國內(nèi)外壓裂新技術(shù)課件

國內(nèi)外壓裂新技術(shù)

應(yīng)用與發(fā)展水平調(diào)研勝利油田有限公司井下作業(yè)公司二ΟΟ二年十二月國內(nèi)外壓裂新技術(shù)

應(yīng)用與發(fā)展水平調(diào)研勝利油田有限公司井下作業(yè)1前言查閱國內(nèi)外壓裂技術(shù)文獻130余篇與中科院力學(xué)研究所、勘探開發(fā)研究院、四川油田、中原油田等多家單位進行信息交流著重對目前在國內(nèi)外油田開發(fā)中應(yīng)用廣泛的高能氣體壓裂、層內(nèi)爆炸、泡沫壓裂及酸壓裂技術(shù)進行調(diào)研。SINOPECSLOF前言查閱國內(nèi)外壓裂技術(shù)文獻130余篇SINOPECSL2項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.泡沫壓裂技術(shù)4.酸化壓裂技術(shù)SINOPECSLOF項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.3國外自60年代開始高能氣體壓裂的研究與現(xiàn)場應(yīng)用，70年代末、80年代初發(fā)展尤為迅速。目前美國和俄羅斯的高能氣體壓裂技術(shù)處于世界領(lǐng)先水平，應(yīng)用井深范圍1500m-4300m,年壓裂施工量為2000-3000井次。美國桑迪亞國家實驗室在泥盆系頁巖地層成功地應(yīng)用了高能氣體壓裂技術(shù)，用以處理二疊系頁巖氣藏可增產(chǎn)3-4倍。一、國外高能氣體壓裂技術(shù)發(fā)展概況SINOPECSLOF國外自60年代開始高能氣體壓裂的研究與現(xiàn)場應(yīng)用，70年代末、4Cuderman等人在美國內(nèi)華達試驗場進行了高能氣體壓裂先導(dǎo)試驗，通過回掘觀察所得到的裂縫沿射孔方向傳播，然后逐漸轉(zhuǎn)向地應(yīng)力控制的方向。裂縫長度小于3米。Warponski等人也在內(nèi)華達試驗場氣井進行高能氣體壓裂井下試驗，壓裂深度1698.9m，壓裂彈長0.3m，兩次測量壓力峰值分別達到109.68MPa和83.47MPa，對套管進行測井證實套管無損傷。SINOPECSLOFCuderman等人在美國內(nèi)華達試驗場進行了高能氣體壓裂先導(dǎo)5美國部分高能氣體壓裂井效果對比SINOPECSLOF美國部分高能氣體壓裂井效果對比SINOPECSLOF61985年西安石油學(xué)院首次開展高能氣體壓裂技術(shù)研究，目前已形成包括壓裂機理及理論、設(shè)計方法及軟件、施工工藝及工具、測試技術(shù)與儀器在內(nèi)的配套技術(shù)。在四川、長慶、遼河、青海、大慶、勝利等油田已得到廣泛推廣應(yīng)用，目前常用油管傳輸和電纜傳輸兩種方式。應(yīng)用范圍涉及試油評價、解堵增產(chǎn)、降壓增注、煤層氣及地熱開采等方面。SINOPECSLOF二、國內(nèi)高能氣體壓裂技術(shù)發(fā)展概況1985年西安石油學(xué)院首次開展高能氣體壓裂技術(shù)研究，目前已形7國內(nèi)發(fā)展的幾項技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)，1992年在吉林油田首次實驗成功。射孔-HEGF復(fù)合技術(shù)，在延長油礦首次實驗成功，效果好于單一高能氣體壓裂。實現(xiàn)了井下存儲和地面直錄入式P-t過程測試。形成電纜傳輸和過油管傳輸施工工藝。SINOPECSLOF國內(nèi)發(fā)展的幾項技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)，1992年在吉林油田首次實8高能氣體壓裂技術(shù)（HEGF）高能氣體壓裂技術(shù)是一項新型壓裂技術(shù)，其基本原理是采用推進劑或火藥爆燃產(chǎn)生高速壓力脈沖氣體作用于地層巖石上，通過控制其上升速度使作用力超過巖層的破裂應(yīng)力，在井筒周圍的巖層形成多條自呈放射狀的徑向裂縫，清除油氣層污染及堵塞物，有效降低表皮系數(shù)，達到油氣井增產(chǎn)的目的。SINOPECSLOF高能氣體壓裂技術(shù)（HEGF）高能氣體壓裂技術(shù)是一項新型壓9高能氣體壓裂的特點形成不受原始地層應(yīng)力控制的多條徑向主裂縫體系，同時伴有微小的裂縫網(wǎng)，增加與天然裂縫溝通的機會。施工簡單，費用低廉，對地層污染小，不受水敏或酸敏地層的限制。在造縫的同時使裂縫兩側(cè)的巖石錯位，形成的裂縫不會完全閉合，提高近井地帶的滲透率。SINOPECSLOF高能氣體壓裂的特點形成不受原始地層應(yīng)力控制的多條徑向主裂10高能氣體壓裂增產(chǎn)機理在極短時間內(nèi)產(chǎn)生峰值壓力，產(chǎn)生不受地層應(yīng)力狀態(tài)控制的多條徑向裂縫，有效地穿透在井筒周圍的污染帶，溝通天然裂縫系統(tǒng)，增大了井筒附近的導(dǎo)流能力。壓力上升速度比水力壓裂快得多，產(chǎn)生的多條徑向裂縫的方位偏離最大主應(yīng)力方向，產(chǎn)生偏軸效應(yīng)，使裂縫發(fā)生剪切錯動，形成的裂縫不易閉合。SINOPECSLOF高能氣體壓裂增產(chǎn)機理在極短時間內(nèi)產(chǎn)生峰值壓力，產(chǎn)生不受11高能氣體壓裂的適用范圍（1）天然裂縫發(fā)育的油氣層堅硬致密的油氣層HEGF在壓裂層段形成的燃氣壓力將地層壓開，形成多條徑向裂縫。對于脆性較大的堅硬、致密油氣層改造效果較好。

SINOPECSLOF高能氣體壓裂的適用范圍（1）天然裂縫發(fā)育的油氣層堅硬致密的12高能氣體壓裂的適用范圍（2）污染或堵塞嚴重的油氣層水敏、酸敏及碳酸鹽油氣層

水敏或酸敏地層進行水力壓裂、酸化處理時，會因其工作介質(zhì)與地層巖石發(fā)生各種物理化學(xué)反應(yīng)而堵塞地層孔隙，使油氣井產(chǎn)量下降。而HEGF由于火藥燃燒后有C02和HCl氣體生成，會對碳酸鹽油氣藏起到特殊作用。

SINOPECSLOF高能氣體壓裂的適用范圍（2）污染或堵塞嚴重的油氣層水敏、13HEGF的選井選層原則（1）適用于脆性地層，不適用于蠕變性較強的塑性地層。在泥巖地層中可能產(chǎn)生壓實效應(yīng)。適用于粘土含量少的致密砂巖及天然裂縫發(fā)育的碳酸巖儲層。膠結(jié)疏松的砂巖地層壓后可能引起嚴重的出砂問題，因此選層時應(yīng)慎重對待。SINOPECSLOFHEGF的選井選層原則（1）適用于脆性地層，不適用于蠕變14HEGF的選井選層原則（2）油氣井套管抗內(nèi)壓強度高，固井質(zhì)量良好；與水層間的間隔＞10m，水泥返高高于壓裂層段150m以上；近井地帶堵塞嚴重（S＞3）；有較高的地層壓力和產(chǎn)能潛力的生產(chǎn)井；注水速率下降較快或?qū)娱g矛盾相對突出的注水井。SINOPECSLOFHEGF的選井選層原則（2）油氣井套管抗內(nèi)壓強度高，固井15高能氣體壓裂對套管的影響

目前高能氣體壓裂充分吸取了脈沖理論的特點，形成了爆燃壓裂技術(shù)，國外研究資料表明，高能氣體壓裂在藥量設(shè)計合理的情況下，不會形成套管內(nèi)徑的永久變形。多脈沖壓裂P-T實時監(jiān)測曲線

SINOPECSLOF高能氣體壓裂對套管的影響目前高能氣體壓裂充分吸取了脈沖理16HEGF對水泥環(huán)的影響井徑測井和聲波變密度測井資料表明，采用多脈沖爆燃壓裂工藝對套管的損傷很小，但對水泥環(huán)有一定的影響。爆燃瞬間使套管向外擴張，引起管外的水泥環(huán)發(fā)生變形。由于套管和水泥環(huán)的彈性模量不同，泄壓后在套管與水泥環(huán)之間會形成間隙，在固井質(zhì)量差的情況下會導(dǎo)致層間竄槽。SINOPECSLOFHEGF對水泥環(huán)的影響井徑測井和聲波變密度測井資料表明，17HEGF套管保護措施適當降低峰值壓力選用升壓速度較慢的推進劑，國外常用M5、M30、NH4NO3等，國內(nèi)常用雙芳3和18/1-樟,雙鉛-2等；控制一次壓裂的用藥量，國外推薦每米射孔段用藥量不大于2Kg。SINOPECSLOFHEGF套管保護措施適當降低峰值壓力SINOPECSLOF18高能氣體壓裂工藝設(shè)計高能氣體壓裂技術(shù)的關(guān)鍵是對壓力—時間曲線的設(shè)計與控制，優(yōu)化和控制的工藝關(guān)鍵有兩方面：定位起裂的升壓時間；壓裂壓力的持續(xù)時間。二者匹配應(yīng)適當，并應(yīng)有足夠的總能量。SINOPECSLOF高能氣體壓裂工藝設(shè)計高能氣體壓裂技術(shù)的關(guān)鍵是對壓力—時間19P-t曲線的設(shè)計與控制炸藥的定向與聚能火藥力的控制與點火順序設(shè)計一般采用三段裝藥，中段是定向聚能炸藥，兩端是等質(zhì)量的火藥或推進劑。合理安排炸藥與火藥的點火順序與延遲時間。炸藥對著壓裂目的層，爆炸后形成一個低壓區(qū)，炸藥爆炸引燃的上下兩端火藥產(chǎn)生高壓氣體匯聚于壓裂地段，向爆炸形成的徑向短縫沖擊，使裂縫延伸。火藥力的定向作用示意圖

SINOPECSLOFP-t曲線的設(shè)計與控制炸藥的定向與聚能火藥力的定向作用20現(xiàn)場施工工藝目前現(xiàn)場主要采用電纜起下、液柱遮擋，地面引燃施工工藝。配管柱通井、探?jīng)_砂至施工井段以下10-20m，保持井內(nèi)液柱高度在lOOOm左右，最小不得低于500m。電纜車下氣體發(fā)生器至設(shè)計井深，下放過程中應(yīng)不斷測量用于點火纜芯的導(dǎo)通性。地面通電引燃，引燃前人員、車輛撤至井口100m以外。引燃后5-lOmin，起出電纜及氣體發(fā)生器。SINOPECSLOF現(xiàn)場施工工藝目前現(xiàn)場主要采用電纜起下、液柱遮擋，地面引燃21復(fù)合壓裂技術(shù)是高能氣體壓裂和水力壓裂技術(shù)相結(jié)合的一項工藝，國外資料相關(guān)報道較少，國內(nèi)在四川和土哈油田進行過復(fù)合壓裂技術(shù)的現(xiàn)場試驗。勝利油田目前還沒有對該項技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用。

復(fù)合壓裂技術(shù)

SINOPECSLOF復(fù)合壓裂技術(shù)是高能氣體壓裂和水力壓裂技術(shù)相結(jié)合的一項工藝，國22復(fù)合壓裂技術(shù)特點復(fù)合壓裂就是先對地層進行高能氣體壓裂然后進行水力壓裂或酸壓裂。高能氣體壓裂形成不受地應(yīng)力控制的多條放射狀徑向裂縫，減小了井壁周圍的應(yīng)力集中，降低水力壓裂的初始破裂壓力。增加了水力壓裂或酸壓裂的改造面積，進一步提高井筒周圍及深部裂縫的導(dǎo)流能力。SINOPECSLOF復(fù)合壓裂技術(shù)特點復(fù)合壓裂就是先對地層進行高能氣體壓裂然后23復(fù)合壓裂的裂縫延伸機理水力壓裂井底滲流狀態(tài)示意圖復(fù)合壓裂井底滲流狀態(tài)示意圖

SINOPECSLOF復(fù)合壓裂的裂縫延伸機理水力壓裂井底滲流狀態(tài)示意圖24項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.泡沫壓裂技術(shù)4.酸化壓裂技術(shù)項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.25二、層內(nèi)爆炸技術(shù)該項技術(shù)國外沒有相關(guān)文獻資料，調(diào)研資料主要來源于中科院滲流力學(xué)研究所及中科院理化中心的室內(nèi)試驗研究。利用井筒爆炸、高能氣體壓裂與核爆采油的爆炸原理，結(jié)合水力壓裂的造縫機理，利用水力壓裂工藝將爆燃藥壓入巖石裂縫。選擇爆燃為炸藥釋放能量的主要形式。點燃裂縫中的炸藥，在主裂縫周圍產(chǎn)生大量裂縫，提高地層滲透率。SINOPECSLOF二、層內(nèi)爆炸技術(shù)該項技術(shù)國外沒有相關(guān)文獻資料，調(diào)研資料主要來26炸藥有三種釋放能量的形式：爆轟、爆燃和燃燒。爆轟時，每公斤炸藥可瞬間釋放約5106焦爾能量,爆轟壓力遠大于巖石強度，壓力上升極快，使巖石產(chǎn)生密實圈，會降低近井地帶滲透率，對套管破壞力較強。爆燃壓力大于巖石強度，壓力上升快慢適度，適于使巖石產(chǎn)生多裂縫。層內(nèi)爆炸選擇爆燃為炸藥釋放能量的主要形式?；A(chǔ)理論SINOPECSLOF炸藥有三種釋放能量的形式：爆轟、爆燃和燃燒。爆轟時，每公斤炸27層內(nèi)爆炸模擬示意圖SINOPECSLOF層內(nèi)爆炸模擬示意圖SINOPECSLOF28層內(nèi)爆炸技術(shù)實施的可能性藥品能否壓入含油氣巖層裂縫？藥品壓入巖層裂縫后能否發(fā)生爆炸？

層內(nèi)爆炸是首先以水力壓裂方式使地層破裂，然后象攜帶支撐劑一樣把炸藥攜帶入裂縫，炸藥粒徑10-20m，密度1.8-2.0g/cm3，在保證炸藥安全的情況下把炸藥壓入含油氣層是完全可行的。中科院力學(xué)研究所實驗室建立了小尺度模擬實驗裝置，通過模擬實驗，找到了一組用特種火炸藥基本配方；在不到200mm尺度上實現(xiàn)了特種火炸藥的擠注、點火和爆燃的基本過程，其峰值壓力在100MPa上下；該特種火炸藥的經(jīng)濟、安全性可能達到生產(chǎn)要求，從而證實“層內(nèi)爆炸”原理基本可行。

SINOPECSLOF層內(nèi)爆炸技術(shù)實施的可能性藥品能否壓入含油氣巖層裂縫？藥品壓入29裂縫中爆燃的可行性中科院力學(xué)研究所進行的室內(nèi)實驗表明，層內(nèi)爆炸是通過傳熱來實現(xiàn)點火的，爆燃的過程較緩慢，同時巖石的導(dǎo)溫系數(shù)比爆燃藥的導(dǎo)溫系數(shù)大一個量級，建立薄層爆燃藥持續(xù)傳爆的一維模型。

xwp0

T0

0

u0=0

巖層

藥層爆燃推進示意圖

反應(yīng)產(chǎn)物=1

=0反應(yīng)區(qū)TSINOPECSLOF裂縫中爆燃的可行性中科院力學(xué)研究所進行的室內(nèi)實驗表明，30建立一維可壓縮流體力學(xué)方程SINOPECSLOF建立一維可壓縮流體力學(xué)方程SINOPECSLOF31不可壓縮假設(shè)下薄層藥爆燃恒穩(wěn)推進的參數(shù)分布（實線為相對熱流，虛線為相對溫度，點劃線為化學(xué)反應(yīng)率）不可壓縮假設(shè)下薄層藥爆燃恒穩(wěn)推進的參數(shù)分布（實線為相對熱流32不同頻率因子條件下恒穩(wěn)推進速度

（界面?zhèn)鳠嵯禂?shù)為0.5w/m2/K）藥層厚度（m）恒穩(wěn)推進速度（m/s）頻率因子106s-1頻率因子109s-1頻率因子1012s-10.16.1100780.40.011.150452.40.0010.510.8150藥層厚度（m）溫度峰值（K）頻率因子106s-1頻率因子109s-1頻率因子1012s-10.13105310531050.013105310531050.001310931133118藥層厚度傳熱系數(shù)0.1m0.01m0.001m0.0001m=0.5100m/s50m/s10.8m/s7.4m/s=10440m/s25.1m/s6.1m/s35m/s藥層厚度反應(yīng)熱0.1m0.01m0.001mQ=3238kJ/kg100m/s50m/s10.8m/sQ=5000kJ/kg150m/s80m/s45m/s不同頻率因子條件下反應(yīng)區(qū)溫度峰值（界面?zhèn)鳠嵯禂?shù)為0.5w/(m2K)）

不同界面?zhèn)鳠嵯禂?shù)條件下恒穩(wěn)推進速度

不同化學(xué)反應(yīng)熱條件下恒穩(wěn)推進速度

SINOPECSLOF不同頻率因子條件下恒穩(wěn)推進速度

（界面?zhèn)鳠嵯禂?shù)為0.5w/m33計算結(jié)果表明：給定藥層的厚度，藥層越薄，維持反應(yīng)需要的溫度越高。頻率因子越大，恒穩(wěn)推進速度越大；化學(xué)反應(yīng)熱越大，恒穩(wěn)推進速度越大；界面?zhèn)鳠嵯禂?shù)越大，恒穩(wěn)推進速度越??；藥層厚度越大，恒穩(wěn)推進速度越大。SINOPECSLOF計算結(jié)果表明：給定藥層的厚度，藥層越薄，維持反應(yīng)需要的溫341.操作者人身安全2.施工作業(yè)安全3.油井產(chǎn)出液處理安全層內(nèi)爆炸技術(shù)的安全問題(1)未爆炸的炸藥顆粒是否會隨產(chǎn)出液流到井筒和地面？(2)隨產(chǎn)出液進入集輸系統(tǒng)的殘藥顆粒能否分離？(3)殘留在分離后原油中的炸藥進入煉油系統(tǒng)后是否會爆炸。SINOPECSLOF1.操作者人身安全2.施工作業(yè)安全3.油井產(chǎn)出液處理安全層內(nèi)351、油井產(chǎn)液攜帶的未爆炸藥顆粒2、油井產(chǎn)油中炸藥顆粒的分離

進入污水池分解油井產(chǎn)出液攜帶的未爆炸藥顆粒返排壓裂液攜帶的未爆炸藥顆粒進入集輸系統(tǒng)炸藥粒度>10m,與油水密度差0.81.0g/cm3,體積濃度<1%,因此，原則上可用離心法在油氣集輸系統(tǒng)把炸藥顆粒從油井產(chǎn)液中分離出來。SINOPECSLOF1、油井產(chǎn)液攜帶的未爆炸藥顆粒2、油井產(chǎn)油中炸藥顆粒的分離363、含殘藥原油中炸藥的熱分解

中科院的實驗研究結(jié)果表明：炸藥濃度低于30%和45%的乳膠狀炸藥在強點火燃燒條件下不能引燃。炸藥與足夠多的油、水混合后，炸藥的燃燒熱不能使混合物達到并維持炸藥的點火溫度，也不能引燃。在炸藥濃度低于或明顯低于1.0%時，它已根本不會發(fā)生燃燒爆炸，只可能在溫度上升時發(fā)生緩慢熱分解。SINOPECSLOF3、含殘藥原油中炸藥的熱分解中科院的實驗研究結(jié)果表明：37實驗分析結(jié)果：未爆炸的炸藥顆粒可能隨壓裂回排液流到井口并放空。在生產(chǎn)階段，殘留在巖縫的未爆炸的炸藥顆粒難以流出地層；隨產(chǎn)液進入集輸系統(tǒng)的殘藥顆粒，濃度明顯低于1%，原則上能用離心法分離；殘留在分離后原油中的微量炸藥，進入常減壓分餾塔之前，在400C加熱爐已經(jīng)完全熱分解。因混合物中炸藥濃度很低，熱分解不可能導(dǎo)致爆炸。SINOPECSLOF實驗分析結(jié)果：未爆炸的炸藥顆粒可能隨壓裂回排液流到井口并放38存在的問題？？？1、安全性？①利用水力壓裂像攜帶支撐劑一樣在高壓下把炸藥顆粒帶入裂縫，受壓裂時的高壓的影響，現(xiàn)場施工是否安全（調(diào)研資料中沒有提到壓力對爆炸的影響）？②進入裂縫的炸藥爆炸時釋放出巨大的能量，在使地層形成裂縫群的同時，沿壓裂裂縫回流的能量是否能導(dǎo)致套管變形？SINOPECSLOF存在的問題？？？1、安全性？SINOPECSLOF392、現(xiàn)場應(yīng)用的可行性？？？如何在壓裂過程中或壓裂施工后，引爆3000m以下的地層裂縫中的炸藥？進入裂縫的炸藥如何維持持續(xù)爆燃？層內(nèi)爆炸產(chǎn)生的裂縫，受地應(yīng)力影響，裂縫導(dǎo)流能力沒有理論計算結(jié)果，如何對其進行效果評價？SINOPECSLOF2、現(xiàn)場應(yīng)用的可行性？？？SINOPECSLOF40層內(nèi)爆炸增產(chǎn)技術(shù)結(jié)合了水力壓裂和高能氣體壓裂等工藝技術(shù)原理，使炸藥在裂縫內(nèi)爆炸，可以顯著改善地層滲流條件，如果該技術(shù)研究成功，可以形成壓裂史上一個革命性的突破。該項工藝目前還僅限于室內(nèi)實驗研究，距離現(xiàn)場應(yīng)用還存在一定的技術(shù)難題，今后應(yīng)對該項技術(shù)的最新發(fā)展情況繼續(xù)進行跟蹤。認識與建議SINOPECSLOF層內(nèi)爆炸增產(chǎn)技術(shù)結(jié)合了水力壓裂和高能氣體壓裂等工藝技術(shù)原理，41項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.泡沫壓裂技術(shù)4.酸化壓裂技術(shù)SINOPECSLOF項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)42泡沫壓裂是近年來壓裂技術(shù)方面的重大突破之一，最初是科羅拉多礦業(yè)學(xué)院Blauer等人提出來的，由于泡沫的單一流變學(xué)特性使這種方法具有很多優(yōu)點，很快在石油和天然氣工業(yè)被采用。1976年6月，在美國西弗吉尼亞州Lincoln縣進行了首次大型泡沫壓裂作業(yè)，使用946m3泡沫，投放了135噸支撐劑，同年11月又進行了第二次大型泡沫壓裂，使用了1060m3泡沫，投放了140噸支撐劑。1980年在東德克薩斯州進行了至今仍是最大規(guī)模的泡沫壓裂，使用了2233m3泡沫，共投放了503噸支撐劑。目前，美國每年的泡沫壓裂施工井次約700—1000次。國外泡沫壓裂技術(shù)概況SINOPECSLOF泡沫壓裂是近年來壓裂技術(shù)方面的重大突破之一，最初是科羅拉多礦43國內(nèi)泡沫壓裂技術(shù)概況目前國內(nèi)許多油田如四川、新疆、長慶、遼河、大慶和華北等油田都先后進行了泡沫壓裂的研究與應(yīng)用，其中吉林油田的泡沫壓裂技術(shù)目前在國內(nèi)處于比較先進的水平，施工是以泡沫和壓裂液在井口形成混相泡沫進行加砂壓裂。勝利油田在泡沫壓裂研究方面處于探索階段，根據(jù)勝利油田的油藏地質(zhì)特征以及油藏改造的發(fā)展方向來看，進行泡沫壓裂的先導(dǎo)性試驗研究是十分必要的。SINOPECSLOF國內(nèi)泡沫壓裂技術(shù)概況目前國內(nèi)許多油田如四川、新疆、長慶、遼河44一、泡沫壓裂液的組成和分類增能體系：泡沫質(zhì)量(fgtp)＜52%,一般用于常規(guī)壓裂處理后作為后置液幫助返排。泡沫體系：fgtp=52-96%，它具有壓裂液所具有的各種待征：含液量低，攜砂、懸砂能力強，濾失低，粘度高，返排能力強等特點。通常施工所用的泡沫質(zhì)量（井底溫度壓力條件下)多數(shù)在65-85%之間。如果泡沫質(zhì)量大于96%，則退化為霧。SINOPECSLOF一、泡沫壓裂液的組成和分類增能體系：泡沫質(zhì)量(fgtp)＜545泡沫壓裂液的分類按泡沫壓裂處理的地層分有兩種。如果用于碳酸鹽巖油氣層的處理，則基液用酸類——此時稱其為泡沫酸（foamedacid）。如果用于其它地層（如砂巖、頁巖）的加砂壓裂處理。則基液為除酸以外的所有流體——此時稱其為泡沫壓裂液（foamfracturingfluid）。國外廣泛采用水基類泡沫壓裂液。泡沫壓裂液由基液、氣體、起泡劑、穩(wěn)定劑及其他添加劑組成。SINOPECSLOF泡沫壓裂液的分類按泡沫壓裂處理的地層分有兩種。如果用于碳酸鹽461、起泡劑：起泡劑必須滿足：a.起泡性能強；b.與基液、地層巖石和地層流體及其他添加劑之間必須配伍；c.壓力下降氣泡膨脹時，泡沫能立即破裂；d.濃度要低，一般加量為基液的0.5-1.5%；e.凝固點低，具有生物降解能力、毒性小。SINOPECSLOF1、起泡劑：起泡劑必須滿足：a.起泡性能強；b.與基液、地層472、穩(wěn)定劑主要有胍膠、羥丙基胍膠、羧甲基羥丙基胍膠、羧甲基羥乙基纖維素等。目前所采用的泡沫壓裂液是用交聯(lián)凝膠作為泡沫穩(wěn)定劑，最常見的是用羥丙基胍膠（HPG）作為穩(wěn)定劑。泡沫壽命最長、粘度更高、攜砂能力進一步提高、造縫能力更強。適用于各類井的壓裂處理，特別使用于高溫井的作業(yè)，完全能滿足大型壓裂施工的要求。3、其它添加劑主要指降濾失劑、防粘土膨脹劑、粘土多價螯合劑、鐵螯合劑、增粘劑、殺菌劑、降阻劑等。SINOPECSLOF2、穩(wěn)定劑3、其它添加劑SINOPECSLOF48二、泡沫壓裂液的優(yōu)點

1.攜砂、懸砂能力強2.濾失小，形成的裂縫長而寬3.返排率高，對國外相關(guān)研究資料表明，支撐劑在泡沫壓裂液中的沉降速度僅是它在水或凝膠中沉降速度的l/10—1/l00，甚至在有些泡沫壓裂液中的沉降速度幾乎為零。這說明支撐劑會被攜帶到較遠的位置，對于目前國外最新的泡沫壓裂液，支撐劑在其中基本上呈懸浮狀，其攜砂能力與交聯(lián)壓裂液相比也毫不遜色。據(jù)國外試驗研究資料表明,75%泡沫質(zhì)量的壓裂液，其濾失系數(shù)比一般壓裂液要低近7-10倍。這使得泡沫壓裂液的造縫效率極高，能夠有效地改善地層的滲流條件，對增注增產(chǎn)十分有利。。泡沫壓裂液與具有同樣體積的常規(guī)壓裂液相比，返排率高，對地層的傷害小，這主要是由于泡沫壓裂液中氣相約占65-85%，只有同體積常規(guī)壓裂液的15%-35%,所以通過裂縫面濾失進入地層的液量相對就少得多。采用氮氣泡沫壓裂的井，由于氮氣為惰性氣體，僅微溶于某些地層流體，不會引起乳化或沉淀，也起到了很好的油層保護作用。SINOPECSLOF二、泡沫壓裂液的優(yōu)點1.攜砂、懸砂能力強2.濾失小，形成49三、泡沫壓裂對敏感地層的適用性

泡沫壓裂液由于本身液相少以及濾失量低的特點，進入地層后的傷害程度要小的多，特別使用于水敏、酸敏等敏感性地層如頁巖、泥質(zhì)含量高的砂巖、含粘土的低滲灰?guī)r等儲層的壓裂改造，可以大大減少由于泥質(zhì)膨脹造成的二次傷害，有效地保持地層的滲透率。SINOPECSLOF三、泡沫壓裂對敏感地層的適用性泡沫壓裂液由于本身液相少以及50四、泡沫壓裂工藝技術(shù)（一）現(xiàn)場產(chǎn)生泡沫及注入方法N2或CO2泡沫發(fā)生器壓裂液混砂車支撐劑泵車井筒地面產(chǎn)生泡沫方法

SINOPECSLOF四、泡沫壓裂工藝技術(shù)（一）現(xiàn)場產(chǎn)生泡沫及注入方法N2或CO51（二）井內(nèi)產(chǎn)生泡沫及注入方法

N2或CO2泡沫發(fā)生器注泡沫泵車壓裂液支撐劑泵車井口井內(nèi)產(chǎn)生泡沫方法

混砂車井筒SINOPECSLOF（二）井內(nèi)產(chǎn)生泡沫及注入方法N2或CO2泡沫發(fā)生器注泡沫泵52（三）井底產(chǎn)生泡沫及注入方法

N2或CO2泡沫發(fā)生器注泡沫泵車壓裂液支撐劑泵車井底產(chǎn)生泡沫方法混砂車SINOPECSLOF（三）井底產(chǎn)生泡沫及注入方法N2或CO2泡沫發(fā)生器注泡沫泵53（二）泡沫壓裂設(shè)計從80年代初到目前為止，國內(nèi)外發(fā)表的有關(guān)泡沫壓裂設(shè)計的文獻比較少，大部分文獻集中于基礎(chǔ)研究和泡沫壓裂現(xiàn)場施工技術(shù)，對泡沫壓裂設(shè)計方法和設(shè)計程序幾乎沒有相關(guān)介紹，本文僅從與泡沫壓裂設(shè)計相關(guān)的泡沫穩(wěn)定性、流變性、泡沫壓裂液的攜砂濃度方面進行相關(guān)技術(shù)調(diào)研。SINOPECSLOF（二）泡沫壓裂設(shè)計從80年代初到目前為止，國內(nèi)外發(fā)表的有關(guān)541、泡沫穩(wěn)定性目前國內(nèi)的泡沫壓裂僅限于在低溫儲層進行比較小規(guī)模的施工。這是因為泡沫在大規(guī)模施工或高溫度下缺乏足夠的穩(wěn)定性。為解決這一問題，在泡沫壓裂中需要加入泡沫穩(wěn)定劑。目前國內(nèi)一般使用膠凝劑來提高泡沫的穩(wěn)定性，加入膠凝劑是為了提高液相的粘度，產(chǎn)生更加穩(wěn)定的泡沫，延遲液體泄出的速度。目前國外研制出一種新型聚合物凝膠體系，其在同等條件下，半衰期可達450-500min。SINOPECSLOF1、泡沫穩(wěn)定性目前國內(nèi)的泡沫壓裂僅限于在低溫儲層進行比較小552、泡沫流變性泡沫主要有兩種流變模型，即賓漢塑性模型和冪律型，在低剪切速度下泡沫流變性遵循冪定律模型，而在高剪切速度條件下遵循賓漢塑性模型。在同一剪切速度條件下，隨泡沫質(zhì)量的增加，其粘度是逐漸增加的。其攜砂性能也更好。SINOPECSLOF2、泡沫流變性泡沫主要有兩種流變模型，即賓漢塑性模型和冪律56泡沫壓裂液的攜砂性能盡管泡沫壓裂液具有相對穩(wěn)定性，但其最大的缺點是施工時不能攜帶高濃度的支撐劑。目前國內(nèi)如吉林油田通常采用泡沫與壓裂液分注的方法，用交聯(lián)壓裂液攜砂，與泡沫在井筒形成混相，一起泵入地層，實現(xiàn)高砂比加砂壓裂。SINOPECSLOF泡沫壓裂液的攜砂性能盡管泡沫壓裂液具有相對穩(wěn)定性，但其最大57泡沫壓裂設(shè)計模型SINOPECSLOF泡沫壓裂設(shè)計模型SINOPECSLOF58現(xiàn)場施工工藝1.純用氮氣不加支撐劑的壓裂美國的俄亥俄谷、西弗吉尼亞地區(qū)和德州的Fortworth盆地，頁巖地層采用純N2不加支撐劑壓裂。(1)通過套管注入15%HCl進行酸洗；(2)以143m3/min的排量注入N2充填井眼；(3)壓力穩(wěn)定后，以802m3/min的速度注入N2。N2用量200618m3(約合350m3液氮)，排量為795m3/min，地面施工壓力為102MPa。裂縫幾何尺寸計算參數(shù)為：裂縫面積1278m2，縫長260m，縫寬8.0mm。生產(chǎn)情況：壓裂前產(chǎn)油量為23t/d，壓裂后產(chǎn)油量為120t/d。SINOPECSLOF現(xiàn)場施工工藝1.純用氮氣不加支撐劑的壓裂SINOPECSLO59美國氮氣泡沫壓裂施工現(xiàn)場流程圖SINOPECSLOF美國氮氣泡沫壓裂施工現(xiàn)場流程圖SINOPECSLOF602.恒定內(nèi)相泡沫壓裂

FoamFracturingwithConstantInternalPhase

使用恒定內(nèi)相技術(shù)可將砂比從600-840kg/m3提高到l410kg/m3。所謂恒定內(nèi)相是指在加入支撐劑時，保持液相的注入速度不變，相應(yīng)減少泵氣速度，使總的排量不變（此總排量等于不加支撐劑時總泡沫流量）。目前國內(nèi)吉林、四川等油田基本采用該項施工工藝，以提高攜砂中的砂漿濃度，但其最高加砂比只能達到30-40%。SINOPECSLOF2.恒定內(nèi)相泡沫壓裂

FoamFracturing613.混合泡沫壓裂先進行泡沫壓裂，再進行常規(guī)壓裂；或者是泡沫壓裂與常規(guī)壓裂交替進行，多次重復(fù)。優(yōu)點是：（l）產(chǎn)生長而寬的裂縫，裂縫導(dǎo)流能力高。（2）用較少的總液量將大量砂子填入裂縫，適用于大型及超大型壓裂施工。（3）泡沫多級壓裂，可控制液體濾失，減小地層傷害。（4）壓裂后，泡沫壓裂中的氣體提供的驅(qū)動能量有助于加快殘液的返排。在美國的路易斯安娜—德克薩斯地區(qū)利用CO2泡沫和壓裂液，在4267m的低滲透砂巖地層（油藏溫度180℃,壓力91MPa）成功地實施了交替注入壓裂施工，整個施工持續(xù)了十七小時，其中由于現(xiàn)場施工流程出現(xiàn)問題幾次停泵，但再次開泵時，沒有出現(xiàn)脫砂現(xiàn)象，施工采用了凝膠穩(wěn)定泡沫體系，獲得成功。施工后日產(chǎn)油237m3，僅六個月的產(chǎn)量就相當于前兩年的產(chǎn)量總和。SINOPECSLOF3.混合泡沫壓裂先進行泡沫壓裂，再進行常規(guī)壓裂；或者是泡沫壓624.油基泡沫壓裂對于某些地層，即使用鹽水基泡沫壓裂液也會造成傷害。此時可使用油基泡沫壓裂液。但油基起泡劑品種較少，下面介紹國外研制的兩種油基起泡劑：（1）FC-C（氟化烷基脂）油基起泡劑。可用于油基泡沫壓裂液，特別在煤油、二甲苯和凝析油等非極性油基液中起泡性能非常好。用量為0.2-0.6%。可將油基液的表面張力降到20-25dyne/cm。配成的油基泡沫具有攜砂性能好，返排徹底、污染小、不發(fā)生乳化作用的優(yōu)點。（2）第二種是用硅酮制成的。硅酮屬于有機聚硅氧烷類，最好選用分子量為5000-20000的(CH3)3SiO-[SiO(CH3)2]3-Si(CH3)3。加量在0.9-10%，最好為0.5-2.0%，泡沫質(zhì)量控制在60-85%。油基泡沫壓裂液體系在調(diào)研資料中沒有見到現(xiàn)場應(yīng)用實例，僅限于室內(nèi)基礎(chǔ)實驗研究。SINOPECSLOF4.油基泡沫壓裂對于某些地層，即使用鹽水基泡沫壓裂液也會造成63四、泡沫壓裂的經(jīng)濟效益及效果評價

經(jīng)濟效益對比與常規(guī)壓裂相比，泡沫壓裂(指CO2泡沫壓裂)的成本隨井深的增加相應(yīng)有所增加，主要是由于液體的運輸及儲存費用高于常規(guī)壓裂。但一般淺井泡沫壓裂成本低于常規(guī)壓裂，中、深井的泡沫壓裂成本相當或略高于常規(guī)壓裂。但是，對于敏感性特殊儲層，泡沫壓裂的增產(chǎn)倍數(shù)要遠遠大于常規(guī)壓裂，并且許多用常規(guī)壓裂失敗的井改用泡沫壓裂往往獲得較大的成功。因而總的說來，泡沫壓裂的整體經(jīng)濟效益要好于常規(guī)壓裂。SINOPECSLOF四、泡沫壓裂的經(jīng)濟效益及效果評價經(jīng)濟效益對比SINOPE642、壓裂效果現(xiàn)場評價目前，國外大量使用壓裂前后的表皮系數(shù)確定增產(chǎn)效果。其公式為：

J1/J2=（lnRe/Rw＋S1）/（lnRe/Rw＋S2）J1/J2：增產(chǎn)倍數(shù)Re：泄流半徑，mRw：井眼半徑，mS1：壓裂前試井求出的總表皮系數(shù)S2：壓裂后試井求出的總表皮系數(shù)此外，現(xiàn)代試井已能確定壓裂后的有效裂縫長度、裂縫導(dǎo)流能力以及有效半徑，可以更精確地評價壓裂效果SINOPECSLOF2、壓裂效果現(xiàn)場評價目前，國外大量使用壓裂前后的表皮系數(shù)確65五、認識與建議：泡沫壓裂液中的少量液相結(jié)合其較高的勢能，使其成為排液性能好，地層傷害低的壓裂液；泡沫的流變性足以壓開地層并延伸裂縫，低的微粒沉降速度和良好的微粒傳輸性能使其能夠攜帶大量支撐劑進入裂縫。泡沫所含高壓氣體中含有大量勢能，當泡沫壓裂井投產(chǎn)時，由于壓力降低氣體膨脹所產(chǎn)生的能量使大部分處理液迅速排出地層，減少了壓裂液在地層中的滯留時間，降低了儲層傷害，使油井很快投入生產(chǎn)。SINOPECSLOF五、認識與建議：泡沫壓裂液中的少量液相結(jié)合其較高的勢能，使其66從油田開發(fā)的長遠方向考慮，在廣泛吸收國外先進經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，勝利油田應(yīng)重視泡沫壓裂工藝技術(shù)的研究開發(fā)，引進相關(guān)施工設(shè)備，使勝利油田低壓、低滲、水敏性地層得到有效地開發(fā)利用。研制適合于勝利油田低壓、低滲、水敏性地層的系列化泡沫壓裂液，開展室內(nèi)泡沫壓裂液研究和用計算饑進行泡沫壓裂設(shè)計的研究。開展泡沫壓裂現(xiàn)場施工技術(shù)的試驗研究。從設(shè)備的安裝、監(jiān)測、控制、返排形成系統(tǒng)作業(yè)流程，豐富勝利油田的油藏開發(fā)手段。SINOPECSLOF從油田開發(fā)的長遠方向考慮，在廣泛吸收國外先進經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，勝67項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.泡沫壓裂技術(shù)4.酸化壓裂技術(shù)SINOPECSLOF項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.68酸化壓裂技術(shù)酸壓工藝技術(shù)是近年來發(fā)展起來的一項應(yīng)用于碳酸鹽巖儲層改造的壓裂工藝，對于中、低滲儲層而言，酸壓裂是在高于地層破裂壓力的條件下，將酸液或壓裂液擠入地層，目的是形成人工裂縫或擴張?zhí)烊涣芽p，由于地層的非均質(zhì)性和裂縫壁面的粗糙度差異，酸在裂縫表面形成不均勻刻蝕溝槽，裂縫閉合后形成一定有效縫長和導(dǎo)流能力的酸蝕裂縫。酸壓裂一般不使用支撐劑，避免了支撐劑砂堵、脫砂以及支撐劑回流等問題。SINOPECSLOF酸化壓裂技術(shù)酸壓工藝技術(shù)是近年來發(fā)展起來的一項應(yīng)用于碳酸69一、國外高溫深井、超深井酸壓裂

技術(shù)的發(fā)展美國東德克薩斯CottonValley地區(qū)的研究表明：這一地區(qū)地層溫度為135℃，閉合應(yīng)力55MPa，產(chǎn)層深11750ft（3581m），厚200ft（61m），灰?guī)r地層。因此酸巖反應(yīng)速度快，得不到足夠的導(dǎo)流能力，同時基質(zhì)滲透率低，故濾失主要產(chǎn)生在天然裂縫和酸蝕孔洞中。工藝上采用多級注入酸壓+閉合酸化工藝。其前置液為交聯(lián)HPG，加入100目砂粒降濾。酸液為高溫交聯(lián)的膠凝酸系統(tǒng)，可降低反應(yīng)速度和降濾。SINOPECSLOF一、國外高溫深井、超深井酸壓裂

技術(shù)的發(fā)展美國70在IndonesiaArun地區(qū)的灰?guī)r地層溫度為120℃，工藝上使用交聯(lián)HPG凝膠與膠凝有機酸體系（9%甲酸和13%乙酸，其溶解力與15%鹽酸相當）交替注入達到緩蝕及降低反應(yīng)速度的目的。施工的16口井平均增產(chǎn)倍數(shù)為5.55，表皮系數(shù)從酸前的4.3下降到酸后的-1.6。SINOPECSLOF在IndonesiaArun地區(qū)的灰?guī)r地層溫度為120℃，71大型酸壓技術(shù)（MAF）是一項較為有效的處理超深井工藝技術(shù)。在加拿大西部Foothills地層使用，這一油藏以白云巖為主。深3000-6000米，含H2S的天然氣藏。以Limestone19井為例：采用膠凝水（410m3）與28%HCL（472m3）分三個階段交替注入，最大井口壓力86MPa。可見MAF技術(shù)施工特點是酸量大，用液總量大（882m3），結(jié)合WISPER射孔技術(shù)以限制其指進高度（≤0.5m），注入速度高。施工后增產(chǎn)2.2倍。除此之外，WiskeyCreek6-2井產(chǎn)量提高5倍。證明這一工藝是十分有效的。SINOPECSLOF大型酸壓技術(shù)（MAF）是一項較為有效的處理超深井工藝技術(shù)。在72對于超深井酸壓工藝的幾個特點：造長縫，得到高導(dǎo)流能力裂縫，緩速，降阻，緩蝕，加強返排。國外公司對其施工工藝特點為：工藝上一般采用多級注入閉合酸壓，大規(guī)模大液量施工，采用有效的分層酸化技術(shù)，與液氮同注加強返排。高溫深井、超深井酸壓裂的特點SINOPECSLOF對于超深井酸壓工藝的幾個特點：造長縫，得到高導(dǎo)流能力裂縫，緩73國外多采用膠凝酸、乳化酸和稠化酸。其原因在于不僅可以降低反應(yīng)速度，也可極有效的降濾。Roziers(1994) 采用了隔板擴散室（adiagramdiffusioncell)測試從鮮酸到殘酸，膠凝酸和乳化酸的有效擴散系數(shù)。其測試結(jié)果表明：在85。F(30.1℃)下，膠凝酸的有效擴散系數(shù)為普通酸的1/3倍。而同溫，同樣酸濃度條件下的乳化酸的有效擴散系數(shù)比膠凝酸小10到100倍。說明了針對傳質(zhì)控制動力學(xué)情況，膠凝酸和乳化酸是降低反應(yīng)速度，達到深穿透的有效酸液。SINOPECSLOF國外多采用膠凝酸、乳化酸和稠化酸。其原因在于不僅可以降低反應(yīng)74Halliburton公司的稠化酸體系VCA體系在德克薩斯西部油田施工近40口井，平均增產(chǎn)2倍。BJ公司應(yīng)用共聚稠化酸體系，對同一油田進行酸化處理時，比常規(guī)酸化增產(chǎn)5倍。ShellInt.用琥珀油聚糖作為稠化劑來提高酸化的效率。琥珀油聚糖是一類微生物產(chǎn)生的多糖類物質(zhì)，其溶液比常規(guī)聚合物，如HEC、HPG和黃原膠等有更顯著的剪切稀釋特性，是一種優(yōu)良的稠化酸用稠化劑。SINOPECSLOFHalliburton公司的稠化酸體系VCA體系在德克薩斯西75Halliburton公司將現(xiàn)場交聯(lián)酸（ICA）作為液體轉(zhuǎn)向用于碳酸巖鹽地層酸化處理。ICA是一種具有相對較低基膠粘度的稠化酸體系，由交聯(lián)劑，稠化劑，緩沖劑和交聯(lián)破膠劑組成。稠化劑為合成的聚丙烯酰胺類聚合物，在各種鹽酸濃度中150℃以下保持穩(wěn)定；交聯(lián)劑在殘酸情況下（PH=2-4時）為活性；緩沖劑的作用是延長交聯(lián)與逐漸破膠的時間，控制酸的消耗速度。實驗室流動試驗驗證了ICA的有效性。在卡塔爾的IddEIshargi油田的ARAB-C和-D地層中，使用ICA和最大壓差注入速度法（MAPDIR）聯(lián)合技術(shù)成功的進行了12口井的施工，最后表皮值為3-4，顯示良好的酸液性能。SINOPECSLOFHalliburton公司將現(xiàn)場交聯(lián)酸（ICA）作為液體轉(zhuǎn)向76國外油田解決高摩阻的辦法高摩阻是防礙乳化酸現(xiàn)場應(yīng)用的一個問題。對此，國外研究者主要做了以下三個方面的研究工作：①用有機烴類（如二甲苯）代替高粘度的原油；②在油酸乳化液中充入氮氣，形成三相乳化液；③開發(fā)低摩阻的微乳化酸。布摩在1987年提出了酸/油型微乳體系的專利試驗，該體系使用陽離子型表面活性劑，耐酸性能好，而非離子型表面活性劑對溫度較為敏感，較高的地層溫度會使聚氧乙烯基去水化，甚至達到濁點，影響其使用。1989年道威爾·斯倫貝謝公司又推出了SXE加氮乳化酸。在油酸乳化液中通入適量的N2，微觀研究發(fā)現(xiàn)由于氮的作用產(chǎn)生了三相乳化酸，連續(xù)的油外相包住了由酸滴和氮氣泡組成的雙內(nèi)相，它能延長酸與巖石反應(yīng)時間，使活性酸更深入地穿入地層，形成較均勻地酸蝕孔道網(wǎng)絡(luò)。SINOPECSLOF國外油田解決高摩阻的辦法高摩阻是防礙乳化酸現(xiàn)場應(yīng)用的一個問題773、室內(nèi)模擬試驗Fridrikson(1986)最早明確提出了閉合酸化，并進行了試驗研究，表明閉合酸化可大大提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力，試驗使用了法國、西德克薩斯、中東、墨西哥等不同地區(qū)的巖心，說明這一工藝無區(qū)域性限制。Borko(1992)分別對膠凝酸、乳化酸進行了普通酸化和閉合酸化的導(dǎo)流能力試驗測試比較。試驗表明，對于15%的膠凝鹽酸在閉合壓力為100psi時，導(dǎo)流能力為19000um2.cm。而當閉合壓力加到4000psi時，導(dǎo)流能力為零。此時模擬閉合酸化，導(dǎo)流能力為124000um2.cm,并可保持50小時以上。說明閉合酸化可以有效的提高裂縫導(dǎo)流能力。SINOPECSLOF3、室內(nèi)模擬試驗Fridrikson(1986)78另外，相關(guān)試驗研究資料表明，閉合壓力對導(dǎo)流能力影響極大（對普通酸化）。對Lauisiana的AustinChalk地層閉合壓力加到10000psi時，15%HCL普通酸化導(dǎo)流能力為88um2.cm，閉合酸化導(dǎo)流能力為81980um2.cm，提高了幾十倍。Shaulba地層采用28%HCL在閉合壓力1500psi時，裂縫導(dǎo)流能力為3086um2.cm，閉合酸化時導(dǎo)流能力上升為19892um2.cm，上升了幾倍。從而說明了閉合酸化的優(yōu)越性能。SINOPECSLOF另外，相關(guān)試驗研究資料表明，閉合壓力對導(dǎo)流能力影響極大（對普79國外部分油田的室內(nèi)導(dǎo)流能力實驗結(jié)果位置深度m溫度℃酸液類型刻蝕方式刻蝕時間min閉合壓力Mpa導(dǎo)流能力μ㎡·m委內(nèi)瑞拉4876121.128%HCl膠化酸張開1851.70.41張開3651.70.19閉合5151.752.34密執(zhí)安州121935.428%HCl張開189.20.42張開369.22.26閉合189.253.7閉合369.285.34德克薩斯243876.528%HCl張開186.90.41閉合366.97.56張開186.90.2閉合546.949.17SINOPECSLOF國外部分油田的室內(nèi)導(dǎo)流能力實驗結(jié)果位置深度溫度酸液類型刻蝕804、軟件模擬Shell公司(1993）使用全三維水力壓裂模擬軟件用于酸壓設(shè)計，從而提高了三維酸壓設(shè)計水平，增加酸壓施工的成功率。其軟件具有以下幾個顯著特點：1）借助生產(chǎn)測井或其它數(shù)據(jù)選擇具最大潛能的施工方法。2）開發(fā)地質(zhì)力學(xué)油藏模型。3）通過全三維水力壓裂模型研究酸的排量及用量對裂縫延伸的影響。4）模擬結(jié)果與現(xiàn)場數(shù)據(jù)比較，進一步優(yōu)選所需模型。5）確定排量及用量，以保證最大酸量進入目的層位，防止裂縫竄進其它層位。SINOPECSLOF4、軟件模擬Shell公司(1993）使用全三維水力81Barto（1992）研制了多級注入閉合酸壓設(shè)計計算軟件。采用了二維PKN模型模擬裂縫動態(tài)幾何尺寸，以物質(zhì)平衡原理為基礎(chǔ)，可以處理5種液體系統(tǒng)、多級速度、15段施工液并考慮了閉合酸壓技術(shù)。運行可得到以下結(jié)果：1）酸蝕縫寬隨縫長的變化曲線；2）平均導(dǎo)流能力和酸穿距離隨時間的變化曲線；3）增產(chǎn)倍比和平均導(dǎo)流能力隨穿透距離的變化曲線；4）增產(chǎn)倍比和平均導(dǎo)流能力隨用量的變化曲線；5）增產(chǎn)倍比和穿透距離隨用量的變化曲線；SINOPECSLOFBarto（1992）研制了多級注入閉合酸壓設(shè)計計算軟件。采82二、國內(nèi)高溫深井、超深井酸壓裂

技術(shù)的發(fā)展目前國內(nèi)針對碳酸鹽巖的酸壓裂研究主要以石油勘探開發(fā)研究院壓裂酸化中心和西南石油學(xué)院為代表，在酸壓裂的機理研究以及室內(nèi)和現(xiàn)場試驗研究上都做了先導(dǎo)性試驗，并初步形成了深井、超深井的酸壓裂技術(shù)體系，但仍處于試驗開發(fā)階段，可供查閱參考的資料也不多。目前塔里木油田、大港油田、四川油田、勝利油田以及西北石油局等均進行了大型酸壓裂的現(xiàn)場試驗研究，其中大港油田千米橋潛山油氣藏的勘探開發(fā)均采用了酸壓裂工藝措施進行改造，主要應(yīng)用了膠凝酸（稠化酸）、暫堵膠凝酸、有機酸交替注入和乳化酸閉合酸壓裂工藝，取得了比較顯著的增產(chǎn)效果。SINOPECSLOF二、國內(nèi)高溫深井、超深井酸壓裂

技術(shù)的發(fā)展目前國內(nèi)針83現(xiàn)場應(yīng)用試驗國內(nèi)廊坊分院壓裂酸化技術(shù)服務(wù)中心在“八五”期間于塔里木盆地英買力地區(qū)、輪南地區(qū)奧陶系的超深井酸壓裂研究中采用緩速、緩蝕性能良好的膠凝酸，結(jié)合液氮助排殘酸獲得成功。在現(xiàn)場應(yīng)用中，英買2井施工井段中深5946m，地層溫度120℃，地層基質(zhì)滲透率為0.1×10-3μm2，天然裂縫系統(tǒng)有效滲透率為1.5-3.5×10-3μm2，酸壓后酸蝕裂縫有效滲透率為304.7×10-3μm2，重復(fù)酸壓后油產(chǎn)量由小型酸化后的32m3/d增加至243m3/d，半年實際增產(chǎn)原油7000m3,SINOPECSLOF現(xiàn)場應(yīng)用試驗國內(nèi)廊坊分院壓裂酸化技術(shù)服務(wù)中心在“八84我國四川、長慶、塔里木等低滲碳酸鹽巖氣層中，使用酸壓裂技術(shù)獲得了較好的效果。如長慶氣田奧陶系馬家溝白云巖低滲層，埋藏深度3000-3700m，孔隙度平均5.5%，有效滲透率0.1-2md，儲層溫度104℃。截止94年底，共施工15口井，采用級數(shù)2級到6級不等，單井平均每天產(chǎn)量由2.24×104m3提高至9.8×104m3，使儲量為9億立方米的大氣田獲得經(jīng)濟開發(fā)。其中陜156井常規(guī)酸化測試產(chǎn)量為0.002×104m3/d，稠化酸酸化后產(chǎn)量為1.22×104m3/d，當采用多級注入閉合酸化進行第三次改造后，產(chǎn)量增加到4.12×104m3/d。塔參1井完鉆深度達7200m，是亞洲最深的超深井，溫度高達160℃以上。該井四層段采用了降阻稠化酸壓+閉合酸化技術(shù)獲得了成功。

SINOPECSLOF我國四川、長慶、塔里木等低滲碳酸鹽巖氣層中，使用酸壓裂技術(shù)獲85三、酸壓工藝技術(shù)普通酸壓裂技術(shù)普通酸壓工藝是指以常規(guī)酸等酸液直接壓開地層的酸化工藝，施工中不加砂，也不用前置液，酸液既是壓裂地層裂縫的流體，又是與地層反應(yīng)的流體，由于酸液濾失量大，反應(yīng)速度快，有效作用距離短，而且在高排量下管流摩阻較高，施工難度大，效果也難以達到要求。

SINOPECSLOF三、酸壓工藝技術(shù)普通酸壓裂技術(shù)SINOPECSLOF86深度酸壓裂技術(shù)深度酸壓裂是指在普通酸中加入膠凝劑，增加酸液粘度同時降低酸巖反應(yīng)速度，酸有效作用的距離大于普通酸壓裂，而且施工中通常采用液氮或二氧化碳助排技術(shù)，酸液的返排效率高，污染堵塞較小，對于具有裂縫的低、中、高滲透地層都具有很好的效果。SINOPECSLOF深度酸壓裂技術(shù)深度酸壓裂是指在普通酸中加入膠凝劑，增加酸液粘87（1）前置液酸壓裂工藝該技術(shù)是首先向地層中注入高粘非反應(yīng)性前置壓裂液，壓開地層形成裂縫，然后注入酸液溶蝕裂縫壁面，形成高導(dǎo)流通道。該技術(shù)以前置液粘性指進酸壓為主，其主觀愿望是能夠提高造縫體積，降低濾失，并形成非均勻刻蝕溝槽，但實際效果不理想。前置液形成的濾餅會很快為酸巖反應(yīng)形成的溶蝕孔洞所穿透，酸液的濾失增大，也就限制了酸作用的距離。SINOPECSLOF（1）前置液酸壓裂工藝該技術(shù)是首先向地層中注入高粘非反應(yīng)性88（2）多級交替注入酸壓裂工藝該工藝方法類似于前置液酸壓，但其降濾失性及對儲層的不均勻刻蝕優(yōu)于前置液酸壓。該技術(shù)1976年由Coulter等人首次提出,80年代中期后開始得到廣泛應(yīng)用，90年代成為實現(xiàn)深度酸壓裂的主流技術(shù)。在前置液酸壓中，由于蚓孔將迅速穿透前置液形成的濾餅,使其對酸液的濾失影響很小甚至失去作用；但交替注入前置液和酸液時，則酸液的濾失速度要低得多。同時，酸液將在前置液中多次形成指進，形成更多、更深的溝槽，這樣多次的交替注入，使酸液的有效作用距離大大增加。SINOPECSLOF（2）多級交替注入酸壓裂工藝該工藝方法類似于前置液酸壓，但其89（3）多級交替注入閉合酸壓技術(shù)

（CFA技術(shù)）多級交替注入閉合酸壓技術(shù)（CFA技術(shù)）是在多級交替注入酸壓后，降低施工排量甚至停泵，使酸液在低于閉合壓力的條件下注入閉合的裂縫。酸液以紊流狀態(tài)穿過閉合的裂縫，能迅速溶蝕巖石表面，其溶蝕的巖石量比張開裂縫的溶蝕量要大得多。由于巖石成份和滲透率各異以及鹽酸對其選擇性的溶蝕，對具有不同反應(yīng)區(qū)域和脈道的碳酸鹽巖油氣層會出現(xiàn)層區(qū)反應(yīng)速度比鄰區(qū)反應(yīng)速度慢的現(xiàn)象，并且隨溶蝕面積的逐漸擴大，短時間內(nèi)連續(xù)流動酸液會在巖石表面刻蝕出相對較深的溝槽，未被刻蝕的裂縫面就能夠在閉合條件下支撐裂縫，不至于完全破碎溶蝕溝槽，從而大大提高了酸壓施工后的導(dǎo)流能力，大幅度提高產(chǎn)量。SINOPECSLOF（3）多級交替注入閉合酸壓技術(shù)

（CFA技術(shù)）多級交90四、影響酸化效果的主要因素影響酸壓裂縫有效長度主要因素為酸壓工藝方法、地層溫度、酸液類型、酸液濃度、用量、酸巖反應(yīng)速度以及酸液濾失量等。SINOPECSLOF四、影響酸化效果的主要因素影響酸壓裂縫有效長度主要因素為酸911994年VanDomelenM.S.的研究強調(diào)指出：（1）酸與灰?guī)r反應(yīng)時，主要受酸向壁面的傳質(zhì)反應(yīng)控制，表面反應(yīng)速度的影響較小，實現(xiàn)深度酸化應(yīng)以控制濾失為主。（2）酸與白云巖反應(yīng)時，當縫中裂縫壁面溫度<65℃時，反應(yīng)主要受表面反應(yīng)控制。當壁面溫度>93℃時，反應(yīng)主要受傳質(zhì)控制，其反應(yīng)速度基本與灰?guī)r相當。因此，對低溫白云巖，降低酸巖反應(yīng)速度，可以實現(xiàn)深度酸化的目的。而對于高溫白云巖，除可降低反應(yīng)速度之外，主要應(yīng)以控制液體濾失的方法來實現(xiàn)深度酸化的目的。SINOPECSLOF1994年VanDomelenM.S.的研究強調(diào)指出：S922、多級注入的濾失控制機理分析

國外研究表明，多級注入酸壓工藝的濾失控制機理是利用高粘前置液進行造縫，在裂縫壁畫形成濾餅，從而控制液體濾失，在酸穿透前一級前置液形成的濾餅并形成酸蝕孔洞的短時間內(nèi)，再次注入一級粘性前置液，封堵前一級酸液溶蝕出的孔洞，同時形成新的降濾失濾餅，使后一級酸液在穿透這層濾餅之前的濾失得到控制。交替注入粘性前置液和酸液，可以減少后續(xù)酸液在前級酸液形成的酸蝕孔洞內(nèi)的迅速濾失，而使其在裂縫壁面上充分反應(yīng)。其次，粘性液的流變性能及其對濾失的控制，使酸巖反應(yīng)的面容比減小，從而明顯延緩酸巖反應(yīng)速度。SINOPECSLOF2、多級注入的濾失控制機理分析國外研究表明，多級注入酸壓工933、不同注入方式的液體效率比較

SINOPECSLOF3、不同注入方式的液體效率比較SINOPECSLOF944、酸液濾失控制與提高裂縫導(dǎo)流

能力技術(shù)

酸液濾失控制技術(shù)國外以油溶性樹脂、100目硅粉、鹽粒等降濾失劑用來橋堵孔隙喉道及微細天然裂縫。采用各種耐酸丙烯酰胺聚合物，以及某些有增稠作用的表面活性劑形成的稠化酸是廣泛用來控制酸液濾失的方法。此外，地下交聯(lián)酸、泡沫酸、前置液酸壓和多級前置液酸壓技術(shù)是目前控制酸液濾失的有效工藝技術(shù)。SINOPECSLOF4、酸液濾失控制與提高裂縫導(dǎo)流

能力技術(shù)酸液濾失控制95提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力方法為了在高閉合應(yīng)力條件下獲得較高的導(dǎo)流能力，最好采用多級交替注入閉合酸壓技術(shù)，以形成粘性指進，增大裂縫不均勻刻蝕程度；通過閉合酸化技術(shù)，提高近井裂縫壁面的粗糙度，保持高導(dǎo)流通道。SINOPECSLOF提高酸蝕裂縫導(dǎo)流能力方法SINOPECSLOF96試驗號酸液級數(shù)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力閉合酸化前閉合壓力

(MPa)閉合酸化后閉合壓力(MPa)增加

倍數(shù)31020304040501人工模擬模擬酸蝕裂縫112010099078158157317252常規(guī)酸3級注入閉合酸化48.9516.252.670.190.1359.1258.097.423常規(guī)酸5級注入閉合酸化318.58230.8656.608.485.07568.90442.48112.4稠化酸3級注入閉合酸化1264.2318.5893.7069.2553.09338.92284.456.385稠化酸5級注入閉合酸化419.19153.16138.51134.99110.62796.47663.727.20多級注入酸壓—閉合酸化裂縫導(dǎo)流試驗結(jié)果SINOPECSLOF試驗號酸液級數(shù)酸蝕裂縫導(dǎo)流能力閉合酸化前閉合壓力

(MPa)97五、多級注入酸壓閉合酸化工藝技

術(shù)研究及應(yīng)用室內(nèi)試驗研究成果對均質(zhì)白云巖地層來說，酸巖反應(yīng)使裂縫壁面易產(chǎn)生均勻刻蝕，當裂縫閉合后，導(dǎo)流能力會很低。若在常規(guī)深度酸壓后再采用閉合酸化技術(shù)，使裂縫在閉合條件下與酸反應(yīng)，產(chǎn)生不均勻溶蝕，形成較深的不均勻溝槽，則能保持閉合裂縫有較高的有效導(dǎo)流能力。試驗研究表明：采用閉合酸化技術(shù)將比常規(guī)深度酸化獲得更高的有效酸蝕導(dǎo)流能力，其增大倍數(shù)高達50-200倍以上。

SINOPECSLOF五、多級注入酸壓閉合酸化工藝技

術(shù)研究及應(yīng)用室內(nèi)試98儲層巖石力學(xué)性質(zhì)研究開展就地應(yīng)力下的巖石力學(xué)性質(zhì)研究，并采用測井方法計算巖石最小水平主應(yīng)力。利用波速各向異性、古地磁等研究方法確定水力裂縫方位。現(xiàn)場可利用井斜測量儀或微地震法確定裂縫方位。SINOPECSLOF儲層巖石力學(xué)性質(zhì)研究SINOPECSLOF99酸巖反應(yīng)動力學(xué)方程：通過地層巖芯在旋轉(zhuǎn)圓盤實驗儀的流動實驗，分析酸巖化學(xué)反應(yīng)規(guī)律和氫離子有效傳質(zhì)系數(shù)的變化規(guī)律，確定酸—巖反應(yīng)動力學(xué)方程。SINOPECSLOF酸巖反應(yīng)動力學(xué)方程：SINOPECSLOF100深度酸壓改造效果影響因素低滲儲層的深度酸壓改造效果，主要取決于有效酸蝕縫長和酸蝕裂縫導(dǎo)流能力。對這兩個參數(shù)的影響因素可以分為不可控和可控兩類。前者包括地質(zhì)構(gòu)造、巖性、滲透率、孔隙度、產(chǎn)層厚度等；后者則為施工工藝類型、液體體系、濃度、液量、排量等因素。在認識儲層的基礎(chǔ)上，通過對可控影響因素的優(yōu)化選擇，能夠?qū)崿F(xiàn)對濾失速度和反應(yīng)速度的控制,從而獲得最佳的有效縫長和裂縫導(dǎo)流能力。SINOPECSLOF深度酸壓改造效果影響因素SINOPECSLOF101六、多級注入酸壓優(yōu)化設(shè)計及參數(shù)

優(yōu)選研究優(yōu)化設(shè)計軟件研究及參數(shù)選擇根據(jù)多級注入酸壓工藝的需要，目前國外已開發(fā)了全三維酸壓設(shè)計軟件，國內(nèi)萬莊壓裂酸化中心研制了“多級注入酸壓設(shè)計軟件”、“二維酸壓設(shè)計軟件”、“擬三維酸壓設(shè)計軟件”等軟件設(shè)計技術(shù)。運用這些軟件進行模擬計算研究取得了許多成果，如對多級注入酸壓實現(xiàn)深度酸壓的機理的認識；針對不同地質(zhì)模式獲得的優(yōu)化設(shè)計理論及優(yōu)化施工參數(shù)；各種參數(shù)的敏感性分析及結(jié)論等。SINOPECSLOF六、多級注入酸壓優(yōu)化設(shè)計及參數(shù)

優(yōu)選研究優(yōu)化設(shè)102模擬研究中依據(jù)對巖心傷害試驗及試井分析確認的儲層傷害半徑范圍及傷害程度,輸入傷害半徑數(shù)據(jù)和傷害程度、有效滲透率、孔隙度、排量、注入級數(shù)、階段液量等測井或?qū)嶒灁?shù)據(jù)，模擬研究普通酸常規(guī)酸壓、稠化酸酸壓、前置液+普通酸酸壓、前置液+稠化酸酸壓、前置液/酸液多級注入酸壓等工藝類型，對其產(chǎn)生的裂縫導(dǎo)流能力進行評價優(yōu)選，對設(shè)計進行優(yōu)化。SINOPECSLOF模擬研究中依據(jù)對巖心傷害試驗及試井分析確認的儲層傷害半徑范圍103部分模擬研究成果1.溫度場對反應(yīng)模式的影響

井筒及縫中溫度場模擬研究表明：在注液量達到30m3左右時，射孔孔眼處的溫度將從地層溫度(120-145℃)下降到50-60℃，形成的縫中溫度剖面，從射孔孔眼處到地層深部，一般則從50-60℃逐漸上升到地層溫度?？p中溫度場的變化說明，從縫口到縫內(nèi)一定距離處的酸巖反應(yīng)具有表面反應(yīng)與傳質(zhì)反應(yīng)的雙重待征，裂縫前端的一段距離內(nèi)以傳質(zhì)反應(yīng)為主。在高溫情況下，白云巖的反應(yīng)速度接近灰?guī)r的反應(yīng)速度。縫中溫度場的這些變化待點，對液體的耐溫性、前置液的破膠時間、破膠劑的加量等方面都有較大的影響，因此可以指導(dǎo)優(yōu)選液體體系、配方和工藝類型。SINOPECSLOF部分模擬研究成果1.溫度場對反應(yīng)模式的影響SINOPE1042.液體粘度對縫高變化的影響

模擬研究表明：動態(tài)裂縫在高度方向上的擴展主要有三種形態(tài)：①裂縫在產(chǎn)層內(nèi)延伸，高度小于產(chǎn)層厚度；②裂縫高度等于產(chǎn)層厚度，這時裂縫呈二維擴展；③裂縫高度穿出產(chǎn)層厚度，裂縫呈三維擴展。SINOPECSLOF2.液體粘度對縫高變化的影響模擬研究表明：動態(tài)裂縫在高度方105在酸壓過程中，縫離擴展除受產(chǎn)層和上下遮擋層的應(yīng)力差、厚度、注液排量等因素的影響之外，注入液體的流變性（如粘度）對其擴展形態(tài)影響極大。注入高粘前置液，縫高呈擴展形態(tài)；注入酸液，如注普通酸則縫高會較快地停止擴展，并逐漸開始閉合；如注粘性酸液，縫高擴展受粘度高低及濾失大小的控制，即需比較前置液與酸液的粘度高低、濾失大小等情況,才能確定其縫高是繼續(xù)擴展還是保持不變或者是開始閉合。研究表明，注入高粘酸液比注入普通酸縫高擴展明顯，但比只注入高粘前置液要小。控制縫高能延長酸巖反應(yīng)時間2-10倍，15m縫高比35m縫高下所獲有效酸蝕縫長長40%-50%。SINOPECSLOF在酸壓過程中，縫離擴展除受產(chǎn)層和上下遮擋層的應(yīng)力差、厚度、注1063.多組注入酸壓模擬初步結(jié)論

研究表明：①高滲儲層（K＞5×10-3μm2），有效酸蝕縫長不是決定增產(chǎn)效果的主要因素，導(dǎo)流能力才是主要因素。②中滲儲層（1×10-3μm2＜K＜5×10-3μm2）選用不同的工藝及施工參數(shù)，增產(chǎn)效果與設(shè)計參數(shù)沒有-個固定的參數(shù)匹配，最明顯待征是有效縫長隨排量增大而延長。該類儲層優(yōu)選什么工藝、排量、用酸強度等要視具體的井層條件,并進行單井模擬而定。③對低滲儲層（K＜1×10-3μm2）,有效縫長對增產(chǎn)效果起主導(dǎo)作用，多級注入酸壓是最好的選擇。SINOPECSLOF3.多組注入酸壓模擬初步結(jié)論研究表明：①高滲儲層（K＞5×107（2）前置液造縫后,注入酸液，動態(tài)裂縫開始閉合；再次注入前置液，裂縫又開始擴展，如此往復(fù)交替注入前置液與酸液，可以控制裂縫壁面溶蝕孔洞的增長和縫中液體濾失，提高施工液體效率，從而控制動態(tài)裂縫幾何尺寸（縫長）的變化與酸巖反應(yīng)面容比（縫寬），實現(xiàn)深度穿透的目的。在注液結(jié)束時，注入縫中的第一級前置液所剩無幾，裂縫閉合嚴重，而保留4-9m的裂縫長度對優(yōu)化設(shè)計最好；若前端殘酸濃度較高，應(yīng)考慮關(guān)井反應(yīng)；選擇高排量、高濃度施工，必須選擇控制濾失較好的酸液體系，才能獲得較好的改造效果。SINOPECSLOF（2）前置液造縫后,注入酸液，動態(tài)裂縫開始閉合；再次注入前置108不同注入方式下的模擬結(jié)果SINOPECSLOF不同注入方式下的模擬結(jié)果SINOPECSLOF109（三）、酸液體系的建立

稠化酸、乳化酸以及地下交聯(lián)酸是目前廣泛應(yīng)用于碳酸鹽巖儲層酸壓的酸液體系。稠化酸具有良好的低摩阻、緩速、降濾失特性，如壓裂酸化中心研制的VY-101酸用稠化劑降阻率達50-65%，耐溫90-150℃,緩速性能是普通酸的4倍以上。乳化酸一般是油外相乳化液，乳化劑用陽離子與非離子復(fù)配而成，具有良好的緩速效果，試驗表明乳化酸的有效擴散系數(shù)比稠化酸小十倍以上，缺點是摩阻較大，只適用于中淺井的酸壓裂。地下交聯(lián)酸（ICA）是一種具有獨特流變性的酸液體系，由稠化劑交聯(lián)酸緩沖劑和交聯(lián)破膠劑組成。初始粘度為30mPa.s，在PH值小于2時不交聯(lián)，當酸在地層中消耗,PH=2-4時，ICA形成高粘凝膠，具有優(yōu)良的降濾失和轉(zhuǎn)向功能，最近國內(nèi)四川、塔里木引進并應(yīng)用了該項技術(shù)。SINOPECSLOF（三）、酸液體系的建立稠化酸、乳化酸以及地下交聯(lián)酸是目前廣110多級注人酸壓工藝現(xiàn)場設(shè)計原則

第一級液體一般采用交聯(lián)高粘前置液造縫，封堵高滲層及天然裂縫，對重復(fù)酸化井，還需充填過去酸化改造所產(chǎn)生及擴大的溶蝕孔洞；后面注入的前置液應(yīng)選高粘不交聯(lián)的基液。用液量的選擇視試驗及軟件模擬結(jié)果而定。注入前置液與酸液的密度要求相近，即實現(xiàn)等密度酸壓。目的是將裂縫中受液體密度控制的液體流動效應(yīng)減小到最低限度。各級處理液規(guī)模應(yīng)考慮兩段液體交替相之間混合區(qū)前置液與酸液相遇使酸稀釋，從而減少了各段的有效液量及濃度的問題。因此在較大規(guī)模的施工中（如注液級數(shù)不小于7級），不宜選用低濃度酸液。SINOPECSLOF多級注人酸壓工藝現(xiàn)場設(shè)計原則第一級液體一般采用交聯(lián)高粘前置111根據(jù)多級注入酸壓機理，不宜選用濾失控制較差的酸液作為工作液。每級液量應(yīng)選擇采用較小的用量，以實現(xiàn)控制每段酸液最后一部分的濾失增長速度和增大的濾失量，一般每一級酸液與前一級前置液液量相同。采用過頂替時，后頂液用量要足以保證把最后注入的酸液頂入地層深處并充分反應(yīng)。重復(fù)酸壓井則可不用后頂，最后注入的酸液段也可相應(yīng)降低濃度。SINOPECSLOF根據(jù)多級注入酸壓機理，不宜選用濾失控制較差的酸液作為工作液。112認識和建議國內(nèi)高能氣體壓裂技術(shù)在施工工藝和P-t過程監(jiān)測方面達到了較先進的水平，但在現(xiàn)場峰值壓力控制方面與國外相比還有一定差距。射孔-HEGF技術(shù)能夠較好地增加射孔深度，更好地疏通油氣層。復(fù)合壓裂技術(shù)能夠有效地降低水力壓裂的初始破裂壓力，增加水力壓裂或酸壓裂的改造面積，進一步提高井筒周圍及深部裂縫的導(dǎo)流能力。SINOPECSLOF認識和建議國內(nèi)高能氣體壓裂技術(shù)在施工工藝和P-t過程監(jiān)測方113層內(nèi)爆炸技術(shù)的應(yīng)用前景廣闊，可以開拓壓裂改造的新局面，目前該技術(shù)還處于研究階段，距離現(xiàn)場應(yīng)用還存在較大的技術(shù)難題。泡沫壓裂技術(shù)還處于發(fā)展階段，在實驗水平、泡沫質(zhì)量、施工規(guī)模、施工工藝等方面與國外還存在較大差距。勝利油田目前還沒有進行過泡沫壓裂的現(xiàn)場實驗，沒有相關(guān)施工設(shè)備。SINOPECSLOF層內(nèi)爆炸技術(shù)的應(yīng)用前景廣闊，可以開拓壓裂改造的新局面，目前該114酸壓裂技術(shù)，國內(nèi)以勘探開發(fā)研究院壓裂中心和四川油田為代表，進行了大量的實驗研究和現(xiàn)場實踐，在理論研究和施工規(guī)模方面與國外技術(shù)相比差距不大，但實驗技術(shù)相對較低。勝利油田近兩年來在這一技術(shù)領(lǐng)域進行了相對較多的現(xiàn)場應(yīng)用，取得了較好的增產(chǎn)效果，但實驗研究設(shè)備和實驗技術(shù)相對落后，施工工藝和酸液體系還不夠完善。SINOPECSLOF酸壓裂技術(shù)，國內(nèi)以勘探開發(fā)研究院壓裂中心和四川油田為代表，進115對中、高滲透層進行射孔-HEGF技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用，提高射孔有效率，對其增產(chǎn)效果進行跟蹤評價。利用現(xiàn)有的水力壓裂技術(shù)結(jié)合高能氣體壓裂技術(shù)進行復(fù)合壓裂技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用，提高對低滲透復(fù)雜地層的施工成功率和改造效果。繼續(xù)保持對層內(nèi)爆炸技術(shù)的研究進展情況的跟蹤調(diào)研，掌握其最新發(fā)展動態(tài)。建議：SINOPECSLOF對中、高滲透層進行射孔-HEGF技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用，提高射孔有效116加強泡沫壓裂工藝技術(shù)的研究并進行先導(dǎo)試驗，引進泡沫壓裂設(shè)備或加強與國內(nèi)外技術(shù)合作，利用勝利油田豐富的CO2資源，開展CO2泡沫壓裂，完善現(xiàn)有的壓裂手段。提高酸壓裂工藝技術(shù)的應(yīng)用水平，在碳酸鹽巖儲層的改造中推廣應(yīng)用，并結(jié)合近年來發(fā)展的泡沫酸液、乳化酸及交聯(lián)酸等酸液體系，全面完善提高勝利油田的酸壓工藝技術(shù)，提高勝利油田裂縫性油藏的動用程度。SINOPECSLOF加強泡沫壓裂工藝技術(shù)的研究并進行先導(dǎo)試驗，引進泡沫壓裂設(shè)備或117繼續(xù)保持對國內(nèi)外壓裂新技術(shù)的跟蹤，及時獲取其最新研究成果及發(fā)展動態(tài)，并結(jié)合勝利油田壓裂技術(shù)現(xiàn)狀進行相關(guān)技術(shù)的研究，加強與國內(nèi)外先進技術(shù)的交流與合作，為勝利油田的壓裂技術(shù)進一步提高奠定基礎(chǔ)。SINOPECSLOF繼續(xù)保持對國內(nèi)外壓裂新技術(shù)的跟蹤，及時獲取其最新研究成果及發(fā)118歡迎提出寶貴意見

謝謝！歡迎提出寶貴意見

謝謝！119國內(nèi)外壓裂新技術(shù)

應(yīng)用與發(fā)展水平調(diào)研勝利油田有限公司井下作業(yè)公司二ΟΟ二年十二月國內(nèi)外壓裂新技術(shù)

應(yīng)用與發(fā)展水平調(diào)研勝利油田有限公司井下作業(yè)120前言查閱國內(nèi)外壓裂技術(shù)文獻130余篇與中科院力學(xué)研究所、勘探開發(fā)研究院、四川油田、中原油田等多家單位進行信息交流著重對目前在國內(nèi)外油田開發(fā)中應(yīng)用廣泛的高能氣體壓裂、層內(nèi)爆炸、泡沫壓裂及酸壓裂技術(shù)進行調(diào)研。SINOPECSLOF前言查閱國內(nèi)外壓裂技術(shù)文獻130余篇SINOPECSL121項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.泡沫壓裂技術(shù)4.酸化壓裂技術(shù)SINOPECSLOF項目主要研究內(nèi)容1.高能氣體壓裂技術(shù)2.層內(nèi)爆炸壓裂技術(shù)3.122國外自60年代開始高能氣體壓裂的研究與現(xiàn)場應(yīng)用，70年代末、80年代初發(fā)展尤為迅速。目前美國和俄羅斯的高能氣體壓裂技術(shù)處于世界領(lǐng)先水平，應(yīng)用井深范圍1500m-4300m,年壓裂施工量為2000-3000井次。美國桑迪亞國家實驗室在泥盆系頁巖地層成功地應(yīng)用了高能氣體壓裂技術(shù)，用以處理二疊系頁巖氣藏可增產(chǎn)3-4倍。一、國外高能氣體壓裂技術(shù)發(fā)展概況SINOPECSLOF國外自60年代開始高能氣體壓裂的研究與現(xiàn)場應(yīng)用，70年代末、123Cuderman等人在美國內(nèi)華達試驗場進行了高能氣體壓裂先導(dǎo)試驗，通過回掘觀察所得到的裂縫沿射孔方向傳播，然后逐漸轉(zhuǎn)向地應(yīng)力控制的方向。裂縫長度小于3米。Warponski等人也在內(nèi)華達試驗場氣井進行高能氣體壓裂井下試驗，壓裂深度1698.9m，壓裂彈長0.3m，兩次測量壓力峰值分別達到109.68MPa和83.47MPa，對套管進行測井證實套管無損傷。SINOPECSLOFCuderman等人在美國內(nèi)華達試驗場進行了高能氣體壓裂先導(dǎo)124美國部分高能氣體壓裂井效果對比SINOPECSLOF美國部分高能氣體壓裂井效果對比SINOPECSLOF1251985年西安石油學(xué)院首次開展高能氣體壓裂技術(shù)研究，目前已形成包括壓裂機理及理論、設(shè)計方法及軟件、施工工藝及工具、測試技術(shù)與儀器在內(nèi)的配套技術(shù)。在四川、長慶、遼河、青海、大慶、勝利等油田已得到廣泛推廣應(yīng)用，目前常用油管傳輸和電纜傳輸兩種方式。應(yīng)用范圍涉及試油評價、解堵增產(chǎn)、降壓增注、煤層氣及地熱開采等方面。SINOPECSLOF二、國內(nèi)高能氣體壓裂技術(shù)發(fā)展概況1985年西安石油學(xué)院首次開展高能氣體壓裂技術(shù)研究，目前已形126國內(nèi)發(fā)展的幾項技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)，1992年在吉林油田首次實驗成功。射孔-HEGF復(fù)合技術(shù)，在延長油礦首次實驗成功，效果好于單一高能氣體壓裂。實現(xiàn)了井下存儲和地面直錄入式P-t過程測試。形成電纜傳輸和過油管傳輸施工工藝。SINOPECSLOF國內(nèi)發(fā)展的幾項技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)，1992年在吉林