低渗透储层评价与压裂酸化改造技术.ppt

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1、低渗透储层评价与压裂酸化改造技术,主讲人：单文文,2007年4月,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估1、压裂酸化前储层评价技术2、压裂酸化材料近期研究进展3、压裂酸化优化设计技术4、压裂酸化工艺技术的近期发展,提 纲,跨入新世纪，水力压裂仍公认是实用的发展中的技术：“Hydraulic Fracturing,A Technology For All Time”;并被认为-油气藏管理的重要手段“Fracturing for Reservoir Management”,适用于低、中、高渗储层;（美）,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估,作用与效果提高单井产量提高低渗油气藏的有效经济开发水平提高

2、复杂油气藏的储量动用程度提高油气藏管理水平水平井与复杂井压裂技术的发展未胶结砂层的Frac-Pack重复压裂技术的发展,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估,压裂酸化是一项应用性的工程技术 应用性,可操作性 多学科交叉、渗透 技术系统 概念上的扩展 从油藏工程提出目标，与油藏工程交叉、渗透、组合 在理论应用上、技术上的发展,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估,油气藏管理的重要手段 提高单井产量 提高采出程度 提高NPV与投资回报率,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估,低渗层整体压裂，开发压裂技术 致密气藏大型水力 压裂技术（MHF）重复压裂技术 CO2泡沫压裂技术 碳酸盐岩酸压裂与 闭合酸

3、化技术 基岩酸化技术 碳酸盐岩水力压裂 技术,“压裂开发”方法压裂、酸化建模材料应用性能表征,实验室现场监控软，硬件理论与技术研究,技术系统,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估1、压裂酸化前储层评价技术2、压裂酸化材料近期研究进展3、压裂酸化优化设计技术4、压裂酸化工艺技术的近期发展,提 纲,低渗透油藏的特殊性,低渗透油藏之所以有别于高渗透油藏，不仅仅是由于其渗透率低soeder，主要是由于低渗透油藏有其特殊的微观孔隙结构。微观孔隙结构与流体相互作用可动流体饱和度非达西渗流规律启动压力梯度,成果鉴定,1.1 储层孔隙结构微观分析以及可动流体分析的核 磁共振技术1.2 岩石力学性质及物性参数研

4、究1.3 地应力场测试技术1.4 低渗储层非线性渗流特征,1、低渗透储层评价技术,根据恒速压汞判定孔隙特征,两块样品的孔道分布,两块样品的吼道分布,粒度相同但胶结程度不同的岩心间，孔道分布范围大体相同，但是喉道分布却相差极大。,1、压裂酸化前储层评价技术,特低渗油层的孔隙、喉道结构特征,利用恒速压汞认识特低渗透储层微观孔隙结构特征,1、压裂酸化前储层评价技术,小 结,现阶段研究表明，恒速压汞技术在揭示岩石的孔隙结构方面，能够给出更丰富、直接和具体的信息。利用这些信息可以正确认识孔隙结构的复杂性，形成更真实可靠的描述方法，建立孔隙模型，评价岩石的渗流特性。,1、压裂酸化前储层评价技术,1）可动流

5、体是评价低渗油田开发潜力的一个重要参数,概念低渗油田由于储层致密、孔隙微小，一部分流体将被毛管力和粘滞力束缚而无法流动，只有能够参与流动的流体才具有开采价值，这部分流体称可动流体。宏观上，可动流体反映了低渗油田在开发过程中储层液体参与流动的能力。,1.1 储层孔隙结构微观分析以及可动流体分析的核磁共振技术,1、压裂酸化前储层评价技术,研究表明可动流体与储层渗透率、孔隙度没 有很好的相关关系,渗透率、孔隙度相类似的低渗储层开发效果不同与可动流体有密切关系。在研究低渗储层物性的同时，应该考虑把可动流体作为评价低渗油田开发效果的一个相对独立的重要参数。,1.1 储层孔隙结构微观分析以及可动流体分析的

6、核磁共振技术,1、压裂酸化前储层评价技术,2）可动流体反映了低渗储层、微观孔隙结构的特征,可动流体的高低可能反映了储层微裂缝发育程度。可动流体的高低也可能反映粘土充填程度及次生孔隙发育程度。,1、压裂酸化前储层评价技术,可动流体饱和度指标,1、压裂酸化前储层评价技术,1、压裂酸化前储层评价技术,可动流体客观上反映了储层液体参与流动的能力，它是评价低渗油田开发效果的关键参数之一。可动流体与储层渗透率、孔隙度没有很好的相关关系，因此它具有相对的独立性。可动流体应该研究作为低渗油田经济有效开发的一个关键选层指标和后继开发工程措施的重要依据。,小 结,1、压裂酸化前储层评价技术,模拟地层条件下，砂岩地

7、层渗透率的变化规律研究，建立了地层渗透率与有效应力的关系方程：K=AeB,砂岩地层渗透率与有效应力关系研究,1.2 岩石力学性质及物性参数研究,1、压裂酸化前储层评价技术,储层压力敏感性问题,由于特低渗储层中喉道的微细结构导致储层敏感性比中、高渗透层大得多,1、压裂酸化前储层评价技术,渗透率应力敏感性研究,天然裂缝岩心渗透率与有效应力关系曲线,1、压裂酸化前储层评价技术,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

8、，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。,1.2 岩石力学性质及物性参数研究,1、压裂酸化前储层评价技术,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,1.2 岩石力学性质及物性参数研究,1、压裂酸化前储层评价技术,研究了砂岩地层酸化前后，及不同酸液配方对地层力学性质的影响，从而达到优化配方和预防作业后地层出砂,砂岩酸压过程中地层力学学性质变化规律的研究,1.2 岩石力学

9、性质及物性参数研究,1、压裂酸化前储层评价技术,应力剖面处理方法及软件技术特点：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,特殊测井地应力剖面结果并标定,1.3 地应力场及裂缝表征研究,1、压裂酸化前储层评价技术,低渗透油层渗流规律（低渗低速非达西渗流率）,1.4 特低渗油层的非线性渗流特征,1、压裂酸化前储层评价技术,建立在达西定律基础上的渗流规律已不适用于特低渗油藏,研究表明，在低渗油层的环境中，流体显现某种极限剪切应力，当剪切应力超过该应力时，流体才有相对流动；与常规压力降落曲线相比，受启动压力梯度影响的低渗透储层压力降落曲线的特征在于压力导数曲线后期出现上

10、翘，且幅度随着启动压力梯度值的增加而增加。这也是启动压力梯度对低渗透储层影响的一个固有特征。,1、压裂酸化前储层评价技术,低渗透油藏产能,用常规的理论产能公式不能正确预测低渗油藏的产能。不同地区储层渗透率相近的岩心在水驱油过程中表现出不同的渗流规律，生产能力也大不相同。由于启动压力梯度的存在和特殊的孔隙结构导致其特殊的渗流规律，因此在产能公式中必须考虑低渗透渗流特征。,1、压裂酸化前储层评价技术,启动压力梯度对油井产量的影响,PH:地层压力rH:供油半径o:极限剪切应力,1、压裂酸化前储层评价技术,特低渗透储层启动压力梯度研究,1、压裂酸化前储层评价技术,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估1

11、、压裂酸化前储层评价技术2、压裂酸化材料近期研究进展3、压裂酸化优化设计技术4、压裂酸化工艺技术的近期发展,提 纲,不同压裂液类型发展趋势对比,1950,1960,1970,1980,1990,2000,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,关键压裂技术发展回顾,压裂力学（65年）：从水平裂缝转变到垂直裂缝；高粘压裂液的应用：线性胶到交联冻胶压裂液；模拟水力裂缝的模型应用：二维到三维裂缝模型；支撑剂的改进：高密度、高强度支撑剂的应用；裂缝监测技术的改善、数字化设备；压裂液流变学研究：流变仪与动态模拟实验装置；大型水力压裂的应用：开发低渗油藏，增加产量；高浓度支撑剂应用

12、：裂缝导流能力损害研究：瓜尔胶和HPG纤维素泡沫压裂技术的改进与应用压裂液化学发展的新进展：添加剂与机理,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,1948年水力压裂开始用于油井增产，使用油基压裂液（原油、凝固汽油、皂化凝胶油体系）；50年代末期，发现了瓜尔胶可作为水基压裂液的稠化剂，产生了现代压裂液化学；60年代开展了瓜尔胶改性研究及其交联水基压裂液体系（B、Al）；70年代提高水基压裂液体系（无机钛和锆）、泡沫液；80年代有机钛、锆交联水基压裂液体系及其泡沫压裂液体系（N2和CO2），微观结构、流变学特性、伤害与保护；90年代有机硼交联水基压裂液新体系，胶囊破胶剂技术

13、2000年以后低稠化剂浓度水基压裂液和清洁压裂技术。,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,低稠化剂浓度的水基压裂液,水基压裂液仍然是压裂液的主体降低稠化剂浓度：0.480.6%0.250.4%较低的粘度，有利控制裂缝的形态降低压裂液成本（2030%）降低压裂液的残渣伤害，提高导流能力18%改善压裂效果技术途径改善稠化剂性能：CMHPG及其交联体系改善溶液pH值的缓冲系统现场可操作性（变配方压裂施工）,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,21世纪新液体技术,新型超低浓度压裂液体系,2000年，国外BJ公司研发提出了HY-CMG胍胶体系；它由

14、聚合物、缓冲剂、交联剂和破胶剂组成。聚合物是一种高屈服应力的羧甲基瓜尔胶（high-yield CMG）；聚合物用量仅约为常规聚合物用量1/2，一般使用浓度为0.180.30%；适用地层温度：93121；目前国外已有超过500口井的使用。,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,分子设计技术，形成粘弹性压裂液体系（HPF）LMWLMW链长只有常规瓜胶的1/25，排列密度高、低分子量,Halliburton公司R.Hanes等人研制了新型低分子瓜胶（LMW）,低分子胍胶压裂液体系,分子量17-30万，比常规压裂液分子量小约210万流变特性与常规胍胶不同，粘度稳定，耐剪切性

15、好液体滤失控制好滤饼，对裂缝表面损害较小不使用破胶剂，返排率高重复使用对裂缝导流能力没有损害液体回收重复利用，减少对环境的污染、也节约成本。,2.1 国内外压裂液技术发展回顾,2、压裂酸化材料近期研究进展,压裂液研究的系统优化,Brian Davison等人于1999年提出了采用模糊逻辑优选压裂液配方体系的新方法：模糊逻辑评价因子压裂液类型基液：水基或油基粘度：交联或线性胶返排：泡沫、乳化压裂液配方体系,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.1优化稠化剂浓度,压裂液化学与流变学仍然是国内外研究的热点，优质低伤害低成本是压裂液工程应用发展的方向；近年来，压裂液实验技术、化学材料技术和工程应用技术

16、均有较大发展，支持和基本满足了压裂工程应用的需要；水基压裂液是压裂液的主体，完善稠化剂性能、改善交联与破胶性能、降低稠化剂浓度是水基压裂液的研究方向；,2.2.1优化稠化剂浓度,2、压裂酸化材料近期研究进展,常规聚合物压裂液滞留残渣将破坏裂缝和 堵塞支撑剂。此测试结果是用30-lbm 硼酸盐作交联剂，用酶作破胶剂在20/40目支撑剂、38度和1000 psi。瓜胶用甲基蓝染色,无聚合物压裂液 无残渣滞留堵塞裂缝。20/40目支撑剂、38度和1000 psi,清洁压裂液无残渣，对裂缝渗透率保持高，主要缺点是成本高，国外现场施工超过20000井次，仅2002年就超过6000井次,2.2.2 清洁压

17、裂液体系,2、压裂酸化材料近期研究进展,理论基础-化学成因,粘弹性表活剂viscoelastic surfactant molecules 形成虫形的胶束form long,wormlike micelles胶束缠绕Entanglement of the micelles形成网状结构a network structure 破胶机理：有机物或亲油性物质,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.2 清洁压裂液体系,水基与清洁压裂液组成对比,稠化剂交联剂杀菌剂粘土稳定剂pH值调节剂助排剂破乳剂其它,VES表面活性剂（2%5%）热稳定剂 粘土稳定剂 其它,清洁压裂液CLEAR FRAC,瓜尔胶压裂液GU

18、AR FRAC,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.2 清洁压裂液体系,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、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.2 清洁压裂液体系,清洁压裂液流变特性,流体具有剪切变稀特性，即随着剪切速率的增加，流体粘度降低，同时随着剪切速率的降低，粘度增加；流变特性符合幂律模型，即=K n，其中，n为0.40.6，K为1.502.50Pas n；目前，胶束流体最高耐温能力可达10080配方粘度：70100mPa.s（60min，170s-1）具有粘弹特性，以弹性为主（G G），储能模量G为32.5

19、Pa，损耗模量G为2.8Pa；支撑剂沉降:成都陶粒20目,0.51.510-3 m/min,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.2 清洁压裂液体系,泡沫压裂液及其技术的发展,第一代泡沫压裂液：70年代，水+起泡剂，N2，砂液比1 2lbgal，利于压后返排，解决低压气井；第二代泡沫压裂液：80年代，水+起泡剂+聚合物，N2、CO2，提高流体粘度，增加稳定性，砂液比4 5lbgal，高压油气藏；第三代泡沫压裂液：80年代末90年代初，水+起泡剂+聚合物+交联剂，以N2泡沫压裂液为主,粘度和稳定性进一步提高，造缝和携砂能力增强，适合于高温深井大型水力压裂，砂液比达5lbgal；第四代泡沫压裂技术

20、：恒定内相技术，控制内相体积，降低施工摩阻,满足大型泡沫压裂施工。,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.3 泡沫压裂液,CO2泡沫压裂液的特点,CO2泡沫压裂液适用性应用范围广：油气井，高温、低温油气藏，深井；特别应用于低压、水敏性油气藏。CO2泡沫压裂液的特点密度高：接近水的密度，适合深井施工；浮力大，携砂能力强；水溶性较好，压后缓慢释放，提供了良好的溶解气驱，利于返排；水溶液pH值低(35)，降低了压裂液对基质的伤害；水溶液具有低的表面张力，有利于压裂液返排。不足酸性影响流变性能，提高稳定剂和起泡剂的用量；与高沥青质、高含蜡原油混合，形成酸渣和蜡析出。,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.

21、2.3 泡沫压裂液,国内外CO2泡沫压裂液研究对比,CO2 压裂现状国外：美国、加拿大、德国等已大量应用，在压裂液、工艺设计、现场质量控制和压裂设备形成系统，并配套。国内：室内实验研究和现场实验阶段设备不能完全配套：加砂浓缩器、升温装置、CO2 容量工艺设计：设计方法、软件压裂液：室内研究不够、现场质量控制较差国内外差距起步晚2030年：国外始于60年代后期，国内始于90年代中期；机理研究薄弱：相态转变条件、超临界特性、流变特性、摩阻；缺乏试验方法标准，添加剂不配套，无系统的压裂液配方体系；工艺设计软件少、经验不足；设备装置少，不配套；施工井数少，施工井浅，施工规模小，施工经验不足。,2、压裂

22、酸化材料近期研究进展,2.2.3 泡沫压裂液,泡沫压裂液流变学特性,泡沫压裂液为同时具有剪切变稀、粘弹性和触变性的非牛顿流体；泡沫压裂液的流动曲线，可分别用幂率模型、Ellis模型、Cross模型和Carreau模型，以及修正共转Jeffreys 模型进行表征，但仅就描述粘度曲线而言，幂率模型更为简捷实用；采用5参数粘弹触变性本构方程可描述典型的泡沫压裂液流体的触变环，模型计算值与实验值吻合良好；用广义Maxwell粘弹性本构方程可描述泡沫压裂液流体的粘弹性，证明泡沫压裂液流体具有松弛时间谱。,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.3 泡沫压裂液,CO2与VES混合后，粘度低，缝高控制好，可得

23、长缝；CO2可形成弱酸性环境，抑制粘土；CO2与VES混合后的产量效果好于瓜胶和CMHPG与CO2混合。,VES-CO2压裂液,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.3 泡沫压裂液,视密度1.25的高强超低密度支撑剂,Allan R.Rickard 等研究了高强度的超低密度支撑剂（视密度仅1.25g/cm3，在56MPa闭合应力下渗透率可达40达西以上）,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.4 支撑剂材料,四大优点：,对压裂液粘度要求低；可达到提高砂比以产生较大裂缝导流能力；对施工排量要求低；沉降速度低，有利于控制缝高而增加支撑缝长。,低密度高强度支撑剂、低粘压裂液与低排量配合，可以在较大程

24、度上控制裂缝的高度。,视密度1.25的高强超低密度支撑剂,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.4 支撑剂材料,树脂包裹支撑剂：过去不能满足压后快速返排需要，目前新的树脂包裹支撑剂，固结时间短，形成的固结强度满足快速返排需要。在South Texas油田高温超深井中应用并取得了好的效果室内试验高闭合应力下导流能力超过高密度支撑剂,树脂和纤维支撑剂,新型纤维（PropNET、FiberFRAC）FiberFRAC纤维基压裂液固结支撑剂剖面，控制回流提高压裂液的支撑剂输送能力有助于支撑剂悬浮直到裂缝闭合，避免支撑剂快速沉降,2、压裂酸化材料近期研究进展,2.2.4 支撑剂材料,压裂液化学实验室色谱

25、（超级过滤）、润湿吸附、电镜技术、核磁技术压裂液流变实验室旋转粘度技术控制应力流变仪动态模拟试验装置动态滤失与伤害（支撑裂缝导流能力的污染与消除）大型管路模拟实验装置支撑剂输送与沉降模拟实验装置（SLOT）现场评价与分析设备,2.3 现代压裂液实验技术的新进展,2、压裂酸化材料近期研究进展,建立裂缝成缝技术和裂缝伤害模拟实验及检测方法,采用岩石力学压机在标准岩芯柱上压出裂缝；正注2%KCl水测基础渗透率；气藏基准渗透率的测定方法？反注压裂液进行伤害；正注2%KCl水测伤害后渗透率。,裂缝成缝技术及伤害模拟方法,2.4 裂缝伤害和导流能力评估技术,2、压裂酸化材料近期研究进展,稠化剂浓度、用量影

26、响模拟试验研究,常规压裂液稠化剂浓度对支撑裂缝的伤害,压裂液规模对支撑裂缝的伤害,残渣滤饼伤害,压裂液稠化剂浓度及用量对导流能力伤害,2.4 裂缝伤害和导流能力评估技术,2、压裂酸化材料近期研究进展,初步建立了长导实验评价方法，意义重大,长期和短期导流能力差值并非是常规认为的1/3两者差别随着闭合压力的增加而增大。在闭合压力较高区域作业时，更应进行支撑剂长期导流实验,岩板：1.25.5钢板：1.12.5,嵌入？破碎？,初步建立了长导实验方法,2.4 裂缝伤害和导流能力评估技术,2、压裂酸化材料近期研究进展,化学缓速酸,泡沫酸,乳化酸,地下交联酸,缓速、降阻、降滤失高温深井、滤失严重井,缓速、降

27、滤失性不好高温井,缓速、降滤失、易返排中深井、水敏性地层,缓速、降滤失、摩阻高中深井、滤失严重井,缓速、降阻、降滤失高温深井、滤失严重井,稠化酸,酸蚀缝长导流能力,醇基酸液,好的酸压效果,2.5 酸化酸压液体,2、压裂酸化材料近期研究进展,深井酸压裂酸液体系国外在深井酸压裂技术中多采用胶凝酸、乳化酸和稠化酸体系稠化酸是超深井酸压的首选酸液体系。Halliburton公司的VCA稠化酸体系在德克萨斯西部油田施工近40口井，平均增产2.0倍。BJ公司在同一油田应用共聚稠化酸体系酸化与常规酸化对比，共聚稠化酸体系酸化增产比常规酸化高5倍。Shell Intl.EHP B.V.用琥珀油聚糖作为稠化剂来

28、提高酸化的效率。,2.5 酸化酸压液体,2、压裂酸化材料近期研究进展,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估1、压裂酸化前储层评价技术2、压裂酸化工材料近期研究进展4、压裂酸化优化设计技术5、压裂酸化工艺技术的近期发展,提 纲,3.1 基本概念,1.地应力：地壳或岩石圈中存在的应力，包括由 上覆岩体或岩层重力引起的应力和构 造运动引起的应力两部分。它决定了水力压裂裂缝的基本形态：水平裂缝或垂直裂缝,3、压裂酸化优化设计技术,一般地层岩石含有孔隙，孔隙中含有流体，流体承受的压力称为孔隙压力。（石油工程中称为地层压力）在油气藏开发过程中，孔隙压力是变化的。,2.地层压力（孔隙压力）,3.1 基本概念

29、,3、压裂酸化优化设计技术,3.有效应力,：有效应力，作用在岩石骨架（颗粒）上的力：地应力（总应力）Pp:孔隙压力（地层压力）,:孔隙弹性系数，表征孔隙压力对总应力 的反作用程度。,3、压裂酸化优化设计技术,3.1 基本概念,4.地层破裂压力 使地层产生张性裂缝的压力 如果不考虑液体滤失,如果考虑液体滤失,2：水平最小主应力1：水平最大主应力Pp：地层压力：泊松比T：岩石抗张强度,3、压裂酸化优化设计技术,3.1 基本概念,5.裂缝闭合压力（闭合应力）：开始张开一条已存在的裂缝所需流体压力 这压力和岩层中垂直于裂缝面的应力大小相等，方向相反。这应力就是地应力的最小主应力，常常称之为闭合应力6.

30、裂缝延伸压力 是指延伸一条存在着裂缝所需要的压力,3.1 基本概念,3、压裂酸化优化设计技术,7.瞬时停泵压力（ISIP）：是指水力压裂停泵时刻的压力8.净压力 是指水力裂缝内流体压力高于闭合压力的部分 即 Pn=Pf-Pc Pn：净压力，Pf：裂缝内净压力，Pc：闭合压力9.摩擦力 井筒摩阻，孔眼摩阻，裂缝内摩阻,3.1 基本概念,3、压裂酸化优化设计技术,地应力场对水力裂缝的控制,地应力在垂向上的分布决定了裂缝延伸的方向和形态。,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,地应力场对水力裂缝的控制,层间应力差大于3MPa时能限制缝高的延伸,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化

31、设计技术,岩石力学性质对裂缝的影响,较大的隔、油层杨氏模量之比对缝高具有一定的限制作用,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,隔层较大的断裂韧性可限制缝高的扩展,岩石力学性质对裂缝的影响,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,压裂液综合滤失对裂缝尺寸影响很大,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,K越大，缝长越短，缝宽越大。,K=0.1 lb/ft2/sn,K=1.0 lb/ft2/sn,3.2 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,上下隔油层地应力差不均衡时，排量越大，裂缝在高度上的扩展越不均衡。,Q=2m3/min,Q=3m3/min,3.2

32、 参数对设计的影响,3、压裂酸化优化设计技术,前言：对压裂酸化技术近期发展的总评估1、压裂酸化前储层评价技术2、压裂酸化材料近期研究进展3、压裂酸化优化设计技术4、压裂酸化技术的近期发展,提 纲,低渗油藏“压裂开发”方法是在低渗油藏整体压裂基础上进一步拓展形成的低渗油藏的非常规经济评估与开发可行性的预测方法。它以油藏工程与水力压裂力学为基础，以油藏数值模拟与压裂裂缝模拟为基本手段，针对油藏特征进行地质建模与水力裂缝建模，在开发方案编制初期就考虑到水力裂缝在开发井网中的影响与作用，井网与水力裂缝系统的最优化的组合，提出低渗油藏获得最佳经济开发的井网部署与水力裂缝系统设置及实现水力裂缝的实施方案。

33、低渗油藏“压裂开发”概念已超越了传统的单井压裂范围。它是以油藏整体作为其工作单元而不是以单井为其工作单元；它将对油藏整体在经水力裂缝与开发井网优化组合的改造作用后，提出对低渗油藏的有效的经济开发评估，即对其单井产量、采油速度、采出程度、投资回报率与净现值进行总评估，以及论证经济开发的可行性。这样，与其它的油田开发手段结合在一起，使稀井高产与低投入高产出的实现，有效地经济开发低渗层，有了技术支持。,技术简介,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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

34、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。,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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,蒙特-卡

35、洛经济风险性评价区块整体评价,特低渗油藏“整体开发压裂”技术,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,研究了适合特低渗储层特点的压裂经济评价模型，并建立了54 种经济下限图版，以纵坐标h，横坐标k/来表征不同油价下的经济下限，并着重研究了油价和技术进步对经济下限的影响，获得了规律性认识。,经济下限一般性认识：在相同条件下，矩形井网的经济下限要低于正方形反九点的经济下限；流压越低、油价越高，所需的经济下限越低；绝大多数情况下，考虑长导、应力敏感、启动压力及可动流体后，对物性要求更高了；以k/=0.05 md/mPa.s为界，低于0.05 md/mPa.s后，要求的h快速增加，说明特低渗

36、透油田开发，必须有一定的有效厚度与有效孔隙度支持。,特低渗油藏“整体开发压裂”技术,特低渗透油藏经济改造下限选井选层,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,在压裂产量预测方面，可考虑长导、应力敏感、启动压力与可动流体饱和度，并形成了相关模型软件及模拟方法，更适合特低渗特点，较以往有四点重要改进。,模拟的主要认识（同时考虑上述四因素）：如应力敏感性弱，启动压力小，可动流体高，则考虑长导的压后产量高于以往采用平均导流的压后产量20%以上；如应力敏感性一般，启动压力一般，可动流体一般，则考虑长导的压后产量低于以往平均导流的压后产量30%以上；如应力敏感性强，启动压力大，可动流体低，则考虑

37、长导的压后产量低于以往采用平均导流的压后产量45%以上；在所有情况下，矩形井网的产量高于正方形反九点的（单井控制面积相同）。,特低渗油藏“整体开发压裂”技术,初步建立了特低渗透油藏压裂产量预测方法,在确定压裂施工支撑剂量以后，利用公式非常方便的计算出优化的缝长和缝宽，即：JD vs CfD(较大的Nprop),由该优化设计理论得出一下结论：压裂井的动态主要由压裂规模即缝长确定。为了获得最佳的采油指数，缝越长，需要的导流能力也越高。,特低渗油藏“整体开发压裂”技术,初步建立了特低渗透油藏压裂优化设计方法支撑剂系数法,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,初步建立了考虑启动压力的井网优

38、化方法,特低渗油藏“整体开发压裂”技术,通过增加缝长和导流能力，同时在裂缝方向上拉长井距，在垂直裂缝方向上压缩排距，可以改变流动形态,缩短“井距”，减少启动压力,提高驱动压差的利用率。井网匹配的长缝和高导流能力，可较大幅度提高产量，从而在一定程度上避开启动压力作用的低速渗流区。,4.1 开发压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,CO2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。,4

39、.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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。,4.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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

40、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,4.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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,4.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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

41、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,4.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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,4.2 CO2泡沫压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,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

42、显著的增产效果。,4.3 碳酸盐岩压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,（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

43、和邻井管网气。,技术体系,4.3 碳酸盐岩压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,世界级难题；岩石杨氏模量高（5-60000MPa），裂缝窄，易早期脱砂，施工压力高；天然裂缝发育，液体的滤失无法预测与控制；裂缝延伸具有多裂缝延伸特点；压后产量预测困难。,裂缝空间扩展预测与三维多裂缝数值模拟应用带有水力裂缝的三维三相油藏数值模拟应用满足造缝、支撑剂输送与低伤害要求，高粘压裂液体系施工期间异常的高滤失速率预测与预防，小粒径支撑剂性能研究,开展的研究,4.3 碳酸盐岩压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,储层参数孔隙度：2-3%，深度：4600-5100米压力系数：1.15，温度：120-130施工简

44、况时间：2004年10月16日泵注管柱:89mm油管液量358.73m3，加砂量30.54m3排量：4.0-4.5m3/min砂浓度：50-720kg/m3,塔中621井碳酸盐岩加砂压裂施工,压前压后效果对比压裂前日产油0.105m3压裂后04年10月17日6mm油嘴，油压29.6MPa，日产油148.75m3，气64654m3截止到05年6月19日5mm油嘴，油压24MPa，日产油102吨（123m3），气56000m3，累计生产原油2万吨,4.3 碳酸盐岩压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,4.4砂岩裂缝性地层压裂,关键技术：滤失，缝高控制，多缝，伤害,4、压裂酸化技术的近期发展,现场施

45、工技术,裂缝性复杂岩性油藏加砂压裂技术,滤失控制与形成主裂缝技术,天然裂缝识别及其伤害评价,4、压裂酸化技术的近期发展,4.4砂岩裂缝性地层压裂,天然裂缝的滤失为基质滤失量的10倍，当缝内净压超过裂缝张开压力时，滤失系数将增加50倍。根据天然裂缝宽度和密度确定粉陶粒度和用量。高粘度压裂液及净压力控制。,控制液体滤失技术,控制滤失与形成主裂缝技术,4、压裂酸化技术的近期发展,4.4 砂岩裂缝性地层压裂,沿最大水平主应力的方位射孔。射孔位置的选择应综合天然裂缝产状、密度及最小主应力剖面等确定20孔/m或以上,形成主裂缝技术,控制滤失与形成主裂缝技术,4.4 裂缝性复杂岩性油藏加砂压裂技术,4、压裂

46、酸化技术的近期发展,含天然裂缝储层的压裂设计优化,天然裂缝与最大主应力相交：形成主裂缝及降滤为主进行设计。天然裂缝与最大主应力平行：易产生平行多裂缝，以极限裂缝宽度原理进行设计。天然裂缝属于潜在缝：当天然裂缝张开压力大于或接近基质岩块的最小主应力时，以临界压力为上限进行设计；否则应以降低滤失为目的进行设计。复杂岩性储层往往伴随高应力的特点，设计时应以降低摩阻为目的。,降低近井摩阻：沿最大主应力方向射孔；小粒径陶粒段塞；段塞注入时机、注入量的优化。降低滤失：粉陶段塞优化高粘压裂液裂缝高度控制：酸预处理线性胶压裂排量优化：极限缝宽设计原理优选满足安全施工的极限排量。泵注程序优化：线性加砂技术,现场

47、施工技术,4.4 裂缝性复杂岩性油藏加砂压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,极限缝宽设计：n=1，W=10.00 mm，（单一裂缝）；n=5，W=2.00 mm（多裂缝）裂缝极限宽度：n=1，W5.40 mm(20/40目）；n=1，W3.78 mm(30/60目),优化了支撑剂铺置浓度，得到了小粒径支撑剂导流能力可满足增产要求的研究结论,现场施工技术,小粒径支撑剂优化技术,4.4 裂缝性复杂岩性油藏加砂压裂技术,4、压裂酸化技术的近期发展,工作的对象：玉门青西油田技术发展过程：1999年研究了复杂岩性酸压技术。随着储层岩性的变化，2002年该技术进一步完善与提高。2004年窿104井加深井

48、段复杂岩性储层改造技术。,乳化酸不同工艺组合导流能力试验数据,普通酸胶凝酸乳化酸多组分闭合酸,不同酸液体系下酸蚀裂缝导流能力试验结果,胶凝酸酸压多组分酸闭合酸化,（复杂岩性：碎屑岩、碳酸盐岩、粘土矿物各占1/3）,由原来的各占1/3发展到以砂砾岩为主，交互白云质细砂岩、白云质泥岩,4.5 复杂岩性酸压技术,4、压裂酸化技术的近期发展,技术特色,即通过盐酸酸压形成长的人工裂缝，并沟通储层的天然裂缝系统，通过多组分酸闭合酸化稳定裂缝壁面上的粘土矿物，同时进一步溶解裂缝壁面上的砂质组分，实现人工裂缝深部的基质酸化，提高整个裂缝系统的有效导流能力。,建立了“降阻酸深度酸压多组分酸闭合酸化”的增产技术方

49、法,不同酸液体系下酸蚀裂缝导流能力实验结果,4.5 复杂岩性酸压技术,4、压裂酸化技术的近期发展,模拟深井地层条件下压裂酸化有关特性参数的实验技术拟三维、全三维水力裂缝模拟及优化设计技术两酸三矿物酸化增注设计技术低摩阻、耐高温的压裂液体系耐高温、配伍性好，低伤害的有机缓速酸体系长岩心酸化模拟实验技术闭合酸化酸蚀裂缝导流能力试验技术现场实时评估、及效果分析,其主要技术包括以下8项深井、超深井压裂酸化技术：,主要技术体系,4.6 高温深层压裂酸化技术,4、压裂酸化技术的近期发展,（1）裂缝性碳酸盐岩油气藏压裂酸化技术,储层基岩物性较差，天然裂缝较发育，酸液滤失较严重。储层埋藏较深，深度为52005

50、600m，酸压裂施工管路摩阻高，施工压力高，对酸压材料、设备、井口、井下工具等要求高。地层温度大于120，酸岩反应速度快,酸蚀裂缝长度受限，高温防腐蚀难度大。为了获得长的酸蚀裂缝，对酸液缓速、缓蚀性能提出了很高要求。地层有效闭合压力大于50MPa，不利于形成高的酸蚀裂缝导流能力。地层压力系数不高，残酸返排困难，必须研究高效助排技术，提高残酸返排率。部分井存在底水，完井方式大多为裸眼完井，隔层条件较差，控制缝高困难。,主要技术难点,4.6 高温深层压裂酸化技术,4、压裂酸化技术的近期发展,形成了适合轮南地区奥陶系储层酸压裂改造配套技术。形成了一套适合轮南奥陶系储层酸压裂改造的低摩阻、耐高温、缓速