压裂酸化工程技术现状与发展.ppt

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1、压裂酸化工程技术现状与发展,第一部分 国外水力压裂技术发展现状 一、整体情况 二、基础理论研究 三、压裂液技术 四、支撑剂技术 五、新工艺技术 六、软件与设计技术 七、改造后的评估技术,一、国外水力压裂技术现状（总体：成熟、系统配套）,研究重点领域,机理研究,新材料研究,现场应用研究,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（清洁自转向酸）改变相渗特性的压裂液超低密度支撑剂清洁泡沫压裂液,裂缝诊断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

2、阻技术,领先技术,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人工裂缝诊断技术水平井压裂酸化技术压裂施工过程的计算机自动化控制 与数据远传,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、基础理论研究,1、重复压裂理论2、薄层、多层压裂模型3、压裂多裂缝理论,1、重复压裂理论研究,重新张开、延伸原裂缝的设计方法压新缝重复压裂,重新张开、延伸原裂缝的设计方法,国内外常用的方法在油藏数值模拟的基础上，根据油藏特征和重复压裂工艺特点，优选压裂材料并进行优化设计。,SPE50912 给出了从油藏特征、以前的经验入手，根据不同目标，利用油藏模型和

3、压裂模型进行模拟的基础上进行优化设计以及矿场施工和压后评估的具体的关于重复压裂的设计思路。如下面的框图所示。,重复压裂研究思路图,油田概况：特低渗透油田；1991年实施整体压裂，1995年末和1996年初，对2口井实施重复压裂,但发生砂堵施工未成功。,导流能力随时间变化图,应用这一方法对中国南部的S油田进行了优化设计。,首先，用油藏数值模拟法研究了原裂缝的导流能力变化以及各种因素对重复压裂效果的影响，并优化了裂缝长度。,含水率对重复压裂后生产动态的影响图,油井重复压裂后产量与支撑裂缝长度关系图,地层压力对重复压裂后生产动态的影响图,其次，针对中温、特低渗、有天然裂缝的油藏特性优选了压裂液和 支

4、撑剂利用软件模拟了裂缝形态，并进行了重复压裂优化设计。具体的施工参数如下表所示：,重复压裂与初次压裂主要施工参数对比表,4口井重复压裂后产油量均增加;含水保持稳定或下降,平均含水由重复压裂前的3.2%下降至2.5%;平均产量由重复压裂前的7.11/增加到21.64/。至1996年底,阶段累计净增原油8440,并且继续保持增产趋势。,压后效果,重复压裂前后产量变化图,重复压裂前后产水率变化图,另一种方法利用模糊曲线程序和神经网络程序来确定每个参数及其组合对成功重复压裂的重要程度，从而进行优化设计。,Shahab mohageah等就利用这一方法对美国俄亥俄州东北部的克林顿砂岩层重复压裂进行了优化

5、设计。(SPE74715),基本情况：该区每年进行20多井次的压裂或重复压裂，有的井已经进行了三、四次重复压裂，有的井只进行了一次压裂。,评价参数：钻井时间、压裂次数、最近一次压裂至今的时间、压裂液类型、压裂液用量、沙的浓度、酸液体积、平均泵注排量、施工单位。,单参数影响程度表,利用模糊曲线对每个参数以及两个参数组合后的重要程度进行排序，结果表明并不是单因素最重要的前两个组合就是组合后最重要的。,两个组合参数影响程度表,两参数的模糊曲线图,模糊曲线法得到的结果,神经网络法得到的结果,利用所有数据得到的影响程度图,不同压裂次数参数影响程度表,计算结果表明，不同的压裂次数，各种参数对重复压裂成功的

6、影响程度不同，并且与笼统分析的结果也不同应针对不同的情况优化设计。,Siebrits等人(SPE63030)通过测斜仪的测量数据研究了Barnett页岩致密气井中重复压裂裂缝方位变化规律：重复压裂新裂缝方向从垂直初始裂缝缝长方向变为与初始裂缝缝长方向平行是一个渐进的过程(图a)，而不是突然转向(图b)，并且为时间的函数(图c)。,压新缝重复压裂,图a 井A的重复压裂测斜仪测得的原始信号：裂缝方向逐渐变化,图b 井A测斜仪测得的原始信号：时间为10:20时裂缝方向突然变化,国外的研究者从重复压裂产生的新裂缝重定向角度研究这一问题。,Siebrits和Elbel（SPE48982）在应力轨迹理论的

7、基础上得到了重定向裂缝与应力轨迹以及原裂缝关系原理图（右图）：从井眼到各向同性点的距离为Lf，超过应力各向同性点后，新裂缝逐渐转向平行于原裂缝。,图C 井A的重复裂缝方位随时间变化的俯视图,重定向裂缝延伸示意图,无因次时间,无因次应力偏斜张量,其中：S0原始应力差,*生产诱导应力差，与无因次时间和井筒距离有关,无因次断裂韧性,在应力轨迹的基础上，通过对影响重复压裂裂缝扩展的无因次量的分析得到了重复压裂裂缝延伸的轨迹。,求出不同下的，等于1处为应力各向同性点，即求出了Lf，在超过Lf后利用程序模拟出与有关的裂缝的延伸轨迹。,重复压裂基本参数表,定压或定产条件下无因次应力各向性点与无因次时间关系图

8、,模拟的不同情况下裂缝轨迹,利用右表的参数，用上述方法模拟了各向同性点的位置以及裂缝轨迹。模拟结果表明对于给定边界条件，井眼到各向同性点的距离取决于无因次参数和。各向同性点外的裂缝轨迹则与无因次参数和有关。,关于重复压裂前的应力模拟并不是重复压裂的角度入手研究的，主要从试井的方面入手研究孔隙压力导致的应力变化。Dewi等（SPE71091）利用完全耦合的二维数值模型计算了在前次裂缝周围孔隙压力随时间的变化。,流体压力方程,固体变形方程,耦合方程,结合边界条件求解上述方程就可以算出 初次压裂后，由于生产活动导致孔隙压力变化而引起的应力变化。,模拟实例,计算的基本参数表,生产过程中不同地点主应力差

9、以及最小主应力方向随时间变化关系图(原始应力差=2.8MPa,产气量=8.5104/d),结果表明：应力差可能随时间增加(点2和点3)，也可能随时间降低(点1)，其取决于研究点的位置。点1处会发生应力方向重定向，点2和点3处不可能发生的应力重定向。,生产速度和初始应力各向异性对最大水平应力方向影响(=45),结果表明：对于生产速度一定时初始应力各向异性越高，应力重定向越不容易发生。因此，应力各向异性是控制应力重定向发生的至关重要的参数。同时，生产速度越高，应力重定向程度越大。但如果初始应力各向异性程度高，则气体流动速度的影响程度相对较弱。,注入井与生产井之间的最大压应力方向,生产井周围的最大压

10、应力方向,西南石油大学，率先提出了先采用堵剂封堵老裂缝，再在其它方位压开新裂缝的堵老缝压新缝重复压裂技术。并应用多孔弹性介质的流固耦合理论、弹性理论、热力学的基本理论从井筒附近应力场变化规律研究入手，对重复压裂造新缝的力学机理进行了较为系统的研究提出了压新缝的力学条件和时机，并研制了具有选择性和高强度的堵剂来保证压开新裂缝工艺的矿场实现。,2、多层、薄层压裂设计,对于层状地层的压裂设计，目前国内外采用的思路有三种,采用封隔工具隔开各层实施分层压裂，单独对每层进行设计 采用笼统的多层合裂技术，假定只产生一条裂缝，使用单裂缝的延伸模拟方法进行设计 应用多产层同时进行水力压裂的多裂缝数学模型进行模拟

11、设计,多层多裂缝延伸模型设计法,Elbel等(SPE23982)基于二维模型的流量粗略分配给出了水力压裂中多层注入剖面的确定方法。Desorches等(SPE64789)介绍了在拟三维裂缝扩展模型基础上的多裂缝模拟（MLF/P3D）来设计的方法。,基本思路：以裂缝扩展的拟三维模型为基础，应用“限 流”的基本思想：在每个时间步将流量守恒和压力连续的原理与裂缝三维扩展模型相结合，实现了在不同各种应力条件下多条裂缝扩展及相应流量分配的模拟。,裂缝前缘变化趋势模拟图,压裂过程中排量变化曲线,文中利用上表参数，对裂缝扩展进行了模拟，从结果可以看出，层1上隔层的应力较低，裂缝1向上延伸较多，层2的层间应力

12、差大，因此缝2的高度被限制在层内。同时由于层2内的应力低于层1内的应力，大部分的液体都流入裂缝2。在注入过程中，随缝1高度的增加，缝1的流量的逐渐增加，到最后大部分液体进入缝1。,实例分析,利用上表的参数对无孔眼以及存在孔眼（孔数30，孔径0.81mm）及其磨蚀情况进行了模拟。,实例分析,施工参数表,储层参数表,没有孔眼压降的裂缝长度,有孔眼压降的裂缝长度,没有孔眼磨蚀的排量变化曲线,有孔眼磨蚀的排量变化曲线,在没有射孔孔眼的情况下，进入裂缝2的排量比裂缝的排量多且缝2比裂缝1长，这是由于层2的层间压差小，裂缝2高。有射孔孔眼的情况下，由于孔眼压降，进入裂缝2流量减小了，裂缝2变短了；但在支撑

13、剂泵入一段时间后孔眼被磨蚀了，进入缝2的流量也增加了，同时，在后期出现了砂堵现象，进入缝2的流量又减少了。,从结果中可以看出:,现场应用,油田储层参数：薄砂岩夹层和页岩夹层共7层，3个射开层和4个隔层隔层的应力超过34.5MPa，产层应力约为25MPa,检测数据：利用不动管柱测井底压力 利用转子流量计测量流量分流曲线,结果：压力吻合程度较好，早期的压力拟合出现差异可能是受近井筒影响所致，单层排量拟合相当好。,压力的模拟值与检测值对比图,排量0.8m3/min,排量0.8m3/min,排量的模拟值与检测值对比图,排量0.8m3/min,利用物质平衡原理和压力平衡原则建立的流量动态分配方程：,西南

14、石油大学，考虑地层的多层和非均质特征，即任意多层的地层厚度、地应力和岩石力学参数（如泊松比、弹性模量、断裂韧性）变化的影响，在单裂缝延伸的三维模型基础上，考虑裂缝缝口流量的变化，利用流量动态分配模型，模拟任意多层各种应力分布模式下裂缝穿层后的延伸情况。,3、多裂缝研究,在斜井、部分直井以及部分复杂岩性储层进行水力压裂改造时，由于可能存在多裂缝，而导致出现施工压力高、低砂比砂堵。国内外多裂缝的研究逐渐增多，本节从下面几个方面介绍国外的研究动态。,多裂缝的形态、成因与鉴别 多裂缝起裂及延伸净压拟合,通过大量研究，归纳出裂缝形态示意图大致如下,扁平多裂缝,树枝状多裂缝,纵向上多裂缝,多裂缝的示意图（

15、SPE 36441）,多裂缝的形态、成因与鉴别,近井多裂缝远井处连接,近井多裂缝发育，远井处连接,多裂缝不连接,措施后，近井裂缝数减小，较远处连成一条,多裂缝的示意图（SPE 71661）,目前已经建立了许多有效的直接（包括岩芯观察、垂直地震剖面、井下电视、地面倾角仪SPE 36441）与间接(多级速率测试-MSRT、注入-降落测试-IT、大型压裂-MHF分析多裂缝压力响应SPE 36551;净压分析与压力动态分析SPE 64772)的多裂缝检测手段，检测结果与大量室内实验（SPE24823、SPE 37363、SPE 39453）证实了多裂缝存在的客观事实。但多裂缝的条数尚不能准确确定，目前

16、的检测手段尤其是间接的检测手段（分析压力响应）仍需要进一步的研究。,成 因,多裂缝的产生原因包括射孔段长度、射孔方式、微环面的影响、地层应力与微缺陷、地层产状、井眼方位斜度、排量、粘度SPE20661、SPE 37363、SPE 39453、SPE 71661、SPE78172等。但多数基于定性的认识，没有上升到理论层面；没有建立井底压力逐渐上升与裂缝延伸、多裂缝产生结合在一起的统一模型。,产生原因,众多定性的研究（SPE 26302,SPE 39453,SPE54360,SPE78172）都表明：破裂压力与射孔方式、方位、井斜、裸眼或套管井等有关；当存在天然的微裂缝或弱面结构，无论在井壁上或

17、在裂缝的沿程上，均会影响破裂压力的计算或裂缝的延伸轨迹，增加开启更多裂缝的可能性。Hossain（SPE54306）把裸眼斜井的切应力进行替换来计算套管射孔斜井的起裂压力。但目前没有关于多裂缝破裂的系统研究，如没有考虑微环存在时的破裂压力计算方法；也没有研究同一纵向上各射孔破裂压力的差别。,多裂缝起裂及延伸,关于多裂缝的扩展延伸，Desroches（SPESPE 64789）提出了 多层多裂缝压裂的拟三维数值模型。敖西川，杜卫平建立了纵向上多裂缝同时延伸模型。Wright（SPE 39513）用等效多裂缝理论分析了多个水平裂缝的裂缝半径、宽度、净压与裂缝条数的关系。但横向多裂缝的延伸模型不完整

18、，应建立考虑多裂缝的弯曲以及联结的多裂缝的延伸模型。,Davidson、L.Weijers（SPE26154）介绍了用多裂缝理论来模拟施工高净压的方法后，目前一些软件都包含有用多裂缝拟合施工压力的功能。McDaniel（SPE71661）利用软件进行了高压力的多裂缝解释现场实例（下图）。,不同模型净压拟合示意图,但等效多裂缝理论毕竟是一种近似有效的模拟方法，应建立考虑裂缝之间闭合应力干扰、滤失规律的变化、近井应力集中、裂缝转向的横向多裂缝同时延伸模型，以解释高净压问题。,净压拟合研究,众多的人分别从固井质量、射孔方案、射孔段长度、井斜、排量、粘度、支撑剂段塞技术等的一个或多个方面结合现场实例进

19、行了多裂缝的防治研究。多级支撑剂段塞技术（SPE 77823）,首先可以封堵缝宽较小的裂缝；随着井底压力的提高，增大的段塞颗粒可以堵塞较大的裂缝，因而有利于创造主缝。,多级的含义,支撑剂段塞是变浓度、变粒径的，浓度由小到大、粒径由细到粗。A)低砂比粉陶进行全程充填，效果不好；B)采用变浓度、变粒径，加砂顺利。C)一开始就采用较大的砂比，较大的砂粒，裂缝在缝口堵死。,通常用100目粉陶作为前缘，然后加入2040目的主体支撑剂，最后高砂比尾追1220目支撑剂。,多裂缝的防治,需要结合理论分析进行系统的多裂缝防治措施研究,西南石油大学罗天雨博士，在此基础上首先研究各射孔之间破裂压力的大小及区别；研究

20、多裂缝在近井的连接可能性；研究单裂缝的转向延伸规律；继而在考虑井筒压力协调规律基础上，研究多个裂缝相继起裂过程；随之建立多裂缝同时延伸、同时转向的模型，考察压力动态与裂缝参数变化。最后研究多裂缝的压力响应与鉴别，系统研究多裂缝的防治措施（框图如下）。为预防现场多裂缝的出现，提供了技术指导。,三、压裂液技术,1、低分子压裂液体系(HPF)2、新型清洁压裂液（EFAS）3、醇基压裂液,随着压裂液技术的发展，目前压裂液发展主要是向着低伤害、可循环、低分子量、环保的清洁压裂液体系发展。而对于特殊储层条件，针对具体情况，研制了醇基压裂液、乳化压裂液、合成聚合物压裂液以及各种各样的低聚合物压裂液。,低分子

21、压裂液体系(HPF),低伤害压裂液（HPF）具有如下特点：,低分子压裂液具有破胶彻底，无残渣物质的特点，对地层和支撑层伤害很低低分子压裂液是一种新型压裂液体系，具有较大的发展前景,低分子压裂液破胶彻底，对压后支撑充填层导流能力的维持较一般的硼酸盐聚合物压裂液有明显优势低分子压裂液不使用破胶剂，但较硼酸盐胶联的压裂液返排效果更好,低分子压裂液对地层和支撑裂缝伤害低，较其它类型压裂液体系压后产量有明显优势低分子压裂液对温度和盐度不敏感，作业范围更广,新型清洁压裂液（EFAS）,流变性易控制,低摩阻,携砂能力强,滤失受时间、动力条件、储层性质控制,对地层伤害极低,清洁压裂液在离子浓度很低情况下，也可

22、以达到高粘度，满足携砂需要清洁压裂液在PH为6-8范围内，亦可以用铵盐代替钾盐，液体性能大致相同,清洁压裂液加入相应添加剂后，也可以使用于高温、深井地层,流速增加的情况下，清洁压裂液压降变化不大，可以保证大排量施工,清洁压裂液对地层伤害低，恢复渗透率能高达93.3%，可以应用于低渗、粘土矿物含量高的储层清洁压裂液对于储层物性差的储层有较其它胶联压裂液无法比拟的优势，对我国储层来说，更有值得进一步研究探讨的价值,醇基压裂液开始使用于1992年，它具有低摩阻、低伤害、携砂性能强、作业储层范围广、成本低、配液环境要求低等特点。,醇基压裂液,水基压裂液施工前后，不同压力状态下天然气延迟流出的时间,水基

23、压裂液施工前后，不同压力状态下天然气延迟流出的时间,通过两者对比，我们可以看出醇基压裂液比水基有短的排液时间更短,胶联醇基压裂液低摩阻，即使携砂，比清水的摩阻还低醇基压裂液可以降低地面施工动力，节约成本，对于深井意义更大醇基压裂液破胶可以不受时间限制，最长返排达到47天,四、支撑剂技术,新型支撑剂支撑剂性能评价实验方法支撑剂研究发展方向,一 预固化树脂包层砂（RCP)1 制作方法：采用特殊工艺将改性苯酚甲醛树脂包裹到石英砂的表面上，并经热固处理制成。2 特点：密度比石英砂略轻（颗粒密度一般为2.55）比天然石英砂抗压强度高、导流能力好(闭合压力分布在较大的树脂层的面积上，承压能力提高；压碎了包

24、层内的砂子，仍可裹在树脂层内，使裂缝保持有较高导流能力）,0.45-0.90mm预固化树脂包层砂与石英砂物理性能比较表,新型支撑剂,对比分析结果表明：石英砂在闭合压力超过28 MPa后破碎率大于4，闭合压力增加到41 MPa时渗透率仅70D，而预固化树脂包层砂在28 MPa闭合压力下破碎率小于0.1，41 MPa时渗透率仍达150D，可见预固化树脂包层砂性能有了大幅提高。3 局限：随着闭合压力增高，破碎率增大，树脂膜的弹性变形、颗粒的压碎和重新排列，都会使裂缝宽度趋于变窄，对支撑裂缝的孔隙度和渗透率仍有一定影响，因而闭合压力超过一定值后不能满足设计要求，应用受到限制。,二 纤维防砂技术1 工作

25、原理：把具有一定柔韧性的纤维物质混在携砂液中同时注人地层，在人工裂缝中形成复合性支撑剂，支撑剂是基体，纤维是增强相。2 纤维稳固支撑剂填充层的作用机理：（1）每根纤维与若干支撑剂颗粒相互接触，通过接触压力和摩擦力相互作用；（2）纤维与支撑剂间的相互作用形成空间网状结构而增强支撑剂的内聚力，从而将支撑剂稳定在原始位置，而流体可以自由通过，达到预防支撑剂回流的目的。,图1 加纤维支撑剂图,图2 纤维防止支撑剂回流 机理图,3 特点：纤维防砂技术在适用范围、成本、技术指标、施工工艺等方面均优于树脂涂层技术；其化学稳定性、耐热和耐老化性较好；对裂缝导流能力影响较小且不需关井，允许初始高速返排；无需固化

26、反应，施工工艺易控制，返排工艺可设计性好。增加纤维长度可增加支撑剂填充层的稳定性，但有一定限度；只能在1500C以下使用，碳酸盐岩层内有效期短，不能用于HF酸环境。,三 热塑膜支撑剂1 工作原理：在低温下（低于1500C）热塑性薄膜（TFS）提供了一种与砂砾相互作用的柔软表面，尽管结合力的强度要比树脂包砂（RCP）提供的小，但有较高的摩阻表面，可减缓支撑剂在生产管线内的滚动；高温下，TFS通过粘结、收缩作用固定支撑剂。随着温度的升高，薄膜的表面变粘稠，它就会把支撑剂黏附在表面形成小的支撑剂团。如果温度进一步提高，薄膜会发生收缩形成更紧密和更牢固的固结团。这些固结团比单个支撑剂微粒曲线度高，更利

27、于桥连在一起形成较大的空间，减少了破胶液在支撑剂层中回流时的流动阻力，从而有利于支撑剂的回流。,2 热塑性薄膜片的优势在于：（1）与压裂液包括破胶剂和交联剂是配伍的，不与其它添加剂发生反应，不影响压裂缝胶的化学性质；（2）在油、水、酸液中十分稳定。热塑料材料经济实用，这意味着在整个压裂过程中都可使用。,四 表面改良支撑剂(surface modification agent，SMA)1 工作原理：(SPE63010)SMA是一种新型材料，在压裂施工中作为一种液体添加剂加入水基压裂液中。此添加剂可瞬间用一层薄的、胶粘的非硬化性外壳将支撑剂包住，这可以极大地提高颗粒内摩擦力并提高裂缝导流能力。,未

28、经处理和经过处理后的支撑剂其液体与支撑剂产量的对比图,2 SMA特点优点:(1)增加了裂缝导流能力并缩短了关井时间;(2)SMA可使支撑剂表面产生粘性，因而能减少微粒 的运移，降低微粒堵塞孔隙喉道的可能；(3)能极大提高可对充填层造成运移和冲蚀的临界流 速，可很好地防止回流的发生。(4)SMA活性材料是一种水溶性溶剂聚合物，由可回收 资源制造，几乎对人体或环境无危害；且很稳定，在一般井液中很少溶解。缺点：不确定在哪个流量段不会产生支撑剂回流，而未加控 制的支撑剂回流会增加完井费用并减小施工效率。,五 可变形支撑剂（DIP）1 特点：DIP是近几年被用来控制支撑剂回流的新型防砂技术。这些可变形的

29、支撑剂是由树脂和惰性填充物包裹在一起而形成的，它们具有相似的形状和网格分布。这些微粒被泵送到井底后，在一定地应力下是可以变形的（图3）。这种支撑剂适用于闭合压力为55O MPa和温度小于185 的地层条件，其用量一般是支撑剂总量的1O15。,图3 变形支撑剂受力前、后的形状图,2 工作原理：（1）当DIP均匀地与普通压裂用支撑剂混合后，在一定闭合压力下，由于变形在这种支撑剂的表面会形成一些小的窝或凹陷处，这些窝或凹陷处有助于稳定和锁住周围的支撑剂。这种综合效应将增强整个支撑剂填充层抗流动和压力的能力。（2）这种支撑剂的内核具有较好的柔韧性并具有较大的外涂层，所以具有较好的抗腐蚀能力，并且在混和

30、、泵送的过程中和在较高的地应力下不易被破坏。DIP的使用能较好地防止压后排液和生产阶段支撑剂的回流。,六 超低密度支撑剂（ULW)(SPE84308),特点：超低密度支撑剂是可变形颗粒研究的自然延伸。主要包括两类：多孔陶粒树脂涂层（ULW-1.75）和树脂浸透并涂层的化学改性胡桃壳（ULW-1.25）超低密度支撑剂无论在体积密度、比重、颗粒强度分析、颗粒沉降、导流能力、流动实验方面都有其它支撑剂无可比拟的优点。,沉降速度（ft/min）,支撑剂类型,图4 不同支撑剂在水中的自由沉降速度对比图,图5 162.7g渥太华砂在量筒中的容积,图6 162.7gULW1.75在量筒中的容积,图7 162

31、.7gULW1.25在量筒中的容积,图8.20/40目的ULW1.25与20/40目白砂的导流能力比较,图9.45/65目的ULW与40/70目白砂的导流能力和渗透率对比,图10 20/40目的ULM1.25支撑剂在一定的闭合压力下相对支撑剂充填浓度的关系图,ULW支撑剂应用实例,目前国内外对导流能力测试主要是用API槽进行模拟，它可以模拟与地层条件相似的压力、温度和流动状态，但并未考虑滤饼沉积和清除、多相流动、支撑破碎、非达西流等因素，这与现场实际情况是有一定偏差的。,一 复杂条件下的导流能力测试实验,支撑剂性能评价实验方法,二 抗压强度实验,抗压强度是衡量支撑剂性能的主要因素之一，下图是分

32、别用20粒未涂层的胡桃壳、两种不同树脂涂层胡桃壳强度曲线,透明玻璃槽，可以用摄像机拍摄支撑剂的流动过程,支撑剂流动实验也是衡量支撑剂优异的一个重要参数，目前测试主要是在俄克拉荷马州大学井身结构研究中心进行的，仪器基本结构如下图：,三 支撑剂流动实验,泵提供压力，控制水平液体的流动速度,下图是三种支撑剂的平高度曲线图，可以看出胡桃壳涂层当流速下降到10gpm时，才会出现团状沉降,支撑剂回流实验设备主要有圆管射孔模型、狭槽模型和API线性槽三类，下图是圆管射孔模型简图：,主要确定孔眼附近无侧限应力（闭合应力）作用时，支撑剂发生回流的临界流速；这种实验方法较为简单，但是不能模拟缝宽和闭合应力对支撑裂

33、缝稳定性（临界流速）的影响。,四 支撑剂回流研究,下图是狭槽模型简图：,该装置可以测量不同支撑剂颗粒尺寸、裂缝宽度和地层闭合应力条件下的临界流速。装置右端的多个入口处，模拟裂缝中的线性流，左端的三个孔眼模拟裂缝向井筒的流动。实验过程中，先将狭槽调到一定宽度，再将支撑剂和水的混砂浆从左端孔眼泵入狭槽中支撑裂缝，然后利用水力锚给支撑剂充填层施加一定的闭合应力。返排模拟开始，从右端入口处逐渐增加泵入速度，直到发现有支撑剂产出。,目前国外对支撑剂嵌入模拟研究如下图所示，国内也利用裂缝长期导流能力测试仪器进行模拟，但是都未形成一个定量的结果。,五 支撑剂嵌入研究,它是一个45.5(即表面积为1625.9

34、)的测试仪器，在其顶部和底部有滤孔。加载装置用来测量载荷，位移传感器用来测量滤失和嵌入，并采用计算机自动控制系统来在进行实验。,支撑剂嵌入破碎,嵌入量主要受支撑剂尺寸、储层物性、压裂液粘度、闭合压力和滤失速率等因素决定,下图是典型的支撑剂嵌入及破碎：,支撑剂研究发展展望,尽管在适应深层、低渗、高闭合压力方向研制和应用了高性能、高质量、高导流能力的人造支撑剂，但仍需进一步发展支撑剂技术的研究，它的发展趋势将主要以下几个方面：1.研制开发低密度中强度或高强度烧结陶粒；提高裂缝导流能力的表面改性剂技术；研制开发应用低密度的空心或多孔支撑剂；双层树脂涂层技术；在多相流和非达西流条件下支撑剂导流能力的研

35、究。,五、新工艺技术,1、清水压裂技术2、浮式支撑剂压裂技术3、端部脱砂控缝高压裂技术4、连续油管压裂技术,1、清水压裂技术,压裂施工过程中，当天然裂缝周边岩石在压力超过“启动”压力后，剪切力使裂缝壁面产生“剪切滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动和天然微裂缝张开提高了裂缝的渗透率。停泵后，两个粗糙面阻止回到初始位置，于是由剪切产生的裂缝渗透率得到保持。,清水压裂增产机理,无支撑剂的错位缝面 粗糙裂缝面错位支撑，具有一定的导流能力。,无支撑剂的吻合缝面 粗糙裂缝面完全闭合，裂缝几乎无导流能力。,支撑剂浓度为0.1 lbm/ft2的吻合缝面 粗糙裂缝面无错位，少量支撑剂，有一定导流能力。,支撑剂分布

36、为0.1 lbm/ft2的错位缝面 粗糙裂缝面错位支撑和少量支撑剂支撑，裂缝具有高导流能力。,几种裂缝导流能力对比,采用加砂清水压裂技术能取得高好的压裂增产效果。,比较效果,清水压裂与冻胶压裂的区别携砂能力低；砂浓度低，一般为30Kg/m-360Kg/m；前置液量大，泵注排量高；支撑剂颗粒小，一般使用30/60目或40/70目支撑剂。适用条件油气藏渗透率0.1mD的裂缝性油气藏；杨氏模量3.4475104MPa的油气藏；具低闭合应力地层，一般要求闭合应力梯度0.0176MPam；常规冻胶压裂对储层伤害大，返排困难的低压油气藏。,清水压裂的优点易形成有一定导流能力的长裂缝；消除冻胶伤害地层，易于

37、返排；有利于延伸已有的天然裂缝或形成相互连通的天然裂缝网；降低施工成本。与相同规模的常规冻胶压裂相比较，可节省费用40%-60%。该技术更加有利于提高边际油气田的开发效果。,清水压裂基本工艺设计液体配方组成：清水+降阻剂+表面活性剂+粘土稳定剂。为了减少支撑剂的泵人量与施工成本，一般的清水压裂施工前置液占50%，随后泵人60Kg/m3浓度的支撑剂，并在整个施工阶段保持一个定值。施工结尾时支撑剂浓度增加到240Kg/m3,其目的是为了增加井筒与裂缝之间的连通性。清水压裂设计一般考虑下面几个因素。设计支撑缝长或压裂缝长的体积；满足裂缝导流能力和裂缝宽度的支撑剂筛析尺寸；达到足够导流能力的支撑剂浓度

38、；产生足够裂缝宽度的泵注排量。,停泵时刻裂缝壁面附近地层含水饱和度分布,地层含水饱和度分布,平均进水深度5-10ft,停泵时井筒附近地层含水饱和度分布,生产一段时间后水侵入区域在井底周围已大大减少，但在缝端部的含水饱和度仍然很高，此处的排液程度较低，排液的初速度与井底周围的水饱和度、滤失区的厚度有关，并受控于随应力而变化的渗透率。,生产10天后裂缝附近地层含水饱和度的分布,清水压裂技术的运用实例1：Bossier气藏位于得克萨斯洲东部，属于Cotton Valley砂岩地层，有效孔隙度孔隙度6%-10%，平均渗透率0.005md-0.05md。该地区早期压裂井由于裂缝有效半长小、裂缝高度过度延

39、伸以及地层伤害严重，增产效果差。于是在该地区进行清水压裂技术实施18口井的压裂施工。其中低砂比清水压裂（应用5口井），高砂比清水压裂（应用7口井），混合清水压裂（应用6口井）。,压裂效果评估结果表,裂缝半长对比图 裂缝导流能力对比图,可以看出：混合清水压裂裂缝平均半长为235ft，裂缝导流能力为363mdft，是其他两种清水压裂裂缝平均半长和裂缝导流能力的的2-3.5倍。所以对于Bossier气藏采取混合清水压裂能取得更好的开发效果。,实例2：某一开发气井，射孔井段为3251.8m-3260.8m。孔隙度为8%，渗透率0.01mD。KCI前置液157m3和189.5m3携砂液，20/40目陶粒

40、29.1t,加砂浓度为120Kg/m3-240Kg/m3,最高为282Kg/m3。施工排量为6.26.6m3/min.,本井施工前天然气产量约0.4143104m3/d，加砂压裂施工后天然气产量达4.0104m3/d，增产效果极为显著。清水压裂施工有效地提高了气井的产量。,2.浮式支撑剂压裂技术基本原理 该压裂技术所用支撑剂密度低于压裂液密度，在压裂裂缝闭合前支撑剂只填充在产层上部低渗透层，提高产层上部层段的导流能力，达到油井增产目的。油气层由于渗透率级差严重，对于油层顶部渗透率低而剩余油饱和度很高，油层底部渗透率相对高且含水高的油层，运用常规压裂技术，支撑剂将填充整个压裂层段，使产水层渗透率

41、更高，压裂后油井含水上升，即使油井总的产液量增加，但最终增油效果差，这类油气藏用浮式支撑剂压裂技术能够取得很好的效果。,支撑剂选择 在裂缝闭合前支撑剂能到达压裂裂缝顶部，支撑剂具备成本相对低廉，比重小以及储层条件下能提供充足的导流能力。选择10/40目的胡桃壳作为支撑剂。,不同比重的胡桃壳样品,胡桃壳浮动实验结果 胡桃壳导流能力实验结果,胡桃壳浮动实验导流能力实验,Minas油田位于Sumatra中部，于1986年进行注水开发。多数油层见到注入水，尤其高渗透油层，而注入水未波及的储层顶部层段含油饱和度很高，具有增油潜能。,含油饱和度对比图 综合测井曲线图,模拟时将施工排量由12bbl/min提

42、高到18bbl/min，同时底部层段的高滤失与流体密度变化有助于支撑剂沉积到产层顶部。模拟结果，裂缝有效半长为160ft，支撑剂填充在产层的顶部。,有限元数值模拟,由图可以看出：该井压裂成功，只是在压裂后期出现了砂堵。在Minas油田该运用该技术共实施3口井，油井产量平均增加1.5倍，其中井1增产2.8倍，含水由95%下降到80%。,其中一口井的施工曲线,3.端部脱砂控缝高压裂技术 利用端部脱砂压裂的原理，在进行正式加砂压裂前，通过端部脱砂方法在压裂裂缝下部形成一个人工应力隔层来控制裂缝向下延伸。,端部脱砂控缝高压裂技术实施步骤：,油井参数表,YPF.Bx3井的Sierras Blancas产

43、层距离水层13m，为了防止压窜水层，采用了端部脱砂控缝高压裂技术。,方案模拟：,端部脱砂方案模拟,砂聚集在压裂裂缝底部形成了人工隔层，在2739-2750m砂浓度最高。,压裂施工方案模拟,裂缝向下延伸到2744m，而水层在2763-2765m，裂缝没有窜通水层。,压裂施工曲线,实际净压力与拟合净压力对比图,由压裂曲线斜率在施工过程中都为正值，表明用端部脱砂压裂技术能有效地控制裂缝高度的延伸。,集成的连续油管装置,连续油管设备的基本部件 下管机头 油管卷轴 井口防喷器 液压驱动装置 控制台,连续油管压裂技术,时间跨度 相 应阶 段 20世纪60-70年代 产生与探索阶段：强度低、技术不完善，仅用

44、于 洗井、打捞等简单作业。20世纪80-90年代 技术进步阶段：井下工具配套，工艺技术得到 改进，尺寸进一步增大。20世纪90年代以来 技术成熟和迅速发展阶段：应用在水平井钻井、侧钻井、完 井、试油、采油、修井和集输等 领域。,世界三大连续油管生产公司：美国精密油管技术公司、优质油管公司和西南管材公司。连续油管的直径从12.17-168.14mm共有100多种规格；屈服强度为48.213-96.416MPa；单根长度可达9000m，作业设备车的数量已达到600多台，并且以每年20%的速度增长。仅美国普拉得霍湾西部作业区每年使用连续油管作业超过1000井次。现在，全世界的年耗量近500*104m

45、，作业工作量以每年25%的速度增加。,1985年以来，国内陆上各油田共引进连续油管作业设备20多台，主要分布在大庆、胜利、中原、河南、大港、辽河、新疆等油田。大庆油田、塔里木油田、吐哈油田利用连续油管作业技术进行了气举、清蜡、洗井、冲砂、测井、挤水泥作业，成功地解决了油田生产中的一些特殊难题，取得了良好的效果。与国外相比，国内在连续油管和作业车的制造方面尚属空白，技术不配套，作业服务范围小，设备利用率低，接受和认识程度不高。,在1980S后期,连续油管技术服务快速增长,与石油其他油田服务相比较,形成了不对称的膨胀;这种增长持续到1990S早期,增长率为20%。自1997年以来,加拿大连续油管技

46、术服务市场年增长25%,而美国在过去10年中虽然陆上钻井缩减10%,但是对连续油管的需求增长8%。,根据hart/IRI fuels information services资料(2002年),全球连续油管装置在过去10年增加1倍,2001年底达到1000台套,其中美国544台套,加拿大299台套。到2003年美国用于服务的连续油管装置就有近800台套。,根据Raymond James and Associates资料,2001年全球连续油管收入:技术服务10亿美元 连续油管装置3亿美元 管材市场9千万美元。市场占有:Schlumberger 31%。BJ 22%。Halliburton 16

47、%。Superior energy services 5%。,用于浅井多层陆上油气藏，用于分层压裂酸化和小井眼压裂。第一次连续油管压裂作业开始于于1993年，加拿大阿尔伯塔省东南部浅气层，通过2-7/8连续油管注入25吨支撑剂，排量3.0m3/min。过去几年来，在北美有1千多口井通过连续油管压裂改造；到目前为止，5000多口井进行了连续油管压裂。,应用最多的国家：加拿大。其次，在美国的Colorado,Texas,Alabama,Virginia。第三是英国（英格兰、爱尔兰）。SCHLUMBERGER公司注册为：Coil FracTM。HALLIBURTON公司注册为：Cobra FracT

48、M。,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进行分层改造？,对每个层进行改造。降低作业时间。不需要作业架、桥塞和井口装置。不需要打水泥。减少一些设备的租赁时间。缩短了作业时间和排液时间，加速了生产速度。比常规压裂NPV提高35-110%。,摩阻高。地面施工压力高。注入排量低。需要新的设计和操作方法,在同一口井上改造多层。使用连续油管设备-快速和有效。使用骑跨式封隔器总成。,地面设备试压。下井，对改造的第一层段座封封隔器。用改造流体反循环井。压裂改造第一层段。对改造的第二层段下封隔器。反循环保证井内流体清洁。压裂改造第二层段。重复上述过程，结束后回收封隔器。,连续油管设备。井下

49、封隔器总成。,应用于层状或多层油气藏和煤层气。控制选择性处理最小处理规模精确的处理 作业类型酸压裂、加砂压裂、支撑剂回流控制、无筛管完井 井的考虑小井眼完井2-7/83-1/2。套管/衬管完井4-7”。井底温度小于150。压裂梯度大于0.4Psi/Ft。垂直井深3048 m。,缩短完井作业周期。降低费用。增加产量和储量。与合压和限流、投球压裂相比，可提高单层改造的效率。在压裂过程中，保护油管和套管，以免损害。,压裂管柱的设计 压裂管柱的设计考虑以下因素：压裂设计、CT机械参数、经济 管柱能够承受周期应变变软能力。焊接点小于等于3个。设计的最终目的：在整个管柱生命期内，保证管柱有合理的应力能力，

50、以满足上述要求，从而延长管柱的生命期和效益。,压裂液体系：多种类型：低稠化剂浓度的水基交联压裂液体系泡沫压裂液体系粘弹性压裂液体系 VES体系（SCHLUMBERGER公司）低摩阻（常规压裂液的1/3）；无伤害；压后有效返排；对裂缝几何尺寸敏感性小。,支撑剂 多种类型：16/30、20/40砂、人造支撑剂等。SCHLUMBERGER公司常选用中等强度的人造支撑剂，因为人造支撑剂具有高的圆度和球度，因此,摩阻低。,需要同时考虑两个因素：优化的裂缝对排量和支撑剂浓度的要求。由于地面压力的限制对上述两个因素的限制。设计的方法学取决于地面压力和裂缝参数对排量和支撑剂浓度的依靠；即在确定希望的排量和最大