水力压裂新工艺和新技术

水力压裂新工艺和新技术1、端部脱砂压裂技术（TSO）随着油气田开采技术的发展和多种工艺技术的交叉综合运用，压裂技术应用范围已不再局限于低渗透地层，中高渗透地层也开始用该技术提高开发效果。当压裂技术应用于中高渗透性地层时，希望形成短而宽的裂缝，并尽可能地将裂缝控制在油气层范围内。为了适应这一特殊的要求，国外于20世纪80年代中期研制开发了端部脱砂压裂技术，并很快应用于现场，目前国内也开展了这方面的研究，并取得了很大的进展。（1）端部脱砂压裂的基本原理端部脱砂压裂就是在水力压裂的过程中，有意识地使支撑剂在裂缝的端部脱砂，形成砂堵，阻止裂缝进一步向前延伸；继续注入高浓度的砂浆后使裂缝内的净压力增加，迫使裂缝膨胀变宽，裂缝内填砂浓度变大，从而造出一条具有较宽和较高导流能力的裂缝。端部脱砂压裂成功的关键是裂缝的周边脱砂，裂缝的前端及上下边的任何部分不脱砂都不能完全达到预期的目的。端部脱砂压裂分两个不同的阶段。第一阶段是造缝到端部脱砂，这实际上是一个常规的水力压裂过程，目前的二维或三维模型都可以应用。第二阶段是裂缝膨胀变宽和支撑剂充填阶段，这一阶段的设计是以物质平衡为基础，把第一阶段最后时刻的有关参数作为输入参数来完成的。（2）端部脱砂压裂的技术特点在端部脱砂压裂技术中，压裂液的粘度要满足两方面的要求：一是保证液体能悬砂，二是有利于脱砂。若压裂液的粘度过低，液体内不能保证悬砂，裂缝的上部就会出现无砂区，达不到周边脱砂的目的，在施工过程中也容易导致井筒内沉砂。若压裂液的粘度过高，滤失就会较慢，难以适时脱砂。所以端部脱砂压裂技术对压裂液的粘度要求比常规压裂液的要严格一些。和常规压裂相比，端部脱砂压裂技术的泵注排量要小，这是为了减缓裂缝的延伸速度，控制缝高和便于脱砂。前置液的用量也比常规压裂少，目的是使砂浆前缘能在停泵之前到达裂缝周边。而端部脱砂压裂的加砂比通常高于常规压裂，以提高裂缝的支撑效率。（3）端部脱砂压裂的适用范围端部脱砂压裂技术的突出特点是靠裂缝周边脱砂憋压造成短宽缝，因此只能在一定的条件下使用。主要用于浅层或中深地层(能够憋压地层)、高渗透或松软地层以及必须严格限制缝高的地层。2、重复压裂技术重复压裂技术是改造失效井和产量已处于经济生产线以下的压裂井的有效措施。美国对重复压裂技术的理论研究、工艺技术和矿场应用都作了大量有成效的工作。如美国的Rangely油田在891口井上作业1700多次，许多井压裂达4次之多，重复压裂成功率达到70％～80％。Northwestbarkunit油田在重复压裂作业时采用先进的强制闭合技术和端部脱砂技术，取得了很好的经济效益。重复压裂可用来改造低、中渗透地层；适用于常规直井、大斜度井和水平井。(1)选井原则根据油井生产史、地层评价结果及开发动态综合分析进行选井。①油井必须有足够的剩余可采储量和地层能量；②前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败；③前次压裂生产情况良好，压裂未能处理整个油层或规模不够；④前次压裂后效果不错，但未给整个措施段提供有效支撑，采取重复改造措施，改善出油剖面。(2)工艺技术重复压裂一般要求比初次压裂有更高的导流能力。①采用高砂比压裂技术形成高导流能力裂缝；②采用强制闭合技术使改造段达到最大充填。使用的压裂液有各种类型(硼交联HPC、胍胶、钛交联HPC等)，一般用柴油(5％～50％)或能降解的聚合物作防滤失剂，支撑剂粒径从20／40目至12／18目不等。3、裂缝检测技术(1)裂缝高度的检测①井温测量法压裂前先测出地层基准温度剖面，压裂时将冷或热的压裂液注入裂缝中，压裂后测量温度异常值的垂向分布范围以确定裂缝高度。②放射性同位素示踪法一种方法是在支撑剂中混入示踪剂，压裂后用伽马射线测井法测量放射性示踪剂，以了解支撑裂缝的方位和几何形态；另一种方法是在施工最后在压裂液中加入示踪剂，再进行伽马射线测井。(2)裂缝方位和几何形态的检测目前在套管井中仍无可靠的检测方法。在裸眼井中已使用井下电视测量、微地震测量、无线电脉冲测量等方法对裂缝进行探测，通过传送系统在地面进行实时显示，分析裂缝的方位和几何形态。4、压裂中的缝高控制技术在对薄油层或阻挡层为弱应力层的油层进行压裂时，裂缝可能会穿透生产层进入上下盖层，这样既达不到深穿透的目的，同时也浪费大量的支撑剂和压裂液。为此必须控制裂缝的高度，尽可能将裂缝控制在油气层内。近几年来，国内外对裂缝缝高控制技术进行了广泛的研究。（1）建立人工隔层控制缝高这种方法主要是根据地层条件，在压裂加砂之前，通过携砂液注入轻质上浮或重质下沉暂堵剂，使其聚集在新生成裂缝的顶部或底部，形成一块压实的低渗区，形成人工隔层。再适当提高施工压力，就能限制裂缝向上或向下延伸。如果要同时限制裂缝向上或向下延伸，就必须将轻质上浮或重质下沉暂堵剂同时注入地层，形成上下人工隔层。暂堵剂选用空心玻璃或空心陶粒，密度最好在0.6～0.75g／cm3的范围内，粒度为70～120目，强度为承受净压13.8MPa时颗粒的完好率在80％～85％以上。（2）注入非支撑剂液体段塞控制缝高这种方法主要是在前置液和携砂液中间注入非支撑剂的液体段塞，这种液体段塞由载液和封堵颗粒组成，大颗粒形成桥堵，小颗粒填充大颗粒间的缝隙，形成非渗透性阻隔段，以达到控制缝高的目的。（3）调整压裂液的密度控制缝高这种方法主要是根据压力梯度来计算压裂液的密度。如果要控制裂缝继续向上延伸，就要采用密度较大的压裂液，使其在重力作用下尽可能向下压开裂缝。反之，如果要控制裂缝不要向下延伸，就必须使用密度较小的压裂液。（4）冷却地层控制缝高这种方法是先低排量注入低温液体冷却地层，降低地层应力，这时的注入压力必须小于地层的破裂压力。当冷却地层的范围和应力条件达到一定要求时，再提高排量，注入高浓度降滤剂的低温前置液，压开裂缝。在注入低温液体冷却地层期间的某一时刻，将注入压力提高到造缝压力，进而采用控制排量和压力的方法控制缝高的延伸。这种方法主要用于胶结性较差的地层和用常规水力压裂难以控制裂缝延伸方向的油气层。我国中原、长庆等油田应用上述缝高控制技术均取得较好效果，可降低裂缝高度30％左右，并增进了裂缝向水平方向延伸。5、高渗层防砂压裂技术高渗透地层的防砂压裂是指对高渗透地层进行压裂的同时，又完成了充填防砂作业。常规的砾石充填防砂方法对高渗透地层容易造成伤害，严重降低导流能力。该项技术要求采用端部脱砂技术，使裂缝中的支撑剂浓度达到足够高。加砂之后继续泵注一段时间增大净压力可以进一步扩大裂缝宽度。若有必要，在施工末期略微降低泵速，可以使支撑剂更好地充填于裂缝中。经验表明，与低渗透地层压裂相比，高渗透地层压裂可以产生较高的裂缝导流能力。这不仅能够获得更高的产量，而且也是极有效的防砂措施。但是应当注意，产量过高、产量变化、水浸等都有可能导致出砂或出砂加重和减产。借助微压裂可获得较精确的裂缝闭合压力、闭合时间、压裂液效率、初损量、滤失系数等数据，还可以设计产生短、宽裂缝，以进一步减小表皮因子。常用的水基压裂液是线性胶凝羟乙基纤维素和硼酸盐交联液，前者主要优点是对地层无伤害性，后者具有良好的可逆性，使支撑剂充填层恢复高渗透率。上述两种压裂液组成的复合压裂既能保护地层又能造出高导流能力的裂缝，用于高渗透地层压裂效果甚佳。采用大颗粒支撑剂效果较好，是发展趋势。目前优选的是20／40目砂。常规的砾石充填所用的砂的颗粒太小，不能有效地减小近井地带压降和防止出砂。采用该项技术在路易斯安那海上气田渗透率500×10-3～1000×10-3μm2地层，使单井日产量高达28.3×104m3以上，远高于在该地区用常规砾石充填的井的产量。在西部非洲一个高渗透新油田的开发中，采用该项技术使表皮因子下降到2.0，生产和防砂均取得良好效果。6、低渗层深穿透压裂技术水力压裂是强化开发低渗层的基本方法之一，如果仅仅用于处理地层的近井地带，只能取得很有限的效果。近几年来深穿透压裂技术的发展，使其产生的裂缝长度可达300～1200m，极大地扩大了低渗层的可采储量和产量，有力地提高了开发低渗层的效益。前苏联借助电子计算机对利用该技术开发低渗层进行了评价和分析。结果表明，目前可有效开发的低渗层储量占其总储量的50％以上，其中24％属于由于利用了该技术而成为新增可采储量，76％属于利用该技术可成倍地提高开发速度和提高最终采收率的高效可采储量；并认为对于深度不超过2500m的井可以用现有的70MPa压力的压裂设备和石英砂，而对于较深的井，特别是超过3000m的井，需要用105MPa压力的压裂设备和更可靠的支撑剂。借助于近年迅速发展的先进的压裂工艺、材料和技术设备，深穿透水力压裂技术从设计到实施，已有可能较好地实现。为了保证该技术有效地广泛应用，目前需要尽快解决的主要问题是研究应用该项技术处理的井的最佳水动力学系统。为此国内外都在致力于利用电子模型和数学模型研究水力裂缝对油田开发指标的影响，处理好油藏、流体特性和裂缝几何尺寸、方位及导流能力与开发注采系统之间的关系，最大限度地提高油田的开发指标和经济指标。低渗透深穿透水力压裂在北美得到了最广泛的应用。美国25％～30％的原油储量是利用该项技术采出来的。每年进行4000～6000次作业，加拿大的低渗层储量所占比例更大，每年进行大约1500次作业。7、低渗层大砂量多级压裂技术低渗透地层往往具有岩性致密、地下闭合应力高等特点。对这样的低渗透地层采用通常的水力压裂技术，由于裂缝闭合较快，支撑砂易破碎等原因，作业有效期一般都很短，考虑到经济因素，甚至是得不偿失。如何能建立和维护裂缝的高导流能力，以便保持非稳态流期间的高流量，是作业效果成败优劣的关键。为此，近年还发展了大砂量多级压裂技术。该项技术目的是在整个生产层段产生较大的导流通道，因此首先需要大的用砂量。据估算，要使无因次裂缝导流能力大于10，用砂量需增加300％。考虑到完井层段的间隔、裂缝高度、现场监控以及机械风险等因素，采取逐步加大用砂量的方式，而且用砂量仍呈增大趋势，目前已设计一次作业用砂量高达22.7×104～27.24×104kg，并使用压裂环和投球。因地下闭合应力高，支撑剂选用20／40目砂或其它大颗粒高强度支撑剂，由于用砂量大，要求使用能在高温剪切作用下保持较高粘度，具有良好抗滤失性和摩阻小的压裂液。现场用的一种适合地层能量较高的线性凝胶，能保证在较高的井口油压下具有足够的携砂能力，裂缝的穿透度相应也较大，一般达到泄流半径的70％。施工后液体能快速返排，是保证油井良好生产动态最关键的因素。美国俄克拉何马州南部致密气层完井层段厚304.8～457.2m，井深2133.6～2743.2m。其主力产层为石灰岩，多处白云岩化，并含有砂质层系，采用大砂量多级压裂技术后，初产量比常规压裂平均高63％。在第一个月内平均日产量高于2.8×104m3的井占62%以上，而以前达到这一初产水平的井只有33％。8、压裂实时监控技术实时监控和监测技术，是通过在施工现场实时地测定压裂液、支撑剂和施工参数，模拟水力裂缝几何形状的发展，随时修改施工方案，以获得最优的支撑裂缝和最佳的经济效益。(1)施工参数监控，包括排量、泵压、砂比等由仪表车直接显示和控制。(2)压裂质量监测：分别监测混砂车出、入口压裂液(携砂液)的流变性、温度、pH值等参数，对压裂液流变性，特别是加入各种添加剂后的性能以及携砂能力进行定量分析，常用的仪器为范氏系列粘度计，并在模拟剪切和地层温度条件下模拟整个施工过程。对于延缓硼交联压裂液和延缓释放破胶剂体系，矿场实时监测更为重要。(3)实时压力分析：根据测定的施工参数和压裂液参数用三维压裂模拟器预测井口或井底压力，并与实际值进行拟合，预测施工压力变化(泵注和闭合期间)和裂缝几何形状。主要用途如下：①识别井筒附近的摩阻影响(射孔和井筒附近裂缝的弯曲)，并能定性判断其主要影响因素，判断井筒附近脱砂的可能性；②评价压裂设计可信程度：如果施工压力与矿场实时预测压力相吻合，则设计的裂缝几何形状是可信的；③预测砂堵的可能性；④确定产生的水力裂缝几何形状；⑤提供施工过程的图像和动画信息。随着便携式计算机