国内外压裂新技术.ppt

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,*,国内外压裂新技术应用与发展水平调研,胜利油田有限公司井下作业公司,二,二年十二月,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。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,Cuderman,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。,SINOPECSLOF,美国部分高能气体压裂井效果对比,SINOPECSLOF,1985,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。,SINOPECSLOF,二、国内高能气体压裂技术发展概况,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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,C0,2,和,HCl,气体生成，会对碳酸盐油气藏起到特殊作用。,SINOPECSLOF,HEGF,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。,SINOPECSLOF,HEGF,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。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,HEGF,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。,SINOPECSLOF,HEGF,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,、,NH,4,NO,3,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,。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,P-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,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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,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。,SINOPECSLOF,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,5,10,6,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,SINOPECSLOF,层内爆炸模拟示意图,SINOPECSLOF,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,10-20,m,，,密度,1.8-2.0g/cm,3,，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。,SINOPECSLOF,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。,x,w,p,0,T,0,0,u,0,=0,岩层,药层,爆燃推进示意图,反应产物,=1,=0,反应区,T,SINOPECSLOF,建立一维可压缩流体力学方程,SINOPECSLOF,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）,不同频率因子条件下恒稳推进速度（界面传热系数为,0.5w/m,2,/,K,）,药层,厚度,（,m,）,恒稳推进速度（,m/s,）,频率因子,10,6,s,-1,频率因子,10,9,s,-1,频率因子,10,12,s,-1,0.1,6.1,100,780.4,0.01,1.1,50,452.4,0.001,0.5,10.8,150,药层,厚度,（,m,）,温度峰值（,K,）,频率因子,10,6,s,-1,频率因子,10,9,s,-1,频率因子,10,12,s,-1,0.1,3105,3105,3105,0.01,3105,3105,3105,0.001,3109,3113,3118,药层厚度,传热系数,0.1m,0.01m,0.001m,0.0001m,=0.5,100m/s,50m/s,10.8m/s,7.4m/s,=10,4,40m/s,25.1m/s,6.1m/s,35m/s,药层厚度,反应热,0.1m,0.01m,0.001m,Q=3238kJ/kg,100m/s,50m/s,10.8m/s,Q=5000kJ/kg,150m/s,80m/s,45m/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/(m2,K),）,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,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,1.,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。,SINOPECSLOF,1,、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,10,m,与油水密度差,0.8,1.0 g/cm,3,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。,SINOPECSLOF,3,、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。,SINOPECSLOF,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,400,C,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。,SINOPECSLOF,存在的问题？,1,、安全性？,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）？,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？,SINOPECSLOF,2,、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？,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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,946m,3,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,1060m,3,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,2233m,3,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,7001000,次。,国外泡沫压裂技术概况,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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（,foamed acid,）。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（,foam fracturing fluid,）。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。,SINOPECSLOF,1,、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。,SINOPECSLOF,2,、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。,SINOPECSLOF,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/101/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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,四、泡沫压裂工艺技术,（一）现场产生泡沫及注入方法,N,2,或,CO,2,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,SINOPECSLOF,（二）井内产生泡沫及注入方法,N,2,或,CO,2,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,SINOPECSLOF,（三）井底产生泡沫及注入方法,N,2,或,CO,2,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,SINOPECSLOF,（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。,SINOPECSLOF,1,、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,。,SINOPECSLOF,2,、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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,泡沫压裂设计模型,SINOPECSLOF,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,Fort worth,盆地，页岩地层采用纯,N,2,不加支撑剂压裂。,(1),通过套管注入,15%HCl,进行酸洗；,(2),以,143m,3,/min,的排量注入,N,2,充填井眼；,(3),压力稳定后，以,802m,3,/min,的速度注入,N,2,。,N,2,用量,200618 m,3,(,约合,350m,3,液氮,),，排量为,795m,3,/min,，地面施工压力为,102MPa,。裂缝几何尺寸计算参数为：裂缝面积,1278m,2,，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,。,SINOPECSLOF,美国氮气泡沫压裂施工现场流程图,SINOPECSLOF,2.,恒定内相泡沫压裂,Foam Fracturing with Constant Internal Phase,使用恒定内相技术可将砂比从,600-840kg/m,3,提高到,l410kg/m,3,。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%,。,SINOPECSLOF,3.,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,237m,3,，仅六个月的产量就相当于前两年的产量总和。,SINOPECSLOF,4.,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,(CH,3,),3,SiO-SiO(CH,3,),2,3,-Si(CH,3,),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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,2,、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，,m,Rw,：井眼半径，,m,S1,：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,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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,Cotton Valley,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。,SINOPECSLOF,在,Indonesia,Arun,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,。,SINOPECSLOF,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,H,2,S,的天然气藏。以,Limestone 19,井为例：采用胶凝水（,410m,3,）与,28%HCL,（,472m,3,）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（,882m,3,），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，,Wiskey,Creek 6-2,井产量提高,5,倍。证明这一工艺是十分有效的。,SINOPECSLOF,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,SINOPECSLOF,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（,a diagram diffusion cell),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。,SINOPECSLOF,Halliburton,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。,Shell Int.,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。,SINOPECSLOF,Halliburton,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,Idd,EI,shargi,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。,SINOPECSLOF,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：,用有机烃类（如二甲苯）代替高粘度的原油；,在油酸乳化液中充入氮气，形成三相乳化液；,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,N,2,，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。,SINOPECSLOF,3,、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,19000um,2,.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,124000um,2,.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。,SINOPECSLOF,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,Austin Chalk,地层闭合压力加到,10000psi,时，,15%HCL,普通酸化导流能力为,88um,2,.cm,，闭合酸化导流能力为,81980um,2,.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,3086um,2,.cm,，闭合酸化时导流能力上升为,19892 um,2,.cm,，上升了几倍。从而说明了闭合酸化的优越性能。,SINOPECSLOF,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,m,委内瑞拉,4876,121.1,28%HCl,胶化酸,张开,18,51.7,0.41,张开,36,51.7,0.19,闭合,51,51.7,52.34,密执安州,1219,35.4,28%HCl,张开,18,9.2,0.42,张开,36,9.2,2.26,闭合,18,9.2,53.7,闭合,36,9.2,85.34,德克萨斯,2438,76.5,28%HCl,张开,18,6.9,0.41,闭合,36,6.9,7.56,张开,18,6.9,0.2,闭合,54,6.9,49.17,SINOPECSLOF,4,、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。,SINOPECSLOF,Barto,（,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；,SINOPECSLOF,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。,SINOPECSLOF,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