压裂酸化改造技术的最新发展与应用.ppt

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1、压裂酸化改造技术的最新发展与应用,目 录,一、压裂酸化技术发展概述 1、国外压裂酸化发展历史 2、国内压裂酸化发展历史 3、国内外技术比较二、压裂酸化改造技术最新发展 1、单项技术最新发展 2、压裂酸化综合技术最新发展三、结论与认识,一、压裂酸化技术发展概述,压裂技术开始：石油工业上的水力压裂的概念是stanolind公司（现在的BP AMOCO公司）提出的。1947年第一口现场压裂施工，美国的kansas州houghton气田4个碳酸盐岩地层，压裂施工时用封隔器分层改造，每层注入1000GAL 稠化凝固汽油，并注入2000GAL汽油作为破胶剂。这些无支撑剂压裂未增加产量。50多年的历史。,1

2、、国外压裂技术发展历史,压裂技术的发展分三个阶段：第一阶段：解堵消除伤害（damage bypass）第二阶段：致密气藏的大型压裂技术（70S）第三阶段：中、高渗透层的端部脱砂压裂技术（90S）,第一阶段：解堵消除伤害（damage bypass）,该阶段的技术发展现状在 Howard and Fast 1970 专著中有系统的总结。技术特点：选井技术、经济优化设计、裂缝形状认识、地应力状况、裂缝宽度方程模型、增产倍数的预测、裂缝导流能力。特点：压裂规模是小型的，目的是解除近井地带的钻井液的伤害，地层渗透率为毫达西级。,压后评估McGuire与SiKora电模拟曲线,发表裂缝导流能力的实际估计

3、（Cooke，1975）裂缝高度增长（Simonson1978,Harrison 等）与支撑剂输送（Novotny1977）非稳态流时的油藏响应。Agarwal1979，Cinco-Ley与Samaniego-V1981,第一代与第二代压裂之间的转换,第二阶段：大型压裂（Massive Hydraulic Fracturing）,该阶段的技术发展现状在 SPE专著水力压裂新进展 中有系统的总结（Gidley1989）。技术现状：测井技术推算地应力剖面（Rosepiler）；压裂压力分析量化裂缝几何特征(Nolte,Smith)；地球物理技术（地面倾斜仪、微地震波技术测绘裂缝轨迹(Veatch,

4、Crowell)）；施工设计与评估（将测试压裂与正式加砂压裂接合起来）。特点：压裂规模是大型的，目的是提高单井产量，地层为致密气藏（微达西级）。水力压裂发展为可证实的技术。,裂缝诊断技术,第三阶段：中、高渗透层的端部脱砂压裂技术（TSO）,该阶段的技术发展现状在 Smith 和Hannah(1996)文章中有系统的总结。技术现状：中、高渗储层端部脱砂；压裂与充填防砂；间接压裂进行油藏与产水管理。特点：压裂采用端部脱砂，裂缝宽度比常规压裂增加10倍，单井产量提高100倍，地层为中、高渗储层（达西级）。应用范例：北海南部Ravenspurn气田脱砂压裂和Prudhoe湾油田高渗层的应用,压裂充填防

5、砂,油藏管理的间接垂向裂缝,未来一代压裂：压裂与油藏工程结合,油藏管汇优化：间接垂直裂缝完井以及有意的布置射孔为将优化的管汇纳入油藏管理提供了一种方法，在挪威Gullfaks 油田应用（Bale1994提出）发挥水平井和横向井的潜能压裂试井。利用裂缝闭合后的压力反映来认识储层，如Gu（1993）Abousleiman（1994）Mayerhofe（1993）。,5 day PBU,k=0.24 md,(1)1947-81:800,000井次/35年(2)1982-88:200,000井次/7年 平均每年5700井次/年56%钻井数压裂投产，25-30%可采储量 由压裂获得 由压裂而增加可采储量

6、,压裂技术开始：1955年第一口现场压裂施工，中国的玉门气田。50多年的历史。压裂技术的发展分三个阶段第一阶段：解堵消除伤害（damage bypass）第二阶段：低渗油藏整体压裂技术（80S末）第三阶段：低渗透油藏开发裂技术（90S末）,2、国内压裂技术发展历史,第二阶段：低渗油藏整体压裂技术（80S末）,技术特点：低渗油藏整体压裂技术是水力压裂工艺技术近期发展的重要特点，它是以整个低渗油藏为研究对象，以油藏长期增产、稳产、最大限度地提高水驱油藏效率与最终采收率和最大限度的获得经济效益为目标函数；技术体系：其技术体系包括压前地层评估与工程论证；地应力场与井网研究；压裂材料的研究、评价与优选；

7、施工参数的优化、分层压裂方式与方法；整体压裂方案的优化设计、水力裂缝的监控与诊断；质量控制与压后评估等九项配套技术。应用效果：该技术分别在辽河、吉林、吐哈等十几个油田12个油藏（区块）应用，取得了显著的经济效益。,“油藏整体压裂技术”对低渗层经济开发的结果,鄯善油田特低渗J2S油层整体压裂取得了经济开发 增产后油量79.05104t，整体压裂NPV6.945亿元,ke13md(kh)e43mdm kh/=43 mdm/mPas 物(h)e1.54m,有控制压裂半缝长Lf75m，1/4井距 中强陶粒，砂液比1055%kfwf45dcm FCD=3 对已形成开发井网系统下，在不利方位时，水力裂缝保

8、持了不降低扫油效率的开发结果,第三阶段：低渗透油藏开发裂技术（90S末）,技术内容：低渗油藏开发压裂技术是在低渗油藏整体压裂技术基础上的进一步发展与完善，是压裂工艺与油藏工程的进一步紧密结合，它以水力压裂的油藏工程研究、压裂力学研究与压裂液系统优化设计研究等三项主体技术为主。,“开发压裂”技术概要,油藏描述油藏非均质与各向异性程度的评估,地应力场与地层破裂表征,（水力裂缝与开发井网）优化组合设计，在矩形泄油面积长缝设置，减少排距、增加井距，抽稀井网密度,裂缝诊断技术,压后评估技术,实施,提高单井产量提高采收率提高经济净现值减少投入,反九点正方形井网660m660m，9.18口井/km2，,x,

9、y,矩形井网-1，960m360m,8.7口井/km2,360m,960m,x,变形反九点井网1040(1200)m460(400)m均质、渗透率各向异性,8.36口井/km2,660m,660m,y,矩形井网-2，480m360m,11.6口井/km2，,360m,480m,y,x,(水力裂缝与井网)系统示意图，X方向为最大主地应力方向,y,400460m,10401200m,X,480m,12.4%Ke 0.15-0.510-3 m2he 15.2m压力系数 0.7,自然产能0,靖安ZJ60试验区物性,试验区储量483万吨，丰度33.3104t/km2,“压裂开发技术”对低渗层经济开发的结

10、果,ZJ60试验区面积6.5 km2，比原方案少部署3口井,一次采油期比较：单井产量比邻区提高23t/d,试验区注水见效快，见效程度高 注水4-5个月后见效，见效程度达81%以上 区外反九点井网，注水4-5个月后，见效程度为50%左 右试验区见效后增产潜力大 试验区见效后平均单井产油量提高2.65t/d 区外反九点见效后平均单井产油量提高1.65t/d,二次采油期比较,从1955年至2000年底，全国压裂酸化作业18.8万井次，共增油9570万吨以上近10年来年压裂酸化作业井次8000左右，年增油量560万吨压裂酸化技术在增加产量和储量方面起到了重要的作用，成为油田一项标准的作业措施。,压裂酸

11、化增产量在低渗油藏总产量中的地位,3、国内在压裂酸化技术方面已接近国际先进水平,设计软件：目前为国际先进水平 Terra Frac、FracPro、Stimplan(F3D与P3D裂缝模拟）DeskTop VIP、Work Bench（3D3P油藏模拟）开发方案经济评价（经济模型）实验室：国外引进，国际90年代水平 包括：岩石力学、支撑剂、压裂液流变滤失与伤害、压裂液与酸液化学、酸化工程，集团公司重点实验室压裂施工设备：引进35套10002000HHP压裂车组 差距：连续加砂与压裂液连续混配装置,材料：接近国际先进水平，并存在差距,水基冻胶压裂液（胍胶、有机硼、胶囊破胶剂）、泡沫压裂液与稠化酸

12、等,与差距：低分子压裂液、高温酶破胶、地下交联酸等,支撑剂：低、中强陶粒,与差距：高强陶粒,施工技术指标：,最大井深：5910m；最高井温：175 最大规模：352吨支撑剂，767m3压裂液 最高砂液比：12 lb/gal；一般：610 lb/gal 平均砂液比：最高6.5 lb/gal；一般：35 lb/gal 单井最高使用水马力：8000HHP 单井一般使用水马力：3000 HHP,裂缝诊断与现场实施监测、分析：接近国际先进水平压后试井与3D模拟分析：接近国际先进水平技术系统的创新：达到国际先进水平 整体压裂技术系统 开发压裂技术系统 超深井压裂技术 酸压与闭合酸化技术,二、压裂酸化改造技

13、术最新发展,单项技术的发展,实验室机理研究,新材料研究,现场应用研究,软件方面研究,裂缝模拟研究支撑剂长期导流能力研究含砂液流变性压裂液伤害机理应力敏感性,清洁压裂液低分子压裂液（可重复使用）缔合压裂液VDA改变相渗特性的压裂液地面交联酸清洁泡沫压裂液,裂缝诊断技术支撑剂回流控制技术新的压裂优化设计技术利用压裂压力降落曲线认识储层技术大型压裂控制缝高技术支撑剂段塞消除近井筒裂缝摩阻技术,考虑应力敏感性的油藏模拟技术,压裂酸化新的工艺技术,开发压裂技术重复压裂技术连续油管压裂酸化技术低伤害或无伤害压裂酸化技术压裂防砂与端部脱砂压裂技术井下混配压裂技术水平井压裂酸化技术,清洁压裂液压裂技术泡沫清洁

14、压裂液压裂技术水压裂技术低分子压裂液压裂技术,1.实验室机理研究,裂缝模拟研究支撑剂长期导流能力研究含砂液流变性压裂液伤害机理应力敏感性,(一)、单项技术的发展,WARPINSKI试验的结果与认识图,天然裂缝性油藏水力压裂形成的裂缝延伸机理研究,DELFT技术大学实验室试验的结果图,天然裂缝对水力裂缝的延伸有很大影响,白色：水力裂缝红色：流体充实的裂缝黑色：天然裂缝,天然裂缝性油藏水力压裂形成的裂缝延伸机理研究受天然裂缝影响，同时与形成的压力速率有关，一般形成的是多裂缝系统,支撑剂长期导流能力研究,非达西流动对导流能力的影响,多相流和非达西流动对导流能力的综合影响,2、新材料研究,清洁压裂液低

15、分子压裂液（可重复使用）缔合压裂液VDA（清洁自转向酸）改变相渗特性的压裂液地面交联酸清洁泡沫压裂液,新型缔合压裂液,通过室内合成和化学体系研究，研制开发新型无残渣聚合物FA-200A、FA-200B和高温酸性交联剂AC-12，研究形成了新型缔合酸性压裂液和清洁泡沫压裂液体系。降低了压裂液成本，提高了压裂液性能。在弱酸性（pH为35）介质中，仍然具有良好的流变性能，耐温能力达到150，破胶彻底，低残渣（降低压裂液残渣90以上），同时压裂液体系减少了杀菌剂和粘土稳定剂的使用，简化了配方和配液工序，降低了压裂成本。可以满足温度为40140地层的常规压裂和二氧化碳泡沫压裂施工，特别适合于碱敏、低压储

16、层的压裂改造。这是植物胶压裂液所不具备的，是新一代压裂液体系。,缔合酸性交联冻胶压裂液,基液配方：0.2-0.4FA-200(A)酸性交联稠化剂0.1%FA-200(B)酸性交联稠化剂+0.3%DL-12助排剂破胶剂酸性交联剂AC-12交联比：100:0.6,基液：粘度30mPa.s；冻胶pH=4.5；粘弹性好可挑挂冻胶酸冻胶耐温能力达到153；低残渣，残渣含量为常规压裂液的1020；具有很好的粘土稳定能力，不使用粘土稳定剂和杀菌剂。,140高温缔合压裂液耐温耐剪切性能,清洁压裂液体系完善VES70粘弹性清洁压裂液：在吉林油田前4-6井（两井次）应用成功，60、加砂21m3，增产有效明显。压裂

17、液成本:800元/m3，国外3200元/m3双极性高效清洁压裂液体系提高压裂液的耐温能力，达到90新型耐高温清洁压裂液体系清洁、弱酸性介质耐温达到120,清洁泡沫压裂液（Clearfoam）,清洁泡沫压裂液取得新突破,可形成稳定、丰富的泡沫！,清洁泡沫压裂液流变特性,该清洁泡沫压裂液流变学特征粘弹性流体，弹性大于粘性弹性好，具有良好的携砂能力成胶速度快，具有较高的粘度是假塑性流体，复合HB模型具有良好的剪切稳定性,粘弹性清洁流体耐温特性,常温粘度可达300-500mPas，但随着温度的增加，粘度降低；低温：60配方粘度：60-80mPa.s（60min，170s-1）中温：80配方粘度：70-

18、100mPa.s（60min，170s-1）高温：120配方粘度：75-160mPa.s（90min，170s-1）,清洁泡沫压裂液的现场试验,苏里格气田完成压裂液配方试验和材料准备完成了苏39-14-4井压裂设计准备现场实施吉林油田开展了吉林油田压裂液配方试验CO2清洁泡沫压裂液压裂设计准备在11月21日施工(前1-9井)？,地面交联酸液体系,研究合成了新型阴离子酸液可交联稠化剂,阳离子体系阴离子体系非离子体系两性离子体系,确定了阴离子与非离子聚合物合成路线,研究合成了新型有机酸性交联剂AC-20,在优选络合剂（多碳酰胺基）、络合离子和工艺条件下,未交联酸液液体的流变参数,稠化酸（未交联酸液

19、）稠化酸液，粘度较低耐温能力差（90：1020mPa.s）携砂能力差，沉降速率快不能满足酸液加砂改造要求,酸液配方：15%HCl+0.8%胶凝剂,地面交联酸液体系的流变参数,交联酸液CrossAcid交联酸液（15%HCl），可挑挂的酸冻胶，粘度高耐温能力高（120：60-90mPa.s）携砂能力强，全悬浮，沉降速率慢能够满足酸液加砂改造要求,酸液配方：15%HCl+0.8%胶凝剂+1.0%酸液交联剂,低分子压裂液技术（LMWF）,瓜尔胶分子结构及低分子设计,改性的瓜尔胶材料（modified guar-based materials）,Application of New Viscoelas

20、tic Fluid Technology Results in Enhanced Fracture Productivity,低分子瓜尔胶压裂液流变与伤害性能,低分子压裂液岩心滤失性能,返排与效果对比,对低分子瓜尔胶压裂液的认识,这种分子断链与缔合化学技术（分子设计）已经开发出了优质先进的粘弹性压裂液体系（HPF）这种体系具备了交联瓜尔胶压裂液的流变性能和低滤失特性，以及无聚合物压裂液的低导流能力损害特性短链分子、化学离子和pH值实现压裂液分子缔合与破胶，无需其它压裂液化学破胶添加剂配制简便，可回收再利用，降低成本，减少污染，具有很好的应用前景,清洁自转向酸(Viscoelastic Dive

21、rting Acid),基于schlumberger公司的清洁压裂液技术改善碳酸盐岩储层基质酸化酸的转向;基于就地粘度的变化进行转向,泵入期间,流体粘度低,随着酸与地层的反应,流体粘度增加,从而达到自转向的目的.,VDA 在鲜酸中,VDA 在残酸中,试验结果,现场效果,应用范围,碳酸盐岩储层；油井或水井；长生产井段和多层油藏；剖面上渗透率变化的油藏；水平井或直井；可以通过连续油管注入,3、现场应用研究方面,裂缝诊断技术支撑剂回流控制技术新的压裂优化设计技术利用压裂压力降落曲线认识储层技术大型压裂控制缝高技术支撑剂段塞消除近井筒裂缝摩阻技术,裂缝诊断技术,1.产层是否全部压开？2.裂缝能否控制在

22、产层内3.裂缝是否延伸至气顶或低水层？4.厚产层优化裂缝条数及规模？5.压裂规模与裂缝的长高及产能的关系？支撑剂的优选.6.裂缝是否沿着主要的天然裂缝扩展？7.水平井钻井方位与水平井压裂？8.井网布置是否有利于提高扫油效率？,回答如下问题,裂缝诊断技术原理（microseismic and downhole tiltmeter fracture mapping),现场应用,支撑剂回流控制技术,Schlumberger公司开发了纤维素产品PROPNET;BJ公司开发研制了一种新的颗粒产品，其粒径与支撑剂粒径相当，目前有12/20和20/40目的产品，该产品相对于支撑剂来说，强度较低，易变形，在施

23、工过程中按照一定的比例加入，施工结束后对支撑剂回流起到非常好的固定作用；Halliburton研制开发了在线液体树脂系统（on-the-fly，Liquid Resin System(LRS)），,Schlumberger公司PROPNET,控制支撑剂回流 改善支撑裂缝带导流能力降低施工摩阻在美国东德克萨斯碳酸盐岩气藏（温度177，）、中东、北海、拉丁美洲、西伯利亚,BJ公司产品,BJ公司开发研制了一种新的颗粒产品，其粒径与支撑剂粒径相当，目前有12/20和20/40目的产品，该产品相对于支撑剂来说，强度较低，易变形，在施工过程中按照一定的比例加入，施工结束后对支撑剂回流起到非常好的固定作用；

24、,Halliburton研制开发了在线液体树脂系统（on-the-fly，Liquid Resin System(LRS)）,该项技术与树脂与包裹支撑剂技术（RCP）相比较具有以下优点：1所有支撑剂都是可固化的；2所有的支撑剂具有较低的固化速率；3该体系中有一种添加剂可以除去支撑剂表面的压裂液膜，使得支撑剂在没有闭合压力的条件下也可以固结，达到控制支撑剂回流的目的。,新的压裂优化设计技术,压裂优化设计的新标准，即以通过增加井的采油指数的压裂优化设计。,引进了无因次支撑剂系数，它的定义是裂缝渗透率与地层渗透率比值的2倍与支撑裂缝带的支撑剂体积与油藏的泄油体积比值的乘积。,在确定压裂施工支撑剂量以

25、后，利用公式非常方便的计算出优化的缝长和缝宽，即,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确定；表征压裂规模的最好的单一变量是无因次支撑剂系数；通过优化无因次支撑剂系数就可以确定最大的采油指数。,利用压裂压力降落曲线认识储层技术,1993年Mayerhofer et al建立了新的压裂过程得流体滤失模型，为利用压裂压力分析求出地层的参数打下了基础。,闭合期间总压力变化为闭合期间的压力值减去注入期间的压力值：,Pi:原始油藏压力qij:泵入期间滤失系数qFj闭合期间滤失系数tn裂缝延伸的开始时间tm泵注时间油藏流体粘度滤液粘度Ro裂缝面阻抗RD规格化阻抗,诊断图,排量规格化的压力

26、变化图和它的导数图,特殊化图-确定油藏渗透率，裂缝面阻抗,m斜率,b截距,解释方法,采集测试压裂过程中的压力降落数据；绘制压力与时间以及压力导数与时间的双对数曲线，确定闭合压力或验证闭合压力；根据方程预计裂缝面积；绘制排量规格化的压力与时间以及导数与时间双对数图以评价油藏压降与裂缝面阻抗压降的相对重要性；用预计的裂缝面积和R0和K模拟压力导数函数，通过拟合早期的压力导数来校正初始预计的裂缝面积；绘制特殊化曲线，计算裂缝面阻抗和油藏渗透率；模拟并拟合压力变化、导数并与实际值相互比较。,压裂酸化新的工艺技术,开发压裂技术重复压裂技术连续油管压裂酸化技术低伤害或无伤害压裂酸化技术压裂防砂与端部脱砂压

27、裂技术井下混配压裂技术水平井压裂酸化技术,清洁压裂液压裂技术泡沫清洁压裂液压裂技术水压裂技术低分子压裂液压裂技术,(二）、压裂酸化新的工艺技术,1、低渗透油气藏压裂开发技术,低渗、特低渗透油藏的改造技术发展方向是油藏工程与压裂工艺技术进一步相结合-开发压裂技术Pemex勘探和生产公司（Pemex Exploration&Production(PEMEX)）在开发墨西哥的Arcabuz-Culebra低渗气藏时，与美国天然气研究院(GRI)、GeoMechanics 国际公司、Pinnacle技术公司、Brabagan&Associates公司相结合，采用油藏工程研究、地质力学研究与压裂工艺技术

28、（包括水力裂缝诊断技术）相结合技术路线，来优化井网方式、井网密度和水力压裂优化设计，以提高低渗油气藏的总体开发效果。,国内压裂中心与长庆油田开展低渗油藏开发压裂技术（90年代末）,技术内容：低渗油藏开发压裂技术是在低渗油藏整体压裂技术基础上的进一步发展与完善，是压裂工艺与油藏工程的进一步紧密结合，它以水力压裂的油藏工程研究、压裂力学研究与压裂液系统优化设计研究等三项主体技术为主。,反九点正方形井网660m660m，9.18口井/km2，,x,y,矩形井网-1，960m360m,8.7口井/km2,360m,960m,x,变形反九点井网1040(1200)m460(400)m均质、渗透率各向异性

29、,8.36口井/km2,660m,660m,y,矩形井网-2，480m360m,11.6口井/km2，,360m,480m,y,x,(水力裂缝与井网)系统示意图，X方向为最大主地应力方向,y,400460m,10401200m,X,480m,“开发压裂”技术概要,油藏描述油藏非均质与各向异性程度的评估,地应力场与地层破裂表征,（水力裂缝与开发井网）优化组合设计，在矩形泄油面积长缝设置，减少排距、增加井距，抽稀井网密度,裂缝诊断技术,压后评估技术,实施,提高单井产量提高采收率提高经济净现值减少投入,井网方向 NE70,“压裂开发技术”对低渗层经济开发的结果,y,矩形井网-1，960m360m,8

30、.7口井/km2,360m,960m,x,480m,试验区注水见效快，见效程度高 注水4-5个月后见效，见效程度达81%以上；区外反九点井网，注水4-5个月后，见效程度为50%左右试验区见效后增产潜力大 试验区见效后平均单井产油量提高2.65t/d；区外反九点见效后平均单井产油量提高1.65t/d,试验区储量483万吨，丰度33.3104t/km2 12.4%Ke 0.150.510-3 m2he 15.2m压力系数 0.7,自然产能0ZJ60试验区面积6.5 km2，比原方案少部署3口井,2、重复压裂新技术,新的选井选层技术,数据库神经网络模糊逻辑技术,重复压裂机理研究取得突破,裂缝转向：重

31、复压裂时机的选择,a)应力差，b)最小主应力方位：初始应力差=400Psi,渗透率各向异性为4，生产井,新的压裂液体系：加入相对渗透率调整剂（RPM）达到控水增油的目的,3、低伤害或无伤害压裂新技术,低伤害或无伤害压裂新技术,水压裂技术泡沫清洁压裂液压裂技术清洁压裂液压裂技术低分子压裂液压裂技术,水压裂技术（waterfrac）,为什么开展水压裂液体系研究：主要是为了进一步降低压裂改造的费用，使得低渗致密油气藏得到有效开发。20世纪90年代中期，美国开始研究并现场使用该项技术，取得非常好的效果，如在东、南德克萨斯盆地、Fort Worth盆地。工艺技术称为Waterfrac，或者Light s

32、and frac，类似于以前的Slick water treatment。典型的施工：压裂液：水+降阻剂+表面活性剂+粘土稳定剂；前置液50%+0.5ppg支撑剂；施工后期用0.5-2ppg浓度支撑剂尾追，总液量1000-2500桶/英尺，高排量。,清水压裂技术支撑剂作用与机理,水压裂技术的优点施工费用低（降低50%）；易返排、低伤害；裂缝在产层延伸；缝高易控制。,水压裂技术适应的地层条件低渗透油气藏；薄层；硬地层（支撑剂嵌入不是主要问题）；天然裂缝对交联液体伤害敏感的地层。,水压裂在吉林油田地应用,试验地点：吉林油田试验井数：2口井（5井次）采用低砂比、低排量的施工参数裂缝长度为50m左右,

33、清洁压裂液压裂技术（Clearfrac）,常规聚合物压裂液滞留残渣将破坏油藏和 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北部白沙上38度和1000 psi 下获得的。瓜胶用甲基蓝染色,图1。无聚合物压裂液 无残渣滞留堵塞油藏。此测试结果是在20/40美国北部白沙上38度和1000 psi 下获得的。,清洁压裂液体系完善VES70粘弹性清洁压裂液：双极性高效清洁压裂液体系提高压裂液的耐温能力，达到90新型耐高温清洁压裂液体系清洁、弱酸性介质耐温达到120,压裂中心清洁压裂液产品,清洁胶束压裂液流变特性与结构,清洁压裂液工艺性能,胶束流体粘弹特性具有粘弹特性

34、，以弹性为主（G G）破胶性能：清洁压裂液与煤油按5：5混合，在室温（26）下破胶液粘度为2.72mPa.s；在储层温度（55）下，破胶液粘度仅为0.92 mPa.s。胶束流体固含量：胶束流体为无固相，胶束压裂液为无残渣低伤害流体。计算得岩心伤害率为3.84%，即岩心渗透率恢复率达到96.16%。,清洁压裂液在吉林现场试验成功,前48区块前4-6井（2井次）井深1300m，温度65，低孔低渗加砂26.5m3，砂液比27%，最高55%摩阻30%，控制裂缝高度。排量3m3/min，VES-70:4%,国产清洁压裂液低成本,国外公司（Dowell）长庆油田60储层：3500-4000元/m3大庆油田

35、90储层：7500-8000元/m3价格比：￥90=2￥60=4￥40压裂中心￥100-120=2500-3500元/m3￥80-90=1000-1500元/m3￥40-60=750-900元/m3,泡沫清洁压裂液压裂技术,清洁压裂液,泡沫,清洁清洁压裂液,清洁泡沫压裂液,可形成稳定、丰富的泡沫！,清洁泡沫压裂液流变特性,该清洁泡沫压裂液流变学特征粘弹性流体，弹性大于粘性弹性好，具有良好的携砂能力成胶速度快，具有较高的粘度是假塑性流体，复合HB模型具有良好的剪切稳定性,清洁泡沫压裂液现场应用,图5-10 5+6号层施工曲线,前1-9井（投球分层压裂）井深1219m，温度65，低孔低渗加砂24.

36、1m3，砂液比25.7%，最高66.9%排量3m3/min，VES-70:4%,图5-11 3号层压裂施工曲线,压后返排情况,4、压裂防砂与端部脱砂压裂技术(FRAC-PACK and TSO)-高渗层压裂增产技术,常规压裂与TSO区别,现场施工程序,5、连续油管压裂酸化技术-（分层压裂、小井眼压裂等）,对于多层如何改造？以往分层改造存在费时、费用高等缺点采用连续油管压裂技术,如何实现分层改造？,连续油管设备井下封隔器总成,CoilFLATE ST(5-50ft),井下封隔器总成-CoilFLATE,膨胀流体：水、盐水、40API度柴油、60/40%甲醇/水。,主要用于浅井多层陆上油气藏，用于

37、分层压裂酸化和小井眼压裂第一次连续有关压裂作业于1993.2年在加拿大阿尔伯塔省东南部浅气层实施，通过2-7/8“连续油管注入25吨支撑剂，排量3.0m3/min。在过去两年内，在北美有超过1千多口井通过连续油管压裂改造；到目前为止超过5000口井进行了连续油管压裂。应用最多的是加拿大，其次在美国的Colorado,Texas,Alabama,Virginia；其次在英国（英格兰、爱尔兰）,现场应用,连续油管管柱典型尺寸为2-3/8-27/8“；三个主要的服务公司：(2001年)schlumberger（CoilFRAC）:29%;BJ:21%,Halliburton:11%各大服务公司都把连

38、续油管压裂技术注册了专利：SCHLUMBERGER公司注册为：CoilFRACTMHALLIBURTON公司注册为：Cobra FracTMBJ公司？,目标区：美国Virginia州Buchanan县的浅层煤层气；地质特点：煤层深度1500（457.2m）-2500（762.0m）ft，层多（12-25层），层薄（0.5-6.0ft），跨度大（1000ft（304.8m），气含量450-650scf/吨；,CASE1:煤层气的连续油管压裂技术,图1 层位图,以往压裂改造历史：该煤层气改造从最早的合压开始，到限流压裂，到多段改造，目前煤层分成3-4段进行改造，每段包括6-8个煤层，流体为低稠化剂

39、硼交联的70%泡沫压裂液，规模在1500060000lbm(6818.227272.7吨)以往改造存在的问题：费时、经济性差，有些煤层没有得到改造；2001年Halliburton公司使用连续油管进行压裂改造（CTF），包括集成的连续油管装备（2-7/8”,7500ft,壁厚0.203”，），特殊的井下封隔器总成（上下跨度为525ft，19ft,跨度至少比射孔井段长4ft）。,井下封隔器总成,集成的连续油管装置,三、结论与认识,水力压裂技术是一项永远的技术，“当其他措施没有用时，就用压裂措施吧”。水力压裂技术近期无论在单项技术，还是在整体工艺技术都取得了非常大的进步；水力压裂技术的发展为有效认识储层和经济有效开发低渗透（边际）油气藏提供了技术保证。,