国内外压裂新技术应用与发展水平调研

国内外压裂新技术

应用与发展水平调研

1前言查阅国内外压裂技术文献130余篇与中科院力学研究所、勘探开发研究院、四川油田、中原油田等多家单位进行信息交流着重对目前在国内外油田开发中应用广泛的高能气体压裂、层内爆炸、泡沫压裂及酸压裂技术进行调研。2项目主要研究内容1.高能气体压裂技术2.层内爆炸压裂技术3.泡沫压裂技术4.酸化压裂技术3国外自60年代开始高能气体压裂的研究与现场应用，70年代末、80年代初发展尤为迅速。目前美国和俄罗斯的高能气体压裂技术处于世界领先水平，应用井深范围1500m-4300m,年压裂施工量为2000-3000井次。美国桑迪亚国家实验室在泥盆系页岩地层成功地应用了高能气体压裂技术，用以处理二叠系页岩气藏可增产3-4倍。一、国外高能气体压裂技术发展概况4Cuderman等人在美国内华达试验场进行了高能气体压裂先导试验，通过回掘观察所得到的裂缝沿射孔方向传播，然后逐渐转向地应力控制的方向。裂缝长度小于3米。Warponski等人也在内华达试验场气井进行高能气体压裂井下试验，压裂深度1698.9m，压裂弹长0.3m，两次测量压力峰值分别达到109.68MPa和83.47MPa，对套管进行测井证实套管无损伤。5美国部分高能气体压裂井效果对比61985年西安石油学院首次开展高能气体压裂技术研究，目前已形成包括压裂机理及理论、设计方法及软件、施工工艺及工具、测试技术与仪器在内的配套技术。在四川、长庆、辽河、青海、大庆、胜利等油田已得到广泛推广应用，目前常用油管传输和电缆传输两种方式。应用范围涉及试油评价、解堵增产、降压增注、煤层气及地热开采等方面。二、国内高能气体压裂技术发展概况7国内发展的几项技术液体药压裂技术，1992年在吉林油田首次实验成功。射孔-HEGF复合技术，在延长油矿首次实验成功，效果好于单一高能气体压裂。实现了井下存储和地面直录入式P-t过程测试。形成电缆传输和过油管传输施工工艺。8

高能气体压裂技术（HEGF）高能气体压裂技术是一项新型压裂技术，其基本原理是采用推进剂或火药爆燃产生高速压力脉冲气体作用于地层岩石上，通过控制其上升速度使作用力超过岩层的破裂应力，在井筒周围的岩层形成多条自呈放射状的径向裂缝，清除油气层污染及堵塞物，有效降低表皮系数，达到油气井增产的目的。9

高能气体压裂的特点形成不受原始地层应力控制的多条径向主裂缝体系，同时伴有微小的裂缝网，增加与天然裂缝沟通的机会。施工简单，费用低廉，对地层污染小，不受水敏或酸敏地层的限制。在造缝的同时使裂缝两侧的岩石错位，形成的裂缝不会完全闭合，提高近井地带的渗透率。10

高能气体压裂增产机理在极短时间内产生峰值压力，产生不受地层应力状态控制的多条径向裂缝，有效地穿透在井筒周围的污染带，沟通天然裂缝系统，增大了井筒附近的导流能力。压力上升速度比水力压裂快得多，产生的多条径向裂缝的方位偏离最大主应力方向，产生偏轴效应，使裂缝发生剪切错动，形成的裂缝不易闭合。11

高能气体压裂的适用范围（1）天然裂缝发育的油气层坚硬致密的油气层

HEGF在压裂层段形成的燃气压力将地层压开，形成多条径向裂缝。对于脆性较大的坚硬、致密油气层改造效果较好。

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高能气体压裂的适用范围（2）污染或堵塞严重的油气层水敏、酸敏及碳酸盐油气层

水敏或酸敏地层进行水力压裂、酸化处理时，会因其工作介质与地层岩石发生各种物理化学反应而堵塞地层孔隙，使油气井产量下降。而HEGF由于火药燃烧后有C02和HCl气体生成，会对碳酸盐油气藏起到特殊作用。

13HEGF的选井选层原则（1）适用于脆性地层，不适用于蠕变性较强的塑性地层。在泥岩地层中可能产生压实效应。适用于粘土含量少的致密砂岩及天然裂缝发育的碳酸岩储层。胶结疏松的砂岩地层压后可能引起严重的出砂问题，因此选层时应慎重对待。14HEGF的选井选层原则（2）油气井套管抗内压强度高，固井质量良好；与水层间的间隔＞10m，水泥返高高于压裂层段150m以上；近井地带堵塞严重（S＞3）；有较高的地层压力和产能潜力的生产井；注水速率下降较快或层间矛盾相对突出的注水井。15

高能气体压裂对套管的影响

目前高能气体压裂充分吸取了脉冲理论的特点，形成了爆燃压裂技术，国外研究资料表明，高能气体压裂在药量设计合理的情况下，不会形成套管内径的永久变形。多脉冲压裂P-T实时监测曲线

16HEGF对水泥环的影响井径测井和声波变密度测井资料表明，采用多脉冲爆燃压裂工艺对套管的损伤很小，但对水泥环有一定的影响。爆燃瞬间使套管向外扩张，引起管外的水泥环发生变形。由于套管和水泥环的弹性模量不同，泄压后在套管与水泥环之间会形成间隙，在固井质量差的情况下会导致层间窜槽。17HEGF套管保护措施适当降低峰值压力选用升压速度较慢的推进剂，国外常用M5、M30、NH4NO3等，国内常用双芳3和18/1-樟,双铅-2等；控制一次压裂的用药量，国外推荐每米射孔段用药量不大于2Kg。18

高能气体压裂工艺设计高能气体压裂技术的关键是对压力—时间曲线的设计与控制，优化和控制的工艺关键有两方面：定位起裂的升压时间；压裂压力的持续时间。二者匹配应适当，并应有足够的总能量。19P-t曲线的设计与控制炸药的定向与聚能火药力的控制与点火顺序设计一般采用三段装药，中段是定向聚能炸药，两端是等质量的火药或推进剂。合理安排炸药与火药的点火顺序与延迟时间。炸药对着压裂目的层，爆炸后形成一个低压区，炸药爆炸引燃的上下两端火药产生高压气体汇聚于压裂地段，向爆炸形成的径向短缝冲击，使裂缝延伸。火药力的定向作用示意图

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现场施工工艺目前现场主要采用电缆起下、液柱遮挡，地面引燃施工工艺。配管柱通井、探冲砂至施工井段以下10-20m，保持井内液柱高度在lOOOm左右，最小不得低于500m。电缆车下气体发生器至设计井深，下放过程中应不断测量用于点火缆芯的导通性。地面通电引燃，引燃前人员、车辆撤至井口100m以外。引燃后5-lOmin，起出电缆及气体发生器。21复合压裂技术是高能气体压裂和水力压裂技术相结合的一项工艺，国外资料相关报道较少，国内在四川和土哈油田进行过复合压裂技术的现场试验。胜利油田目前还没有对该项技术的现场应用。

复合压裂技术

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复合压裂技术特点复合压裂就是先对地层进行高能气体压裂然后进行水力压裂或酸压裂。高能气体压裂形成不受地应力控制的多条放射状径向裂缝，减小了井壁周围的应力集中，降低水力压裂的初始破裂压力。增加了水力压裂或酸压裂的改造面积，进一步提高井筒周围及深部裂缝的导流能力。23复合压裂的裂缝延伸机理

水力压裂井底渗流状态示意图复合压裂井底渗流状态示意图

24项目主要研究内容1.高能气体压裂技术2.层内爆炸压裂技术3.泡沫压裂技术4.酸化压裂技术25二、层内爆炸技术该项技术国外没有相关文献资料，调研资料主要来源于中科院渗流力学研究所及中科院理化中心的室内试验研究。利用井筒爆炸、高能气体压裂与核爆采油的爆炸原理，结合水力压裂的造缝机理，利用水力压裂工艺将爆燃药压入岩石裂缝。选择爆燃为炸药释放能量的主要形式。点燃裂缝中的炸药，在主裂缝周围产生大量裂缝，提高地层渗透率。26炸药有三种释放能量的形式：爆轰、爆燃和燃烧。爆轰时，每公斤炸药可瞬间释放约5106焦尔能量,爆轰压力远大于岩石强度，压力上升极快，使岩石产生密实圈，会降低近井地带渗透率，对套管破坏力较强。爆燃压力大于岩石强度，压力上升快慢适度，适于使岩石产生多裂缝。层内爆炸选择爆燃为炸药释放能量的主要形式。基础理论27层内爆炸模拟示意图28层内爆炸技术实施的可能性药品能否压入含油气岩层裂缝？药品压入岩层裂缝后能否发生爆炸？

层内爆炸是首先以水力压裂方式使地层破裂，然后象携带支撑剂一样把炸药携带入裂缝，炸药粒径10-20m，密度1.8-2.0g/cm3，在保证炸药安全的情况下把炸药压入含油气层是完全可行的。中科院力学研究所实验室建立了小尺度模拟实验装置，通过模拟实验，找到了一组用特种火炸药基本配方；在不到200mm尺度上实现了特种火炸药的挤注、点火和爆燃的基本过程，其峰值压力在100MPa上下；该特种火炸药的经济、安全性可能达到生产要求，从而证实“层内爆炸”原理基本可行。

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裂缝中爆燃的可行性中科院力学研究所进行的室内实验表明，层内爆炸是通过传热来实现点火的，爆燃的过程较缓慢，同时岩石的导温系数比爆燃药的导温系数大一个量级，建立薄层爆燃药持续传爆的一维模型。

xwp0

T0

0

u0=0

岩层

药层爆燃推进示意图

反应产物=1

=0反应区

T30建立一维可压缩流体力学方程31不可压缩假设下薄层药爆燃恒稳推进的参数分布（实线为相对热流，虚线为相对温度，点划线为化学反应率）32不同频率因子条件下恒稳推进速度

（界面传热系数为0.5w/m2/K）药层厚度（m）恒稳推进速度（m/s）频率因子106s-1频率因子109s-1频率因子1012s-10.16.1100780.40.011.150452.40.0010.510.8150药层厚度（m）温度峰值（K）频率因子106s-1频率因子109s-1频率因子1012s-10.13105310531050.013105310531050.001310931133118

药层厚度传热系数0.1m0.01m0.001m0.0001m=0.5100m/s50m/s10.8m/s7.4m/s=10440m/s25.1m/s6.1m/s35m/s

药层厚度反应热0.1m0.01m0.001mQ=3238kJ/kg100m/s50m/s10.8m/sQ=5000kJ/kg150m/s80m/s45m/s不同频率因子条件下反应区温度峰值（界面传热系数为0.5w/(m2K)）

不同界面传热系数条件下恒稳推进速度

不同化学反应热条件下恒稳推进速度

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计算结果表明：给定药层的厚度，药层越薄，维持反应需要的温度越高。频率因子越大，恒稳推进速度越大；化学反应热越大，恒稳推进速度越大；界面传热系数越大，恒稳推进速度越小；药层厚度越大，恒稳推进速度越大。341.操作者人身安全2.施工作业安全3.油井产出液处理安全层内爆炸技术的安全问题(1)未爆炸的炸药颗粒是否会随产出液流到井筒和地面？

(2)随产出液进入集输系统的残药颗粒能否分离？

(3)残留在分离后原油中的炸药进入炼油系统后是否会爆炸。351、油井产液携带的未爆炸药颗粒2、油井产油中炸药颗粒的分离

进入污水池分解油井产出液携带的未爆炸药颗粒返排压裂液携带的未爆炸药颗粒进入集输系统炸药粒度>10m,与油水密度差0.81.0g/cm3,体积浓度<1%,因此，原则上可用离心法在油气集输系统把炸药颗粒从油井产液中分离出来。363、含残药原油中炸药的热分解

中科院的实验研究结果表明：炸药浓度低于30%和45%的乳胶状炸药在强点火燃烧条件下不能引燃。炸药与足够多的油、水混合后，炸药的燃烧热不能使混合物达到并维持炸药的点火温度，也不能引燃。在炸药浓度低于或明显低于1.0%时，它已根本不会发生燃烧爆炸，只可能在温度上升时发生缓慢热分解。37实验分析结果：未爆炸的炸药颗粒可能随压裂回排液流到井口并放空。在生产阶段，残留在岩缝的未爆炸的炸药颗粒难以流出地层；随产液进入集输系统的残药颗粒，浓度明显低于1%，原则上能用离心法分离；残留在分离后原油中的微量炸药，进入常减压分馏塔之前，在400C加热炉已经完全热分解。因混合物中炸药浓度很低，热分解不可能导致爆炸。38存在的问题？？？1、安全性？①利用水力压裂像携带支撑剂一样在高压下把炸药颗粒带入裂缝，受压裂时的高压的影响，现场施工是否安全（调研资料中没有提到压力对爆炸的影响）？②进入裂缝的炸药爆炸时释放出巨大的能量，在使地层形成裂缝群的同时，沿压裂裂缝回流的能量是否能导致套管变形？392、现场应用的可行性？？？如何在压裂过程中或压裂施工后，引爆3000m以下的地层裂缝中的炸药？进入裂缝的炸药如何维持持续爆燃？层内爆炸产生的裂缝，受地应力影响，裂缝导流能力没有理论计算结果，如何对其进行效果评价？40层内爆炸增产技术结合了水力压裂和高能气体压裂等工艺技术原理，使炸药在裂缝内爆炸，可以显著改善地层渗流条件，如果该技术研究成功，可以形成压裂史上一个革命性的突破。该项工艺目前还仅限于室内实验研究，距离现场应用还存在一定的技术难题，今后应对该项技术的最新发展情况继续进行跟踪。认识与建议41项目主要研究内容1.高能气体压裂技术2.层内爆炸压裂技术3.泡沫压裂技术4.酸化压裂技术42泡沫压裂是近年来压裂技术方面的重大突破之一，最初是科罗拉多矿业学院Blauer等人提出来的，由于泡沫的单一流变学特性使这种方法具有很多优点，很快在石油和天然气工业被采用。1976年6月，在美国西弗吉尼亚州Lincoln县进行了首次大型泡沫压裂作业，使用946m3泡沫，投放了135吨支撑剂，同年11月又进行了第二次大型泡沫压裂，使用了1060m3泡沫，投放了140吨支撑剂。1980年在东德克萨斯州进行了至今仍是最大规模的泡沫压裂，使用了2233m3泡沫，共投放了503吨支撑剂。目前，美国每年的泡沫压裂施工井次约700—1000次。国外泡沫压裂技术概况43国内泡沫压裂技术概况目前国内许多油田如四川、新疆、长庆、辽河、大庆和华北等油田都先后进行了泡沫压裂的研究与应用，其中吉林油田的泡沫压裂技术目前在国内处于比较先进的水平，施工是以泡沫和压裂液在井口形成混相泡沫进行加砂压裂。胜利油田在泡沫压裂研究方面处于探索阶段，根据胜利油田的油藏地质特征以及油藏改造的发展方向来看，进行泡沫压裂的先导性试验研究是十分必要的。44一、泡沫压裂液的组成和分类增能体系：泡沫质量(fgtp)＜52%,一般用于常规压裂处理后作为后置液帮助返排。泡沫体系：fgtp=52-96%，它具有压裂液所具有的各种待征：含液量低，携砂、悬砂能力强，滤失低，粘度高，返排能力强等特点。通常施工所用的泡沫质量（井底温度压力条件下)多数在65-85%之间。如果泡沫质量大于96%，则退化为雾。45泡沫压裂液的分类按泡沫压裂处理的地层分有两种。如果用于碳酸盐岩油气层的处理，则基液用酸类——此时称其为泡沫酸（foamedacid）。如果用于其它地层（如砂岩、页岩）的加砂压裂处理。则基液为除酸以外的所有流体——此时称其为泡沫压裂液（foamfracturingfluid）。国外广泛采用水基类泡沫压裂液。泡沫压裂液由基液、气体、起泡剂、稳定剂及其他添加剂组成。461、起泡剂：起泡剂必须满足：a.起泡性能强；b.与基液、地层岩石和地层流体及其他添加剂之间必须配伍；c.压力下降气泡膨胀时，泡沫能立即破裂；d.浓度要低，一般加量为基液的0.5-1.5%；e.凝固点低，具有生物降解能力、毒性小。472、稳定剂主要有胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基胍胶、羧甲基羟乙基纤维素等。目前所采用的泡沫压裂液是用交联凝胶作为泡沫稳定剂，最常见的是用羟丙基胍胶（HPG）作为稳定剂。泡沫寿命最长、粘度更高、携砂能力进一步提高、造缝能力更强。适用于各类井的压裂处理，特别使用于高温井的作业，完全能满足大型压裂施工的要求。3、其它添加剂主要指降滤失剂、防粘土膨胀剂、粘土多价螯合剂、铁螯合剂、增粘剂、杀菌剂、降阻剂等。48二、泡沫压裂液的优点

1.携砂、悬砂能力强2.滤失小，形成的裂缝长而宽3.返排率高，对地层伤害最小国外相关研究资料表明，支撑剂在泡沫压裂液中的沉降速度仅是它在水或凝胶中沉降速度的l/10—1/l00，甚至在有些泡沫压裂液中的沉降速度几乎为零。这说明支撑剂会被携带到较远的位置，对于目前国外最新的泡沫压裂液，支撑剂在其中基本上呈悬浮状，其携砂能力与交联压裂液相比也毫不逊色。据国外试验研究资料表明,75%泡沫质量的压裂液，其滤失系数比一般压裂液要低近7-10倍。这使得泡沫压裂液的造缝效率极高，能够有效地改善地层的渗流条件，对增注增产十分有利。。泡沫压裂液与具有同样体积的常规压裂液相比，返排率高，对地层的伤害小，这主要是由于泡沫压裂液中气相约占65-85%，只有同体积常规压裂液的15%-35%,所以通过裂缝面滤失进入地层的液量相对就少得多。采用氮气泡沫压裂的井，由于氮气为惰性气体，仅微溶于某些地层流体，不会引起乳化或沉淀，也起到了很好的油层保护作用。49三、泡沫压裂对敏感地层的适用性

泡沫压裂液由于本身液相少以及滤失量低的特点，进入地层后的伤害程度要小的多，特别使用于水敏、酸敏等敏感性地层如页岩、泥质含量高的砂岩、含粘土的低渗灰岩等储层的压裂改造，可以大大减少由于泥质膨胀造成的二次伤害，有效地保持地层的渗透率。50四、泡沫压裂工艺技术（一）现场产生泡沫及注入方法N2或CO2泡沫发生器压裂液混砂车支撑剂泵车井筒地面产生泡沫方法

51（二）井内产生泡沫及注入方法

N2或CO2泡沫发生器注泡沫泵车压裂液支撑剂泵车井口井内产生泡沫方法

混砂车井筒52（三）井底产生泡沫及注入方法

N2或CO2泡沫发生器注泡沫泵车压裂液支撑剂泵车井底产生泡沫方法混砂车53（二）泡沫压裂设计从80年代初到目前为止，国内外发表的有关泡沫压裂设计的文献比较少，大部分文献集中于基础研究和泡沫压裂现场施工技术，对泡沫压裂设计方法和设计程序几乎没有相关介绍，本文仅从与泡沫压裂设计相关的泡沫稳定性、流变性、泡沫压裂液的携砂浓度方面进行相关技术调研。541、泡沫稳定性目前国内的泡沫压裂仅限于在低温储层进行比较小规模的施工。这是因为泡沫在大规模施工或高温度下缺乏足够的稳定性。为解决这一问题，在泡沫压裂中需要加入泡沫稳定剂。目前国内一般使用胶凝剂来提高泡沫的稳定性，加入胶凝剂是为了提高液相的粘度，产生更加稳定的泡沫，延迟液体泄出的速度。目前国外研制出一种新型聚合物凝胶体系，其在同等条件下，半衰期可达450-500min。552、泡沫流变性泡沫主要有两种流变模型，即宾汉塑性模型和幂律型，在低剪切速度下泡沫流变性遵循幂定律模型，而在高剪切速度条件下遵循宾汉塑性模型。在同一剪切速度条件下，随泡沫质量的增加，其粘度是逐渐增加的。其携砂性能也更好。56泡沫压裂液的携砂性能尽管泡沫压裂液具有相对稳定性，但其最大的缺点是施工时不能携带高浓度的支撑剂。目前国内如吉林油田通常采用泡沫与压裂液分注的方法，用交联压裂液携砂，与泡沫在井筒形成混相，一起泵入地层，实现高砂比加砂压裂。57泡沫压裂设计模型58现场施工工艺1.纯用氮气不加支撑剂的压裂美国的俄亥俄谷、西弗吉尼亚地区和德州的Fortworth盆地，页岩地层采用纯N2不加支撑剂压裂。(1)通过套管注入15%HCl进行酸洗；(2)以143m3/min的排量注入N2充填井眼；(3)压力稳定后，以802m3/min的速度注入N2。N2用量200618m3(约合350m3液氮)，排量为795m3/min，地面施工压力为102MPa。裂缝几何尺寸计算参数为：裂缝面积1278m2，缝长260m，缝宽8.0mm。生产情况：压裂前产油量为23t/d，压裂后产油量为120t/d。59美国氮气泡沫压裂施工现场流程图602.恒定内相泡沫压裂

FoamFracturingwithConstantInternalPhase

使用恒定内相技术可将砂比从600-840kg/m3提高到l410kg/m3。所谓恒定内相是指在加入支撑剂时，保持液相的注入速度不变，相应减少泵气速度，使总的排量不变（此总排量等于不加支撑剂时总泡沫流量）。目前国内吉林、四川等油田基本采用该项施工工艺，以提高携砂中的砂浆浓度，但其最高加砂比只能达到30-40%。613.混合泡沫压裂先进行泡沫压裂，再进行常规压裂；或者是泡沫压裂与常规压裂交替进行，多次重复。优点是：（l）产生长而宽的裂缝，裂缝导流能力高。（2）用较少的总液量将大量砂子填入裂缝，适用于大型及超大型压裂施工。（3）泡沫多级压裂，可控制液体滤失，减小地层伤害。（4）压裂后，泡沫压裂中的气体提供的驱动能量有助于加快残液的返排。在美国的路易斯安娜—德克萨斯地区利用CO2泡沫和压裂液，在4267m的低渗透砂岩地层（油藏温度180℃,压力91MPa）成功地实施了交替注入压裂施工，整个施工持续了十七小时，其中由于现场施工流程出现问题几次停泵，但再次开泵时，没有出现脱砂现象，施工采用了凝胶稳定泡沫体系，获得成功。施工后日产油237m3，仅六个月的产量就相当于前两年的产量总和。624.油基泡沫压裂对于某些地层，即使用盐水基泡沫压裂液也会造成伤害。此时可使用油基泡沫压裂液。但油基起泡剂品种较少，下面介绍国外研制的两种油基起泡剂：（1）FC-C（氟化烷基脂）油基起泡剂。可用于油基泡沫压裂液，特别在煤油、二甲苯和凝析油等非极性油基液中起泡性能非常好。用量为0.2-0.6%。可将油基液的表面张力降到20-25dyne/cm。配成的油基泡沫具有携砂性能好，返排彻底、污染小、不发生乳化作用的优点。（2）第二种是用硅酮制成的。硅酮属于有机聚硅氧烷类，最好选用分子量为5000-20000的(CH3)3SiO-[SiO(CH3)2]3-Si(CH3)3。加量在0.9-10%，最好为0.5-2.0%，泡沫质量控制在60-85%。油基泡沫压裂液体系在调研资料中没有见到现场应用实例，仅限于室内基础实验研究。63四、泡沫压裂的经济效益及效果评价

经济效益对比与常规压裂相比，泡沫压裂(指CO2泡沫压裂)的成本随井深的增加相应有所增加，主要是由于液体的运输及储存费用高于常规压裂。但一般浅井泡沫压裂成本低于常规压裂，中、深井的泡沫压裂成本相当或略高于常规压裂。但是，对于敏感性特殊储层，泡沫压裂的增产倍数要远远大于常规压裂，并且许多用常规压裂失败的井改用泡沫压裂往往获得较大的成功。因而总的说来，泡沫压裂的整体经济效益要好于常规压裂。642、压裂效果现场评价目前，国外大量使用压裂前后的表皮系数确定增产效果。其公式为：

J1/J2=（lnRe/Rw＋S1）/（lnRe/Rw＋S2）J1/J2：增产倍数Re：泄流半径，mRw：井眼半径，mS1：压裂前试井求出的总表皮系数S2：压裂后试井求出的总表皮系数此外，现代试井已能确定压裂后的有效裂缝长度、裂缝导流能力以及有效半径，可以更精确地评价压裂效果65五、认识与建议：泡沫压裂液中的少量液相结合其较高的势能，使其成为排液性能好，地层伤害低的压裂液；泡沫的流变性足以压开地层并延伸裂缝，低的微粒沉降速度和良好的微粒传输性能使其能够携带大量支撑剂进入裂缝。泡沫所含高压气体中含有大量势能，当泡沫压裂井投产时，由于压力降低气体膨胀所产生的能量使大部分处理液迅速排出地层，减少了压裂液在地层中的滞留时间，降低了储层伤害，使油井很快投入生产。66从油田开发的长远方向考虑，在广泛吸收国外先进经验的基础上，胜利油田应重视泡沫压裂工艺技术的研究开发，引进相关施工设备，使胜利油田低压、低渗、水敏性地层得到有效地开发利用。研制适合于胜利油田低压、低渗、水敏性地层的系列化泡沫压裂液，开展室内泡沫压裂液研究和用计算饥进行泡沫压裂设计的研究。开展泡沫压裂现场施工技术的试验研究。从设备的安装、监测、控制、返排形成系统作业流程，丰富胜利油田的油藏开发手段。67项目主要研究内容1.高能气体压裂技术2.层内爆炸压裂技术3.泡沫压裂技术4.酸化压裂技术68

酸化压裂技术酸压工艺技术是近年来发展起来的一项应用于碳酸盐岩储层改造的压裂工艺，对于中、低渗储层而言，酸压裂是在高于地层破裂压力的条件下，将酸液或压裂液挤入地层，目的是形成人工裂缝或扩张天然裂缝，由于地层的非均质性和裂缝壁面的粗糙度差异，酸在裂缝表面形成不均匀刻蚀沟槽，裂缝闭合后形成一定有效缝长和导流能力的酸蚀裂缝。酸压裂一般不使用支撑剂，避免了支撑剂砂堵、脱砂以及支撑剂回流等问题。69一、国外高温深井、超深井酸压裂

技术的发展美国东德克萨斯CottonValley地区的研究表明：这一地区地层温度为135℃，闭合应力55MPa，产层深11750ft（3581m），厚200ft（61m），灰岩地层。因此酸岩反应速度快，得不到足够的导流能力，同时基质渗透率低，故滤失主要产生在天然裂缝和酸蚀孔洞中。工艺上采用多级注入酸压+闭合酸化工艺。其前置液为交联HPG，加入100目砂粒降滤。酸液为高温交联的胶凝酸系统，可降低反应速度和降滤。70在IndonesiaArun地区的灰岩地层温度为120℃，工艺上使用交联HPG凝胶与胶凝有机酸体系（9%甲酸和13%乙酸，其溶解力与15%盐酸相当）交替注入达到缓蚀及降低反应速度的目的。施工的16口井平均增产倍数为5.55，表皮系数从酸前的4.3下降到酸后的-1.6。71大型酸压技术（MAF）是一项较为有效的处理超深井工艺技术。在加拿大西部Foothills地层使用，这一油藏以白云岩为主。深3000-6000米，含H2S的天然气藏。以Limestone19井为例：采用胶凝水（410m3）与28%HCL（472m3）分三个阶段交替注入，最大井口压力86MPa。可见MAF技术施工特点是酸量大，用液总量大（882m3），结合WISPER射孔技术以限制其指进高度（≤0.5m），注入速度高。施工后增产2.2倍。除此之外，WiskeyCreek6-2井产量提高5倍。证明这一工艺是十分有效的。72对于超深井酸压工艺的几个特点：造长缝，得到高导流能力裂缝，缓速，降阻，缓蚀，加强返排。国外公司对其施工工艺特点为：工艺上一般采用多级注入闭合酸压，大规模大液量施工，采用有效的分层酸化技术，与液氮同注加强返排。高温深井、超深井酸压裂的特点73国外多采用胶凝酸、乳化酸和稠化酸。其原因在于不仅可以降低反应速度，也可极有效的降滤。Roziers(1994) 采用了隔板扩散室（adiagramdiffusioncell)测试从鲜酸到残酸，胶凝酸和乳化酸的有效扩散系数。其测试结果表明：在85。F(30.1℃)下，胶凝酸的有效扩散系数为普通酸的1/3倍。而同温，同样酸浓度条件下的乳化酸的有效扩散系数比胶凝酸小10到100倍。说明了针对传质控制动力学情况，胶凝酸和乳化酸是降低反应速度，达到深穿透的有效酸液。74Halliburton公司的稠化酸体系VCA体系在德克萨斯西部油田施工近40口井，平均增产2倍。BJ公司应用共聚稠化酸体系，对同一油田进行酸化处理时，比常规酸化增产5倍。ShellInt.用琥珀油聚糖作为稠化剂来提高酸化的效率。琥珀油聚糖是一类微生物产生的多糖类物质，其溶液比常规聚合物，如HEC、HPG和黄原胶等有更显著的剪切稀释特性，是一种优良的稠化酸用稠化剂。75Halliburton公司将现场交联酸（ICA）作为液体转向用于碳酸岩盐地层酸化处理。ICA是一种具有相对较低基胶粘度的稠化酸体系，由交联剂，稠化剂，缓冲剂和交联破胶剂组成。稠化剂为合成的聚丙烯酰胺类聚合物，在各种盐酸浓度中150℃以下保持稳定；交联剂在残酸情况下（PH=2-4时）为活性；缓冲剂的作用是延长交联与逐渐破胶的时间，控制酸的消耗速度。实验室流动试验验证了ICA的有效性。在卡塔尔的IddEIshargi油田的ARAB-C和-D地层中，使用ICA和最大压差注入速度法（MAPDIR）联合技术成功的进行了12口井的施工，最后表皮值为3-4，显示良好的酸液性能。76国外油田解决高摩阻的办法高摩阻是防碍乳化酸现场应用的一个问题。对此，国外研究者主要做了以下三个方面的研究工作：①用有机烃类（如二甲苯）代替高粘度的原油；②在油酸乳化液中充入氮气，形成三相乳化液；③开发低摩阻的微乳化酸。布摩在1987年提出了酸/油型微乳体系的专利试验，该体系使用阳离子型表面活性剂，耐酸性能好，而非离子型表面活性剂对温度较为敏感，较高的地层温度会使聚氧乙烯基去水化，甚至达到浊点，影响其使用。1989年道威尔·斯伦贝谢公司又推出了SXE加氮乳化酸。在油酸乳化液中通入适量的N2，微观研究发现由于氮的作用产生了三相乳化酸，连续的油外相包住了由酸滴和氮气泡组成的双内相，它能延长酸与岩石反应时间，使活性酸更深入地穿入地层，形成较均匀地酸蚀孔道网络。773、室内模拟试验Fridrikson(1986)最早明确提出了闭合酸化，并进行了试验研究，表明闭合酸化可大大提高酸蚀裂缝导流能力，试验使用了法国、西德克萨斯、中东、墨西哥等不同地区的岩心，说明这一工艺无区域性限制。Borko(1992)分别对胶凝酸、乳化酸进行了普通酸化和闭合酸化的导流能力试验测试比较。试验表明，对于15%的胶凝盐酸在闭合压力为100psi时，导流能力为19000um2.cm。而当闭合压力加到4000psi时，导流能力为零。此时模拟闭合酸化，导流能力为124000um2.cm,并可保持50小时以上。说明闭合酸化可以有效的提高裂缝导流能力。78另外，相关试验研究资料表明，闭合压力对导流能力影响极大（对普通酸化）。对Lauisiana的AustinChalk地层闭合压力加到10000psi时，15%HCL普通酸化导流能力为88um2.cm，闭合酸化导流能力为81980um2.cm，提高了几十倍。Shaulba地层采用28%HCL在闭合压力1500psi时，裂缝导流能力为3086um2.cm，闭合酸化时导流能力上升为19892um2.cm，上升了几倍。从而说明了闭合酸化的优越性能。79国外部分油田的室内导流能力实验结果位置深度m温度℃酸液类型刻蚀方式刻蚀时间min闭合压力Mpa导流能力μ㎡·m委内瑞拉4876121.128%HCl胶化酸张开1851.70.41张开3651.70.19闭合5151.752.34密执安州121935.428%HCl张开189.20.42张开369.22.26闭合189.253.7闭合369.285.34德克萨斯243876.528%HCl张开186.90.41闭合366.97.56张开186.90.2闭合546.949.17804、软件模拟Shell公司(1993）使用全三维水力压裂模拟软件用于酸压设计，从而提高了三维酸压设计水平，增加酸压施工的成功率。其软件具有以下几个显著特点：1）借助生产测井或其它数据选择具最大潜能的施工方法。2）开发地质力学油藏模型。3）通过全三维水力压裂模型研究酸的排量及用量对裂缝延伸的影响。4）模拟结果与现场数据比较，进一步优选所需模型。5）确定排量及用量，以保证最大酸量进入目的层位，防止裂缝窜进其它层位。81Barto（1992）研制了多级注入闭合酸压设计计算软件。采用了二维PKN模型模拟裂缝动态几何尺寸，以物质平衡原理为基础，可以处理5种液体系统、多级速度、15段施工液并考虑了闭合酸压技术。运行可得到以下结果：1）酸蚀缝宽随缝长的变化曲线；2）平均导流能力和酸穿距离随时间的变化曲线；3）增产倍比和平均导流能力随穿透距离的变化曲线；4）增产倍比和平均导流能力随用量的变化曲线；5）增产倍比和穿透距离随用量的变化曲线；82二、国内高温深井、超深井酸压裂

技术的发展目前国内针对碳酸盐岩的酸压裂研究主要以石油勘探开发研究院压裂酸化中心和西南石油学院为代表，在酸压裂的机理研究以及室内和现场试验研究上都做了先导性试验，并初步形成了深井、超深井的酸压裂技术体系，但仍处于试验开发阶段，可供查阅参考的资料也不多。目前塔里木油田、大港油田、四川油田、胜利油田以及西北石油局等均进行了大型酸压裂的现场试验研究，其中大港油田千米桥潜山油气藏的勘探开发均采用了酸压裂工艺措施进行改造，主要应用了胶凝酸（稠化酸）、暂堵胶凝酸、有机酸交替注入和乳化酸闭合酸压裂工艺，取得了比较显著的增产效果。83现场应用试验国内廊坊分院压裂酸化技术服务中心在“八五”期间于塔里木盆地英买力地区、轮南地区奥陶系的超深井酸压裂研究中采用缓速、缓蚀性能良好的胶凝酸，结合液氮助排残酸获得成功。在现场应用中，英买2井施工井段中深5946m，地层温度120℃，地层基质渗透率为0.1×10-3μm2，天然裂缝系统有效渗透率为1.5-3.5×10-3μm2，酸压后酸蚀裂缝有效渗透率为304.7×10-3μm2，重复酸压后油产量由小型酸化后的32m3/d增加至243m3/d，半年实际增产原油7000m3,84我国四川、长庆、塔里木等低渗碳酸盐岩气层中，使用酸压裂技术获得了较好的效果。如长庆气田奥陶系马家沟白云岩低渗层，埋藏深度3000-3700m，孔隙度平均5.5%，有效渗透率0.1-2md，储层温度104℃。截止94年底，共施工15口井，采用级数2级到6级不等，单井平均每天产量由2.24×104m3提高至9.8×104m3，使储量为9亿立方米的大气田获得经济开发。其中陕156井常规酸化测试产量为0.002×104m3/d，稠化酸酸化后产量为1.22×104m3/d，当采用多级注入闭合酸化进行第三次改造后，产量增加到4.12×104m3/d。塔参1井完钻深度达7200m，是亚洲最深的超深井，温度高达160℃以上。该井四层段采用了降阻稠化酸压+闭合酸化技术获得了成功。

85三、酸压工艺技术普通酸压裂技术普通酸压工艺是指以常规酸等酸液直接压开地层的酸化工艺，施工中不加砂，也不用前置液，酸液既是压裂地层裂缝的流体，又是与地层反应的流体，由于酸液滤失量大，反应速度快，有效作用距离短，而且在高排量下管流摩阻较高，施工难度大，效果也难以达到要求。

86深度酸压裂技术深度酸压裂是指在普通酸中加入胶凝剂，增加酸液粘度同时降低酸岩反应速度，酸有效作用的距离大于普通酸压裂，而且施工中通常采用液氮或二氧化碳助排技术，酸液的返排效率高，污染堵塞较小，对于具有裂缝的低、中、高渗透地层都具有很好的效果。87（1）前置液酸压裂工艺该技术是首先向地层中注入高粘非反应性前置压裂液，压开地层形成裂缝，然后注入酸液溶蚀裂缝壁面，形成高导流通道。该技术以前置液粘性指进酸压为主，其主观愿望是能够提高造缝体积，降低滤失，并形成非均匀刻蚀沟槽，但实际效果不理想。前置液形成的滤饼会很快为酸岩反应形成的溶蚀孔洞所穿透，酸液的滤失增大，也就限制了酸作用的距离。88（2）多级交替注入酸压裂工艺该工艺方法类似于前置液酸压，但其降滤失性及对储层的不均匀刻蚀优于前置液酸压。该技术1976年由Coulter等人首次提出,80年代中期后开始得到广泛应用，90年代成为实现深度酸压裂的主流技术。在前置液酸压中，由于蚓孔将迅速穿透前置液形成的滤饼,使其对酸液的滤失影响很小甚至失去作用；但交替注入前置液和酸液时，则酸液的滤失速度要低得多。同时，酸液将在前置液中多次形成指进，形成更多、更深的沟槽，这样多次的交替注入，使酸液的有效作用距离大大增加。89（3）多级交替注入闭合酸压技术

（CFA技术）多级交替注入闭合酸压技术（CFA技术）是在多级交替注入酸压后，降低施工排量甚至停泵，使酸液在低于闭合压力的条件下注入闭合的裂缝。酸液以紊流状态穿过闭合的裂缝，能迅速溶蚀岩石表面，其溶蚀的岩石量比张开裂缝的溶蚀量要大得多。由于岩石成份和渗透率各异以及盐酸对其选择性的溶蚀，对具有不同反应区域和脉道的碳酸盐岩油气层会出现层区反应速度比邻区反应速度慢的现象，并且随溶蚀面积的逐渐扩大，短时间内连续流动酸液会在岩石表面刻蚀出相对较深的沟槽，未被刻蚀的裂缝面就能够在闭合条件下支撑裂缝，不至于完全破碎溶蚀沟槽，从而大大提高了酸压施工后的导流能力，大幅度提高产量。90四、影响酸化效果的主要因素影响酸压裂缝有效长度主要因素为酸压工艺方法、地层温度、酸液类型、酸液浓度、用量、酸岩反应速度以及酸液滤失量等。911994年VanDomelenM.S.的研究强调指出：（1）酸与灰岩反应时，主要受酸向壁面的传质反应控制，表面反应速度的影响较小，实现深度酸化应以控制滤失为主。（2）酸与白云岩反应时，当缝中裂缝壁面温度<65℃时，反应主要受表面反应控制。当壁面温度>93℃时，反应主要受传质控制，其反应速度基本与灰岩相当。因此，对低温白云岩，降低酸岩反应速度，可以实现深度酸化的目的。而对于高温白云岩，除可降低反应速度之外，主要应以控制液体滤失的方法来实现深度酸化的目的。922、多级注入的滤失控制机理分析

国外研究表明，多级注入酸压工艺的滤失控制机理是利用高粘前置液进行造缝，在裂缝壁画形成滤饼，从而控制液体滤失，在酸穿透前一级前置液形成的滤饼并形成酸蚀孔洞的短时间内，再次注入一级粘性前置液，封堵前一级酸液溶蚀出的孔洞，同时形成新的降滤失滤饼，使后一级酸液在穿透这层滤饼之前的滤失得到控制。交替注入粘性前置液和酸液，可以减少后续酸液在前级酸液形成的酸蚀孔洞内的迅速滤失，而使其在裂缝壁面上充分反应。其次，粘性液的流变性能及其对滤失的控制，使酸岩反应的面容比减小，从而明显延缓酸岩反应速度。933、不同注入方式的液体效率比较

944、酸液滤失控制与提高裂缝导流

能力技术

酸液滤失控制技术国外以油溶性树脂、100目硅粉、盐粒等降滤失剂用来桥堵孔隙喉道及微细天然裂缝。采用各种耐酸丙烯酰胺聚合物，以及某些有增稠作用的表面活性剂形成的稠化酸是广泛用来控制酸液滤失的方法。此外，地下交联酸、泡沫酸、前置液酸压和多级前置液酸压技术是目前控制酸液滤失的有效工艺技术。95提高酸蚀裂缝导流能力方法为了在高闭合应力条件下获得较高的导流能力，最好采用多级交替注入闭合酸压技术，以形成粘性指进，增大裂缝不均匀刻蚀程度；通过闭合酸化技术，提高近井裂缝壁面的粗糙度，保持高导流通道。96试验号酸液级数酸蚀裂缝导流能力闭合酸化前闭合压力

(MPa)闭合酸化后闭合压力(MPa)增加

倍数31020304040501人工模拟模拟酸蚀裂缝112010099078158157317252常规酸3级注入闭合酸化48.9516.252.670.190.1359.1258.097.423常规酸5级注入闭合酸化318.58230.8656.608.485.07568.90442.48112.4稠化酸3级注入闭合酸化1264.2318.5893.7069.2553.09338.92284.456.385稠化酸5级注入闭合酸化419.19153.16138.51134.99110.62796.47663.727.20多级注入酸压—闭合酸化裂缝导流试验结果97五、多级注入酸压闭合酸化工艺技

术研究及应用室内试验研究成果对均质白云岩地层来说，酸岩反应使裂缝壁面易产生均匀刻蚀，当裂缝闭合后，导流能力会很低。若在常规深度酸压后再采用闭合酸化技术，使裂缝在闭合条件下与酸反应，产生不均匀溶蚀，形成较深的不均匀沟槽，则能保持闭合裂缝有较高的有效导流能力。试验研究表明：采用闭合酸化技术将比常规深度酸化获得更高的有效酸蚀导流能力，其增大倍数高达50-200倍以上。

98储层岩石力学性质研究开展就地应力下的岩石力学性质研究，并采用测井方法计算岩石最小水平主应力。利用波速各向异性、古地磁等研究方法确定水力裂缝方位。现场可利用井斜测量仪或微地震法确定裂缝方位。99酸岩反应动力学方程：通过地层岩芯在旋转圆盘实验仪的流动实验，分析酸岩化学反应规律和氢离子有效传质系数的变化规律，确定酸—岩反应动力学方程。100深度酸压改造效果影响因素低渗储层的深度酸压改造效果，主要取决于有效酸蚀缝长和酸蚀裂缝导流能力。对这两个参数的影响因素可以分为不可控和可控两类。前者包括地质构造、岩性、渗透率、孔隙度、产层厚度等；后者则为施工工艺类型、液体体系、浓度、液量、排量等因素。在认识储层的基础上，通过对可控影响因素的优化选择，能够实现对滤失速度和反应速度的控制,从而获得最佳的有效缝长和裂缝导流能力。101六、多级注入酸压优化设计及参数

优选研究优化设计软件研究及参数选择根据多级注入酸压工艺的需要，目前国外已开发了全三维酸压设计软件，国内万庄压裂酸化中心研制了“多级注入酸压设计软件”、“二维酸压设计软件”、“拟三维酸压设计软件”等软件设计技术。运用这些软件进行模拟计算研究取得了许多成果，如对多级注入酸压实现深度酸压的机理的认识；针对不同地质模式获得的优化设计理论及优化施工参数；各种参数的敏感性分析及结论等。102模拟研究中依据对岩心伤害试验及试井分析确认的储层伤害半径范围及伤害程度,输入伤害半径数据和伤害程度、有效渗透率、孔隙度、排量、注入级数、阶段液量等测井或实验数据，模拟研究普通酸常规酸压、稠化酸酸压、前置液+普通酸酸压、前置液+稠化酸酸压、前置液/酸液多级注入酸压等工艺类型，对其产生的裂缝导流能力进行评价优选，对设计进行优化。103

部分模拟研究成果1.温度场对反应模式的影响

井筒及缝中温度场模拟研究表明：在注液量达到30m3左右时，射孔孔眼处的温度将从地层温度(120-145℃)下降到50-60℃，形成的缝中温度剖面，从射孔孔眼处到地层深部，一般则从50-60℃逐渐上升到地层温度。缝中温度场的变化说明，从缝口到缝内一定距离处的酸岩反应具有表面反应与传质反应的双重待征，裂缝前端的一段距离内以传质反应为主。在高温情况下，白云岩的反应速度接近灰岩的反应速度。缝中温度场的这些变化待点，对液体的耐温性、前置液的破胶时间、破胶剂的加量等方面都有较大的影响，因此可以指导优选液体体系、配方和工艺类型。1042.液体粘度对缝高变化的影响

模拟研究表明：动态裂缝在高度方向上的扩展主要有三种形态：①裂缝在产层内延伸，高度小于产层厚度；②裂缝高度等于产层厚度，这时裂缝呈二维扩展；③裂缝高度穿出产层厚度，裂缝呈三维扩展。105在酸压过程中，缝离扩展除受产层和上下遮挡层的应力差、厚度、注液排量等因素的影响之外，注入液体的流变性（如粘度）对其扩展形态影响极大。注入高粘前置液，缝高呈扩展形态；注入酸液，如注普通酸则缝高会较快地停止扩展，并逐渐开始闭合；如注粘性酸液，缝高扩展受粘度高低及滤失大小的控制，即需比较前置液与酸液的粘度高低、滤失大小等情况,才能确定其缝高是继续扩展还是保持不变或者是开始闭合。研究表明，注入高粘酸液比注入普通酸缝高扩展明显，但比只注入高粘前置液要小。控制缝高能延长酸岩反应时间2-10倍，15m缝高比35m缝高下所获有效酸蚀缝长长40%-50%。1063.多组注入酸压模拟初步结论

研究表明：①高渗储层（K＞5×10-3μm2），有效酸蚀缝长不是决定增产效果的主要因素，导流能力才是主要因素