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第1页,中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心二一二年六月,压裂液体技术及国外储层改造技术新进展,汇报人：XXX,2012年压裂酸化技术交流会,第2页,汇报提纲,一、水力压裂生产需求与面临挑战二、国内压裂液技术研究新进展三、国外储层改造技术新进展四、未来技术发展建议,第3页,水力压裂已经发展成为近代应用最为广泛的、提高采油速度和增加经济可采储量的增产增注工艺方法。水力压裂是勘探认识储层特征和生产潜力的重要措施。物探地震技术、钻完井技术和储层改造的压裂技术已经成为了当今石油天然气工业的三大核心工程技术（周吉平总裁，2012年勘探年会总结讲话）。,压裂是油气田勘探开发重要的工程手段,第4页,压裂历程的演变,压裂工艺最早出现于1890年，最初为提高产量而对地层进行的压裂尝试并非水力压裂，而是使用高能炸药炸开地层，在储层至井眼之间形成“流体通道”。20世纪30年代末，酸化已成为一种广为接受的油气井开发工艺。1947年，第一次正式的水力压裂增产作业在堪萨斯州西部的Hugoton气田实施。到20世纪60年代中页，瓜尔胶稠化剂的问世，水力加砂压裂取代酸化，成为油气田首选的增产处理工艺。20世纪90年代到21世纪，从致密气大型水力压裂（MHF）到页岩气、致密油的水平井+体积压裂（SRV）时至今日，每年都会进行数万次类似的压裂作业，其中包括从费用低于2万美元的小型消除表皮的解堵型压裂到单井耗资超过1亿美元的大型压裂。,第5页,从常规到非常规压裂技术面临的生产需求,储层条件变化高渗透、低渗透、超低渗、纳达西常规油气藏、致密气、致密油、页岩气、煤层气低压、水敏、液锁、高温压裂工艺技术直井、定向井、水平井、丛式井（管柱与工具）小、中、大、特大规模（液量、砂量、排量）水基压裂液、滑溜水、泡沫压裂液清洁低损害、造缝携砂单井、整体、开发、缝网、SRV（体积压裂）压裂过程管理质量成本进度,第6页,压裂液是储层改造的重要环节,压裂液的基本作用能量传递介质输送并铺置压裂支撑剂液体最大限度的破胶与返排，形成高导流的支撑缝带压裂液分类：预前置液、前置液、携砂液和顶替液压裂液的基本要求与储层的岩石和流体相配伍具有良好的流变性能与携砂能力具有低滤失特性能彻底破胶与快速返排应具有低摩阻特性施工安全、易操作低成本,压裂酸化是典型的复杂的物理化学过程，具有“三传一反”特征能量传递（压力）质量传递（液体、支撑剂）热量传递（热交换）化学反应过程（酸岩反应与交联破胶）涉及了物理、化学、力学、地质、油藏物理物质、能量、空间、时间化学无机、有机、高分子、胶体力学岩石、流体、动力学、热力学,第7页,水基压裂液是由多种添加剂组成的非牛顿流体,瓜尔胶是水基压裂液的主要稠化剂,水基压裂液添加剂包括：稠化剂、交联剂、破胶剂、助排剂、粘土稳定剂、pH值调节剂、杀菌剂、破乳剂、降滤失剂和其它辅助性添加剂稠化剂：植物胶、合成聚合物、纤维素及其衍生物，瓜尔胶是水基压裂液主要稠化剂，主产地印度、巴基斯坦，1993年引进国内加工改性，用作压裂液添加剂,第8页,摘自2012年现代压裂技术,压裂液的选择科学的艺术,第9页,全球瓜尔胶紧缺：2012年全球预计需求瓜尔胶达到70万吨，印度产量占全球80%，2011年生产胶片仅为33.6万吨，缺口很大！全球瓜尔胶价格飙升：2011年初价格为1950美元/吨，最高达2.1万美元，中国石油价：每吨羟丙基瓜胶15.8万元，羧甲基瓜胶19.6万元。导致压裂成本攀升：每方瓜尔胶压裂液成本由350500元上升到1000-1400元，2012年中石油压裂液成本预计增加超过20亿元。影响压裂及生产：油田因不能承受价格增长，停止采购瓜尔胶，影响压裂井数和油田产量。,瓜尔胶国际期货价格飙升,压裂液面临的挑战瓜尔胶价格飙升影响油田生产,第10页,压裂液面临的挑战低成本、低损害,以植物胶交联压裂液为主，减阻水次之，线性胶、非水基胶和VES为辅导流能力损害：Zr/CMHPG B/Guar 低浓度瓜尔胶 减阻水 VES,储层的敏感性解决损害问题大规模万方液、千方砂解决低成本问题水资源与环境大量生产需求解决配制简便货源快捷回收再利用,第11页,汇报提纲,一、水力压裂生产需求与面临挑战二、国内压裂液技术研究新进展三、国外储层改造技术新进展四、未来技术发展建议,第12页,1.瓜尔胶分子结构、增黏能力与交联特性,基液、硼交联冻胶和锆交联冻胶的形态,不同瓜尔胶产品浓度的水溶液增黏能力,第13页,2.瓜尔胶压裂液的交联下限与低浓度开发技术,在聚合物的临界重叠浓度（C*）和临界交联浓度（C*）之间增加浓度，交联是有效的。C*和C*之间是临界交联浓度范围(Ccc)，即为能形成全三维的网状结构所需的最小聚合物浓度，即最低交联浓度（交联下限）。,（1）瓜尔胶压裂液交联下限,第14页,2.瓜尔胶压裂液的交联下限与低浓度开发技术,LCG低浓度瓜尔胶压裂液体系，降低瓜尔胶使用浓度：LCG低浓度瓜尔胶压裂液体系开发，研究瓜尔胶分子结构和水溶液特征，分析交联下限，核心是增大交联剂体积，稀-亚浓溶液“牵手”交联，体系形成，降低成本。,已经开展的研究工作：1)瓜尔胶稠化剂分子结构研究；2）溶解与增黏特性研究；3)瓜尔胶交联机理与交联下限研究；4)亚稀溶液可交联分子设计与新型交联剂开发；5)LCG低浓度瓜尔胶压裂液体系研究；6)低浓度瓜尔胶压裂液的现场试验。,（2）LCG超低瓜胶浓度压裂液,第15页,（3）LCG超低瓜胶浓度压裂液流变性能,LCG超低浓度瓜尔胶压裂液：0.150.3%HPG瓜尔胶其他添加剂主要特性：0.15%HPG可交联，0.18%、0.20%、0.25%、0.3%HPG交联耐温耐剪切性能70、90、110和120稠化剂相对浓度降低了35-45%，残渣减少了38-53%，岩芯损害率7.59%,2.瓜尔胶压裂液的交联下限与低浓度开发技术,第16页,压裂液摩阻为0.61MPa/100 m,为清水摩阻的30%，滤失系数(0.5-1.1)10-4 m/min0.5。试验井投产3个月后，试验井平均日产油3.03t，对比井平均日产油1.90t,为对比井的1.59倍.低浓度压裂液实现了低残渣、低损害，有效的改造储层，增产效果显著。,（4）长庆7口井低浓度压裂液技术先导试验,2.瓜尔胶压裂液的交联下限与低浓度开发技术,第17页,0.2%瓜胶+0.3%助排剂0.18%交联液；支撑剂：石英砂+树脂砂，平均砂比25.1%，最高砂比45%，排量：2-3.6m3/min，压力：20-48MPa,（5）大庆5口井20层段低浓度压裂液技术先导试验,2.瓜尔胶压裂液的交联下限与低浓度开发技术,第18页,（1）研发思路与原理,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,目标：研制一种可与植物胶相似可交联且具有良好粘弹性，而没有残渣的低损害压裂液；又可与VES粘弹性表面活性剂压裂液相似具有清洁无残渣特性，而可交联低滤失性能,研发思路：合成聚合物单体材料货源广，成本较低；通过聚合物分子设计原理，合成既可疏水基团疏水缔合作用，又可分子间可被交联离子交联高分子，缔合与交联的双重作用形成三维立体网状结构，即粘弹性冻胶。CCF清洁交联压裂液：是集可交联瓜尔胶等植物胶和清洁VES粘弹性活性剂压裂液优点于一身，通过特别的分子设计，缔合与交联作用，形成的清洁（Clean）交联（Crosslink）压裂液（Fracturing fluid）。,第19页,压裂液基液：满足60140储层，配方简单、配制简便 0.15%0.3%FAG260稠化剂0.3%破乳助排剂DL+0.3%FAC301交联剂其它,新型稠化剂FAG-260合成：白色固体粉末，增黏能力强（0.2%，18 mPa.s）、可交联（弱酸性pH值6.57.0）新型交联剂FAC-301：无色液体、pH值3.04.0，交联时间：2060交联性能:交联冻胶好，能用玻璃棒挑挂新型交联调节剂FAJ-302破胶剂FAB、破乳助排剂DL优选与配套,压裂液无残渣，低损害 压裂液弱酸性，避免碱性伤害 压裂液抗菌能力强，无需添加杀菌剂 压裂液具有温和交联环境，无需添加pH调节剂 压裂液自具粘土稳定能力，无需添加粘土稳定剂,（2）添加剂的研发,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,第20页,第20页,实验室中试条件的模拟工业原材料工业水工业加料方式工业生产流程工业烘干制粒方式-放大到5升,（3）CCF清洁交联压裂液中试放大,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,反应釜（加热、N2保护、搅拌）,中试样品,第21页,（4）压裂液性能耐温耐剪切、流变与携砂性能,低浓度压裂液：0.15%FAG260剪切90min，粘度为105mPa.s（70）60min，n=0.3347 K=3.887Pa.s n,低浓度压裂液：0.35%FAG260剪切90min，粘度为103mPa.s（120）60min，n=0.4683 K=1.6567 Pa.sn,粘弹性流体：弹性(4.07Pa)大于粘性(1.02Pa)，支撑剂沉降速率(0.007mm/s)为常规瓜尔胶压裂液的1/5,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,第22页,（5）压裂液性能滤失特性与破胶降解性能,压裂液滤失性能：SY/T5107-2005，静态滤失，压差3.5MPa,滤失系数C3 为7.1710-4m/min0.5压裂液破胶性能：90，优化破胶剂，3小时，破胶液黏度1.39mPa.s，可彻底破胶，pH值为4.8,0.3%FAG260清洁交联压裂液的破胶液（1.39mPa.s）,0.3%HPG交联压裂液的破胶液（1.48mPa.s）,冻胶破胶及分子降解程度,羟丙基瓜胶分子量：2.977106；FAG260聚合物分子量：4.9106,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,第23页,120压裂液配方成本：斯伦贝谢压裂液（吉林）：1400元/方常规植物胶压裂液（0.45%）：1000元/方LCG超低浓度压裂液（瓜尔胶）：700-800元/方CCF清洁交联压裂液：350-400元/方,3.替代瓜尔胶-CCF清洁交联压裂液,（6）清洁交联压裂液成本最低,第24页,高分子合成涉及单体12种，单体组合配方16种，引发条件17个，目前实验室合成262个样品；进行了因素分析实验，完成3500多次调整实验；实验室放大实验137次；完成了中试放大，合成生产了性能优异的新型工业化产品,4.200超高温无残渣新型压裂液体系研发,第25页,合成聚合物样品：0.6%基液粘度63-75mPa.s，分子量约85万延迟交联时间20-90秒可调整，3分钟冻胶挑挂好；170-500-1000S-1高剪切下，180,2h粘度大于200mpa.s 实验室样品：210、1.5h粘度133mpa.s，200、2h粘度169mpa.sG弹性模量18.89Pa，G粘性模量1.51Pa破胶液无残渣絮凝物,4.200超高温无残渣新型压裂液体系研发,第26页,5.FA30滑溜水压裂液,FA30减阻剂：速溶并具有良好的降阻性能,FA-6微乳助排剂：改善液体与页岩的润湿性，有助于液体返排,（1）FA30滑溜水压裂液体系形成,体系配方：0.04%-0.10%FA30减阻剂+0.3%-0.5%FA-6微乳助排剂+适量杀菌剂,第27页,溶解1.5min后溶解率大于70%溶解3min后溶解速率大于90%,可满足连续混配施工中快速溶解的要求,（2）性能评价降阻剂的速溶性能,5.FA30滑溜水压裂液,第28页,经过0-1000-0S-1剪切后：FA30、E150（国外）减阻压裂液黏度恢复70%以上，剪切恢复能力强；FA30减阻液在220-1-1000s-1高剪切速率下，表观黏度为4.2-3.68mPa.s，剪切稳定性好。,FA30减阻压裂液具有较强的非牛顿流体特征，有剪切变稀特征，剪切恢复能力好。低剪切速率下黏度较高，对支撑剂悬浮有利；高剪切速率下黏度低，对降低流动阻力有利；有好的黏弹恢复能力，稳定性好。,实验条件：温度25，控制应力流变仪剪切历程：0.5-110-100-170-5001000500170-100-1010.5S-1,不同滑溜水压裂液剪切稳定性对比,（2）性能评价流变及剪切稳定性,5.FA30滑溜水压裂液,第29页,FA30溜水压裂液体系，在实验流量范围内，浓度越高，减阻效果越好。综合考虑流速（流量）、减阻率和表观黏度，0.08%的加量其减阻性能较优，既可保持较高的减阻率又可实现低黏度的需求。,（2）性能评价摩阻实验及结果,5.FA30滑溜水压裂液,第30页,FA30乳液减阻剂具有高分子表面活性剂的特点，降低了岩石的吸附能力FA-6微乳助排剂，通过降低表面张力和增大接触角，大大降低了毛细管阻力，有利于液体返排，使水锁损害降到最小该滑溜水压裂液有利于液体返排,（2）性能评价吸附特征分析,5.FA30滑溜水压裂液,第31页,FA30和BJ减阻剂都没有残渣电镜扫描实验显示：液体浸泡2-10小时后，岩心表面和裂缝更清晰干净，无附着杂质,（2）性能评价残渣及储层损害实验评价,0.08%FA30减阻剂浸泡,5.FA30滑溜水压裂液,第32页,汇报提纲,一、水力压裂生产需求与面临挑战二、国内压裂液技术研究新进展三、国外储层改造技术新进展四、未来技术发展建议,第33页,汇报提纲,Barnett页岩分别采用冻胶压裂与滑溜水重复压裂时的微地震监测结果,提高SRV：水平井+分段改造+滑溜水 低伤害：滑溜水 低成本：滑溜水+高效多段改造工艺+同步压裂+工厂化作业,第34页,压裂井层和压裂液体系与工艺优选需求直井分层、水平井分段,不同特征储层有与其适应的工艺技术,第35页,一.直井分层改造技术,国外直井分层压裂技术以“连续油管喷砂射孔环空加砂分层压裂”和“TAP套管滑套分层压裂技术”为主，技术成熟，国内通过引进，在长庆苏里格、四川须家河已应用。,第36页,射孔方式：电缆传输，逐层上返射孔，投球憋压点火激发压裂方式：投球封堵，逐层压裂，一般5层以后桥塞封堵工艺参数：一般进行5层连续施工，最多可以连续施工12层,JITP(just-in-time perforating)实时射孔投球分层压裂技术实现单井分压40层,应用区域：美国西部的皮申斯盆地Rulison气田储层特征：深度3657.6-4572m，厚度1524m渗透率0.001mD；地层温度：130-160 施工参数：单井施工层数40层，单日施工层数20层液体类型：交联压裂液、滑溜水压裂平均排量4.7m3/min；最高施工压力65.5MPa 支撑剂浓度：交联冻胶600-720kg/m3，滑溜水240-360kg/m3压后气井累积产量通常是传统压裂的3倍,SPE119757,一.直井分层改造技术,第37页,二.水平井分段改造技术,第38页,美国Bakken油层地层深度2745-3230m渗透率0.0001-1mD（0.005-0.1mD占优）孔隙度2-12%（4-8%占优）水平段长度365.7-3962m采用裸眼封隔器分段压裂平均排量6.2m3/min，平均压力49.5Mpa最多分压18段，压后平均日产油130m3,加拿大Bakken油层完井方式：4.5 衬管完井水平段长825-1305m采用水力喷射分段压裂技术最多分压30段（66小时）施工排量：0.85-3.5m3/min每段加砂：5.0-11.3吨 20/40目砂,北美致密油开发借助水平井分段压裂实现有效动用,二.水平井分段改造技术,第39页,北德克萨斯Barnett页岩井深：垂深21502450m,最深3050m 斜深2745m-4575m水平段:610-1830m地层温度：7193地层压力系数：1.06-1.18渗透率：0.00010.0006mD 孔隙度：2%6%施工方式水力泵送桥塞分段多簇射孔套管压裂压后效果压裂前：无产量压裂后：28300-56600m3/d,桥塞钻塞时间平均8-12min,快速可钻式桥塞分段压裂技术在北美页岩气储层改造中广泛应用,二.水平井分段改造技术,第40页,多分支井导向工具的完善，初步形成多分支井立体改造技术,储层岩性：碳酸盐岩、砂岩应用概况路易斯安那灰岩，深1828m、双分支，各分支压开7条缝，加入40/70目的渥太华砂102.5t、28%交联酸166.5m3沙特阿拉伯2A区的Arab-D地层分支长度4160、4168m，分27段改造北美致密油也有所应用,多支井定向工具系统包括：可控制工具旋转的定向装置和可调节的弯曲接头，实现工具定位并进入分支进入分支控制方式：液体排量超过一个门限速度时，促使工具下部弯曲,Bakken双分支井 HESS.2010.01,二.水平井分段改造技术,第41页,三.HiWAY通道压裂技术,HiWAY通道压裂技术特点：建立以支撑剂墩柱支撑的非连续铺置的大通道（深层油气高速公路）支撑裂缝的大通道大大提升了油气导流能力，消除了对充填层渗透率的依赖降低了压裂液残渣对导流能力的伤害，可进一步降低压裂液成本美国怀俄明州Jonah气田和阿根廷Loma La Lata气田进行了现场应用，平均单井产量增加10-15%，稳产2年以上,初期产量：通道压裂井比传统压裂井平均高53%,第42页,关键技术：射孔方案-射孔段非均匀分簇射孔泵注程序-支撑剂以短脉冲形式加入采用纤维压裂液-纤维的加入改变了支撑剂段塞流变性，延缓支撑剂的分散和沉降,非均匀分簇射孔（左图）、传统笼统射孔（右图）,支撑剂段塞脉冲式泵注,HiWAY混合间断性注入方法,三.HiWAY通道压裂技术,第43页,零污染示踪剂和井温测井可大致判断裂缝形态与高度大地电位法仅能大致识别裂缝方位地面地下测斜仪和井下微地震测试可以认识裂缝形态、方位、长度和高度以及不对称性，测试结果相对更可靠。,四.裂缝检测技术,第44页,注容比R：分量体积差异率D:裂缝复杂指数:,Ve：模型拟合的裂缝容积，m3Vi：施工注入体积，m3Vv：模型解释垂直分量体积，m3Vh:模型解释水平分量体积，m3,与砂岩和煤岩相比，页岩有注容比大、分量体积差异率小，复杂指数高的特征,页岩：2.9煤岩：2.2砂岩：1.3,压裂酸化中心自主建立了新的表征参数，发展了测斜仪微形变技术对压裂复杂裂缝的解释方法,第45页,国外近年又研发了新型分布式光纤温度测试技术（DTS），利用光纤感应器对全井段温度变化进行监测，实现对分段改造有效性和缝高延伸的认识。并可进行流体流动监测、流体分布评价。,分布式光纤温度测试技术（DTS）与微地震的结合,可回收式光纤,永久式油管光纤,永久式套管光纤,四.裂缝检测技术,第46页,五、压裂酸化材料,1.新型支撑剂材料超低密度支撑剂 沉降速度低，对压裂液粘度要求低树脂包裹砂 控制回流，提高裂缝导流能力选择性润湿支撑剂 亲水不亲油，裂缝导流的选择性,热塑性纳米化合物制成的超轻质支撑剂,用树脂浸泡和覆膜的核桃壳制成的超轻质支撑剂,LWC支撑剂,ISP支撑剂,比重（prop）分别为2.02、1.50和1.054,位于威斯康星州西北部的渥太华砂生产现场,低密度、高强度、表面改性是支撑剂发展新动向,第47页,组成：油、水、表面活性剂在特定条件下形成多面微小液珠基本特征及参数：粒径：10300 nm，或者更小超低表面张力，20 mN/m 接触角：6089储层改造中的作用：降低毛管阻力，比常规表活剂低50%提高渗透率恢复率74%（常规40%）降低滤失,比传统表活剂降低50%提高返排和驱替效率：5395%,2.新型微乳液：应用于致密气、低渗透油、页岩气、煤层气,五、压裂酸化材料,第48页,3.新型化学材料组合转向剂,应用实例（北科威特U井）层系：侏罗系埋深：4267-4572 m温度：135 压力：76MPa孔隙度：0-22%,平均 1.8-3%渗透率：0-119mD,平均1-2mD断层发育，纵、横向非均质性强,技术特点 化学转向与机械转向组合（VES转向酸+纤维组合），VES转向酸实现均匀布酸，加入纤维后实现天然裂缝暂堵或降滤，且纤维在停泵后随时间和温度能完全降解，无残渣伤害。技术关键：滤失控制+转向相结合,五、压裂酸化材料,第49页,应用HPH破胶剂体系，低温下快速破胶和返排，聚合物有效破胶而降低压裂伤害应用微乳助排剂，提高气相渗透率完全交联的体系更易于泵注和进行质量控制适合环境法案的要求稠化剂、粘土稳定剂和破胶剂,4.SliverStim压裂液体系,应用新的硼交联压裂液体系优化，应用于低温煤层气和非常规气层。有稳定的流体性能、嵌入型的粘土控制和破胶机理,五、压裂酸化材料,第50页,2008年为ZnBr.密度1.38，实验数据耐温82（180）Tahiti Field基础数据：水深1219-2103m，最大深度7620-8534m，垂深7010-8534m，地层温度109-113,地层压力131-136MPa,施工排量15 to 45 bbl/min,砂量50,000 to 490,000 lb。最高施工压力74MPa(不加重95MPa）2009年为NaBr.密度1.37-1.49g/cm3,实验流变曲线耐温93(200)Deimos field：深度6706-7925m，水深914m，温度96-105，最大钻井深度8534m，破裂压力梯度0.0176-0.0192，施工压力96.25MPa，压裂液为HGP体系,5.高密度压裂液,五、压裂酸化材料,第51页,2008年，加重压裂液第一次用于深层致密气藏。沙特，F_2井，储层深度5547.1-5895.4m，3小层，射孔段长30.48m，渗透率0.02470.1 md，孔隙度5-15%，地层压力75-90MPa，地层温度157-191，应力梯度0.0248，天然裂缝发育该地层富含石英，有大量的伊利石和石英胶结新NaBr加重体系，密度1.47g/cm3，耐温177，瓜胶体系为CMHPG，用量0.6%。这个体系可以应用于150，但要用于177 以上地层且具有良好的交联性能和长的耐温时间，稠化剂用量将超过0.6%,五、压裂酸化材料,第52页,针对页岩气压裂研发了在井筒中具有一定的悬砂粘度，进入地层10分钟后，液体快速降解，呈类似滑溜水的粘度，更易形成复杂裂缝的特殊液体（Shalexcel 1000）。,6.其它液体新技术,该压裂液体系由于减少了聚合物的加量(聚合物加量减少了35%以上)从而减少了对地层和裂缝的伤害,油气层使用温度200375,使用的黏土稳定剂为KCl,在较少的聚合物加量的情况下就能达到guar和CMG所能达到的流体黏度。,该体系适用于生态环境敏感地区,如英国北海、墨西哥湾等。它由快速水化(80%在23min以内水化)、高回收率的聚合物构成,其中,水化时间与聚合物加量没有关系。,PrimeFRAC,GreenSlurry,Shalexcel 1000,五、压裂酸化材料,第53页,Halliburton公司的GasPerm 1000SM产品,降低液相圈闭的伤害提高天然气包括凝析油的产能帮助气体渗透率恢复率提高液体的返排率替代甲醇解除水锁改善环境和安全操作应用：致密气、页岩气和煤层气微乳表面活性剂改变接触角达到900应用温度达到165与酸和压裂液互溶对储层渗透率伤害小,7.表面活性剂更新换代,五、压裂酸化材料,主要研究是降低储层的伤害，主要是降低裂缝壁面的伤害，减少裂缝壁面的伤害主要是通过润湿性的改变，能有效的提高非常规储层渗透率恢复率。,第54页,添加GasPerm 1000添加剂的体系在更低的压力下获得了高出常规100个百分点的气体渗透率,使用GasPerm 1000Service技术处理的井产提高1.7倍，井底压力提高14倍。,五、压裂酸化材料,北美页岩气压裂发展大大促进了压裂技术的变革，对我国常规和非常规油气藏改造具有重要的借鉴作用。纳达西的页岩气藏开发经历了“实践先行、监测验证、工具与液体技术配套、体积改造理论完善、工厂化应用”的发展过程，突破了传统理念。裂缝监测在技术的发展中发挥了重要的作用，国内目前微地震监测与解释的自主技术还不完善，测斜仪微形变技术可进一步发挥作用。大液量、多井多段集中作业的“工厂化”模式在北美效果显著，但这种作业模式对国内的水资源、地貌特征来讲是极大的挑战，应探索规模受限条件下的高效作业机制和提高改造体积的新方法。宏观与微观结合的压裂力学与流变反应动力学是储层改造的学科基础，液体、工具与装备是手段，工艺优化是实现“绿色”高效改造的核心。,国外非常规压裂的新认识,第56页,汇报提纲,一、水力压裂生产需求与面临挑战二、国内压裂液技术研究新进展三、国外储层改造技术新进展四、未来技术发展建议,第57页,四、未来技术发展建议,1、加强低成本低伤害压裂液体系的研究，满足不同储层和压裂工艺要求,2012年中国石油因瓜尔胶价格上涨压裂成本增加23.5亿,超低浓度瓜尔胶体系合成聚合物压裂液体系降低伤害降低压裂液成本环境友好型压裂液体系,第58页,三、未来技术发展建议,2、加强装备研制、配套及推广应用，提高大型施工能力,撬装式大功率泵车研制，适应小井场施工需要完善连续混配车和连续加砂装置段塞式加砂混砂车等,连续混配装置,容积113方,连续输砂车,第59页,三、未来技术发展建议,3.注重改造前的资料录取和多学科结合，为储层改造优化设计奠定基础,加强压前储层地质评估，最大限度取全资料，做好工艺与储层的结合，为储层改造优化设计奠定基础，提高改造设计针对性。,第60页,三、未来技术发展建议,4.应高度重视压裂酸化全程质量控制，强化设计方案的执行力,上述措施是保证施工安全和效果的重要手段,施工前工程准备的质量控制,施工过程的质量控制,施工后的质量控制,压裂设计压裂设备仪器仪表井下管柱施工材料,施工材料性能试压及测试正式压裂,关井时间返排控制资料录取分析总结,质量,效果,室内数据为基础现场实用为原则,第61页,三、未来技术发展建议,5、将裂缝实时监测及压后评估有机结合，提高施工水平和改造效果,发展与提高微地震、微形变裂缝监测技术分布式光纤监测技术（DTS、DAS等）远程现场数据实时监测分析技术推广,第62页,三、未来技术发展建议,6、研发储层改造革新技术，减少用水和土地占用，实现绿色改造,层内/缝内爆炸压裂重复强脉冲压裂技术超临界可膨胀气体压裂大量水的回收处理再利用,气体压裂现场施工图,第63页,结 束 语,为了适应非常规油气资源开发的技术革命，必须密切跟踪并学习国外压裂先进技术，重视储层改造的应用基础研究，坚持走技术创新之路，研究体积压裂优化新方法，研制压裂液新体系，替代国外瓜尔胶产品，开发配套工具、装备与裂缝网络监测系统，推进“直井多层+水平井多段”压裂技术在非常规油气资源的规模化应用，减少水资源用量，实现“绿色”改造，为常规、非常规油气资源的勘探开发做出更大的贡献。,第64页,Thank you for your Attention.,汇报结束，请批评指正！,