 2 1 1 前前2-

33、2 2002.10 4 4. .4 44 4 1 1. .2 25 5 0 0. .6 63 3 0 0. .7 71 1 2 2 前前2-4 2002.10 5 5. .2 24 4 1 1. .1 16 6 0 0. .8 88 8 0 0. .8 82 2 3 3 前前2-6 2002.11 6 6. .2 29 9 1 1. .2 28 8 1 1. .0 07 7 0 0. .7 73 3 4 4 前前2-8 2003.1 2 2. .4 44 4 0 0. .5 56 6 1 1. .2 26 6 5 5 前前6-4 2002.12 7 7. .6 67 7 1 1. .7 76

34、6 1 1. .0 02 2 0 0. .9 94 4 平平均均 5.21 1.2 0.97 0.80 清清洁洁 前前4-6 2002.10 1 10 0. .4 44 4 1 1. .2 25 5 1 1. .3 39 9 1 1. .0 01 1 对导流能力伤害小，破胶彻底。对导流能力伤害小，破胶彻底。n低压、水敏低压、水敏n油藏、气藏油藏、气藏n降低液锁降低液锁可形成稳定、可形成稳定、丰富的泡沫！丰富的泡沫！ 2003年-2005年，重点从压裂液、支撑剂、加砂程序优化等方面开展室内研究与试验，现场试验20口井，突破了技术瓶颈，形成了以下主体及配套技术：由于碳酸岩盐岩性、储层的特殊性，加砂

35、压裂一直是该由于碳酸岩盐岩性、储层的特殊性，加砂压裂一直是该领域的技术难题，国内外可以借鉴的成功经验很少。领域的技术难题，国内外可以借鉴的成功经验很少。 G G2 27 7- -1 10 0井井 与与 邻邻 井井 气气 层层 数数 据据 对对 比比 表表 序 号 井 号 层 位 厚 度 m 时 差 s/m 电 阻 m 渗 透 率 10-3m2 视 孔 % 视 气 饱 % 解 释 结 果 马 五13 4.3 162.0 250.0 0.111 5.2 74.0 气 层 1G27-10全 井 10.1 162.4 246.6 0.174 5.4 74.5 气 层 马 五13 3.9 162.0 5

36、00.0 0.184 5.9 77.2 气 层 2G34-2全 井 8.2 162.1 362.0 0.218 5.9 71.7 气 层 G G2 27 7- -1 10 0与与 邻邻 井井 酸酸 化化 施施 工工 、 求求 产产 数数 据据 对对 比比 井 号 措 施 类 型 酸 量 （ m3） 排 量 （ m3/min） 施 工 压 力 MPa 停 泵 压 力 MPa 无 阻 流 量 （ 104m3/d） G34-2 稠 化 酸 与 普 通 酸 组 合 酸 化 51.0 25.5 2.49 1.50 45.6 22.5 6.8 G27-10 加 砂 压 裂 支 撑 剂11.2方 ， 排 量

37、3.5方 /分 钟 11.3 清水压裂技术清水压裂技术 所谓的所谓的清水压裂清水压裂，除了早期用清水不带砂外，多数是，除了早期用清水不带砂外，多数是用化学处理剂，如减阻剂、活性剂、防膨剂处理过的清用化学处理剂，如减阻剂、活性剂、防膨剂处理过的清水或线性胶，这种水也常常称作水或线性胶，这种水也常常称作。作业中带有少量砂的，但也有加砂量较多的，砂比常作业中带有少量砂的，但也有加砂量较多的，砂比常为为3.5%3.5%。是它们的共性，至于造缝是它们的共性，至于造缝导流能力的大小导流能力的大小 与储层物性有关。与储层物性有关。v岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙，闭合后仍能保岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙，

38、闭合后仍能保持一定的缝隙，这样形成的导流能力，对低渗储层来持一定的缝隙，这样形成的导流能力，对低渗储层来说已经足够了。这种情况已在实验室中观察到。说已经足够了。这种情况已在实验室中观察到。 v常规冻胶压裂，由于排液不完善，裂缝的导流能力常规冻胶压裂，由于排液不完善，裂缝的导流能力受残渣伤害等有所降低，清水压裂基本上不存在不易受残渣伤害等有所降低，清水压裂基本上不存在不易排液的问题。排液的问题。 v清水（线性胶）易于使砂子沉到垂直缝周边较细的清水（线性胶）易于使砂子沉到垂直缝周边较细的天然裂缝中，扩大了渗滤面积。天然裂缝中，扩大了渗滤面积。v压裂过程中岩石脱落下来的碎屑（特别是在页岩地压裂过程中

39、岩石脱落下来的碎屑（特别是在页岩地层中）它们可能形成层中）它们可能形成“自撑自撑”式的支撑剂。式的支撑剂。 清水压裂增产机理常规解释 认为剪切力能使裂缝壁面从原位置上移动，从而认为剪切力能使裂缝壁面从原位置上移动，从而产生不重合并出现许多粗糙泡体表面，由于存在剪切产生不重合并出现许多粗糙泡体表面，由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙裂开，滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙裂开，并使断层面及其它弱面张开，这些现象可以发生在水并使断层面及其它弱面张开，这些现象可以发生在水力裂缝的端部或裂缝周围的滤失带中。力裂缝的端部或裂缝周围的滤失带中。 v剪切膨胀扩展裂缝剪切膨胀扩展裂缝基

40、本假设基本假设清水压裂增产机理清水压裂增产机理剪切膨胀扩展裂缝剪切膨胀扩展裂缝物理过程物理过程当裂缝周边的岩石在当裂缝周边的岩石在压力超过门槛压力后，压力超过门槛压力后，即发生即发生“滑移滑移”破坏，破坏，两个裂缝粗糙面的滑动，两个裂缝粗糙面的滑动，使垂直于缝面的缝隙膨使垂直于缝面的缝隙膨胀。停泵后，张开了的胀。停泵后，张开了的粗糙面使它们不能再滑粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置，从而回到原来的位置，从而剪切膨胀的裂缝渗透率剪切膨胀的裂缝渗透率得到保持。得到保持。 清水压裂在这种情况下的成功与否，清水压裂在这种情况下的成功与否，是否存在着有利是否存在着有利的的天然裂缝系统天然裂缝系统以及它们

41、对压力及原有的就地应力的响应程度。以及它们对压力及原有的就地应力的响应程度。质地强硬的岩石有许多粗糙的节理，很高的抗剪程度，很好的质地强硬的岩石有许多粗糙的节理，很高的抗剪程度，很好的剪切与裂缝导流能力的耦合性（剪切与裂缝导流能力的耦合性（等）等） ，清水压裂适用；，清水压裂适用；强度较弱的岩石如强度较弱的岩石如泥质砂岩泥质砂岩就不适合清水压裂；就不适合清水压裂；储层的裂缝网状分布及流体流动过程都可以用以评价是否应该储层的裂缝网状分布及流体流动过程都可以用以评价是否应该采用清水压裂。采用清水压裂。清 水 压 裂 增 产 的 适 应 性清 水 压 裂 增 产 的 适 应 性清水压裂优点：清水压裂

42、优点：v 可免去制备冻胶所消耗的化学剂量，包括成胶剂、交链可免去制备冻胶所消耗的化学剂量，包括成胶剂、交链剂与破胶剂，不含残渣，不会堵塞地层；剂与破胶剂，不含残渣，不会堵塞地层；v 减少了砂（支撑剂）的用量及运砂的费用减少了砂（支撑剂）的用量及运砂的费用清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中可节省费清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中可节省费用用。对于那些渗透率很低的。对于那些渗透率很低的边际油气田边际油气田，清水压，清水压裂将是开采这类油气田的重要措施，也是降低采油成本，增裂将是开采这类油气田的重要措施，也是降低采油成本，增加动用储量的有效途径。加动用储量的有效途径。 70年代中期年代

43、中期，在俄克拉荷马西北的密西西，在俄克拉荷马西北的密西西比裂缝性石灰岩地层进行了有规模的清水比裂缝性石灰岩地层进行了有规模的清水压裂；用大量的清水，每分钟排量为压裂；用大量的清水，每分钟排量为8 12方，砂比为方，砂比为1.75%，由于砂量及砂比都由于砂量及砂比都较低，难以长期支撑形成的裂缝。较低，难以长期支撑形成的裂缝。 1986 至至1987年年在吉丁斯油田（澳斯汀白垩在吉丁斯油田（澳斯汀白垩石灰岩石灰岩地层）进行了清水压裂，基质岩石的地层）进行了清水压裂，基质岩石的渗透率为渗透率为0.005至至 0.2毫达西毫达西，地层厚度为，地层厚度为50至至 500英尺。压裂后，油井从平均日产油英尺

44、。压裂后，油井从平均日产油0.640.64方增加至方增加至6.46.4方。压裂规模平均方。压裂规模平均24002400方方清水，排量平均清水，排量平均7 7方，平均用浓度方，平均用浓度7.57.5至至15%15%的盐酸的盐酸500500方。方。 清水压裂技术新进展清水压裂技术新进展1988年年联合太平洋能源（联合太平洋能源（UPR）公司）公司在其第一口在其第一口水平井水平井中也进行了清水压中也进行了清水压裂，在作业中使用了蜡珠作为分流剂。裂，在作业中使用了蜡珠作为分流剂。95年以后年以后，广泛应用于，广泛应用于裂缝性致密砂裂缝性致密砂岩岩气藏；提出了冻胶与滑溜水联合的气藏；提出了冻胶与滑溜水联

45、合的混合混合清水压裂技术。清水压裂技术。 掌握了解地下水力裂缝的几何尺寸、掌握了解地下水力裂缝的几何尺寸、方位与位置方位与位置 有助于提高压裂技术水平有助于提高压裂技术水平 ，使经，使经济效益达到最优济效益达到最优 间接方法直接的近井地带方法直接的远场地带方法诊断方法诊断方法主要限制主要限制能够确定的参数能够确定的参数长长度度高高度度宽宽度度方方位位倾倾角角体体积积导导流流净压力分析净压力分析 油藏描述提供的油藏描述提供的模拟假设模拟假设 试试 井井需要准确的渗透需要准确的渗透率与压力率与压力 生产分析生产分析需要准确的渗透需要准确的渗透率与压力率与压力 诊断方法诊断方法主要限制主要限制能够确

46、定的参数能够确定的参数长长度度高高度度宽宽度度方方位位倾倾角角体体积积导导流流放射性示踪剂放射性示踪剂 探测深度探测深度12英尺英尺 温度测井温度测井各小层岩石的导温系各小层岩石的导温系数影响结果数影响结果 HIT对管柱尺寸改变敏感对管柱尺寸改变敏感 生产测井生产测井只能确定生产层位只能确定生产层位 井眼成像测井井眼成像测井 只能由于裸眼井只能由于裸眼井 井下电视井下电视用于套管井，有孔眼用于套管井，有孔眼的部分的部分 井径测井井径测井裸眼井结果，取决于裸眼井结果，取决于井眼质量井眼质量 近井地带直接方法近井地带直接方法几英尺范围，察看几英尺范围，察看射孔段的缝高、砂射孔段的缝高、砂浓度和生产

47、剖面！浓度和生产剖面！诊断方法诊断方法主要限制主要限制能够确定的参数能够确定的参数长长度度高高度度宽宽度度方方位位倾倾角角体体积积导导流流地面倾斜图像地面倾斜图像 受深度限制受深度限制 周围井井下倾周围井井下倾斜图像斜图像受井距限制受井距限制 微地震像图微地震像图不可能应用与所有地不可能应用与所有地层层 施工井倾斜仪施工井倾斜仪像图像图要用缝高及缝宽计算要用缝高及缝宽计算缝长缝长 能够被确定能够被确定数十到数百英尺，数十到数百英尺，两大工具：倾斜仪两大工具：倾斜仪和微地震图像和微地震图像可提供宏观尺寸可提供宏观尺寸直接远场裂缝诊断技术解决的问题：直接远场裂缝诊断技术解决的问题： 裂缝是否像设计

48、的那样，已经覆盖整个裂缝是否像设计的那样，已经覆盖整个目的层？是否都在目的层以内？目的层？是否都在目的层以内？加砂量的砂比是否恰当？加砂量的砂比是否恰当？形成的裂缝尺寸及与模型计算相比较，形成的裂缝尺寸及与模型计算相比较，结果如何？产量预测情况如何？结果如何？产量预测情况如何？裂缝长度与方位是否影响了原设计的布裂缝长度与方位是否影响了原设计的布井方案？井方案？地层中形成裂缝后的岩体位移情况地层中形成裂缝后的岩体位移情况 压裂井井下倾斜仪成象（压裂井井下倾斜仪成象（TWTMTWTM） 可直接测量水力裂缝可直接测量水力裂缝缝高与缝宽缝高与缝宽；可用于不加砂的测试压裂和实际加砂可用于不加砂的测试压裂

49、和实际加砂压裂；压裂；压裂井井下倾斜仪成象技术与地面倾压裂井井下倾斜仪成象技术与地面倾斜仪或周边井井倾斜仪相比，可获得高斜仪或周边井井倾斜仪相比，可获得高六个数量级的强信号六个数量级的强信号。TWTMTWTMT W T MT W T M 应 用 实 例 应 用 实 例TWTMTWTM压裂过程，不同位置倾斜仪测出压裂过程，不同位置倾斜仪测出的缝高随时间的扩展倾角的缝高随时间的扩展倾角反响曲反响曲线线 微地震压裂成象（微地震压裂成象（MFMMFM） 确定裂缝的确定裂缝的缝高、缝长和方位缝高、缝长和方位在在观察井观察井井下放入检波器，监测压裂过程中产井下放入检波器，监测压裂过程中产 生的地震波生的地

50、震波东得克萨斯盆地的博西尔砂层组的清水压裂东得克萨斯盆地的博西尔砂层组的清水压裂砂层埋深：砂层埋深： 4000米米 ，细、粉砂与页岩互层细、粉砂与页岩互层砂层砂层温度：温度： 126126平均孔隙度：平均孔隙度：6-106-10平均渗透率：平均渗透率：0.005-0.050.005-0.05毫达西毫达西 新方法A A井与观察井的井筒布置图井与观察井的井筒布置图观察井下人观察井下人1212个三分量检波器个三分量检波器新方法（MFMMFM） A A井压裂过程中的地震平面成像井压裂过程中的地震平面成像新方法（MFMMFM） A A井压裂过程中的北向及西向地震成像井压裂过程中的北向及西向地震成像新方法

51、（MFMMFM） 地点：地点：东得克萨斯卡尔萨杰气田东得克萨斯卡尔萨杰气田 方法：方法：井下倾斜仪成象井下倾斜仪成象 CGU22-09Monitor WellCGU21-10Monitor WellCGU21-09Monitor WellPhase 2Treatment WellPhase 1Treatment WellEast(ft)North(ft)CGU21-09清水压裂数据表清水压裂数据表2.4kg/m3线性胶线性胶1.753.5%砂比砂比3kg/m3交联冻胶交联冻胶135砂比砂比CGU21-10常规冻胶压裂数据表常规冻胶压裂数据表缝高向上延伸，缝长不对称！缝高向下延伸，缝长不对称！CGU21-09清水压裂井测出缝