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,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,本资料仅供参考，不能作为科学依据。谢谢。本资料仅供参考，不能作为科学依据。本资料仅供参考，不能作为科学依据。谢谢。本资料仅供参考，不能作为科学依据。,第,四,章 压裂液（,Fracture Fluid）,1/100,第一节 概述,压裂工艺是油气井增产一项主要办法。它利用地面高压泵组将高粘液体以大大超出地层吸收能力排量注入井中，随即在井底附近形成高压。此压力在超出井底附近地应力及岩石抗张强度后在地层形成裂缝。继续将带有支撑剂压裂液注入缝中，使裂缝向前延伸并在缝中填以支撑剂，这么，在停泵后即可在地层中形成足够长含有一定宽度及高度填砂裂缝。它含有很高渗透能力，从而显著地改进了油气层导流能力，使油气畅流入生产井从而到达增产目标。,2/100,3/100,S1,S2,S3,S4,压裂,压裂,4/100,一、压裂理论和工艺技术发展历程：,水力压裂(,Hydraulic Fracturing,)自1947年在美国堪萨斯州试验成功后，至今已经有50多年历史。在此期间，在压裂理论和工艺技术等方面均取得很大进展。其发展过程可分为三个阶段：,第一阶段,是60年代，以研究适应浅层水平裂缝和较,深部油层垂直裂缝为主，压裂目标是解堵和增产，,称之为常规压裂；,第二阶段,是70年代，进入改造致密,油气层大型水力压裂；,第三阶段,是80年代，进入对,低渗透油藏改造时期。,5/100,二、压裂技术,近年来，压裂技术在新工艺、测试技术、施工工具等方面均取得很大进展，它包含：,水力压裂、水力化学压裂、酸压裂、泡沫压裂、高能气体压裂、无支撑剂水力压裂和声波压裂技术等。,6/100,二、压裂技术,水力化学压裂,：经过压裂时压开裂缝对低渗透油气层施以物理化学作用。在酸液中加有表面活性剂，注入地层后与含原油、石灰、白土、碳酸钠和,PAM,碱性溶液反应形成油酸泡沫混合液。此种混合液挤入地层深处可增加裂缝长度，并因为周期性改变压力而有利于扩大已经有裂缝和新压开裂缝。另外，因为盐酸和碱液,Na,2,CO,3,反应生成,CO,2,使微裂缝中压力增加，在基岩中产生微裂缝，从而大大提升基岩渗透率。在压开裂缝同时在含油岩面发生化学淋滤作用，这么可使全部被携带砂子有可能挤入地层深部，防止在井底形成砂堵。,7/100,二、压裂技术,酸压裂：,用于碳酸盐岩、中低或低渗透性油气层可取得增产效果。通常是以足够大压力将盐酸泵入地层，将地层压裂或打开已经有天然裂缝。因为地层非均质性以及裂缝两壁不平整性，当酸液沿着裂缝流动时，对裂缝面产生不均匀溶蚀而出现许多,酸蚀沟槽,。这些沟槽在裂缝闭合后仍能保留下来成为油、气采流渠道。,8/100,二、压裂技术,泡沫压裂：,成功用于低压和水敏性地层，可用于油井和气井。当前泡沫压裂技术使用深度可达3700,m。,它含有携砂和悬砂性能好、液体自然滤失少、地层伤害小、摩阻小，压裂液返排快速、彻底，裂缝穿透深、延伸好、成本与常规压裂相近等优点。但不足之处于于可得到支撑剂最大深度低，在高温储层中进行大型压裂时，稳定性稍差。,9/100,二、压裂技术,高能气体压裂：,始于70年代，经过推进剂燃烧建立可控增压速度而进行压裂。适合用于渗透率极低、又相当硬，用水力压裂可能无效油、气层，或者是不宜于采取水力压裂超低渗透性、塑性水敏性油气层。,10/100,水力压裂作用,在勘探阶段,增加工业可采储量,在开发阶段,油气井增产,水井增注,调整层间矛盾 改进吸水剖面,二次和三次采油中应用,控制井喷,其它,煤层气开采,工业排污,11/100,水力压裂 控制井喷,S1,S2,S3,S4,压裂,12/100,中原油田应用裂缝强制闭合技术压裂成功,年,8,月,28,日中午，中原油田井下特种作业处应用裂缝强制闭合技术，对部,1-12,井实施压裂取得成功。此次施工共注入压裂液,251.3,立方米，平均砂比,24.7%,，破裂压力,48.6,兆帕，施工泵压,48.8,兆帕，普通排量,4.6,立方米,/,分钟，整个施工一气呵成。部,1-12,是,年完钻一口开发井，在沙四,3,、,4,井段压裂投产至今，已累计生产天然气,1.3,亿立方米。为深入精细开发，天然气产销厂决定对沙四,1,、,2,井段实施压裂改造，改进其渗透条件，探求小薄气层天然气产能。,13/100,中原油田应用裂缝强制闭合技术压裂成功,承揽设计和施工井下特种作业处针对该井地层情况，考虑该井井斜达,54.3,度，设计出加小陶粒砂段塞和最正确砂比工艺，有效消除近井弯曲磨阻，确保最正确裂缝。此次合层压裂,11,个层位，气层最大厚度只有,2,米，最小层厚仅有,0.8,米，施工难度大，技术要求高。为确保压裂办法有效率，中原井下在施工中应用裂缝强制闭合技术，最大程度降低微裂缝产生。在施工中，该处压裂工程部提前做好设备维护，更换全新泵头、高压件等部件，确保压裂设备安全运行。参战压裂队将士，在现场冒着高温，历经一个小时精心施工，圆满完成此次压裂施工成功。,14/100,(一)压裂液组成,前置液,携砂液,顶替液,第二节,压裂液,15/100,前置液,作用,造缝,降温,降低 携砂液滤失,防砂卡,要求,一定粘度,足够用量,16/100,携砂液,作用,将支撑剂代入裂缝,继续扩张裂缝,冷却地层,要求,粘度高,携砂能力强,17/100,顶替液,作用,中间顶替液,尾注顶替液,要求,用量适当，防止过量顶替,18/100,（二）压裂液性能要求,滤失,低,携砂能力,强,摩阻低、比重,大,稳定性,好,配伍性,好,残渣少,易于返排,货源广、价格廉价、便于配,制,19/100,滤失低,造长、宽缝,用量小、压裂液效率高、成本低,防砂卡,污染,小,20/100,携砂能力强,深穿透、饱填砂,预防井筒沉积,防砂,卡,21/100,摩阻低、比重大,降低能,耗,22/100,稳定性好,热稳定性,抗剪切稳定,性,23/100,配伍性好,与岩石矿物配伍,与储层流体配,伍,24/100,第三节 压裂液种类,压裂液类型主要有：水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液和酸基压裂液等体系。另外还有醇基压裂液和其它压裂液体系。其中最惯用是水基压裂液，含有高粘度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点，所以发展很快，已成为主要压裂液类型。,一、水基压裂液（,Hydraulic fracture fluid,）,当前国内外使用水基压裂液大致可分为以下几个类型：,1.天然植物胶及其衍生物：,如瓜胶（,GUAR）,及其衍生物羟丙基瓜胶（,HPG）、,羟丙基羧甲基瓜胶（,CMHPG）、,延迟水合羟丙基瓜胶；多糖类有半乳甘露糖胶，如田菁及其衍生物、甘露聚葡萄糖胶。,2.纤维素衍生物：,如羧甲基纤维素（,CMC）、,羟乙基纤维素（,HEC）、,羟乙基羧甲基纤维素（,CMHEC）,等。,3.合成聚合物：,如,PAM、HPAM、,甲叉基聚丙烯酰胺及其共聚物、聚氧化乙烯及其共聚物等。,25/100,1.天然植物胶及其衍生物：,田菁及其衍生物,田菁胶属半乳甘露糖植物胶，分子中半乳糖和甘露糖百分比为1:2。因为聚糖中含有较多半乳糖侧链，故在常温下易溶于水，可与交联剂反应形成冻胶，在现场使用时非常方便。结构单元以下：,26/100,1.天然植物胶及其衍生物：,半乳-甘露聚糖分子含有邻位顺式结构，它能够和多价离子交联生成冻胶。如与硼酸根离子交联，反应以下：,27/100,田菁冻胶粘度高，悬砂能力强且摩阻小（比清水低20%30%）。其缺点是滤失性和热稳定性以及残渣含量等不理想。为了克服上述缺点，对田菁进行化学改性，制成了一系列衍生物，它们性能比较见表2-1。,表2-1 田菁衍生物性能比较,28/100,在田菁衍生物中，以羧甲基田菁水溶性最好，残渣最少，但其增稠能力还不够理想，从综合性能考虑，以羧甲基-羟丙基田菁最好,。,表2-2为羧甲基-羟丙基田菁硼压裂液组成，已在大庆、胜利、中原等油田应用。,表2-2,羧甲基-羟丙基田菁硼冻胶压裂液组成,29/100,羟乙基田菁压裂液组成,30/100,瓜胶及其衍生物,瓜胶,与田菁相同，也是一个半乳-甘露聚糖胶，瓜胶分子中半乳糖和甘露糖百分比大致为1:2，易溶于水。,瓜胶及其衍生物是当前国外使用最多水基压裂液增稠剂、减阻剂和滤失控制剂。普通惯用浓度为0.66.0,g/L，,含有悬砂能力强、低摩阻、胶体稳定性好等优点。,瓜胶与多价金属离子络合可形成高粘弹性冻胶。惯用交联剂有：硼、锑、钛、锆、铬等金属盐类,。,31/100,比如与硼酸或硼砂,交联反应,：,32/100,胜利油田利用进口瓜胶原粉研制出瓜胶压裂液，其性能和羟丙基羧甲基田菁硼交联水基压裂液相当，其70配方以下：,溶液胶：,0.4%0.6%瓜胶+0.2%,A-25,防膨剂+0.2%,D-50,助排剂+0.2%,KCl+0.1%0.3%,甲醛+（,NaHCO,3,+Na,2,CO,3,),调整,pH,值到89.5。,交联液：,0.4%1.0%硼砂+0.25%(,NH,4,),2,S,2,O,8,交联比为溶液胶:交联液=100:712,33/100,MHF,技术：,通常将温度高于120，深度3000,m,以上油层称作高温深部油气层。因为大多数高温、深部油层自然流动能力差，渗透率低至0.0110,-12,9.810,-12,cm,2,，,所以，为使其抵达满意生产速率，这些油藏普通采取,MHF,处理来产生进入深部油藏通道。,MHF,技术对压裂液要求十分苛刻。最主要是压裂液要含有优良高温稳定性和携砂能力。,MHF,地层温度普通在120，闭合压力超出82,MP,a，,压裂液注入量高达3000多米,3,，注入时间可长达10小时以上，压裂液要携带高密度支撑剂抵达深部地层。,MHF,采取最多是瓜胶衍生物，其中以,HPG,稳定性最好，见下列图。,34/100,35/100,延迟水化羟丙基瓜胶压裂液体系：,该体系由两种瓜胶组成：经化学处理过含有化学惰性羟丙基瓜胶（含有延迟水化特征）和作为基础稠化剂普通羟丙基瓜胶。,该体系含有良好粘温特征、低滤失、低摩阻以及良好携砂性能及流变性。此体系已成功地用于141206,施工。其压裂效果见表,2-3,。,该体系中，延迟水化羟丙基瓜胶水化速度受,pH,值影响，因而可调整体系,pH,值来控制其水化时间，以使体系有不一样粘度发展进程。当,pH,大于6时，延迟水化羟丙基瓜胶水化速度甚慢，体系粘度随之迟缓增加。,此体系被注入井下后，伴随井下温度升高基础羟丙基瓜胶粘度下降，而体系中另一组分延迟水化羟丙基瓜胶水化反应使体系粘度增加，体系粘度得到赔偿，使压裂液在整个施工过程保持较为稳定粘度水平,。,36/100,G,37/100,槐豆胶：,槐豆胶是一个与瓜胶十分类似植物胶，其主链也是由甘露糖组成，侧基为二分之一乳糖。槐豆胶及其醚化、酯化衍生物性质与瓜胶类似，它和多价离子交联如和硼酸钠等反应生成冻胶，故惯用槐豆胶作为压裂液稠化剂（或胶凝剂）。,38/100,香豆胶：,香豆胶压裂液是中国石油天然气总企业石油勘探开发科学研究院廊坊分院研制，该压裂液已在玉门、新疆、中原、吉林、大庆、胜利等油田推广应用，取得了很好效果。,配方：,0.8%香豆胶+0.5%有机钛+0.24%温度稳定剂+,KCl+,杀菌剂+,pH,值控制剂。,39/100,魔芋胶：,魔芋胶是结构上与田菁相同一个天然植物胶。魔芋分子中引入亲水基团后可改进其水溶性，降低残渣。,由改性魔芋胶配制水基压裂液增稠能力强、滤失少、热稳定性好、耐剪切、摩阻低而且盐容性好，当前沿存在残渣偏高缺点，待深入完善。,四川、华北油田研究应用魔芋胶压裂液,配方,为：0.5%改性魔芋胶+0.15%有机钛或硼砂+0.012%,pH,控制剂+0.25%甲醛+2.5%,KCl+0.25%AS+0.15%,K,2,S,2,O,8,，,适用温度90,。,我国天然植物胶资源丰富，除上述惯用几个外，还有香豆子、决明子、龙胶、皂仁胶、海藻胶等。它们改性产品均可用于水基压裂液。,40/100,2.纤维素及其衍生物：,纤维素,是一个非离子型聚多糖，大分子链上众多羟基之间氢键作用使纤维素在水中仅能溶胀而不溶解，当在其分子中引入羧甲基、羟乙基或羧甲基羟乙基时，其水溶性得到改进。,纤维素衍生物：,CMC、HEC、HPC、CMHEC,。,41/100,幻灯片 35,42/100,羧甲基纤维素（,CMC）,冻胶压裂液,CMC,冻胶热稳定性好，可用于140,井下施工,其剪切稳定性和滤失性能均良好，故惯用于高温深井压裂。,其主要问题是摩阻偏高，不能满足大型压裂施工要求，还有待深入改进。,CMC,铬冻胶压裂液110,配方,：0.7%,CMC+0.18%KCr(SO,4,),2,+0.01%K,2,S,2,O,8,；,CMC,有机钛冻胶压裂液,配方,：0.4%,0.6%,CMC+0.01%0.02%PEO(,聚氧乙烯聚氧丙烯醚)+0.1%防乳化剂+0.08%0.12%有机钛+1224,mg/L,破胶剂。,43/100,羟乙基纤维素,、,羟丙基纤维素,羟乙基或羟丙基纤维素与,CMC,相比有更加好盐容性，但水溶性增稠能力不如,CMC，,是优良水基压裂液系列。,44/100,羧甲基-羟乙基纤维素：,CMHEC,与,CMC、HEC,相比，它兼有二者优点，即增稠能力强、悬砂性好、低滤失、残渣少和热稳定性高，是一个颇受欢迎水基压裂液。,45/100,3.合成聚合物压裂液：,通惯用于水基压裂液聚合物有聚丙烯酰胺（,PAM）、,部分水解聚丙烯酰胺（,HPAM）、,丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、甲叉基聚丙烯酰胺（,MPAM）、,羟甲基甲叉基聚丙烯酰胺或者是丙烯酰胺-甲叉基二丙烯酰胺共聚物等。,PAM、HPAM,可作为水基压裂液增稠剂和减阻剂。这种压裂液除含有普通天然植物胶压裂液粘度高、摩阻小、携砂能力强等优点外，还含有很好热稳定性、剪切安定性和无残渣及对地层伤害小等优点。,46/100,47/100,HMPAM,与多价金属离子交联形成水基冻胶比,HPAM,冻胶有更加好增稠能力和高温稳定性及剪切安定性，而且摩阻低、耐盐性好。,HMPAM,冻胶压裂液可用于140,、井深3400米高温深井压裂。对低渗透油层压裂效果好。,HMPAM,最正确水解度为30%，交联剂惯用铝离子，破胶剂为过硫酸盐、过硼酸盐及肼类等。,丙烯酰胺和,N,N,-,甲叉基二丙烯酰胺共聚物可用作水基压裂液增稠剂和减阻剂。此共聚物增稠能力强，有更加好盐容性、剪切安定性和热稳定性。在压裂施工后易于破胶返排，无残渣，不伤害地层。此共聚物为支链型大分子，呈半网状结构。即保持良好水溶性，又可提供高效增稠能力和良好剪切安定性。,48/100,聚氧化乙烯（,PEO）,是由环氧乙烷合成而得，相对分子量为300万左右，为线型聚合物，是良好增稠剂和减阻剂。大分子链间借助于氢键或交联剂作用形成三维空间网状结构。,PEO,水基冻胶压裂液含有残渣少，增稠能力强，对地层伤害小等优点，且配制方便，利于现场施工。,缺点是热稳定性及耐盐性稍差，使应用范围受到限制。,由,PEO,和,HPAM,交联而得一个新型冻胶压裂液克服了上述缺点，是一个性能优良水基冻胶压裂液。此体系既保持了,PEO,和,HPAM,优点，同时又克服了原来,PEO,热稳定性差和剪切稳定性差缺点，为水基冻胶压裂液提供了一个性能良好新体系。,49/100,4.生物聚合物压裂液：,近年来发展起来生物聚合物压裂液，其突出特点是增粘能力强、流变性好、对盐不敏感、对地层无损害。,几个水基压裂液性能对比见表2-4。,50/100,表2-4 四种水基压裂液性能对比,51/100,二、油基压裂液：,油基压裂液适合用于水敏地层压裂施工。这类压裂液包含原油、粘性成品油及油基冻胶压裂液。前者是早期使用压裂液，虽对地层无损害，但摩阻高、粘温性能差，压裂效果不太好，现已基本不用。对水敏性地层压裂需用油基冻胶压裂液即由原油或煤油、柴油中加入适当稠化剂制成。,当前我国使用油基压裂液主要是西安石油学院与吐哈石油勘探开发会战指挥部联合研制油基冻胶压裂液，该压裂液是由原油或成品油（柴油、煤油、汽油等）加入适当胶凝剂、活化剂、破胶剂等配制而成。它含有抗温抗剪切性能好、携砂能力强、摩阻低、滤失小和对油气层损害小等特点，它在吐哈油田水敏性油气层应用取得了很好效果，其不足之处是易着火不安全。,52/100,1.油基冻胶压裂液组成：,50年代，国外利用二次世界大战剩下凝固汽油弹原料来增稠原油用以携砂，而国内先是用环烷酸铝稠化原油作压裂液，后因环烷酸铝不足，就采取普通原油作压裂液。,8090年代，美国、加拿大及我国研究和开始应用磷酸酯铝油基冻胶压裂液。它是在原油或成品油中加入0.61.5%有机磷酸酯胶凝剂、0.060.15%,NaAlO,2,活化剂、,0.20.9%,NaAc,或,NaHCO,3,破胶剂等配制而成，适用温度为50100,。,53/100,2.油基冻胶压裂液中所用稠化剂：,环烷酸皂类、脂肪酸皂类（,C,原子数大于8脂肪酸盐）、磷酸酯铝盐及油溶性高分子（聚丁二烯、聚异丁烯、聚异戊二烯、,-,烯烃聚合物、聚烷基苯乙烯、氢化聚环戊二烯、聚丙烯酯等）。其中油溶性高分子又可做油基压裂液减阻剂。,54/100,油基冻胶压裂液中所用稠化剂降阻效果：,55/100,皂类稠化油基压裂液遇地层水后，因为皂类被水溶解，可自行破胶，也可加盐酸破胶；脂肪族磷酸脂铝盐稠化油基压裂液，可用,NH,4,Ac、Na(K)Ac、,苯甲酸、丙酸或水杨酸破胶。,56/100,三、乳化压裂液：,乳化压裂液是指水包油型（,O/W）,乳化液，它基本上综合了水基压裂液和油基压裂液优点。因为外相是水基冻胶，所以乳化液摩阻低、粘度高、热稳定性好、携砂能力强、滤失量低、压裂效率高。因为乳化压裂液含水比较少，进入油气层水就少，所以加入粘土稳定剂能够更加好地预防粘土矿物膨胀和运移。,57/100,聚合物乳化压裂液：,聚合物乳化压裂液是指水外相是用聚合物溶胶或交联冻胶配制成乳化液。它含有：,粘度大、耐温性好；紊流流动时有良好降阻效果，比清水摩阻小得多，但进入裂缝后，其裂缝摩阻普通比清水大10100倍，有利于形成更宽裂缝；滤失量低，压裂效率高。,58/100,田菁冻胶原油乳化压裂液,新疆油田针对油层能量低，泥质含量高油层特点，研制与应用了田菁冻胶原油乳化压裂液。,该压裂液含有粘度高、摩阻低、滤失量低、含水少，对油层损害小等特点。,配方,以下：,溶胶液：0.53%田菁胶+0.33%甲醛+0.44%,ABS（烷基苯磺酸钠）；,交联液：,0.17%硼砂+0.12%过硫酸铵+0.05%2070；,乳化比：原油冻胶=11,59/100,四、泡沫压裂液：,泡沫压裂工艺是低压、低渗、水敏性地层增产增注以及完井投产主要而有效办法。,泡沫压裂始于1968年。首次泡沫压裂施工在美国西弗吉尼亚州，处理对象为褐色页岩地层，泡沫质量为8085%，用1220目标玻璃球作为支撑剂，用量达2040,kg,。,1973,年，泡沫压裂技术进入开发应用阶段。,80年代，国内各单位如西南石油学院、北京石油勘探开发研究院、四川、新疆、长庆、辽河、大庆、华北等油田对泡沫压裂和泡沫酸酸压技术进行了系统研究，并在生产上取得良好效果。,当前美国每年泡沫压裂施工井次约40005000次，其注氮气设备工作能力超出100,MPa,，,施工压力近80,MPa,，,处理井深超出3550米。,近年来，伴随大型压裂工艺兴起，泡沫压裂愈加引发人们重视。当前泡沫压裂技术从基础研究到设计、施工、排液、现场压裂效果评价等均已发展到成熟阶段。,60/100,1.泡沫压裂液组成及分类：,泡沫压裂液是一个大量气体分散于少许液体中均匀分散体系。由两相组成：气体为内相，约占70%，液体为外相，约占30%。液相中含有足够增粘剂、表面活性剂（脂肪酰胺磺酸钠、脂肪醇醚磺酸钠、烷基苯磺酸钠）和泡沫稳定剂（,CMC、CMS、HEC、TQ）,等以形成稳定泡沫体系。,泡沫压裂液可依据体系基液类型或气体类型进行分类。按基液类型分类可分为用于碳酸盐岩地层基液（盐酸；盐酸和有机酸混合酸）、用于砂岩、页岩地层基液（水、盐水、全部水基压裂液、油类；甲醇、乙醇水溶液）。按气体类型分类可分为,N,2,泡沫体系、,CO,2,泡沫体系及其它气体如空气、烃气等。,61/100,2.泡沫压裂液性能及表征：,泡沫质量：气体体积占泡沫总体积百分数，以,（%）,表示,。,泡沫半衰期：泡沫基液析出二分之一时所需时间，以,t,1/2,（min）,表示，表征泡沫稳定性。,泡沫粘度：泡沫在一定温度和一定剪切速率下流动时内摩擦力，以,a,（mPa.s）,表示。,滤失和滤失系数,C：,通惯用贝罗依高温高压仪测定泡沫压裂液滤失并计算出滤失系数,C。,滤失系数表示泡沫压裂液滤失性大小，单位为,m/(min),1/2,。,泡沫沉砂速度,V：,一定粒度石英砂粒在一定温度下于泡沫沉降时，单位时间内沉降高度。单位是,m/min。,密度：指泡沫体系密度，,泡沫压裂液为低密度压裂液体系。,流变性：因为,泡沫体系复杂性，因而可表现出各种流变特征。依据基液和泡沫质量、结构不一样，它们可能表现出宾汉塑性、假塑性、粘塑性流体流变特征,。,62/100,特点:,在压裂时井底压力和温度下，泡沫质量 普通为,伴随泡沫质量增加，泡沫压裂液粘度增加、摩阻增大、滤失降低、压裂液效率增大,滤失少（气体本身就是降滤剂）,排液较彻底，对地层伤害小,悬砂能力尤其强，砂比可高达,63/100,3.发泡剂与稳定剂：,泡沫压裂液中发泡剂选择标准：,发泡能力强；与基液各组分相容性好；当压力消除后，泡沫快速破坏；用量低；进入地层后不引发渗透率下降，即不形成地层伤害；价格合理。,惯用发泡剂：,脂肪酰胺磺酸钠、脂肪醇醚磺酸钠、烷基苯磺酸钠等表面活性剂。其中脂肪酰胺磺酸钠及其脂肪醇醚磺酸钠混合物含有良好抗盐、抗钙、抗油能力；脂肪醇醚磺酸钠和烷基苯磺酸钠在淡水中发泡能力最强。以上发泡剂分子中碳链长度以,C,12,C,14,为最正确,。,64/100,惯用稳定剂：,泡沫稳定剂多为高分子化合物。一类是增粘型稳定剂。主要经过提升基液粘度来减缓泡沫排液速率，延长半衰期，从而提升泡沫稳定性，如,CMC、CMS,等；一类是经过提升气泡薄膜质量，增加薄膜粘弹性，减小泡沫透气性从而提升泡沫稳定性，如,HEC、TQ,等。,发泡剂和稳定剂加量选择：,兼顾泡沫体系发泡能力和泡沫稳定性，发泡剂加量普通以稍大于临界胶束浓度为最正确；在确定稳定剂加量时应依据施工条件，在满足泡沫体系稳定性前提下尽可能少加稳定剂。,65/100,4.影响泡沫压裂液性能原因：,液相粘度对发泡性能影响,发泡过程是外力克服发泡体系粘滞阻力而做功过程，基液粘度越大，泡沫粘度也越大，发泡时需要克服粘滞阻力也随之增大，体系发泡能力下降。,液相粘度与泡沫稳定性关系,泡沫破坏机理：一是液膜排液，二是气体透过液膜而扩散。液相粘度越大，排液速率越小，泡沫体系稳定性越好。,出液半衰期与体积半衰期,二者均能反应泡沫稳定性，但用出液量改变来表示泡沫稳定性比泡沫体积改变灵敏。,66/100,温度,因为泡沫是热力学不稳定体系，温度升高对泡沫稳定性不利。,无机盐,无机盐存在对不一样类型发泡剂发泡性能有不一样程度影响，尤其是其中二价离子可能会使一些发泡剂失效。,67/100,5.泡沫压裂液现场应用,1988年4月，我国与加拿大合作对辽河欢2-18-9井进行氮气泡沫压裂，压裂井深2152.1,m，,泡沫质量75%，用液28.56,m,3,，,用0.81.2,mm,石英砂10,t。,这次压裂在工艺上取得了成功，为我国开展泡沫压裂改造低渗透油气层开辟了新路径。1989年大庆油田成功地对自然生产能力很低朝92井、朝50井进行泡沫压裂。压裂后朝92井用18,mm,挡板测气，日产气5764,m,3,，,比压裂前（109,m,3,/d）,增产52倍；朝50井压裂后产气4059,m,3,/d，,产油3.36,t/d，,到达了预期目标。,68/100,五、其它类型压裂液,1.酸基压裂液,包含稠化酸、胶化酸、乳化酸等，主要用于碳酸盐岩油气层或灰质含量较多砂岩油气层酸化压裂。,2.醇基压裂液,以醇作溶剂或分散介质，适合用于水敏性地层和低压油气层。因为成本高，极少使用。,3.液化气压裂液,用液化石油气和二氧化碳混合作为压裂液。美国、加拿大、前苏联对渗透率小于1,md,特低渗透性气层使用液化气压裂液取得一定成效。因为其成本高，施工条件要求严格，当前在现场应用受到一些限制。,69/100,4.凝胶炸药,是一个将炸药和水力压裂结合在一起压裂方式。,凝胶组分由水溶性聚合物和一些金属离子交联而成。炸药有硝化甘油、,TNT、,硝基石蜡，还可溶入硝基甲烷型炸药（内含,TNT）。,把这种炸药挤入地层后，在预定时间起爆，能够在近井地带形成裂缝网，从而大大提升产量。,5.胶态硅压裂液,将无定形细硅粉（粒度为715,um,）,加入到基液（淡水或矿化水、芳烃、矿场原油）中稠化而成，属物理稠化法，并加入表面活性剂。适合用于石灰岩地层。,70/100,第四节 压裂液添加剂,压裂液添加剂对压裂液性能影响非常大。水基压裂液添加剂包含：稠化剂、交联剂、破胶剂、,pH,控制剂、稳定剂、润湿剂、助排剂、破乳剂、降滤失剂、降阻剂和杀菌剂等。,71/100,1.水基冻胶交联剂,经过化学键或配位键能与稠化剂发生交联反应生成冻胶试剂-交联剂。,交联剂对冻胶形成及其性能起着关键性作用。同一个增稠剂，使用不一样交联剂和交联条件不一样，可得到性能完全不一样冻胶。惯用水基压裂液交联剂见表2-5。,72/100,73/100,在以上体系中，过去惯用硼冻胶，它含有没有毒、易交联、形成冻胶粘弹性好、价格廉价等优点。但它破胶后残渣较多易堵塞地层，且因为碱性条件交联，破胶后会引发冻胶膨胀而降低压裂效果。铬冻胶、铝冻胶和锰冻胶在酸性条件下交联，对地层伤害小，但冻胶粘弹性不如硼冻胶，而且,Cr,3+,对环境污染严重不宜使用。,自70年代以来，国外推出钛冻胶和锆冻胶等新冻胶体系，以适应高温深部地层压裂。,74/100,有机钛交联剂,：,正钛酸四异丙基酯、正钛酸双乳酸双异丙基酯、正钛酸双乙酰丙酮双异丙基酯等，较惯用是正钛酸双三乙醇胺双异丙基酯。,有机钛交联剂可分为速交联型和缓交联型，以适应不一样地层压裂要求。,与硼砂相比，有机钛交联剂优点是用量少，交联速度易控制，交联后冻胶高温剪切稳定性好，适用范围较宽。其缺点是价格昂贵且在使用中可能发生水解而降低活性。,无机钛交联剂,：,TiCl,4,、TiOSO,4,、Ti(SO,4,),2,、Ti,2,(SO,4,),2,等。,它们即可在碱性条件下（,pH912）,交联半乳-甘露糖或它改性产物，又可在酸性条件下交联,PAM,和,HPAM，,生成粘弹性良好冻胶。破胶后残渣可作为粘土防膨剂。,75/100,有机锆交联剂：,由四烷基锆酸酯与羟乙基三羟丙基乙烯二胺合成。,无机锆交联剂:,惯用是,ZrOCl,2,。,锆冻胶压裂液含有高温下胶体稳定性好特点，可用于200210,地层压裂。含有高粘度、低摩阻、无残渣、破胶残渣有防粘土膨胀作用等优点。在酸性条件下作,PAM,交联剂，破胶后可用作粘土防膨剂；在碱性条件下可与半乳-甘露糖交联。它是优异高温深井大规模压裂液新体系。,76/100,2.水基冻胶压裂液破胶剂：,使冻胶压裂液破胶水化试剂-破胶剂。,水基压裂液中惯用破胶剂有：,酶（淀粉酶、纤维素酶）。淀粉酶使植物胶及其衍生物降解，纤维素酶使纤维素及其衍生物降解。适合用于60,以下油气层，,pH。,氧化剂如过硫酸铵（钾）、高锰酸钾（钠）、叔丁基过氧化氢、过氧化氢、重铬酸钾等化合物可产生,O，,使植物胶及其衍生物缩醛键氧化降解，使纤维素及其衍生物在碱性条件下发生氧化降解反应。适用温度为130以下，,pH=89。,77/100,潜在酸如甲酸甲酯、乙酸乙酯、磷酸三乙酯等有机酯及三氯甲苯、二氯甲苯、氯化苄等化合物。它们在较高温度条件下能放出酸，使植物胶及其衍生物、纤维素及其衍生物缩醛键在酸催化下水解断键。,肼及其衍生物,复合破胶剂,如,H,2,O,2,:K,2,Cr,2,O,7,2:1,在高温、低温下均能使甲叉基聚丙烯酰胺破胶水化，同时它对其它类型高分子也有良好破胶作用。,水基冻胶压裂液中破胶剂非常主要，假如冻胶破胶不彻底，势必返排困难或者滞留在喉道中，降低油气层渗透率，影响压裂效果。,78/100,3.,pH,控制剂,调整和控制溶胶液、交联液和冻胶酸碱度试剂。,pH,控制剂有：,pH,1.53.5氨基磺酸、,pH,3.54.5富马酸、,pH,2.56.0,HAc、pH 3,盐酸、,pH,5.06.0二乙酸钠、,pH,6.57.5亚硫酸氢钠、,pH,1014碳酸氢钠。,4.粘土稳定剂,预防油气层中粘土矿物水化膨胀和分散运移试剂。,当前国内外在水基冻胶压裂液中使用粘土稳定剂有两类：一类是无机盐如,KCl、NH,4,Cl,等；另一类是有机阳离子聚合物如,TDC、A-25,等。,79/100,5.助排剂,理想助排剂应含有对油气层良好润湿性和减小油气层毛细管压力特征。,惯用助排剂有：非离子含氟表面活性剂、非离子聚乙氧基胺、非离子烃类表面活性剂、非离子乙氧基酚醛树脂、乙二醇含氟酰胺复配物。压裂液中助排剂加量普通为0.1%0.15%。,80/100,第四节 压裂设计,一、裂缝几何尺寸确实,定,二、增产倍比预,测,三、砂子在裂缝中运移分,布,四、设计步,骤,五、压裂设,计,81/100,一、裂缝几何尺寸确实定,(一)几何模型及计算方法介绍,1.二维模型,2.三维模型,3.计算方法,82/100,1.二维模型,卡特模型,Carter，1957,年,GDK,模型,Christianovich、Geertsma、Deklerk,PKN,模型,Perkins,和,Kern,提出,Norgren,完善,83/100,2.三维模型,拟三维模型,三维扩展，一维流体流动,真三维模型,三维扩展，二维流体流动,84/100,经典拟三维模型,1982年,Van Eekelen,模型,1978年1982年，,Advani,模型,1980年，,Cleary,Settari,模型,1982年1985年,Palmer,模型,85/100,经典真三维模型,Abe,“便士形”模型,Mastrojannis,模型,Clifton、Abou-sayed,模型,Cleary,模型,86/100,3.计算方法,解析方法,仅用于二维模型,数值计算方法,用于二维、三维模,型,87/100,二、增产倍比预测,图版法,公式法,产能预,测,88/100,三、砂子在裂缝中运移分布,裂缝中砂子理论分布,全悬浮式砂子分布,沉降式砂子分布,裂缝中砂子实际分布,加砂方式,89/100,裂缝中砂子理论分布一,全悬浮式砂子分布,使用高粘压裂液作携砂液，设计加砂程序,目标,1.计算缝内砂比沿缝长改变基础上，找出满足设计要求导流能力加砂步骤,2.防止在缝中出现砂比过高砂卡现象,90/100,全悬浮式砂子分布应用一,悬浮压裂液适合于低渗透储层，因为这里并不需要很高裂缝导流能力就能取得很好增产效果。,优点：支撑面积大,缺点：导流能力不及沉降式砂子分布,详细分析，择优采取,91/100,裂缝中砂子理论分布二,沉降式砂子分布,支撑剂在裂缝高度上分布,平衡流速、平衡高度计算,砂堤堆起速,度,92/100,四、设计步骤,两种方式：,正向设计：,据现场条件(设备能力和可提供压裂液等)所给定压裂液量、加砂量和地层条件等来计算裂缝尺寸、确定施工方案及预测压裂效果(增产倍数)；,逆向设计：,从地层条件出发，依据需要增产倍数选择压裂施工最优参数(压裂液量、加砂量、排量、压裂液性质等等)及施工方案,。,93/100,五、压裂设计,单井压裂设计方案，对一口井压裂施工来说是一个指导性文件。它能在油气层与设备条件下优化出经济而有效压裂增产方案。一个好压裂设计能更加好地发挥压裂技术潜在作用，最大可能地提升压裂效果，为改进压裂工艺提供路径和方向。,94/100,五、压裂设计,单井压裂设计包含：,(1)选择该井层进行压裂地质依据及相关地层和井况资料；,(2)预计和要求增产倍数；,(3)施工方案选择；,(4)施工参数计算及效果预测；,(5)需用设备及材料计算；,(6)施工步骤及注意事项。,(7)经济技术分析和评价,95/100,水力压裂选井选层一,地层应有较高能量,油层井壁受污染、堵塞严重油井，应采取小规模压裂解堵或酸化解堵,油层渗透率低，深穿透、饱填砂大规模压裂,油层含油性好，含油饱和度要高，普通要求在以上,96/100,水力压裂选井选层二,普通认为孔隙度为时，才值得进行压裂。假如油层厚度较大，最低孔隙度极限为,地层渗透率越低，越要优先压裂，使低渗地域井取得商业性开采,含水饱和度1.5,10,-4,m,2,.m,97/100,水力压裂选井选层三,假如怀疑有水层，完井时应该在水层上方最少,米处射孔，尤其是产层与水层间不存在坚密页岩遮挡层时更应如此,经验表明，对于规模较大压裂来说，假如页岩遮挡层厚度不超出,米，不论其坚密程度怎样，它还是经常不能起到控制裂缝窜层作用,98/100,不宜压裂井一,油层压力衰竭不宜压裂,在压裂层与水层或气层间夹层很薄时.,附近有与水或气接触面（如底水驱油藏或存在底水油藏），而且位于裂缝可能经过方向时.,高含水井或高油气比井，除非出水或出气层能够堵住时.,99/100,不宜压裂井二,井下技术情况差,，比如固井质量不好、或可能窜槽、套管变形或有严重损伤、井下有落物经过复杂办法处理过、或经过大修中磨铣井层均不宜压裂。,注水效果显著，裂缝比较发育井层，为了防止油井水淹，是否压裂需慎重。,高渗透地下亏空井不宜压裂。稠油井不宜压裂，井底附近严重堵塞除外。,100/100,
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