致密砂岩气藏压裂酸化技术研究.ppt
致密砂岩气藏压裂酸化技术研究,汇报提纲,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展四、巴喀气藏以往压裂酸化实践及认识五、下步工作建议,储层特征埋藏深:3180-4000m 物性差:储层平均孔隙度4.95%、渗透率0.3510-3m2 天然裂缝发育水敏中等偏强，酸敏中等偏弱，速敏、碱敏伤害弱 杨氏模量高（33000-35000MPa），岩石坚硬 地应力梯度高，0.0194-0.0256MPa/m 正常压力系统，油藏压力系数0.985-1.124 温度高，90-115,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点,压裂难点,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点,压裂酸化改造的技术思路和需解决的主要问题,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点,汇报提纲,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展四、巴喀气藏以往压裂酸化实践及认识五、下步工作建议,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,应用实例：Wattenberg气田（排量，液量）深度2316 2560m,砂层厚度1530m，渗透率0.0050.05md加砂量90150m3，最大255m3，压后缝长400600m压后稳产2.03.5104m3/d，最大5.2104m3/d,1.致密气藏大型压裂技术,技术背景自80年代以来，以美国Wattenberg气田压裂技术研究与应用为基础，提出大型压裂概念，通常指支撑半缝长大于300m，加砂规模达到100m3以上的压裂。适用大型压裂的储层特点气测渗透率0.1md，砂层厚度一般20m以上，且平面上分布稳定人工裂缝方位与有利砂体展布方向一致实施大型压裂的关键技术条件施工时间长，压裂液应具有良好的携砂流变性及低伤害性能压裂液量大，通常使用连续混配技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,广安002-X36 该井位于广安构造广安I号区块中部，平面上处于油气聚集有利区，渗透率0.3md。有效厚度24.6m,纵向上缝高控制较好，有利于裂缝往储层深部延伸。以往压裂井有明显规模与效果的线性相关性，大型压裂有取得更好效果的潜力。,施工井段:1802.41830.4/2段射孔厚度:25m；地层温度:65.2模拟缝长：305m施工排量：3.6m3/min施工压力：37.7MPa施工规模：压裂液1229.3m3，支撑剂472.5t(258.2m3)效果：压前0，压后产气39104m3/d,1.致密气藏大型压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,对于纵向多薄层致密气藏，多采用分层压裂技术，目前的分压技术主要有：“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术“连续油管+跨隔式封隔器”压裂技术直井不动管柱多层封隔器分压合采技术,2.直井分层压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,适用范围油藏、气藏、煤层气藏直井、斜井适用条件实际垂深：3050m井底温度：139 套管/衬管尺寸：41/2或51/2连续油管尺寸：1-3/8 2-3/8 技术类型：砂塞、单封,砂塞封堵,底部单封,2.直井分层压裂技术,“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,目标区：美国怀俄明州的Sublette县大绿河盆地Jonah气田地质特点：断层圈闭型大气田，互层砂岩储层，总层厚8531097m，其中包括100多个砂岩分层，层厚介于0.69m，产层段由厚度为34.5m的单层组成，叠加层序厚度超过60.96m。孔隙度612%，渗透率介于0.0010.5md。传统特点：压裂处理36个层段，大约需要5星期才能完成，成本高，耗时长，而且增产效果也不理想。措施效果：36个小时内完成11级水力压裂施工，将施工时间由5个星期缩短至不到4天，同时产量增加了90%以上。技术发展：ISD技术 FTCBP底部单封,2.直井分层压裂技术,“连续油管+水力喷砂射孔+环空加砂”压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,North Rincon气田实例，south Dexas,井 号：Martinez B54；储层深度：（1800-2100m）；跨度214m，净厚度：23.5m/5层；压裂管柱：2in连续油管；封 隔 器：5in Mojave 跨隔式封隔器；压前产量：射孔后5层合采产量为31500m3/d；压 裂 液：Coilfrac清洁压裂液；支 撑 剂：支撑剂总用量为（617t）；排 量：（1.3-1.6m3/min）；压裂压力：（76MPa）；压后增产：产气：(146000m3/d)；产凝析油：（19m3/d）；周 期：压完5层总共花费24小时,要求连续油管通径大(2-3/8”or 2-7/8”)使用寿命有限，一般能承受50层(1200t支撑剂)左右施工最大垂深2400m,“连续油管+跨隔式封隔器”压裂技术,2.直井分层压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,直井不动管柱机械分压工具,2008年4月在四川须家河包16井成功实现了气井不动管柱（管柱可起）封隔器一次分压4层。射孔层段为：须二段（18501840m）、须四段（17481738m）、须六段（15481538、14961488m），总跨度362m，储层平均孔隙度7.42%，平均渗透率0.2910-3m2，压力系数0.81.0，温度5565。该井压后测试产量超过3.0104m3/d，施工管柱顺利起出，为后期作业提供了安全方便的井筒条件。该技术的成功应用为解决四川须家河储层层系多，跨度大，逐层作业周期长、地层压后被伤害、改造成本高等问题提供了安全快捷的新技术途径。,2.直井分层压裂技术,直井不动管柱多层封隔器分压合采技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,水平井多级可钻式桥塞封隔分段压裂技术 水平井水力喷砂分段压裂技术 水平井多级滑套+封隔器分段压裂技术 其他级数不受限分段压裂技术,国外水平井分段压裂技术主流技术有以下4种：,3.水平井分段压裂技术,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,3.水平井分段压裂技术-国内,二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状,汇报提纲,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展四、巴喀气藏以往压裂酸化实践及认识五、下步工作建议,压裂室内试验研究就地岩石力学测定就地岩心物性测定支撑剂评价与导流能力压裂液流变滤失与伤害,压裂液体系及添加剂研究水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液,压裂优化设计与评估长期导流能力模拟研究支撑剖面优化与参数优选裂缝诊断与现场监测压后试井与3D模拟分析现场实施与质量控制经济评价与压后评估,现场应用技术（10项）整体压裂技术系统开发压裂技术系统重复压裂技术泡沫压裂技术裂缝性复杂岩性储层压裂技术低伤害控水锁压裂技术煤层气压裂技术斜井、水平井压裂技术深井、超深井压裂技术异常高应力深井加重压裂技术,新技术：缝网压裂、前置投球分压、活性水粘性指进压裂、二次加砂压裂、清水压裂、水平井联合井网优化,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,低渗油气藏压裂技术,碳酸盐岩酸压及砂岩酸化技术,现场应用技术（11项）粘性指进酸压技术多级注入闭合裂缝酸化技术稠化酸酸压技术泡沫酸酸压技术乳化酸酸压技术地面交联酸酸压技术复杂岩性储层酸压技术转向与分层酸压技术酸液携砂压裂技术超深井砂岩酸化技术注水井重复酸化增注技术,酸压裂室内试验研究酸液流变学研究酸液滤失与导流能力模拟酸岩反应动力学研究多级注入闭合酸化模拟,酸化工作液体系研究 稠化酸 地面交联酸 泡沫酸 乳化酸 粘弹酸 有机缓速酸,酸化优化设计与评估拟三维酸压优化设计多级注入闭合裂缝酸化设计砂岩酸化优化设计软件酸压压力降落分析软件与应用基质酸化优化设计软件现场实施与评估分析,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.水基压裂液体系低温压裂液体系：10-60中温压裂液体系：60-120高温压裂液体系：120-1802.泡沫压裂液体系N2泡沫压裂液体系CO2酸性交联泡沫压裂液体系变泡沫质量泡沫压裂液体系,7.深度酸压酸液体系地面交联酸体系胶凝酸酸液体系乳化酸酸液体系,3.低伤害控水锁压裂液体系含醇超级瓜胶压裂液体系乳化压裂液体系油基压裂液体系4.低伤害无残渣压裂液体系低浓度聚合物压裂液体系清洁压裂液体系5.改变相渗特性压裂液6.加重压裂液和酸液体系,8.新研发液体体系超低浓度羧甲基瓜胶压裂液体系微乳酸粘弹酸,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.1 FACM低伤害低摩阻羧甲基瓜胶压裂液体系,形成了从50 到180系列温度的羧甲基体系,低聚合物用量。比常规交联瓜胶压裂液的用量要少1/31/2，水不溶物低，比常规瓜胶平均降低89%，比优级瓜胶降低75%，比超级瓜胶降低33%低残渣。残渣118-221mg/L，为常规瓜胶压裂液体系的30-50%低摩阻。羧甲基瓜胶压裂液残渣伤害率比常规压裂液降低25%，残胶伤害率比常规压裂液降低55%；摩阻比常规瓜胶压裂液降低30%左右,羧甲基压裂液体系的低伤害优势明显,2008-2009年羧甲基瓜胶压裂液在长庆、吉林、冀东、海塔等油气田得到规模化应用，现场施工25口井33井层，施工成功率100%。,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,清水导流后支撑剂,0.55%羟丙基胍胶导流后支撑剂,0.5%羧甲基胍胶导流后支撑剂,单个颗粒表面放大,单个颗粒表面放大，表面粘接较多的碎屑,单个颗粒表面放大,环境扫描电镜微观分析,压裂液伤害后残胶会粘连在支撑剂颗粒表面造成残胶伤害,1.1 FACM低伤害低摩阻羧甲基瓜胶压裂液体系,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,交联比：100：0.6交联时间：340基液pH值：10.5基液粘度：96mPa.S耐温耐剪切性能：170s-1,180,剪切120min,表观粘度109mPa.S,低浓度高温羧甲基压裂液能够满足高温深井长时流变性能需求,确保了吉林昌37井温度170加砂154m3和冀东NP5-98温度174加砂106.5m3的施工,1.1 FACM低伤害低摩阻羧甲基瓜胶压裂液体系,180条件下0.6%CMGHPG剪切4小时流变曲线,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,气测导流能力高于液测值,进行了20/40目陶粒和小粒径30/50目陶粒的液体和气体导流能力。20/40目陶粒气体和液体的导流能力比 2.3-2.1：130/50目陶粒气体和液体的导流能力比2.1：1,1.2 支撑剂气体导流能力实验研究,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,试验方法对比：短期导流每个闭合压力点测试0.25小时。长期导流:每个闭合压 力点测试50小时（20-40目陶粒）在闭合压力一定的情况下，50小时后导流能力还没有完全稳定。同时，发现支撑 剂有嵌入现象,岩心板长期导流能力实验,1.2 支撑剂气体导流能力实验研究,为优化设计提供了更为可靠的依据,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,加岩心板测试的导流能力低于加钢板测试的导流能力，且这一差距随着时间有进一步加剧的 趋势，但大于60MPa差距缩小长期导流和短期导流之比0.85-0.62,在闭合压力一定的情况下，岩心板长期导流能力比钢板短期导流能力低30-50m2.cm.钢板短期导流能力及钢板长期导流能力可以用于比较支撑剂性能的优劣，但其实验数据不能用于优化设计（应该用岩心长期导流的试验数据），而现场经常用钢板短期导流数据进行优化设计,岩心板长期导流能力实验,1.2 支撑剂气体导流能力实验研究,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,液测-气测短导-长导钢板-岩板,WKf=258.69e-0.0078tR2=0.9831（岩板）,指导气藏压后产量预测研究 指导优化支撑裂缝剖面 支撑剂优选的依据,1.2 支撑剂气体导流能力实验研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.应用基础研究,1.3 研发成功多层或巨厚储层均匀酸化高温颗粒暂堵剂,暂堵颗粒随温度的升高溶解速度明显变快,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,在高渐近角和中等应力差情况下，水力裂缝直接穿过天然裂缝，沿着原方向扩展.,假设水力裂缝沿着水平最大主应力方向延伸，在远场与单条天然裂缝之间的渐近角度为,渐近角90度，水平应力差5MPa，粘度100mPa.s,排量4.2mm3/s,渐近角90度，水平应力差5MPa，粘度10mPa.s,排量4.2mm3/s,渐近角90度，水平应力差5MPa，粘度100mPa.s,排量8.4mm3/s,高渐近角和中等应力差,1.4 天然裂缝介质中水力裂缝延伸规律研究,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,（逼近角30度，水平应力差5MPa）,在低逼近角和高应力差情况下，水力裂缝转向，沿着预制裂缝延伸,对单条天然裂缝，水平主应力差与逼近角度是决定水力裂缝走向及形态的主要影响因素；从实验模拟的结果来看，逼近角度大于30度时，水力裂缝一般会直接穿过天然裂缝而继续延伸,28#：渐近角30度，水平应力差5MPa，粘度100mPa.s,排量4.2mm3/s,低逼近角和高应力差,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.4 天然裂缝介质中水力裂缝延伸规律研究,压裂液粘度不同时，压力曲线的响应差别明显。低粘度的压力曲线起伏较大，高粘度的压裂曲线起伏较小 采用高粘度压裂液，裂缝型态比较理想，裂缝表面比较光滑，且水力裂缝容易穿过预置的天然裂缝；而采用低粘度压裂液的时，裂缝表面非常粗糙，起伏比较明显，且水力裂缝容易沿着天然裂缝方向延伸,高粘度压裂液,低粘度压裂液,粘度影响,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.4 天然裂缝介质中水力裂缝延伸规律研究,采用高排量压裂时，裂缝型态比较理想，裂缝表面比较光滑，且水力裂缝容易穿过预置的天然裂缝；而采用低排量压裂时，裂缝表面非常粗糙，起伏比较明显，且水力裂缝容易沿着天然裂缝方向延伸,提高排量到q=8.410-9m3/s,排量影响,1.应用基础研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,1.4 天然裂缝介质中水力裂缝延伸规律研究,2.1 非均质储层改造前储层评估技术,2.应用技术研究,解决改造的针对性与成功率问题,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.2 设计方法。压裂设计目标函数发生了重要变化，由以往单一裂缝的优化，转变为最大限度地提高裂缝影响区域的改造体积。,无因次支撑剂系数的物理含义：裂缝影响的渗流区域体积占油气藏的总体积百分数在此概念影响下，压裂设计追求的裂缝不再是单一的线（俯视图），而是复杂的条带，即单一的缝长与导流的设计转向复杂的缝网压裂设计在缝网条件下，渗流发生在任何地方，整个油气藏是四通八达的网络。且部分支撑的缝网，可能提供无限的裂缝导流能力。,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.3 前置液投球分层压裂技术提高压开程度,前置二次投球提高压开程度原理,必要性：常规投球盲目性大，前置一次投球压开程度有限，而封隔器分层压裂，下层易出现过顶替适用储层条件：3层以上，层间应力差逐层升高，幅度在3MPa以上 实施方法:前置液中间投二次球，投球前后排量恒定，加砂前控制使球掉落井底，然后提排量优势：避免常规投球盲目性、避免支撑剂的层间干扰、控缝高,前置二次投球原理图,第一次投球,第二次投球,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,前置二次投球提高压开程度原理,技术构成,到达孔眼时受力,未达到孔眼时受力,立足于地应力剖面分析、层间裂缝诱导应力场对缝高扩展的影响,选井选层技术排量优化技术投球时机及投球的数量优化技术封堵球有效座封与脱落控制技术,2.3 前置液投球分层压裂技术提高压开程度,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,前置二次投球实例-华北阿尔6井,压力上升9MPa,压力上升22MPa,井深：2454.0-2521.0m渗透率：0.510-3 m2温度：98压裂系数：1.0排量：5.5-6m3/min油压：36-60MPa前置液：238m3携砂液量：195m3砂量：54.43m3破裂压力：42MPa停泵压力：22.4MPa平均砂比：26.08%。二次投球240，压力分别直线上升9MPa和22MPa效果：压后日产液73.67 m3，日产油35.52 m3,为二连盆地阿尔凹陷落实石油储量5540万吨做出了积极贡献，该成果获得2009年集团公司勘探年会重大发现奖一等奖。,2.3 前置液投球分层压裂技术提高压开程度,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.4 活性水携砂指进压裂技术,实现方法:利用活性水与冻胶的粘度差异，活性水携砂液会呈指状分布在冻胶中，最终形成类似全悬浮的输砂剖面。技术特点：用活性水替代低砂比阶段的冻胶；不增加入地液量、不降低砂比；降低伤害（水对导流能力保持率应接近100%），降低成本。应用情况：在长庆油田关129-159、关134-142、关136-146井进行了成功应用，压后平均产量18m3/d，约为邻近的1.6倍。,透明平行板物模实验研究粘滞指进的控制条件,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.5 缝网压裂技术,力学分析及适应条件,适用条件两个水平主应力差相对较小，一般如小于6MPa无天然裂缝，滤失小，裂缝净压力的积聚速度大施工控制开始时控制净压力小于水平应力差值，直到主缝长达到预期要求为止缝长达预期要求后,大幅提高缝内净压力，可能在近井筒处产生次生裂缝施工后期进行端部脱砂或转向压裂技术（暂堵剂或大粒径支撑剂），如施工压力允许,规模进一步增大，分叉缝还可能转向，从而提高改造体积,人工主裂缝,井筒,分叉缝,分叉缝,分叉缝,分叉缝,转向,人工主裂缝,井筒,分叉缝,分叉缝,分叉缝,分叉缝,转向,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,目前缝网压裂共设计12口，现场试验7口，取得初步成效,该技术在浙江丰探1-15井首次应用，并取得较好效果（储层渗透率4.21md，压后产液15m3/d，产油10.4m3/d，含水20.30%，同区块其它井一般日产液均在1吨以下），目前已在大庆(州扶71-47井和州扶67-53井)、吉林(DA56-1-2已完成缝网压裂设计)等油田进行探索性应用。针对华庆长6、合水长8储层特点，为提高改造体积，探索性进行了4口井的缝网压裂现场试验，取得了一定的效果。从试验4口井的总体情况看，大粒径进入地层一定时间后，压力有3-5MPa的上升，有新的破裂显示，破裂后的新的延伸压力比先前的同等条件的要高1-2MPa。,2.5 缝网压裂技术,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.6 二次加砂压裂技术,目的及意义：控制缝高，并提高上部储层的支撑效率，对厚储层提高压开程度也具有重要作用。较以往改进：一是停泵一段时间再施工而不返排，二是再次加砂前的冻胶改为线性胶。应用情况：在长庆白豹关144-144井成功应用，压后产量40.5m3/d，明显高于周围邻井（20m3/d）；后经推广应用长庆40口井，平均单级加砂15-35m3，平均单井日产油22.1m3，试排产量高出对比邻井3.5m3/d左右。,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,储层特点跨度大(344m)小层多(5层)小层间距大(最大跨度190m)技术方法使用不动管柱封隔器一次分压4层规模与效果累计加砂122 m3（39/34/31/18m3）压后初产2.3104 m3/d稳产1.5104 m3/d,包16井分层压裂施工曲线,国内实例四川须家河包16井,技术突破及意义施工时间缩短：单压4段作业周期1个月，分压4段施工时间6.5小时施工后管柱可回收，不影响后续作业,2.7 不动管柱封隔器分层压裂技术,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.应用技术研究,压力系数2.0，温度150 加砂量28.5m3，液量320.5 m3，砂比 10%26%，平均砂比17.8%，排量2.8 m3/min 国内首次使用换装138MPa泵头作业 加砂压裂井口施工压力首次超过 100MPa,最高达到123MPa。出油:2.5 m3，日产气:5418 m3,特点：闭合压力高144MPa，闭合梯度0.024MPa/m，较低排量加砂,野云2井59666087.5m，43m/2层采用加重压裂液（=1.13）加砂压裂,2.8 异常高压储层压裂技术,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,三年间水力喷射分段压裂技术现场应用（11口井）,2.9 水平井水力喷砂分段压裂技术实现一趟管柱分压三段并在深层使用,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.10 水平井化学暂堵液体胶塞分段压裂技术扩展应用到100储层,自主研发了分段压裂液体胶塞材料，实现了任意可控制的交联和破胶，可实现对射孔层段的有效封堵，破胶彻底，对地层伤害小。2008年现场应用2井次3段60储层，均取得成功并见到好的效果。,州54-平60井胶塞分三段压裂，两段胶塞封堵压裂,杏8-4-L503井胶塞封堵压裂,加砂45.0m3,加砂30.0m3,胶塞注入,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,2.11 测斜仪进入现场应用，初步形成裂缝诊断及解释技术,2008在吉林油田长平9井、大庆肇64-平38井进行了2口井的应用2009年在吉林油田和大庆油田进行了10口井应用,2.应用技术研究,三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展,汇报提纲,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展四、巴喀气藏以往压裂酸化实践及认识五、下步工作建议,1.优化裂缝支撑长度为200-300.0m，裂缝导流能力为20.0-30.0m2.cm,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,2.根据储层厚度优化了加砂规模,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,3.施工规模稳步增长，单井次最大加砂量达69.9m3,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,4.压裂施工基本达到设计要求,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,5.地应力梯度高(0.0194-0.0256MPa/m)，区域变化大,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,柯23井3991.0-3999.0m测试压裂施工曲线,柯19井3393.8-3405.0m测试压裂施工曲线,柯20井3691.0-3711.0m测试压裂施工曲线,柯20井3563.0-3584.0m测试压裂施工曲线,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,6.裂缝延伸压力梯度大，施工压力预测难,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,7.羧甲基压裂液摩阻低,在4.5m3/min排量下，摩阻5.3MPa/1000m(以往有机硼压裂液体系摩阻为6.7-8.1MPa/1000m),柯23井3991.0-3999.0m测试压裂施工曲线,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,8.测试压裂G函数分析显示天然裂缝发育,柯19井3393-3410m测试压裂G函数分析曲线,柯23井3991-3999m测试压裂G函数分析曲线,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,9.总体取得了较好的增产效果,四、巴喀气藏以往酸化压裂实践及认识,汇报提纲,一、巴喀J1b凝析气藏储层特征及压裂难点二、致密砂岩气藏国内外改造技术现状三、压裂中心在致密砂岩气藏改造方面进展四、巴喀气藏以往压裂酸化实践及认识五、下步工作建议,五、下步工作建议,以往改造井的系统评估 加砂规模与改造效果的相关性研究 分层压裂改造技术适应性研究 酸液及压裂液体系进一步优化研究 加大地层测试研究,致 谢,衷心感谢吐哈油田分公司各级领导长期给予的关怀和帮助！敬请各位领导批评指正！,
