繼續(xù)教育-石油大學(xué)低滲幻燈課件

低滲透油氣田開發(fā)新技術(shù)介紹低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油藏分類低滲透砂巖儲(chǔ)層按其滲透率大小及生產(chǎn)特征的不同分為三種類型：

Ⅰ類儲(chǔ)層滲透率10.1~50

md（具工業(yè)性自然產(chǎn)能）

Ⅱ類儲(chǔ)層滲透率1.1～10

md（達(dá)不到標(biāo)準(zhǔn)，需壓裂投產(chǎn)）

Ⅲ類儲(chǔ)層滲透率0.1～1.0

md（幾乎沒有自然產(chǎn)能）

低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油藏特點(diǎn)

儲(chǔ)層物性差，滲透率低；孔喉細(xì)小，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，滲流阻力大；儲(chǔ)層孔隙度一般偏低，變化幅度大；原始含油飽和度較低，原油物性較好；油層砂泥交互，非均質(zhì)性嚴(yán)重；天然裂縫相對(duì)發(fā)育；大部分油藏屬于構(gòu)造－巖性圈閉或完全巖性圈閉，邊底水能量微弱，對(duì)油藏驅(qū)動(dòng)作用?。唬ㄗ匀荒芰垦a(bǔ)給差，靠彈性和溶解氣驅(qū)采油，油層產(chǎn)能遞減快，一次采收率低）必須通過壓裂及酸化投產(chǎn)低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油藏開發(fā)特征

非達(dá)西滲流，存在啟動(dòng)壓力梯度（巖石表面原油邊界層）毛管力大，賈敏效應(yīng)顯著兩相滲流特征：Swc和Sor高，兩相流動(dòng)范圍窄，Kro下降塊，

Krw上升慢，見水后產(chǎn)液指數(shù)大幅度下降，提液困難，加劇產(chǎn)量遞減存在壓敏效應(yīng)（流固耦合），孔隙度和滲透率隨地層壓力變化，地層壓力下降，采油指數(shù)急劇減?。ú豢赡嫘裕㎏roKrw低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油藏開發(fā)特征油田天然能量小，壓力和產(chǎn)量下降快，產(chǎn)量和一次采收率低

注水井吸水能力低，啟動(dòng)壓力和注水壓力上升快

生產(chǎn)井見注水效果較差，低壓、低產(chǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重

見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)急劇下降，穩(wěn)產(chǎn)難度大必須通過壓裂或酸化改造投產(chǎn)壓裂液攜砂液支撐裂縫動(dòng)態(tài)裂縫水力加砂壓裂示意圖壓裂改造是通過水力壓裂儲(chǔ)層形成一條或多條人工支撐的裂縫，提高油氣產(chǎn)量！前置液/酸稠化酸/主體酸灰?guī)r酸壓/砂巖基質(zhì)酸化示意圖后置液酸化是通過酸液與儲(chǔ)層巖石的反應(yīng)，解除傷害，改造儲(chǔ)層，形成一條或多條酸蝕的裂縫，提高油氣產(chǎn)量！低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油藏高效開采的關(guān)鍵因素建立有效的注采驅(qū)動(dòng)壓力體系

（井網(wǎng)類型、井網(wǎng)與裂縫方位匹配、井距與縫長(zhǎng)、注采壓力、啟動(dòng)壓力等）單井井網(wǎng)驅(qū)動(dòng)體系整體壓裂開發(fā)壓裂集成優(yōu)化壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)注水井采油井由于滲透率低和啟動(dòng)壓力的作用，導(dǎo)致注采井間無法建立有效的水動(dòng)力系統(tǒng)，致使注水壓力上升，采油井壓力下降－－注不進(jìn)、采不出！如何建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)？低滲透油氣藏開采技術(shù)水力壓裂增產(chǎn)與傷害的協(xié)調(diào)壓裂過程中壓裂液的傷害：地層、天然裂縫、填砂裂縫的傷害基質(zhì)傷害：濾液的傷害水基壓裂液： 滲透率傷害率為74.8～97.6%。壓裂液進(jìn)行添加劑優(yōu)化后：滲透率傷害率為63.0～88.0%。低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油氣藏高效開采的關(guān)鍵：

降低壓裂液對(duì)地層的傷害降低開采成本天然裂縫傷害：殘?jiān)?、凍膠

殘?jiān)氯烊涣芽p，降低裂縫滲透率；破膠劑難以進(jìn)入天然裂縫，凍膠破膠不徹底，增加油氣滲流阻力。填砂裂縫傷害：濾餅、殘?jiān)?/p>

支撐劑嵌入濾餅降低填砂裂縫導(dǎo)流能力；殘?jiān)氯芽p孔隙。低滲油氣藏壓裂技術(shù)壓裂室內(nèi)試驗(yàn)研究就地巖石力學(xué)測(cè)定就地巖心物性測(cè)定支撐劑評(píng)價(jià)壓裂液流變?yōu)V失與傷害壓裂液體系及添加劑研究水基壓裂液油基壓裂液乳化壓裂液泡沫壓裂液壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)與評(píng)估軟件TerraFrac、FracPro、Stimplan、GOFERDeskTopVIP、WorkBench裂縫診斷與現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)壓后試井與3D模擬分析經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用技術(shù)整體壓裂技術(shù)開發(fā)壓裂技術(shù)重復(fù)壓裂技術(shù)泡沫壓裂技術(shù)水平井壓裂高能氣體壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)油層改造技術(shù)——整體壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)

整體壓裂技術(shù)是在井網(wǎng)確定之后，在壓裂地質(zhì)研究基礎(chǔ)上，系統(tǒng)地優(yōu)選油田壓裂工藝種類、優(yōu)化壓裂工藝參數(shù)的工藝技術(shù)，其實(shí)施分目標(biāo)確定、方案設(shè)計(jì)及實(shí)施三個(gè)步驟：目標(biāo)確定：確定單井產(chǎn)量、成本降低目標(biāo)，形成區(qū)塊配套壓裂工藝體系及參數(shù)模式整體壓裂方案編制：在壓裂地質(zhì)、地應(yīng)力測(cè)試、壓裂液支撐劑以及壓裂裂縫幾何尺寸等研究的基礎(chǔ)上，在反九點(diǎn)注采開發(fā)井網(wǎng)條件下，開展壓裂模擬研究；編制特低滲透油田整體壓裂方案。整體壓裂技術(shù)試驗(yàn)與推廣整體壓裂技術(shù)于1988—1989年首次在安塞油田王窯區(qū)開發(fā)試驗(yàn)區(qū)全面實(shí)施127口井，自1990年起在安塞油田全面推廣，綜合成本下降了約30%。靖安油田開發(fā)全面應(yīng)用整體壓裂技術(shù)，僅用三年時(shí)間累積建成了112.8×104t生產(chǎn)能力。低滲透油氣藏開采技術(shù)

開發(fā)壓裂是將水力壓裂裂縫先期介入油田開發(fā)井網(wǎng)的布署中，以壓裂開發(fā)為出發(fā)點(diǎn)，進(jìn)行井網(wǎng)優(yōu)化，使壓裂裂縫與井網(wǎng)相匹配，以達(dá)到提高單井產(chǎn)量和區(qū)塊整體開發(fā)效果的目的。

油層改造技術(shù)——開發(fā)壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)

在對(duì)試驗(yàn)區(qū)地層物性、地層有效厚度、地應(yīng)場(chǎng)與巖石力學(xué)性質(zhì)、地層流體、地層壓力等研究的基礎(chǔ)上，利用油藏模擬方法，從理論上對(duì)試驗(yàn)井區(qū)的井網(wǎng)型式進(jìn)行了模擬研究，確定了試驗(yàn)區(qū)的最佳開發(fā)井網(wǎng)。油藏模擬取井組對(duì)稱單元，利用等效導(dǎo)流能力方法把裂縫放入井網(wǎng)內(nèi)進(jìn)行模擬研究。最后優(yōu)選出：注采井網(wǎng)方式、井排方位、裂縫穿透比、裂縫與井網(wǎng)最佳匹配關(guān)系。油藏模擬低滲透油氣藏開采技術(shù)

將水力壓裂裂縫與井網(wǎng)進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化，優(yōu)化最佳的人工裂縫參數(shù)、油水井井距與單井產(chǎn)量及采收率之間的關(guān)系，在井網(wǎng)部署中考慮人工裂縫的長(zhǎng)度、方位，使水力壓裂具有油田開發(fā)的內(nèi)涵，從而達(dá)到“少投入、多產(chǎn)出”的目的。

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正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)（裂縫不發(fā)育）菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)（裂縫較發(fā)育）矩形井網(wǎng)（裂縫發(fā)育）低滲透油氣藏開采技術(shù)1998年靖安油田××井區(qū)采用矩形（960360m）注采井網(wǎng)進(jìn)行了開發(fā)壓裂試驗(yàn)，動(dòng)用含油面積6km2，地質(zhì)儲(chǔ)量483×104t。共建采油井42口，注水井16口。從實(shí)施效果看，試驗(yàn)區(qū)表現(xiàn)出單井產(chǎn)量高、注水見效快、穩(wěn)產(chǎn)周期長(zhǎng)的特征。初期產(chǎn)量比鄰近井區(qū)高2.0t/d，目前單井產(chǎn)量達(dá)6.0t/d。注水見效程度為98%，比鄰區(qū)高8—10%，并表現(xiàn)出長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的良好勢(shì)頭。開發(fā)壓裂應(yīng)用實(shí)例低滲透油氣藏開采技術(shù)盤古梁油田：★實(shí)施壓裂改造288口井，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)；★平均單井壓裂試油產(chǎn)量25.29m3/d；★投產(chǎn)前三個(gè)月平均產(chǎn)量達(dá)6t/d；★三年內(nèi)建成70萬(wàn)噸的大油田。近年來開發(fā)壓裂技術(shù)在新建區(qū)塊中推廣應(yīng)用，取得了較好的效果。開發(fā)壓裂應(yīng)用實(shí)例低滲透油氣藏開采技術(shù)井網(wǎng)、注水和壓裂集成優(yōu)化技術(shù)針對(duì)低滲油藏特征，建立起從勘探評(píng)價(jià)早期介入、超前研究——先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)技術(shù)配套、壓裂模式刻劃——油田開發(fā)階段整體優(yōu)化、統(tǒng)一實(shí)施的技術(shù)路線，集成“超前注水、井網(wǎng)優(yōu)化、壓裂增產(chǎn)”為一體，追求油田整體產(chǎn)量和開發(fā)效益的提高。超前注水+井網(wǎng)優(yōu)化+壓裂增產(chǎn)優(yōu)化壓裂時(shí)機(jī)裂縫與井網(wǎng)適配主體工藝配套低滲致密油藏整體單井產(chǎn)量的提高與高效開發(fā)低滲透油氣藏開采技術(shù)集成優(yōu)化壓裂技術(shù)早期介入、超前研究、開展壓裂技術(shù)先導(dǎo)性試驗(yàn)從勘探階段早期介入、超前研究，壓裂技術(shù)以提高單井產(chǎn)量為中心目標(biāo)，重點(diǎn)開展巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試、儲(chǔ)隔層地應(yīng)力基礎(chǔ)研究、傷害壓裂液體系的研制，以測(cè)試壓裂技術(shù)為手段，優(yōu)化單井設(shè)計(jì)，建立區(qū)塊的優(yōu)化設(shè)計(jì)模板，提高方案的針對(duì)性與有效性。通過建立先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)，結(jié)合超前注水，優(yōu)選壓裂時(shí)機(jī)；開展壓裂液、壓裂工藝試驗(yàn)，確立主體工藝；開展不同規(guī)模壓裂試驗(yàn)，確定經(jīng)濟(jì)有效規(guī)模；通過配套技術(shù)的優(yōu)化集成，刻劃整體優(yōu)化壓裂模式，制定區(qū)塊總體壓裂技術(shù)方案。低滲透油氣藏開采技術(shù)集成優(yōu)化壓裂技術(shù)建立人工裂縫與井網(wǎng)的優(yōu)化配置，是低滲透油田壓裂核心與關(guān)鍵所在以具體井網(wǎng)為基點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)壓裂裂縫與井網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化配置。

壓裂時(shí)機(jī)與注采時(shí)機(jī)的統(tǒng)一水力裂縫方位與井網(wǎng)主軸對(duì)應(yīng)；人工裂縫縫長(zhǎng)與井、排距的匹配，不同區(qū)塊不同井網(wǎng)條件下壓裂施工參數(shù)的量化與優(yōu)化。實(shí)現(xiàn)區(qū)塊整體優(yōu)化、高效開發(fā)的目的。低滲透油氣藏開采技術(shù)底水油藏儲(chǔ)層改造技術(shù)

底水油藏普遍具有物性差、油水分異差、非均質(zhì)性強(qiáng)、低壓等地質(zhì)特點(diǎn)，壓后出水量大，改造難度大。壓裂改造既要起到改造油層的作用，又需要防止壓開水層?？p高控制技術(shù)：

優(yōu)化改造模式控制射開程度及射孔位置根據(jù)不同的改造類型優(yōu)化施工參數(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)CO2泡沫壓裂技術(shù)

CO2泡沫壓裂技術(shù)是近兩年來在長(zhǎng)慶鄂爾多斯上古氣藏進(jìn)行CO2泡沫壓裂技術(shù)試驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，總結(jié)形成的一套適合我國(guó)低滲氣藏的CO2泡沫壓裂配套技術(shù)，提高了我國(guó)CO2壓裂的技術(shù)水平。經(jīng)驗(yàn)表明，CO2壓裂技術(shù)是高效開采低滲氣藏特別是低壓、水敏（或水鎖）氣藏必不可少的手段。低滲透油氣藏開采技術(shù)

CO2泡沫壓裂技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)CO2泡沫壓裂技術(shù)CO2泡沫壓裂是用液體二氧化碳與膠凝水或凍膠的混合液作為壓裂液對(duì)目的層進(jìn)行改造的一種工藝技術(shù)，具備以下優(yōu)點(diǎn)：●為壓后工作液返排提供了氣體驅(qū)替作用；●氣態(tài)的CO2能控制液體濾失，形成CO2泡沫壓裂液后濾失系數(shù)小，提高壓裂液效率；●減少了水基壓裂液的用液量；●CO2與水反應(yīng)產(chǎn)生碳酸，有效地降低了系統(tǒng)的總pH值，降低了壓裂液對(duì)基質(zhì)的傷害；●降低了壓裂液的表面張力，有助于壓裂液的迅速返排等，因此有利于提高壓裂效果。低滲透油氣藏開采技術(shù)CO2泡沫壓裂試驗(yàn)井分布概況低滲透油氣藏開采技術(shù)長(zhǎng)慶氣田CO2壓裂壓后效果達(dá)到工業(yè)氣流井井?dāng)?shù):14比例:77.8%低滲透油氣藏開采技術(shù)CO2壓裂：平均QAOF=22.2×104m3/d。分析結(jié)論：CO2壓裂的壓后效果要比以往常規(guī)水基壓裂的壓后效果好。CO2壓裂現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施評(píng)估

——施工效果對(duì)比：CO2壓裂效果明顯。CO2壓裂：平均QAOF=22.2×104m3/d。分析結(jié)論：CO2壓裂的壓后效果要比以往常規(guī)水基壓裂的壓后效果好。低滲透油氣藏開采技術(shù)2001年9月完成了對(duì)讓11-3井、讓2-6、讓6-10三口井的CO2泡沫壓裂試驗(yàn)加砂量：10～27m3/井，平均砂液比25～27%，達(dá)到設(shè)計(jì)要求，成功率100%。CO2泡沫壓裂與常規(guī)水力壓裂增產(chǎn)效果對(duì)比井號(hào)壓裂液類型統(tǒng)計(jì)天（天）平均日產(chǎn)（噸）施工日期自噴返排率（％）液量油量水6-10CO2泡沫8610.99.91.02001.9326-12水基壓裂液865.14.50.62001.9011-3CO2泡沫906.34.41.92001.9359-3水基壓裂液902.11.90.22001.70CO2泡沫壓裂在吉林讓30區(qū)塊的應(yīng)用低滲透油氣藏開采技術(shù)

影響CO2泡沫壓裂的經(jīng)濟(jì)效益的因素增產(chǎn)效果受儲(chǔ)層類型、物性差異、物質(zhì)（石油和天然氣）基礎(chǔ)和新老井類別等不同因素影響在操作成本方面，主要受壓裂液添加劑及使用濃度、CO2氣價(jià)、壓裂泵車（CO2壓裂專用車組）和壓裂地域等因素的影響該技術(shù)的應(yīng)用又減少了對(duì)儲(chǔ)層的損害，增加了裂縫的導(dǎo)流能力，改善了壓裂增產(chǎn)效果，同時(shí)泡沫壓裂液的快速自噴排液，減少了壓裂液在地層的滯留時(shí)間，縮短了對(duì)作業(yè)井的占井周期，減少了排液工序，簡(jiǎn)化了操作歷程，降低了作業(yè)成本，提高了經(jīng)濟(jì)效益。總體上看，與常規(guī)水基壓裂液應(yīng)用相比，CO2泡沫壓裂液的應(yīng)用在一定程度上增加了作業(yè)成本，但技術(shù)帶來的效益使得總體經(jīng)濟(jì)效益提高CO2泡沫壓裂技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益分析低滲透油氣藏開采技術(shù)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)☆考慮了縱向應(yīng)力剖面和裂縫高度擴(kuò)展特征☆集優(yōu)化設(shè)計(jì)、壓后分析、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)為一體☆實(shí)現(xiàn)了現(xiàn)場(chǎng)動(dòng)態(tài)實(shí)時(shí)分析與優(yōu)化控制☆通過凈壓力擬合提高了裂縫延伸狀況判斷準(zhǔn)確性☆端部脫砂工藝設(shè)計(jì)與控制低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂多條橫向裂縫縱向裂縫水平井垂直最小主應(yīng)力方向水平井平行最小主應(yīng)力方向低滲透油氣藏開采技術(shù)液體橋塞液體橋塞長(zhǎng)慶利用液體膠塞，采取填砂＋液體膠塞的施工工藝技術(shù)方法，在塞—1井等8口井實(shí)現(xiàn)了水平井段分段壓裂。

井段：1606.6-1615.6m1560.2-1569.2m1469.0-1478.0m施工壓力：17.4-35.8MPa平均砂比：39%效果：1.96倍，增油5949t長(zhǎng)慶塞平—1井分段壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂

傳統(tǒng)的水平井壓裂機(jī)械封隔技術(shù)

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可鉆式橋塞、填砂液體膠塞、跨式封隔器、可撈式橋塞

水平井水力噴射壓裂技術(shù)

—不使用密封元件，依靠流體流動(dòng)實(shí)現(xiàn)水動(dòng)力隔離

—維持較低的井筒壓力，迅速壓出多條橫向裂縫

—在100多口水平井施工中應(yīng)用效果顯著

(哈里伯頓2004)低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井水力噴射壓裂技術(shù)水力噴射壓裂過程水力噴射—形成4-6in小洞裂縫起裂—微裂縫—大裂縫環(huán)空注入攜砂液—裂縫延伸低滲透油氣藏開采技術(shù)增產(chǎn)效果壓后初期產(chǎn)量提高為646%

466天后穩(wěn)定壓后產(chǎn)量為壓前的146%低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬模擬區(qū)塊面積：900m×500m基礎(chǔ)網(wǎng)格劃分：90×50×3平面網(wǎng)格寬度采用等距的10m處理裂縫和井所在網(wǎng)格10×10×1加密水平井壓裂裂縫模型網(wǎng)格平面示意圖加密網(wǎng)格基礎(chǔ)網(wǎng)格低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬壓裂直井矩形井網(wǎng)（400m×200m）裸眼水平井矩形井網(wǎng)（500m×240m）壓裂水平井矩形井網(wǎng)（500m×400m）壓裂裂縫最大主應(yīng)力最大主應(yīng)力最大主應(yīng)力模擬井網(wǎng)示意圖低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬壓裂直井、裸眼水平井及壓裂水平井開發(fā)效果對(duì)比水平井不同布放方式對(duì)產(chǎn)能的影響分析不同水平井水平段長(zhǎng)度對(duì)產(chǎn)能的影響分析裂縫條數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響分析

裂縫縫長(zhǎng)對(duì)產(chǎn)能的影響分析保持不同地層壓力生產(chǎn)對(duì)產(chǎn)能的影響分析

低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬模型網(wǎng)格三維示意圖壓裂裂縫注水井注水井生產(chǎn)井最大主應(yīng)力方向低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬模型網(wǎng)格三維示意圖模型網(wǎng)格平面示意圖壓裂裂縫注水井注水井最大主應(yīng)力方向低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬水平井在不同布放方式下水驅(qū)前緣示意圖低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬水平井在不同布井方式下流量示意圖低滲透油氣藏開采技術(shù)水平井壓裂數(shù)值模擬低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂高能氣體壓裂（HEGF）、氣動(dòng)脈沖壓裂熱化學(xué)處理爆燃?jí)毫淹七M(jìn)劑壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂——原理利用火藥或推進(jìn)劑的燃燒，產(chǎn)生脈沖加載并控制壓力上升速度，在井壁上形成徑向多裂縫體系來增加油氣井產(chǎn)量。利用高加載速率的氣體壓力形成徑向多裂縫體系，解除污染、溝通天然裂縫火藥燃燒釋放大量的熱量，在絕熱條件下可使氣體達(dá)數(shù)千度，可溶解近井地帶的蠟質(zhì)和瀝青，解除孔隙堵塞，改善流體物性和流態(tài)火藥燃?xì)庵泻珻O、CO2、N2、HCL等氣體，遇水后形成酸液，對(duì)近井有酸化解堵作用高能氣體壓裂在裂縫延伸過程中，總伴隨壓力脈沖波動(dòng)過程，有利于解除機(jī)械雜質(zhì)堵塞，同時(shí)在脈沖載荷作用下，可改變?cè)徒Y(jié)構(gòu)、降低粘度，減少巖層孔隙界面張力等低滲透油氣藏開采技術(shù)我國(guó)高能氣體壓裂技術(shù)發(fā)展與現(xiàn)狀起步于80年代中期,于1985年首次在延長(zhǎng)油礦現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)成功,以后在我國(guó)各油田得到了比較廣泛地應(yīng)用。有殼彈高能氣體壓裂技術(shù)無殼彈高能氣體壓裂技術(shù)多脈沖高能氣體壓裂技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)

低滲透油氣藏開采技術(shù)有殼彈高能氣體壓裂技術(shù)有殼壓裂彈系指有金屬外殼的高能氣體壓裂彈，高能氣體壓裂發(fā)展初期，各國(guó)都曾研制成功能重復(fù)使用有殼的火藥壓力發(fā)生器，氣體發(fā)生器金屬外殼是一種特殊的裝藥管,它和裝藥結(jié)構(gòu)、點(diǎn)火系統(tǒng)等構(gòu)成高能氣體壓裂能源。該結(jié)構(gòu)具有施工安全、成本低、易下井等優(yōu)點(diǎn)。但由于有殼壓力發(fā)生器有金屬外殼，裝藥量少。低滲透油氣藏開采技術(shù)無殼彈高能氣體壓裂技術(shù)

隨著高能氣體壓裂技術(shù)的廣泛使用，有殼壓力發(fā)生器被結(jié)構(gòu)更為簡(jiǎn)單、施工更為方便、壓裂效果更好的無殼火藥壓力發(fā)生器所代替。無殼彈與有殼彈相比，具有裝藥量大，裝配容易，壓裂效果好，易于推廣等優(yōu)點(diǎn)。

低滲透油氣藏開采技術(shù)多脈沖高能氣體壓裂技術(shù)

采用多種不同種火藥或同一火藥經(jīng)過特殊合理的裝藥設(shè)計(jì)，控制使其在油井筒內(nèi)分段延遲燃燒。第一級(jí)脈沖產(chǎn)生的峰值壓力高于巖層破裂壓力,在地層中產(chǎn)生多條裂縫；第二、三級(jí)脈沖的峰值壓力小于第一級(jí)峰值壓力，所以一般不會(huì)產(chǎn)生新的裂縫，只是在第一級(jí)裂縫的基礎(chǔ)上對(duì)已產(chǎn)生的裂縫進(jìn)行擴(kuò)展和延伸。多脈沖高能氣體壓裂P—T曲線示意圖

低滲透油氣藏開采技術(shù)關(guān)鍵技術(shù)：藥量、藥性及裝藥結(jié)構(gòu)的優(yōu)化設(shè)計(jì)延時(shí)點(diǎn)火器研制

延時(shí)點(diǎn)火器多脈沖高能氣體壓裂技術(shù)多脈沖高能氣體壓裂技術(shù)應(yīng)用效果低滲透油氣藏開采技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)

液體藥壓裂技術(shù)是利用安一定比例組成的、溶解于水的氧化劑和燃燒劑所形成的液體火藥在目的層的套管內(nèi)燃燒，產(chǎn)生大量的高溫高壓氣體，對(duì)地層產(chǎn)生脈沖加載，其具有機(jī)械作用、熱作用、化學(xué)作用和振動(dòng)脈沖作用四個(gè)方面。低滲透油氣藏開采技術(shù)

主要特點(diǎn)燃燒時(shí)間長(zhǎng),壓裂效果顯著

固體藥壓裂時(shí),井內(nèi)施工一次最多裝填100kg,且需采用分段延遲燃燒,壓力持續(xù)時(shí)間最長(zhǎng)1s；而液體藥壓裂卻能裝填500kg-1000kg,壓力持續(xù)時(shí)間可達(dá)40s左右。由于其壓力持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)，因此可以造長(zhǎng)裂縫。液體藥安全性能液體藥是由氧化劑、燃燒劑和水按一定比例配置而成，其抗沖擊、靜電、摩擦及熱穩(wěn)定性非常強(qiáng)，通常條件下不會(huì)燃燒或爆炸，只有在一定的壓力和溫度下，用點(diǎn)火彈才能引燃。低滲透油氣藏開采技術(shù)液體藥壓裂技術(shù)效果低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂聯(lián)作技術(shù)

與射孔聯(lián)作（復(fù)合射孔、超正壓射孔）與水力壓裂聯(lián)作與酸化聯(lián)作低滲透油氣藏開采技術(shù)燃?xì)馐匠龎荷淇拙褪窃谏淇浊?，先利用火藥燃燒產(chǎn)生氣體，在目的層形成高于地層破裂壓力1.5倍的高壓，然后射孔，利用高壓液流對(duì)射孔孔眼進(jìn)行沖刷，并在孔眼周圍形成微裂縫，最后后續(xù)壓力補(bǔ)給彈燃燒產(chǎn)生壓力對(duì)已形成的微裂縫繼續(xù)延伸。燃?xì)馐匠龎荷淇准夹g(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂燃?xì)馐匠龎荷淇缀?jiǎn)化了施工工藝、降低了成本

普通的超正壓射孔時(shí)需要液氮車、需要下封隔器等工具，而燃?xì)馐匠龎荷淇讋t不需這些設(shè)備，從而節(jié)約了成本。增加了高速射流的作用過程可以實(shí)現(xiàn)隔層同時(shí)施工比較適用于低壓、低滲油氣層的射孔壓裂低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂與水力壓裂聯(lián)作技術(shù)

高能氣體壓裂在近井地帶產(chǎn)生的裂縫，將使水力裂縫自動(dòng)擴(kuò)展的門限壓力降低，即降低了水力壓裂時(shí)地層的破裂壓力。作為水力壓裂前預(yù)處理技術(shù)的典型例子是塔里木近4500ｍ的2口探井ＬＮ31和ＬＮ48。在此之前,已在塔里木其它幾口井上進(jìn)行過水力壓裂,因地層破裂壓力高而大部分未獲成功。該2口井進(jìn)行高能氣體壓裂后3個(gè)月左右,又成功地進(jìn)行了水力壓裂。說明高能氣體壓裂作為水力壓裂前的處理技術(shù)可降低破裂壓力，提高其成功率。降低地層破裂壓力低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂增大了滲流面積。高能氣體與水力壓裂聯(lián)作不僅在近井地帶產(chǎn)生了垂直于最小主應(yīng)力的裂縫，同時(shí)還產(chǎn)生了平行于最小主應(yīng)力的裂縫，所以有效地增加了裂縫的滲流面積。根據(jù)對(duì)大慶、長(zhǎng)慶油田近100口井的統(tǒng)計(jì),高能氣體壓裂與水力壓裂聯(lián)作同單一的水力壓裂相比,油井普遍多增產(chǎn)35%,注水井則多增注50%。增大了滲流面積低滲透油氣藏開采技術(shù)高能氣體壓裂與酸化聯(lián)作

在高能氣體壓裂的同時(shí)或之后將酸液通過裂縫注入地層，使酸與地層中可反應(yīng)礦物的化學(xué)反應(yīng)，溶蝕儲(chǔ)層中的連通空隙、壓裂裂縫及天然裂縫壁面巖石，形成在施工結(jié)束油氣井投產(chǎn)后也不完全閉合的流動(dòng)溝槽，大大提高有效作用范圍內(nèi)地層的導(dǎo)流能力，從而使油氣井獲得增產(chǎn)。該方法結(jié)合了高能氣體壓裂和酸液溶蝕壁面巖石及基質(zhì)的優(yōu)點(diǎn)，使產(chǎn)生的裂縫導(dǎo)流能力及基質(zhì)向裂縫的滲流能力大大增加，從而達(dá)到增產(chǎn)、增注的目的。低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂技術(shù)

油藏中形成一條水力裂縫，將導(dǎo)致一個(gè)橢圓形壓降區(qū)。裂縫的橢圓形區(qū)域?qū)a(chǎn)生雙向附加應(yīng)力，沿裂縫延伸方向附加應(yīng)力遠(yuǎn)小于垂直裂縫壁面的附加應(yīng)力。附加應(yīng)力的增大將改變?cè)瓚?yīng)力場(chǎng)的狀態(tài)。重復(fù)壓裂形成的裂縫將會(huì)偏離于原來壓裂所產(chǎn)生的裂縫方向。溝通了油層中非泄油區(qū)或低壓降區(qū)。

油藏中形成一條水力裂縫，將導(dǎo)致一個(gè)橢圓形壓降區(qū)。裂縫的橢圓形區(qū)域?qū)a(chǎn)生雙向附加應(yīng)力，沿裂縫延伸方向附加應(yīng)力遠(yuǎn)小于垂直裂縫壁面的附加應(yīng)力。附加應(yīng)力的增大將改變?cè)瓚?yīng)力場(chǎng)的狀態(tài)。重復(fù)壓裂形成的裂縫將會(huì)偏離于原來壓裂所產(chǎn)生的裂縫方向。溝通了油層中非泄油區(qū)或低壓降區(qū)。低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂垂直裂縫轉(zhuǎn)向機(jī)理認(rèn)識(shí)

1．若發(fā)生壓裂轉(zhuǎn)向，兩次壓裂的破裂壓力應(yīng)該有明顯的不同，第二次壓裂的破裂壓力應(yīng)顯著升高。2．分別壓開不同控制因素控制的不同走向的裂縫，轉(zhuǎn)向效果最明顯。3．在同一因素控制下的裂縫轉(zhuǎn)向，盡管初裂縫走向不同，但裂縫仍在延伸過程中轉(zhuǎn)回原來的方向。由于起點(diǎn)不同，二者只是平行，并不一定重合。4．在同一因素控制下的裂縫轉(zhuǎn)向，也可能出現(xiàn)小角度轉(zhuǎn)向。此類轉(zhuǎn)向由于偏離的方向小，受到的轉(zhuǎn)回原來方向的約束力也小，可以出現(xiàn)較長(zhǎng)的新縫。5．如裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，新裂縫與原來的裂縫不是同一條縫，觀測(cè)到的裂縫高度也會(huì)有所差別。6．裂縫二翼分別存在不同的轉(zhuǎn)向機(jī)制,如朝148-68井，東翼發(fā)生轉(zhuǎn)向，西翼壓出新縫。低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂造新縫技術(shù)造新縫配套工藝技術(shù)

二是振動(dòng)壓裂管柱一是堵老縫壓新縫的高強(qiáng)度暫堵劑

低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂技術(shù)高強(qiáng)度暫堵技術(shù)優(yōu)點(diǎn)：強(qiáng)度高，封堵效果好，有利于造新縫；水溶性好，對(duì)儲(chǔ)層不產(chǎn)生污染，可實(shí)現(xiàn)完全溶解；施工方便，適合目前的設(shè)備條件，滿足投球器一次投15Kg要求；用量少，費(fèi)用低。暫堵劑溶解速度表（在地層水中）破碎壓力試驗(yàn)溫度樣品名30℃45℃60℃80℃水溶性暫堵劑8h5h2h1h蠟球72h不溶72h不溶軟化石蠟熔化樣品名耐壓差性能水溶性暫堵劑8.1MPa蠟球軟,無法測(cè)出低滲透油氣藏開采技術(shù)振動(dòng)產(chǎn)生水擊壓強(qiáng)，使井筒近井地帶產(chǎn)生微裂縫振動(dòng)后進(jìn)行正常的水力壓裂施工，將產(chǎn)生的微裂縫延伸、擴(kuò)展并可能被保留下來振動(dòng)產(chǎn)生的能量以聲波的形式在井下傳播并作用于井下所有射孔井段，對(duì)其它非壓裂層段也產(chǎn)生了一次常規(guī)高壓水擊振動(dòng)處理，對(duì)本井其它層段具有水擊振動(dòng)解堵、增滲處理的雙重作用適應(yīng)條件地層水平兩向主應(yīng)力差值較大油層無機(jī)堵塞嚴(yán)重油層無機(jī)堵塞嚴(yán)重天然裂隙發(fā)育程度低水力錨（hydraulicanchor)負(fù)壓發(fā)生器（negativegenerator)振動(dòng)器（vibrator)K344-114封隔器（packer)堵塞器（blankingplug)噴砂器（sandblower)K344-114封隔器（packer)接收器（receiver)振動(dòng)重復(fù)壓裂工藝示意圖低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂效果對(duì)比平均增產(chǎn)效果低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施民38-7井實(shí)現(xiàn)暫堵造新縫民38-7井,油層厚10.4m，一次投放暫堵劑15kg，并進(jìn)行微地震方法監(jiān)測(cè)人工裂縫方位。破裂壓力比較異常達(dá)35MPa，新民油田儲(chǔ)層平均破裂壓力值一般為25-30MPa，說明巖石的抗張強(qiáng)度較高；二次破裂壓力達(dá)到并高于一次破裂值，表明暫堵強(qiáng)度較高，有利于新裂縫的形成。井號(hào)解釋層號(hào)砂巖厚度加砂量砂比排量破裂壓力施工壓力壓前產(chǎn)液壓前

產(chǎn)油壓后

產(chǎn)液壓后產(chǎn)油38-77-810.4725.52.53532.91.41.2275.27-810.4423.22.541.234.5（1）38-7井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及施工參數(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施（3）、民38-7壓后動(dòng)態(tài)反應(yīng)：增產(chǎn)效果好（2）、民38-7現(xiàn)場(chǎng)微地震測(cè)試結(jié)果：兩次壓裂方位發(fā)生轉(zhuǎn)向低滲透油氣藏開采技術(shù)重復(fù)壓裂現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施施工曲線反映的轉(zhuǎn)向效果朝57-楊125實(shí)現(xiàn)暫堵造新縫朝57-楊125朝57-楊125井第二層兩次壓裂裂縫走向迭加圖低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液及應(yīng)用常規(guī)水基壓裂液存在較多的殘?jiān)c濃縮膠；形成致密濾餅，引起傷害；清潔壓裂液無固相，減少了對(duì)儲(chǔ)層的傷害；清潔壓裂液是一種新型的壓裂液體系。常規(guī)壓裂液與清潔壓裂液比較：低滲透油氣藏開采技術(shù)支撐劑(目)壓裂液類型支撐帶滲透率(md)滲透率恢復(fù)率(%)20／40/ 560 / 20／40清潔壓裂液520 93 20／40硼交聯(lián)瓜爾膠250 45 16／20 / 840 / 16／20清潔壓裂液 770 92 16／20硼交聯(lián)瓜爾膠 330 39 16／20低濃度瓜爾膠 440 52

無固相清潔壓裂液低傷害低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液與聚合物壓裂液對(duì)比聚合物壓裂清潔壓裂液壓裂頁(yè)巖砂體頁(yè)巖水基壓裂液與清潔壓裂液造縫特性對(duì)比低滲透油氣藏開采技術(shù)水基與清潔壓裂液性能對(duì)比清潔壓裂液CLEARFRAC瓜爾膠壓裂液GUARFRAC需要10-15種添加劑require10to15additives配液復(fù)雜complexity額外費(fèi)用或處理費(fèi)additionalexpensesordisposalcosts含固相Guarandotheradditives僅需要1-3種添加劑only1or3additives簡(jiǎn)單配液,現(xiàn)場(chǎng)配制simple,on-sitemixing不需要Noadditionalexpensesordisposalcosts清潔和無固相cleanandsolidsfree低滲透油氣藏開采技術(shù)二、清潔壓裂液的作用機(jī)理研究清潔壓裂液的理論基礎(chǔ)清潔壓裂液體系組成與特點(diǎn)清潔壓裂液的流變性能清潔壓裂液的粘彈性；破膠與殘?jiān)匦苑治?；?dòng)態(tài)模擬試驗(yàn)研究低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液的理論基礎(chǔ)粘彈性表活劑viscoelasticsurfactantmolecules形成蟲形的膠束formlong,wormlikemicelles膠束纏繞Entanglementofthemicelles形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)anetworkstructure破膠機(jī)理：有機(jī)物或親油性物質(zhì)分子尺度、小分子、熱力學(xué)平衡、分子間力作用低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔清潔壓裂液體系組成與特點(diǎn)組成：由特種表面活性劑、多種助劑組成；調(diào)節(jié)上述添加劑的用量，形成具有良好粘彈性的清潔體系。配制簡(jiǎn)便：添加劑類型少，簡(jiǎn)化了配液工序和配液時(shí)間，勿需聚合物長(zhǎng)時(shí)間溶解和調(diào)節(jié)pH值，降低操作費(fèi)用；性能：具有良好的流變性能和剪切稀釋特性，在高剪切作用下流體粘度較低，而在裂縫低剪切速率下具有較高的粘度，有利于降低施工摩阻和造縫、攜帶支撐劑。低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液體系組成與特點(diǎn)以粘性控制降濾失作用，不形成濾餅；勿需添加破膠劑，利用地層原油和流體稀釋即可破膠；低傷害：無殘?jiān)?、無濾餅和支撐裂縫的濃縮膠；助排能力強(qiáng)，返排快；適合于油藏和氣藏壓裂施工。低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔膠束壓裂液流變特性低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液的粘彈性和攜砂性能膠束流體粘彈特性具有粘彈特性，以彈性為主（G′＞G″）其中粘性較水基壓裂液弱，但彈性與水基壓裂液凍膠相當(dāng)。支撐劑沉降:石英砂沉降速率為0.00785cm／s（22℃）；不同流體對(duì)巖心的膨脹特性（mm）0.790.780.720.540.380.29破膠液1.031.020.900.700.590.43清水1209060302010時(shí)間min低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液的破膠5.9614′08″2:855.6818′42″4:646.7421′24″5:535.5724′54″6:425.8531′12″8:21破膠液粘度（mPa.s）破膠時(shí)間壓裂液與原油比例序號(hào)破膠性能：清潔壓裂液與煤油按5：5混合，在室溫（26℃）下破膠液粘度為2.72mPa.s；在儲(chǔ)層溫度（55℃）下，破膠液粘度僅為0.92mPa.s。膠束流體固含量：膠束流體為無固相，膠束壓裂液為無殘?jiān)蛡α黧w。低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)壓裂施工參數(shù)和設(shè)計(jì)參數(shù)對(duì)比

設(shè)計(jì)與施工參數(shù)總液量m3前置液m3攜砂液m3支撐劑m3平均砂比%最高砂比%VES排量m3/min總排量m3/min第一層設(shè)計(jì)79.330.045.012.828.550.00.143.0施工82.129.949.0313.327.148.60.143.0第二層設(shè)計(jì)77.228.045.012.327.350.00.143.0施工85.827.152.513.225.455.20.143.05低滲透油氣藏開采技術(shù)不同壓裂液體系現(xiàn)場(chǎng)施工摩阻對(duì)比低滲透油氣藏開采技術(shù)壓裂液的返排該返排液外觀為棕紅色透明液體，室內(nèi)pH值為6.5～7.0，在室溫18℃下返排破膠液粘度為3.416mPa.s，而在65℃溫度下返排液粘度為2.815mPa.s；返排液表面張力和界面張力分別為32.62mN/m和0.39mN/m，與入井之前壓裂液的表面張力和界面張力分別為29.49mN/m和0.34mN/m變化不大；說明該壓裂液體系與地層巖石之間吸附較少，具有良好的助排效果。

低滲透油氣藏開采技術(shù)壓裂裂縫監(jiān)測(cè)清潔壓裂液施工，裂縫閉合快。和普通壓裂液體系不一樣，閉合時(shí)間明顯較短。

從井溫資料看，裂縫高度在1233.2m～1239.2m，裂縫高度約6.0m。其中一層射孔井段為1231.6～1240m，射孔厚度5.6m。

低滲透油氣藏開采技術(shù)

清潔壓裂液試驗(yàn)井與鄰井產(chǎn)量對(duì)比井號(hào)4-62-22-42-6射孔厚度（m）13.27.212.412.4統(tǒng)計(jì)時(shí)間（天）1414139產(chǎn)液量（m3/d）20.7310.0413.9714.92產(chǎn)油量（m3/d）16.633.329.797.4產(chǎn)液強(qiáng)度（m3/d.m）1.5701.3941.1271.203產(chǎn)油強(qiáng)度（m3/d.m）1.2600.6410.7890.597低滲透油氣藏開采技術(shù)對(duì)導(dǎo)流能力傷害小，破膠徹底。清潔壓裂液試驗(yàn)井與鄰井產(chǎn)量對(duì)比低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液的進(jìn)一步發(fā)展

----清潔泡沫壓裂液清潔泡沫壓裂液可行性：經(jīng)濟(jì)、可行新體系：清潔膠束+泡沫介質(zhì)（N2、CO2、air）膠束劑（表面活性劑）+清潔長(zhǎng)鏈低聚物+助劑起泡與穩(wěn)泡特性起泡效率：200%泡沫質(zhì)量：66.7%表觀粘度：112.5mPa.s半衰期：大于900min（室溫21℃）表觀粘度與攜砂能力攜砂能力:沉降緩慢低壓、水敏油藏、氣藏降低液鎖低滲透油氣藏開采技術(shù)可形成穩(wěn)定、豐富的泡沫！低滲透油氣藏開采技術(shù)清潔壓裂液的作用機(jī)理不同于瓜膠壓裂液，具有獨(dú)特的分子結(jié)構(gòu)和獨(dú)特的流變性能。清潔壓裂液是一種新型低傷害壓裂液體系。清潔壓裂液最高砂液比達(dá)到55%，表現(xiàn)出很強(qiáng)的攜砂能力?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該壓裂液配制簡(jiǎn)便，施工摩阻低，攜砂能力強(qiáng)，可有效控制縫高，低傷害。壓后增產(chǎn)效果明顯。壓后第一個(gè)月產(chǎn)量比鄰井增加100％，增產(chǎn)效果顯著，經(jīng)濟(jì)效益明顯。清潔泡沫填補(bǔ)了我國(guó)泡沫壓裂液體系一項(xiàng)空白，在國(guó)外未見報(bào)道。低滲透油氣藏開采技術(shù)致密白云巖儲(chǔ)層加砂壓裂技術(shù)

對(duì)于酸壓而言，主要是形成具一定導(dǎo)流能力的酸蝕縫長(zhǎng)來增產(chǎn)的；水力壓裂通過支撐劑形成一定長(zhǎng)度的支撐裂縫達(dá)到增產(chǎn)目的。酸壓時(shí)往往由于高溫以及酸蝕溶洞等因素影響，有效酸蝕裂縫長(zhǎng)度較小，由于改造半徑制約了低滲氣層改造效果。尤其是巖性致密、物性差I(lǐng)II類儲(chǔ)層（主力層t<157μs/m，<4,K<0.1md）增產(chǎn)效果不明顯，為此開展加砂壓裂，從提高裂縫長(zhǎng)度入手，尋求低滲氣層改造效果的突破。

低滲透油氣藏開采技術(shù)2003年-2005年，重點(diǎn)從壓裂液、支撐劑、加砂程序優(yōu)化等方面開展室內(nèi)研究與試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)20口井，突破了技術(shù)瓶頸，形成了以下主體及配套技術(shù)：小粒徑陶粒作為主支撐劑降低縫內(nèi)橋堵技術(shù)具有較好耐溫抗剪切性能和壓后快速破膠能力的JL-3壓裂液體系優(yōu)化技術(shù)前置液粉陶段塞和低砂比陶粒段塞技術(shù)，降低多裂縫效應(yīng)壓前酸化預(yù)處理技術(shù)降低施工壓力液氮伴注技術(shù)提高返排效率。由于碳酸巖鹽巖性、儲(chǔ)層的特殊性，加砂壓裂一直是該領(lǐng)域的技術(shù)難題，國(guó)內(nèi)外可以借鑒的成功經(jīng)驗(yàn)很少。低滲透油氣藏開采技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)清水壓裂技術(shù)

所謂的清水壓裂，除了早期用清水不帶砂外，多數(shù)是用化學(xué)處理劑，如減阻劑、活性劑、防膨劑處理過的清水或線性膠，這種水也常常稱作滑溜水（slickwater-frac)。作業(yè)中帶有少量砂的，但也有加砂量較多的，砂比常為3.5%。用水量多，排量大是它們的共性，至于造縫導(dǎo)流能力的大小與儲(chǔ)層物性有關(guān)。低滲透油氣藏開采技術(shù)巖石中的天然裂縫多半是表面粗糙，閉合后仍能保持一定的縫隙，這樣形成的導(dǎo)流能力，對(duì)低滲儲(chǔ)層來說已經(jīng)足夠了。這種情況已在實(shí)驗(yàn)室中觀察到。

常規(guī)凍膠壓裂，由于排液不完善，裂縫的導(dǎo)流能力受殘?jiān)鼈Φ扔兴档?，清水壓裂基本上不存在不易排液的問題。

清水（線性膠）易于使砂子沉到垂直縫周邊較細(xì)的天然裂縫中，擴(kuò)大了滲濾面積。壓裂過程中巖石脫落下來的碎屑（特別是在頁(yè)巖地層中）它們可能形成“自撐”式的支撐劑。清水壓裂增產(chǎn)機(jī)理－常規(guī)解釋低滲透油氣藏開采技術(shù)認(rèn)為剪切力能使裂縫壁面從原位置上移動(dòng)，從而產(chǎn)生不重合并出現(xiàn)許多粗糙泡體表面，由于存在剪切滑移，在裂縫延伸過程中也能使已存在的微隙裂開，并使斷層面及其它弱面張開，這些現(xiàn)象可以發(fā)生在水力裂縫的端部或裂縫周圍的濾失帶中。

剪切膨脹擴(kuò)展裂縫－基本假設(shè)清水壓裂增產(chǎn)機(jī)理－新解釋低滲透油氣藏開采技術(shù)剪切膨脹擴(kuò)展裂縫－物理過程

當(dāng)裂縫周邊的巖石在壓力超過門檻壓力后，即發(fā)生“滑移”破壞，兩個(gè)裂縫粗糙面的滑動(dòng)，使垂直于縫面的縫隙膨脹。停泵后，張開了的粗糙面使它們不能再滑回到原來的位置，從而剪切膨脹的裂縫滲透率得到保持。低滲透油氣藏開采技術(shù)清水壓裂在這種情況下的成功與否，取決于是否存在著有利的天然裂縫系統(tǒng)以及它們對(duì)壓力及原有的就地應(yīng)力的響應(yīng)程度。質(zhì)地強(qiáng)硬的巖石有許多粗糙的節(jié)理，很高的抗剪程度，很好的剪切與裂縫導(dǎo)流能力的耦合性（裂縫性致密砂巖、灰?guī)r地層等），清水壓裂適用；強(qiáng)度較弱的巖石如泥質(zhì)砂巖就不適合清水壓裂；儲(chǔ)層的裂縫網(wǎng)狀分布及流體流動(dòng)過程都可以用以評(píng)價(jià)是否應(yīng)該采用清水壓裂。清水壓裂增產(chǎn)的適應(yīng)性低滲透油氣藏開采技術(shù)清水壓裂優(yōu)點(diǎn)：可免去制備凍膠所消耗的化學(xué)劑量，包括成膠劑、交鏈劑與破膠劑，不含殘?jiān)?，不?huì)堵塞地層；減少了砂（支撐劑）的用量及運(yùn)砂的費(fèi)用

清水壓裂與常規(guī)凍膠壓裂在相同規(guī)模的作業(yè)中可節(jié)省費(fèi)用40%—60%。對(duì)于那些滲透率很低的邊際油氣田，清水壓裂將是開采這類油氣田的重要措施，也是降低采油成本，增加動(dòng)用儲(chǔ)量的有效途徑。

低滲透油氣藏開采技術(shù)70年代中期，在俄克拉荷馬西北的密西西比裂縫性石灰?guī)r地層進(jìn)行了有規(guī)模的清水壓裂；用大量的清水，每分鐘排量為8—12方，砂比為1.75%，由于砂量及砂比都較低，難以長(zhǎng)期支撐形成的裂縫。

1986至1987年在吉丁斯油田（澳斯汀白堊石灰?guī)r地層）進(jìn)行了清水壓裂，基質(zhì)巖石的滲透率為0.005至0.2毫達(dá)西，地層厚度為50至500英尺。壓裂后，油井從平均日產(chǎn)油0.64方增加至6.4方。壓裂規(guī)模平均2400方清水，排量平均7方，平均用濃度7.5至15%的鹽酸500方。

清水壓裂技術(shù)新進(jìn)展1988年聯(lián)合太平洋能源（UPR）公司在其第一口水平井中也進(jìn)行了清水壓裂，在作業(yè)中使用了蠟珠作為分流劑。95年以后，廣泛應(yīng)用于裂縫性致密砂巖氣藏；提出了凍膠與滑溜水聯(lián)合的混合清水壓裂技術(shù)。

低滲透油氣藏開采技術(shù)水力壓裂診斷技術(shù)掌握了解地下水力裂縫的幾何尺寸、方位與位置有助于提高壓裂技術(shù)水平，使經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)

低滲透油氣藏開采技術(shù)間接方法直接的近井地帶方法直接的遠(yuǎn)場(chǎng)地帶方法新方法－水力壓裂診斷技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)診斷方法主要限制能夠確定的參數(shù)長(zhǎng)度高度寬度方位傾角體積導(dǎo)流凈壓力分析油藏描述提供的模擬假設(shè)√√√

√√試井需要準(zhǔn)確的滲透率與壓力√

√

√生產(chǎn)分析需要準(zhǔn)確的滲透率與壓力√

√

√間接方法低滲透油氣藏開采技術(shù)診斷方法主要限制能夠確定的參數(shù)長(zhǎng)度高度寬度方位傾角體積導(dǎo)流放射性示蹤劑探測(cè)深度1－2英尺

√√√√

溫度測(cè)井各小層巖石的導(dǎo)溫系數(shù)影響結(jié)果

√

HIT對(duì)管柱尺寸改變敏感

√生產(chǎn)測(cè)井只能確定生產(chǎn)層位

√

井眼成像測(cè)井只能由于裸眼井

√√

井下電視用于套管井，有孔眼的部分

√

井徑測(cè)井裸眼井結(jié)果，取決于井眼質(zhì)量

√

近井地帶直接方法幾英尺范圍，察看射孔段的縫高、砂濃度和生產(chǎn)剖面！低滲透油氣藏開采技術(shù)診斷方法主要限制能夠確定的參數(shù)長(zhǎng)度高度寬度方位傾角體積導(dǎo)流地面傾斜圖像受深度限制√√

⊙⊙⊙周圍井井下傾斜圖像受井距限制⊙⊙√√√√√微地震像圖不可能應(yīng)用與所有地層⊙⊙

⊙√

施工井傾斜儀像圖要用縫高及縫寬計(jì)算縫長(zhǎng)√⊙⊙

能夠被確定數(shù)十到數(shù)百英尺，兩大工具：傾斜儀和微地震圖像可提供宏觀尺寸遠(yuǎn)場(chǎng)直接方法低滲透油氣藏開采技術(shù)直接遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫診斷技術(shù)解決的問題：裂縫是否像設(shè)計(jì)的那樣，已經(jīng)覆蓋整個(gè)目的層？是否都在目的層以內(nèi)？加砂量的砂比是否恰當(dāng)？形成的裂縫尺寸及與模型計(jì)算相比較，結(jié)果如何？產(chǎn)量預(yù)測(cè)情況如何？裂縫長(zhǎng)度與方位是否影響了原設(shè)計(jì)的布井方案？低滲透油氣藏開采技術(shù)地層中形成裂縫后的巖體位移情況原理水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫診斷方法之一壓裂井井下傾斜儀成象（TWTM）低滲透油氣藏開采技術(shù)可直接測(cè)量水力裂縫縫高與縫寬；可用于不加砂的測(cè)試壓裂和實(shí)際加砂壓裂；壓裂井井下傾斜儀成象技術(shù)與地面傾斜儀或周邊井井傾斜儀相比，可獲得高

六個(gè)數(shù)量級(jí)的強(qiáng)信號(hào)。新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之一（TWTM）低滲透油氣藏開采技術(shù)壓裂作業(yè)前先在井中下入一串小尺寸（111/16”

—27/8”）多達(dá)20多個(gè)的傾斜儀，依據(jù)射孔段長(zhǎng)度與可能的縫高，傾斜儀的布距約20—80英尺，用5/16”的細(xì)電纜將實(shí)時(shí)采集到的信號(hào)，傳遞到地面?？蓪A斜儀偏心貼于套管壁上，或置于環(huán)形空間，以避免注液過程中，在井筒內(nèi)紊流及支撐劑騷動(dòng)所產(chǎn)生的噪音或?qū)A斜儀的損傷。方法低滲透油氣藏開采技術(shù)TWTM－應(yīng)用實(shí)例新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之一（TWTM）壓裂過程，不同位置傾斜儀測(cè)出的縫高隨時(shí)間的擴(kuò)展傾角反響曲線

低滲透油氣藏開采技術(shù)微地震壓裂成象（MFM）目的－確定裂縫的縫高、縫長(zhǎng)和方位方法－在觀察井井下放入檢波器，監(jiān)測(cè)壓裂過程中產(chǎn)生的地震波應(yīng)用－東得克薩斯盆地的博西爾砂層組的清水壓裂

砂層埋深：4000米，細(xì)、粉砂與頁(yè)巖互層砂層溫度：126°Ｃ平均孔隙度：6-10％平均滲透率：0.005-0.05毫達(dá)西

新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之二低滲透油氣藏開采技術(shù)A井與觀察井的井筒布置圖觀察井下人12個(gè)三分量檢波器新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之二（MFM）低滲透油氣藏開采技術(shù)A井壓裂過程中的地震平面成像新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之二（MFM）低滲透油氣藏開采技術(shù)A井壓裂過程中的北向及西向地震成像新方法－水力壓裂遠(yuǎn)場(chǎng)裂縫斷方法之二（MFM）低滲透油氣藏開采技術(shù)地點(diǎn)：東得克薩斯卡爾薩杰氣田方法：井下傾斜儀成象

CGU22-09MonitorWellCGU21-10MonitorWellCGU21-09MonitorWellPhase2TreatmentWellPhase1TreatmentWellEast(ft)North(ft)微地震裂縫監(jiān)測(cè)實(shí)例（1997年）低滲透油氣藏開采技術(shù)CGU21-09清水壓裂數(shù)據(jù)表2.4kg/m^3線性膠1.75~3.5%砂比3kg/m^3交聯(lián)凍膠1～35％砂比施工參數(shù)及工藝CGU21-10常規(guī)凍膠壓裂數(shù)據(jù)表低滲透油氣藏開采技術(shù)縫高向上延伸，縫長(zhǎng)不對(duì)稱！縫高向下延伸，縫長(zhǎng)不對(duì)稱！裂縫在產(chǎn)層延伸，縫長(zhǎng)不對(duì)稱！低滲透油氣藏開采技術(shù)CGU21-09清水壓裂井測(cè)出縫長(zhǎng)東西向相差２～４倍監(jiān)測(cè)結(jié)果－縫長(zhǎng)不對(duì)稱！CGU21-10常規(guī)凍膠壓裂井測(cè)出縫長(zhǎng)低滲透油氣藏開采技術(shù)裂縫診斷結(jié)果的作用裂縫模擬結(jié)果與實(shí)際情況不一致的原因①直觀顯示了裂縫的長(zhǎng)度、高度、走向等重要信息②為裂縫模擬提供了標(biāo)定的依據(jù)

①裂縫模擬軟件未經(jīng)與裂縫實(shí)際測(cè)量及凈壓力動(dòng)態(tài)結(jié)果相標(biāo)定②裂縫模擬軟件沒有與具體區(qū)塊的真實(shí)壓裂幾何尺寸相結(jié)合裂縫診斷結(jié)果的應(yīng)用－標(biāo)定裂縫模型低滲透油氣藏開采技術(shù)標(biāo)定后的模型應(yīng)滿足的條件：接近實(shí)際診斷的裂縫高度（例如用TWTM方法）接近觀察到的壓裂過程的凈壓力值保持原有的巖石性質(zhì)對(duì)所有井的裂縫模擬具有相容性新方法－裂縫模型的標(biāo)定滿足：低滲透油氣藏開采技術(shù)標(biāo)定前標(biāo)定后凈壓力擬合結(jié)果裂縫模型的標(biāo)定低滲透油氣藏開采技術(shù)酸壓工藝技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展碳酸鹽巖酸壓技術(shù)酸壓裂室內(nèi)試驗(yàn)研究酸液濾失模擬試驗(yàn)酸巖反應(yīng)動(dòng)力學(xué)研究多級(jí)注入閉合酸化模擬酸液流變學(xué)研究酸化工作液體系研究稠化酸地下交聯(lián)酸降阻酸泡沫酸乳化酸酸壓前置液酸化優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件三維酸壓優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件擬三維酸壓優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件多級(jí)注入酸壓閉合酸化設(shè)計(jì)酸壓試井解釋軟件酸壓壓力降落分析軟件基質(zhì)酸化優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用技術(shù)前置酸酸壓技術(shù)多級(jí)注入酸壓閉合酸化技術(shù)稠化酸酸壓技術(shù)泡沫酸酸壓技術(shù)降阻酸酸壓技術(shù)乳化酸酸壓技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)影響酸壓技術(shù)水平和能力的主要參數(shù)

——有效酸蝕作用距離(Lef)，——閉合裂縫有效導(dǎo)流能力(WKf)。

▲影響上述兩參數(shù)的各種影響因素分為兩類

——不可控因素：儲(chǔ)層的地質(zhì)構(gòu)造、巖性、滲透率、孔隙度、產(chǎn)層厚度、巖石力學(xué)性質(zhì)、流體特性等

——可控因素：深度酸壓工藝技術(shù)類型、酸液體系和濃度、用酸強(qiáng)度、注酸排量，酸液濾失速度、酸巖反應(yīng)速度、裂縫高度、酸巖反應(yīng)溫度、酸巖接觸面容比低滲透油氣藏開采技術(shù)碳酸鹽巖酸壓裂技術(shù)國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀－成熟技術(shù)

▲單一液體體系應(yīng)用的酸壓技術(shù)◆普通酸酸壓——————常規(guī)酸壓技術(shù)◆稠化酸（膠凝酸）酸壓◆化學(xué)緩速酸酸壓◆泡沫酸酸壓◆乳化酸酸壓◆高效酸（地下交聯(lián)酸、濾失控制酸）酸壓等。▲技術(shù)方法形成的酸壓技術(shù)◆前置液粘性指進(jìn)酸壓技術(shù)（兩級(jí)注入）◆多級(jí)注入酸壓技術(shù)（前置液＋酸壓＋前置液＋酸壓…)◆新型組合技術(shù)：多級(jí)注入酸壓技術(shù)＋閉合裂縫酸化技術(shù)深度酸壓技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)主流技術(shù)

“多級(jí)注入酸壓＋閉合裂縫酸化”組合技術(shù)為主▲技術(shù)特點(diǎn)及發(fā)展變化⑴優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)目標(biāo)與過去不同——由于閉合裂縫酸化技術(shù)可以極大的提高裂縫的有效導(dǎo)流能力，多級(jí)注入技術(shù)優(yōu)化目標(biāo)多以獲得長(zhǎng)的酸蝕裂縫為主（要求采用高排量施工，有利于實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)縫）?！辉偌?xì)考慮單純酸壓技術(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)中裂縫長(zhǎng)度與導(dǎo)流能力的最佳匹配問題，導(dǎo)流能力的提高通過閉合裂縫酸化來實(shí)現(xiàn)。低滲透油氣藏開采技術(shù)主流技術(shù)⑵周期增產(chǎn)效果成為優(yōu)選酸壓技術(shù)方法的主要優(yōu)化目標(biāo)。多級(jí)注入技術(shù)不再是單純的低滲致密儲(chǔ)層的酸壓技術(shù)。在中高滲儲(chǔ)層，多級(jí)注入閉合裂縫酸化技術(shù)仍然成為了主流技術(shù)，但規(guī)模及注入級(jí)數(shù)等的優(yōu)化與低滲儲(chǔ)層有所不同。⑶施工規(guī)模相對(duì)較大。用酸強(qiáng)度大多在6～9m3/m之間，加上交替注入使用的非反應(yīng)前置液，總液量更大。⑷注入級(jí)數(shù)多，分段液量小。注入級(jí)數(shù)一般在8～12級(jí)之間，分段液量一般20～40m3。低滲透油氣藏開采技術(shù)⑸構(gòu)成多級(jí)注入的液體體系更加豐富——前置液從單純的凝膠水（胍膠液等）發(fā)展到使用油基前置液，或者采用乳化酸與膠凝酸交替注入的形式?！D(zhuǎn)向酸、醇酸等也投入了使用?！獕毫阉峄夹g(shù)中心在玉門油田已經(jīng)成功進(jìn)行了“乳化酸＋膠凝酸”多級(jí)注入閉合酸化與投球分層酸壓結(jié)合的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐。主流技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)主流技術(shù)⑹液體體系較為穩(wěn)定，但液體總體性能有所提高——深度酸壓技術(shù)使用液體體系以膠凝酸、乳化酸為主。膠凝酸用量降低，但粘度顯著提高；——乳化酸實(shí)現(xiàn)了微乳化技術(shù)，構(gòu)成了摩阻相對(duì)較低的微乳酸體系?！叵陆宦?lián)酸（濾失控制酸）等則是針對(duì)某些地層特征條件下優(yōu)選使用的酸液體系。技術(shù)應(yīng)用水平，國(guó)內(nèi)外基本相當(dāng)，差距主要體現(xiàn)在液體體系及規(guī)?；?。低滲透油氣藏開采技術(shù)▲西南油氣田分公司——80年代初開始，先后開展了前置液酸壓、膠凝酸酸壓、泡沫酸酸壓等工藝技術(shù)的研究和應(yīng)用，并取得了一定的成果?！cHalliburton公司、CER公司、NOWSCO公司等進(jìn)行過技術(shù)合作及技術(shù)引進(jìn)?！?998年四川局引進(jìn)Dowell公司的濾失控制酸（LCA,即高效酸）在川中進(jìn)行了施工。國(guó)內(nèi)技術(shù)現(xiàn)狀及差距低滲透油氣藏開采技術(shù)▲壓裂酸化中心及長(zhǎng)慶油田合作——“八五”國(guó)家項(xiàng)目：《陜甘寧氣田酸化技術(shù)研究》，1992－1995年。針對(duì)該氣田儲(chǔ)層特點(diǎn)，運(yùn)用系統(tǒng)工程研究方法開展了地質(zhì)評(píng)估分析、室內(nèi)模擬試驗(yàn)、軟件研制及開發(fā)、氣藏?cái)?shù)值模擬、優(yōu)化設(shè)計(jì)及參數(shù)優(yōu)選、現(xiàn)場(chǎng)工藝實(shí)施及質(zhì)量控制、酸壓前后試井分析及效果評(píng)估等研究，提出了針對(duì)不同類型儲(chǔ)層的優(yōu)化設(shè)計(jì)目標(biāo)和參數(shù)優(yōu)選范圍，形成了針對(duì)低滲儲(chǔ)層以“多級(jí)注入閉合酸壓技術(shù)”為主的深度酸壓改造技術(shù)，該項(xiàng)技術(shù)達(dá)到九十年代國(guó)際先進(jìn)水平。國(guó)內(nèi)技術(shù)現(xiàn)狀及差距低滲透油氣藏開采技術(shù)▲液體體系研制與應(yīng)用國(guó)內(nèi)壓裂酸化中心、西南油氣田分公司、長(zhǎng)慶等研制完成了膠凝酸（稠化酸）、乳化酸、濾失控制酸等液體體系及添加劑。酸壓使用的材料基本上實(shí)現(xiàn)了國(guó)產(chǎn)化，且液體性能能夠滿足優(yōu)化設(shè)計(jì)及油田施工需求，性能基本與國(guó)外產(chǎn)品相當(dāng)?！罹啵阂后w上主要體現(xiàn)在新型液體的開發(fā)研制及產(chǎn)品性能，技術(shù)上存在施工規(guī)模小、分析手段不完善，技術(shù)組合單一等差距。低滲透油氣藏開采技術(shù)新型酸壓技術(shù)——?jiǎng)?chuàng)新技術(shù)▲高含硫氣藏酸壓技術(shù)——國(guó)外（2002）報(bào)道沙特阿拉伯氣藏應(yīng)用，——國(guó)內(nèi)鮞灘（2003－2004）高含硫氣藏酸壓技術(shù)應(yīng)用?！鴱?fù)雜巖性儲(chǔ)層酸壓技術(shù)——玉門青西油田白堊系油藏；——青海油田E32、N21油藏▲“多級(jí)注入深度酸壓＋閉合裂縫酸化”技術(shù)——低滲、塑性特征強(qiáng)、重復(fù)酸壓▲清潔自轉(zhuǎn)向酸酸化技術(shù)——多層、油水薄互層等▲水力噴射酸化沖擊技術(shù)——大位移斜井、水平井等▲羥基酸技術(shù)，與單純的酸液中加入表活劑不同，對(duì)低滲氣藏改造效果顯著▲膠囊酸技術(shù)——新的液體模式及技術(shù)發(fā)展低滲透油氣藏開采技術(shù)▲濾失控制酸技術(shù)——交聯(lián)與有效破膠G.T.Woo（1999）等人介紹了BJ公司的新型交聯(lián)膠凝酸酸液體系。介紹了該酸液體系使用的主體材料和聚合物，以及交聯(lián)破膠的控制方法，它用微乳聚合物膠凝劑和特殊的表面活性劑作為外相介質(zhì)，較過去的酸液體系有所改進(jìn)。1998年四川局引進(jìn)Dowell公司的濾失控制酸(LCA)在川中蓮18井、磨5井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)并取得了成功，這可以看著是我國(guó)在開始應(yīng)用該項(xiàng)新技術(shù)的第一步。新型酸壓技術(shù)——改進(jìn)的技術(shù)▲乳化酸技術(shù)——研究與應(yīng)用更加廣泛，優(yōu)勢(shì)和特點(diǎn)明顯——微乳酸的應(yīng)用得到大力推廣——高溫乳化酸酸液體系。耐溫：120～176℃，室溫：穩(wěn)定4～5天，粘度70MPa.S左右，124℃：穩(wěn)定時(shí)間超過２小時(shí)，149℃：穩(wěn)定時(shí)間超過了１小時(shí)；現(xiàn)場(chǎng)配制的乳化酸的乳滴的大小在1～77μm之間，該數(shù)據(jù)比實(shí)驗(yàn)室觀測(cè)到的微乳相中的液滴要大；新型高溫乳化酸在120～176℃下，酸壓時(shí)可以延緩反應(yīng)速度14～19倍，基質(zhì)酸化時(shí)延緩反應(yīng)速度6.6倍。在Smackover白云巖儲(chǔ)層的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐中提高增產(chǎn)效果2～4倍。乳化酸在高閉合應(yīng)力儲(chǔ)層中較其它直接與地層反應(yīng)的酸液可以產(chǎn)生更大的非均勻溶蝕縫寬，從而獲得更高的導(dǎo)流能力，提高酸液的有效性低滲透油氣藏開采技術(shù)新型酸壓技術(shù)——改進(jìn)的技術(shù)低滲透油氣藏開采技術(shù)新型酸壓技術(shù)——需要繼續(xù)攻關(guān)的技術(shù)▲復(fù)雜巖性儲(chǔ)層酸壓技術(shù)

“稠化酸深度酸壓＋多組分酸閉合裂縫酸化”結(jié)合了——

“碳酸鹽巖儲(chǔ)層深度酸壓＋砂巖儲(chǔ)層基質(zhì)酸化”

兩種技術(shù)增產(chǎn)基本原理的一種特殊組合技術(shù)，技術(shù)難題：▲儲(chǔ)層巖性變化更大，對(duì)液體體系及技術(shù)方法有更高要求▲高閉合應(yīng)力特征嚴(yán)重影響酸壓改造的有效期▲天然裂縫發(fā)育程度、形態(tài)不同，技術(shù)方法不同

低滲透油氣藏開采技術(shù)為進(jìn)一步提高酸化壓裂改造效果，長(zhǎng)慶油田近年來自行開發(fā)研制了新的變粘酸酸液體系，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了較好的改造效果，為長(zhǎng)慶低滲透碳酸鹽巖儲(chǔ)層的改造開辟了一條新的路子。變粘酸液體系變粘酸的特點(diǎn)：

－使酸液保持長(zhǎng)的有效性和作用距離－酸液交聯(lián)能降低濾失－轉(zhuǎn)向效果好－降低施工摩阻－乏酸粘度有助于懸浮和排除地層不溶性顆粒－可形成更長(zhǎng)、更高酸蝕導(dǎo)流能力的裂縫低滲透油氣藏開采技術(shù)變粘酸與稠化酸的不同之處就在于新酸向殘酸轉(zhuǎn)變過程中，增加了一個(gè)粘度升高的過程。即酸液進(jìn)入地層后，隨著酸液的消耗，其pH值上升，當(dāng)pH值上升至2－4時(shí)，酸液中的添加劑發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，液體由線性流體變成粘彈性的凍膠狀（其外觀類似于水基凍膠壓裂液）。這種高粘液體濾失量較小，可以起到暫堵作用。由于酸巖反應(yīng)速度進(jìn)行，這種高粘狀態(tài)存在時(shí)間很短，可能只有幾分鐘。隨著酸液的進(jìn)一步消耗，液體中又發(fā)生另外一種反應(yīng)，液體又恢復(fù)到原來的線性流體狀況，粘度隨之降低。

變粘酸作用機(jī)理低滲透油氣藏開采技術(shù)①變粘酸與普通酸組合酸壓技術(shù)工藝設(shè)計(jì)

利用變粘酸控制濾失、增加縫長(zhǎng)，但同時(shí)為了獲得足夠高的導(dǎo)流能力，特別是近井地帶的裂縫導(dǎo)流能力，在注入變粘酸后繼續(xù)注入普通酸。

低滲透油氣藏開采技術(shù)②多級(jí)LCA（變粘酸）注入酸壓：1)注前置液形成裂縫。

3）注LCA暫堵已酸蝕的孔洞、天然裂縫，并使其范圍擴(kuò)大，并繼續(xù)擴(kuò)展裂縫。4)注20%HCL處理新形成的裂縫范圍.2)注20%鹽酸酸蝕孔洞、天然裂縫及裂縫壁面。

低滲透油氣藏開采技術(shù)5)注變粘酸暫堵已酸蝕的孔洞、天然裂縫，并使其范圍擴(kuò)大，并繼續(xù)擴(kuò)展裂縫。以此類推，使酸液的處理范圍大幅度擴(kuò)大，溶蝕和溝通盡可能多的天然裂縫和孔洞，達(dá)到最大產(chǎn)能的目的。此外，當(dāng)射孔跨度較大時(shí)，在縱向上采用該工藝，同樣具有暫堵轉(zhuǎn)向的特點(diǎn)。使得部分低滲儲(chǔ)層