1、,第一部分：水力压裂技术监督与管理,第一节第二节第三节第四节第五节第六节第七节第八节第九节第十节,水力压裂技术基本原理水力压裂作业地面流程与设备水力压裂作业工具压裂液及其质量检测支撑剂及其质量检测水力压裂工艺技术水力压裂工程设计水力压裂现场施工压前完井与储层保护水力压裂作业安全规定与增产效果评价,第六节 水力压裂工艺技术,大型水力压裂技术,水平井及水平井压裂技术控制裂缝纵向延伸技术压裂液降滤失技术泡沫压裂技术,清洁压裂液技术,裂缝监测与诊断技术,1、为什么要进行大型水力压裂？,2、大型水力压裂与常规水力压裂的区别3、大型水力压裂设计及其施工4、国内外大型水力压裂应用实例,一、 大型水力压裂技术
2、,(1)水力压裂增产机理,1、为什么要进行大型水力压裂？,油层经过压裂改造后，由于人工裂 缝的存在相当于扩大井筒半径，增加了,渗流面积，降低渗流阻力。WfXf,250000200000150000100000500000,0,200,400,600,800,1000,1200,压后日产气300000,较长时间的稳产,100806040200,压后日产油120,0,200,400,600,800,1000,1200,较长时间的稳产,2、大型水力压裂与常规水力压裂的区别,大型加砂水力压裂技术是近几年来国内外研究和应用的热点，适用于,低渗透深层油(气)井；,设备上要求采用大型压裂车组、砂囤、混配液车
3、；,技术上要求采用优质压裂液体系、千型压裂井口、高压封隔器；,现场上压裂液量砂量大，施工时间长，对压裂液要求严格等。,优,化施工技,术,裂缝优化设计模式,材料优化模式施工参数优化模式,质量控制模式,资料收集 注采动态预测,水力裂缝建模经济优化,压裂液及其添加剂室内评价及优化 支撑剂室内研究及其筛选施工排量 施工砂液比施工泵注程序,设备准备情况,压裂液室内实验,支撑剂物理性能实验导流能力实验 测试压裂技术设计的完善,3、大型水力压裂设计及其施工（1）压裂设计四个模式,优,化设计研究,对资料研究,水力裂缝建模研究生产动态预测研究经济优化研究,沉积相划分、相序、相带评价及有利相带分布； 油气水层识别
4、和分布及其产状、油气水性质； 压力和温度系统、驱动能量及类型、自然产能 油气储量：储量参数、储量计算、储量评价,最小主应力剖面研究 以往压裂压力曲线拟合 裂缝形态研究裂缝长度与导流能力组合研究 自然产能预测研究 不同裂缝下的采收率研究 不同裂缝方位下上述预测研究（与油藏形状结合）不同水力裂缝所需规模研究 不同水力裂缝的收益研究 不同规模的费用计算 不同施工参数所带来的附加费用研究 不同水力裂缝的净收益研究,（2）压裂设计四个研究构造特征、圈闭类型及构造、断裂、裂缝系统等层组划分、岩性、物性、微观孔隙结构、粘土矿物,油藏模拟,裂缝模拟,累,积 产 量,施,工 材 料,裂缝长度,时间不同缝长,回,
5、收 成 本,裂缝长度,成 本,裂缝长度,净 现 值,裂缝长度,精典水力压裂优化设计分析曲线不同缝长,数值模拟,优化措施方案,水驱状况及压力、渗透率，孔隙度、砂体分布压裂工艺初选,压前油藏研究压裂层确定,最优裂缝参数压裂材料优选,压裂优化设计,压裂施工压后管理压后评估,裂缝半长压裂液配方,裂缝导流能力支撑剂筛选,质 量,控,制,施工参数,经济评价,精典水力压裂优化设计路线岩性、断层构造、小层含水,4、国内外大型水力压裂应用实例（1 ） 致密气藏非常规开发方式美西部致密砂岩气研究计划与“多井试验现场实验室”储量：可采储量16.8104108m3，经济可采储量5.68.4 104108m3非常规天然
6、气（地质、油藏、经济与工程技术等学科组合的系统工程） 致密气藏非常规开发=经济+技术支持关键技术 大型水力压裂（MHF）,0.005 0.5md气层所需半缝长300,600m, 用相对高的投入，取得更高的产出 致密气商业性开发原则 物性条件：(h)e0.9m， ：(kh)e0.450.045mdmhe 9m 美WATTENBERG FIELD基本数据 Formation MUDDY“J” Type rock sandstone,Type production,gas,Depth,ft 7,600 to 8,400（2316 2560m） Bottom hole temperature,F 26
7、0（127）,Bottom hole pressure,Psig,2,900（20MPa）,Gross sand,ft 50 to 100 Net pay,ft 10 to 50 Porosity,percent 8 to 12,Permeability,md,0.05 to 0.005,Wattenberg 气田的MHF与商业性开发,施工规模 加30-50目陶粒180m3 用液量2160m3,49104m3/d,应用实例,储量丰富，气藏面积30Km2,储量234.78108m3,埋深30003200m岩性：网状河道沉积砂岩夹薄层页岩，厚100130m，主要储层岩性为粗、中粒长石石英，呈孔隙-
8、接触式胶结主力产气层段平均孔隙度9.1%，渗透率0.5310-3um2,地层温度87，原始地层压力 ?,MPa。,构造裂缝不发育，属低孔、低渗、含水饱和度较高的致密孔隙型砂岩气藏。单井自然产量较低，一般在1104m3/d以下。,（2）国内XX气田大型压裂技术应用,应用实例,某-58E 井深3000m某-41 井深3000m,20/40Carbo-prop129m3中温系列压裂液764m320/40Carbo-prop186m3中温系列压裂液745m3,压后产量： qg 7104m3/d,qg 17104m3/d,其中：某-58E井现场压裂施工难度地面施工泵压70MPa裂缝延伸压力82.8MPa
9、（0.028MPa/m）施工Q=7.9 m3/min施工时间=110min,0,20,40,60,80,100,120,施工时间 - min,200010000,3000,900080007000600050004000,13000120001100010000,井 底 压 力,PSI,100,403020,6050,泵 速,10,2,876,5 砂浓 4度3,曲线由上到下： 井底压力（计算 PSI） 井底压力（施工 PSI） 混砂液泵速（bpm） 砂浓度（PPA）,某-58E井压裂施工曲线井底压力,XX井大型压裂施工现场,砂屯,100方砂囤作用-保证连续供砂,200方,1000方压裂液 -保
10、证连续供液,施工排量: 前置液6.0m3/min, 携砂液6.2m3/min 液量: 配制885m3, 有效668m3，前置液220m3，携砂液436m3，顶替液12m3 砂量: 20-40目 52MPa 陶粒100m3，平均砂比22.9%,压力: 破裂压力 63MPa,延伸压力51-70MPa,停泵压力28MPa。,连续施工时间: 128 min*25-33井大型压裂施工曲线,排量,压力,加砂速度,停泵压力,（3 ）国内XX油田 25-33油井压裂实例压裂井段: 2390.9-2447.9m，37.8m/7层，岩性为砂砾岩。,应用实例,压力异常,日产油(t),压前试油折算日产油6t/d压后8
11、mm油嘴自喷,初期日产油13t/d，最高日产油达35t/d生产一年仍然保持自喷生产，累计增油2180t。,*25-33井压后采油生产曲线4035302520151050,6.09,6.24,7.02,7.08,7.13,7.20,7.26,7.31,8.07,8.13,8.20,8.26,9.03,9.07,9.11,9.18,9.25,10.02,10.11 日期,二、水平井及水平井压裂技术,水平井技术是CNPC积极主动应对“储量品质变差”现实 ，是遏制、改善和扭转“多井低产”现实局面的需要，也是转变经济增长方式的需要。,1、股份公司的战略举措,储量（亿吨）,19,4922,4616,446
12、7 4303 4168,4804,19,19,20,19,19,20,20,20,20,4.39,2.00,0.78,1.38,0.55,0.56,2000,1394,CNPC历年天然气新增探明储量变化情况,1 603,57205 122 516950083703,18 98 1085 1170 1240,300010000,7000 6000 5000 4000,91 93 95 97,247 5230999 01,03,05,07,09,3.73,5.62,6.15,8.29,7.44,1.06,2.290.72,2.661.47,2.951.02,2.941.02,1 .12.84 6,
13、4.152.73,7.346.28,4.57 4.24 4.281.151.261.24,54 3 21 0,9 87 6,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,地质储量,低渗,特低渗5.21,CNPC历年新增原油探明储量变化情况,水平井战略的背景： 截至2009年底，CNPC累计探明石油地质储量187.61亿吨，其中低渗透石油储量占40.6%， 近年新增石油储量中73%为低渗透。 截至2009年底，CNPC累计探明天然气地质储量5.24万亿方，其中低渗透天然气储量占78.3%，近年新增天然气储量83%为低渗透 低渗透储量
14、动用程度小于50%，直井开发呈现多井低产局面，开发效益差。,水平井技术的发展催生了一批水平井之最,4,3,2,1,广应用阶段“十五”进入快速发展阶段“八五” 、 “九五”开始重点攻关、试验1965年第一口有工业 意义的水平井在四川 钻成，但发展缓慢,2、水平井发展历程CNPC水平井应用大致经历了四个阶段从2006年开始进入规模推,3、重要里程碑,第一口水平井磨-3井于1965年在四川完钻，水平位移,444.2m，成为继美国、前苏联之后第三个钻水平井的国家。第一口多底井海14-20井于2000年完成，达到具有现代完井,意义世界级水平。,第一口双台阶井哈得1-11井于2004年12月获得成功，该井
15、,是陆上第一口双台阶超深超薄水平注水井。,垂深m,A A A,4、水平井井型越来越丰富,阶梯式水平井,连通水平井,1380 1390 1400 1410 1420,0,100,200,300,400,500,600,水,多靶点水平井成对水平,分枝水平井B BB,H0.7,侧钻井水平井,三维水平井常规水平井,21.510.50,投资（直井倍数）,5、水平井开发经济效益目前水平井平均产量16.1t（所有生产井平均产量为2.85t）。水平井优势非常明显。统计2009年水平井单井投资为直井的2.1倍。2.5中国美国,加拿大,6、水平井发展趋势从零星单水平井开发转向水平井整体开发,更多的应用于边际油田、
16、低渗透油藏等低效油田,扩大水平井技术,应用范围和规模用于老油田二次开发工程分支井、大斜度井等复杂结构井技术的推广应用,2009攻关： 配套完善双 封单压、滑 套分压、水 力喷砂分压 工 具 与 工 艺； 研制不 动管柱喷砂 分压三段分 压工具 ，现 场规模应用 140口井,2008攻关： 形成双封单 压、滑套分 压、水力喷 砂压裂等3套 分段压裂工 艺，推广147 口井； 液体 胶塞 进入现 场试验成功,空、填砂压 裂等。,2007攻关： 研发和试验 双封单压 、 滑套分压 、 水力喷砂分 压 等3套分 段工具。现 场 试 验 118 口,研发、试验、应用配套、完善、提高2006 立 项前：压
17、裂改造主要 依 赖 国外 ，个别油田开展了部分试验，包括限流、环,2010攻关：建立二套优化设,计方法，形成三大主体技术，完善四大配套工艺。4年累计实施508口井，形成了水平井增产改造主体技术系列,（1）技术攻关历程,7、水平井改造的主要成果总体成果：形成适合CNPC低渗透油气藏水平井水平段分段改造技术体系，推动水平井在低渗透油气藏的规模应用。, 水平井优化设计2套方法,- 井网优化设计方法, 分段压裂优化设计方法, 水平井分段改造3大主体工艺技术, 双封单卡分段压裂技术 封隔器滑套分段压裂技术 水力喷射分段压裂技术, 水平井改造4项配套技术, 水力裂缝监测与评价技术 液体胶塞分段改造技术,
18、碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压技术 水平井修井作业技术,优化设计2套方法，形成3大主体技术，完善4项配套工艺,（2）形成的主要技术成果,用，证实软件可靠、实用。,压裂水平井井网智能优化设计模块主界面和参数输入区,水平井优化设计2套方法水平井注采井网优化设计方法特色：实现了遗传算法在水平井井网优化设计中应用，大大减少了人工工作量，提高了运算速度和精度，国内外尚属首例功能：对13种常用水平井井网形式，可实现水平段长度、井排距以及压裂缝条数、长度、导流能力等参数的同时优化应用：XX州6、XX罗1、H 57等区块应,类型: 直井注水-水平井采油,类型: 水平井注水-水平井采油,类型: 水平井注水-直
19、井采油,蓝色：代表水井,黑色：代表油井,不同注采井型条件下水力裂缝优化模式,优化目标,水力裂缝参数设计方案,区块物性条件,给定水平井注采井网,同步注水,开发方案注水量,累计产油量,含水率,见水时间优化的参数,裂缝条数,裂缝长度,裂缝间距离,裂缝导流能力,注采井网条件下水力裂缝优化框图模拟条件,0,100,200,300,400,500,600,700,800,900,1000,1100,1200,裂缝长度)(m),裂缝条数(条)/导流能力(10m2.cm), 横向裂缝效果好于纵向裂缝 300-500m井段，优化裂缝3-6条 裂缝长度增加产量增加，大于100m后增幅不明显 两条外裂缝对产量的贡献
20、最大 合理的间距可减少干扰,裂缝长度间距,外裂缝,导流能力,1 0,8 7 6 5 4 3 2,水平井筒长度(m) 不同水平井段长度下裂缝条数、长度和导流能力图版（渗透率=0.5md）,0,25020015010050,裂缝条数,导流能力,裂缝长度,水平井分段压裂优化设计方法从油气藏地应力状态及其与裂缝起裂的关系入手，研究建立水平井 分段压裂多段裂缝优化方法，为水平井方位部署、现场水力裂缝优化设 计提供了依据。,工艺管柱耐温100、耐压差80MPa,一趟管柱最多压裂15段，一天可实现8段压裂 单趟管柱最大加砂可达160m3 最大卡距112m,现场试验142口井700段，工艺成功率97.6%,工
21、艺原理：采用小直径双封隔器卡单层压裂，通过反洗、拖动实现一,趟管柱多个层段的压裂。,达到的性能与应用指标：,水平井双封卡单层分压管柱示意图,水平井分段改造3大主体工艺技术水平井双封卡单层分段压裂技术,井口投送器油管套管套管保护封隔器安全接头,封隔器,脱开机构,定压滑套,封隔器待压层段,封隔器,技术指标：耐温：150耐压：70MPa适合井深：垂深2500m适合井眼尺寸：51/2和7适合井型：长短射孔井段新井、老井封隔器,水平井滑套分压管柱示意图,水平井封隔器滑套分段压裂技术 工艺原理：一次射孔五段，下入分压工艺管柱，油管打压完成所有封隔器坐封，并打开下压裂通道定压滑套，压下部层段；后续逐级投入球
22、棒，打开喷砂器滑套，进行后续层段的压裂，压后起出压裂管柱。,P油,P套,P入,P孔,P围,Pc（地应力）,水力喷射压裂技术集射孔、压裂一体化，可用于不同完井方式，施工简单，风险小，一次管柱可进行多段压裂。其原理为通过高速水射流，射开套管和地层，形成一定深度的喷孔，喷孔,内流体动能转化为压能，当压能足够大,时，诱生水力裂缝。由于喷孔内的压力要高于环境压力，喷射压裂具有自动隔离的效果。,水平井水力开发喷射分段压裂技术技术原理,气田水平井：管柱结构：液压安全接头多级喷砂器多级工作筒眼管堵头技术指标：耐压70MPa、耐温120,形成了油（气）田水平井水力喷砂压裂管柱。油田水平井：管柱结构：喷砂器小直径
23、封隔器单流阀眼管堵头技术指标：耐压60MPa、耐温90,喷砂器,小直径封隔器,单流阀,眼管,堵头,多级喷砂器,多级工作筒,液压安全接头,采取引进、消化、再创新的综合方法，建立了水力裂缝监测与解释系统，为水平井分段压裂设计及效果评估提供了工艺手段和科学依据。,水平井水力裂缝监测与解释综合方法,水平井改造4项配套技术,现场统计15口井分段压裂，设计59段，共监测到55段，符合率93.2%，基本达到认识裂缝的目的。,位N87oE,夹角： 2.8 裂缝方,夹角：30- 45,夹角： 71-73,夹角： 78-83,水力喷砂分段压裂,双封卡单层分段压裂,微地震监测结果,地面测斜仪监测结果,井下测斜仪监测
24、结果,使用温度20-100,成胶后形成不变形的弹性硬胶, 破胶时间2-72h内可控 抗压能力大于15MPa 最大抗压时间1-3h可控关键工艺技术,成胶控制破胶缓释施工工艺,形成了20-100新型化学暂堵胶塞体系液体胶塞性能：成胶与破胶可控、破胶彻底、强度高，为无法进行机械分段压裂的水平井提供了分段压裂的技术手段。主要性能指标,产量(m3/d),含水(%),现场成功应用24井次，性能指标满足施工要求典型实例：X8-4-L503井 胶塞封堵与注水井连通井段1260.0-1330.0m 压裂1450.0-1525.0m压裂层段封堵层段,应用效果：胶塞试压15MPa，成胶：9-12min，破胶:48h
25、。酸化后：液7.1方、油0.14吨、含水98,胶塞分段压裂后：液20方、油6.8吨、含水60,2520151050,30,2008-11-8,2008-11-13,2008-11-18,2008-11-23,2008-11-28,2008-12-3,2008-12-8,70 60 50 40 30 20 10 0,90 80, 水平增力解卡工艺 套铣倒扣解卡打捞工艺 倒装震击解卡工艺 倒装钻具+下击器震击解卡工艺 震击倒扣解卡工艺,打压滑块可倒捞矛,可退可识别捞矛,水平井修井作业技术研发出8类12种水平井解卡打捞工具，形成了5项配套解卡打捞工 艺，为解决水平井改造管柱卡阻、落鱼打捞问题提供了技
26、术保障。 液压式内捞类工具, 液压式外捞类工具 倒扣类工具 测试仪器专用打捞类工具 桥塞、封隔器专用打捞类工具 扶正类工具 检测类工具 鱼顶修整类工具,水平增力解卡工艺示意图,8类工具,5项工艺,水平井连续冲砂装置结构示意图,研发并现场应用水平井连续冲砂装置，形成了配套冲砂工艺，为解决,水平段改造砂埋井筒问题提供了技术手段。平均冲砂速度29.4m/h，最大冲砂长 度795m。,碳酸盐岩储层自转向高效酸化/酸压技术,技术特点：, 不动管柱连续冲砂 加单根时不停泵关键技术：, 反冲流阀, 油套转换器,三、控制人工裂缝纵向延伸压裂技术,在水力压裂施工中，当改造的目的层很薄或上下隔层为弱应力层或设计的
27、施工参数不合理时，压开的人工裂缝高度往往超出目的层的高度而进入隔层。,造成的危害或后果：,1、降低人工裂缝长度；,2、降低目的层的铺砂浓度；,3、当人工裂缝延伸进入邻近含水（气）层时，不但不能起到增产作,用，反而会引起含水暴增（产气）；4、压窜开层，造成压裂施工失败；,因此，如何将人工裂缝高度控制在油（气）层内，是衡量水力压裂是否,成功的标准之一。,（一）常规裂缝高度控制技术,控制人工裂缝高度的垂向延伸最根本的方法就是准确了解改造目,的层与遮挡层之间的地应力差，合理匹配施工参数。,如：施工排量,压裂液粘度,压裂液密度,以及射孔位置、配套遮挡工艺等,这样才能取得油层压裂改造的理想的结果。,1、利
28、用泥岩隔层控制裂缝高度,根据科研院所的机理研究和大量的现场资料统计分析，对于常规压裂施工作业，利用泥岩隔层控制裂缝高度一般应具备以下两个条件：,（）砂岩油气层上下的泥岩隔层厚度不小于5m；,（）上下隔层地应力高于油气层的地应力2.1-3.5MPa。,泥岩隔层厚度及地应力值可以利用测井曲线确定，有条件的情况下,可以取岩心实际测试。,2、利用施工排量控制裂缝高度,施工排量与人工裂缝的高度是正比关系，即施工排量越大，人工裂缝延伸越高。不同地区由于储层性质差异，施工排量对人工裂缝高度的影响也不同。美国棉花谷地区通过压裂后井温测试，总结出施工排量与裂缝高度的对应关系：即,H=7.23e1.03Q,上式中
29、：H 裂缝高度，m；,Q 施工排量，m3/min。,为了避免裂缝过高，各油田都应做细致的分析研究工作，结合储层特,点建立施工排量与缝高的关系曲线。,3、利用压裂液粘度和密度控制裂缝高度,具国内外相关资料报道，利用压裂液密度控制裂缝高度，是通过控制压裂液中垂向压力分布来实现的。在其它参数相同的情况下，压裂液粘度越大，裂缝高度越大。但目前尚没有定量的数学式表明这种关系。,一般认为压裂液在缝内的粘度保持在50-100mPas比较合适。控制人工裂缝向上延伸，应采用密度较高的压裂液；,控制人工裂缝向下延伸，则应采用密度较低的压裂液。,4、利用射孔位置控制裂缝高度(1)常规射孔方式,隔 层,隔 层,t1
30、压裂层,t2,t3,射孔位置,人工裂缝随时间变化,(2)优选避射方式,压裂层,隔 层,隔 层,射孔位置,人工裂缝随时间变化,t1,t2,t3,（二）人工隔板控制裂缝高度技术,人工隔板控制裂缝高度技术包括浮式隔离剂控制裂缝向,上延伸、沉式隔离剂控制裂缝向下延伸。,此项技术可以有选择地应用于小规模加砂压裂作业中。,1、利用浮式隔离剂控制裂缝向上延伸在前置液阶段将浮式隔离剂带入裂缝，并使其上浮聚集在新生成裂缝的顶部，形成压实的低渗透区，阻挡缝内流体压力向上部地层传递，从而达到控制裂缝向上延伸的目的。,t1,t2,t3,压裂层,隔 层,隔 层,t1,t2,t3,没加浮式隔离剂前,加浮式隔离剂后,浮式隔
31、离剂,（）浮式隔离剂性能要求,对于水基压裂液，浮式隔离剂密度应为0.6-0.7g/cm3；浮式隔离剂粒径在70-120目，最大不应超过70目；,能适应裂缝中的压力、温度及流体环境，颗粒完好率在80-85%以上；形成阻挡带后，能在隔离剂两边产生较大的压力降；对裂缝导流能力影响较小。,（）施工方法,先用非常少量的常规水基前置液造缝；,用低粘度压裂液携带浮式隔离剂延伸裂缝，并制造人工隔板。要求压裂液粘度应小于20mPas，浮式隔离剂浓度推荐选用600-700kg/m3；,保持原有排量和压力继续泵入不加隔离剂的低粘度压裂液；,逐步提高排量和压力，泵入高粘度前置液和携砂液，继续延伸裂缝和,支撑裂缝，完成
32、压裂全过程。,（）适用范围,浅层杨氏模量低的储层；,水层位于改造目的层之上，两者之间有弱隔层；,改造目的层与气顶之间有很薄的隔层；,改造目的层与上隔层的地应力差较小，不能阻止裂缝垂向延伸。,压裂层隔 层,t1,t2,t3,t1,t2,t3,加沉式隔离剂前,加沉式隔离剂后,2、利用沉式隔离剂控制裂缝向下延伸通过使用沉式隔离剂在人工裂缝底部形成压实的遮挡层，阻止裂缝向下延伸。其工艺过程基本与利用浮式隔离剂控制裂缝向上延伸技术相同。不同之处仅在于所使用的隔离剂不同，目前的隔离剂一般使用粉砂或粉陶。沉式隔离剂隔 层,重质沉降剂控制下窜技术,RXX井是FX隆起带XX南构造高部位的一口重点探井，对这一地区
33、的勘探有着重要意义。如果能获得突破，就能落实控制储量XXXX万吨以上。如何把这口探井压好，需要采用具有一定技术含量的压裂工艺技术。控制人工裂裂下窜压开水层。,应用实例,（1）应用压裂新技术，控高水平有新进展,技术难点：下隔层遮挡能力差，人工裂缝向下延伸的可能性最大。,所以，必须采取控高压裂，而且是控制人工裂缝向下延伸。,主体技术 沉降剂形成人工遮挡层； 配套技术 变排量；, 小排量技术。,射孔井段为1493.8-1500.0m；,油层下部避射1.4m，,基本没有 遮挡能力,的隔层,需要避开的水层,g-重力加速度;dp-颗粒直径;pp-支撑剂密度;pf-液体密度;vt-颗粒沉降匀速.,t,4 P
34、 f gd p 3 f v 2,CD ,（2）应用压裂新技术，控高水平有新进展沉降速度的试验与研究支撑剂颗粒在压裂液中的沉降速度与支撑剂的粒径、密度及 压裂液的粘度、储层的温度、压裂液破胶时间有关。沉降速度的计算公式,不追加破胶剂的沉降速度试验 主要确定停泵时间,追加破胶剂的沉降速度试验 主要确定停泵时间,现场实施方案：,施工排量：1.5m3/min 1.7m3/min沉降剂（粉陶）2m3,沉降剂输砂中后期追加破胶剂2KG停泵时间：10min,（3）应用压裂新技术，控高水平有新进展,RXX井8号层压裂施工曲线,加入粉陶阶段停泵10分钟沉砂阶段,正常加砂施工，裂缝在储层内延伸,RXX井8号层井温
35、测试,井温异常段1488-1505m,高度17米，裂缝上部 延伸至1488m,下界延伸至1505m，没有将12号水层 压开，裂缝向下延伸得到有效控制。,施工砂比：52.6%,加砂强度：5.16方/米,试油结果：高产工业油流,流体滤失系数,0.00450.0040.00350.0030.0025,四、压裂液降滤失技术0.005,100,110,120,未加降滤失剂,液体降滤失剂,固体降滤失剂 0.002,1、粉砂降滤失技术2、油溶性降滤失技术3、液体降滤失技术,温度()不同类型降滤失剂试验曲线室内实验表明，固体降滤失剂最好，液体降滤失剂次之。,1、粉砂降滤失技术在前置液中以低砂比(一般在10%左
36、右)分段加入100目粉砂，可以封堵天然微裂缝及主裂缝两侧的微裂缝，降低压裂液的滤失。同时，可以保证主裂缝向远处延伸。,X,X 油田2口井粉砂降滤施工成功率统计,加工前,加工后,2、油溶性降滤失技术油溶性降滤失剂由压裂液携入地层，暂时封堵裂缝壁面微裂隙、降 低压裂液滤失。油溶性降滤失剂在油井投产后溶于原油中排出，解除封 堵。它的最大优点是对储层无伤害，不降低裂缝导流能力。,油溶性降滤失剂表观特征,油溶性降滤失剂性能测试评价实验,加砂量: 18.5 m3,平均砂比: 25.7%,压裂井段: 3129.4-3149.4 m油溶性降滤失剂用量: 3 m3,油溶性降滤失剂现场试验典型井例排量压力变化阶段
37、压力加砂速度油溶性降滤失剂井号: *井,3、液体降滤失技术液体降滤失剂是利用表面活性剂将烃类物质与压裂液在注入过程中混配成油水乳状液，起到暂时封堵油层裂隙，防止液体滤失的作用。施工结束后，在地层温度下，这种不稳定的乳状液破乳，返排出地层。,4h后开始破乳,液体降滤失剂,正在乳化,破乳后分层,液体降滤失剂表观特征,液体降滤失剂性能测试评价实验,罐,混砂车,压裂车,五、泡沫压裂技术泡沫压裂技术适用于低压、低渗透和水敏性储层。运砂车液,液氮/CO2泵车,表,面,活,性,剂,泵,砂,浓,缩,器,液体,低浓度混砂液,回流液,氮气,含高浓度砂的泡沫至井口,（一）泡沫压裂技术的优点, 、泡沫液视粘度高，携砂
38、和悬砂性能好；, 、泡沫液滤失系数低，侵入裂缝壁面的深度浅；, 、液体含量低，对地层伤害小，特别是对粘土含量高的水,敏性储层可减少粘土膨胀；, 、摩阻损失小，比清水降低40-60%；, 、压裂液效率高，在相同液量下裂缝穿透深度大；, 、压裂液返排速度快，排出程度高，特别是对于地层压力,低的油气井，由于泡沫液静水柱压力低和井口释放后泡沫中的气体膨胀，可大大地提高排液速度和排出程度。,（二）泡沫压裂液的组成,泡沫压裂液是由气相、液相、表面活性剂和其它化学添加剂所组成。,1、气相,一般为N2或CO2。,2、液相,一般采用水或盐水，对高水敏地层可用原油、凝析油或精炼油，对碳酸,盐地层可用酸类。,3、表面活性剂,作用是在气、液混合后，使气体成为气泡状均匀分散在液体中。因此表 面活性剂不仅影响泡沫的形成和性质，对压裂的成功与否至关重要。,4、泡沫稳定剂,一般都是通过提高基液粘度来增加泡沫稳定性，选用胍胶或改性胶胶。,5、其它添加剂,包括对不同地层和不同液相所需加入的常规添加剂，如粘土稳定剂等。,
