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国外水力压裂技术新进展张士诚新方法—水力压裂诊断技术及裂缝模型的标定新工艺—清水压裂及其进展新材料—高强度超低密度支撑剂（ULW）主要内容国外水力压裂技术新进展地下水力裂缝的几何尺寸、方位与位置？对进一步提高压裂技术水平是重要的关键问题之一！１、新方法－水力压裂诊断技术及裂缝模型的标定间接方法直接的近井地带方法直接的远场地带方法新方法－水力压裂诊断技术的方法间接方法诊断方法主要限制可能估计项目长度高度宽度方位倾角体积导流净压力分析油藏描述提供的模拟假设√√√√√试井需要准确的渗透率与压力√√√生产分析需要准确的渗透率与压力√√√诊断方法主要限制可能估计项目长度高度宽度方位倾角体积导流放射性示踪剂探测深度1”－2”√√√√温度测井小层岩石的导温系数影响结果√HIT对管柱尺寸改变敏感√生产测井只能确定何层生产√井眼成像测井只能由于裸眼井√√井下电视用于套管井，有孔眼的部分√井径测井裸眼井结果，取决于井眼质量√近井地带直接方法几英尺范围，察看射孔段的缝高、砂浓度和生产剖面！远场直接方法诊断方法主要限制可能估计项目长度高度宽度方位倾角体积导流地面倾斜图像受深度限制√√⊙⊙⊙周围井井下倾斜图像受井距限制⊙⊙√√√√√微地震像图不可能应用与所有地层⊙⊙⊙√施工井倾斜仪像图要用缝高及缝宽计算缝长√⊙⊙能够被确定数十到数百英尺，两大工具：倾斜仪和微地震图像可提供宏观尺寸直接远场裂缝诊断技术解决的问题：裂缝是否像设计的那样，已经覆盖整个目的层？是否都在目的层以内？加砂量的砂比是否恰当？形成的裂缝尺寸及与模型计算相比较的结果如何？产量预测情况如何？裂缝长度与方位是否影响了原设计的布井方案？地层中形成裂缝后的岩体位移情况原理水力压裂远场裂缝诊断方法之一压裂井井下倾斜仪成象（TWTM）•可直接测量水力裂缝缝高与缝宽；•可用于不加砂的测试压裂和实际加砂压裂；•压裂井井下倾斜仪成象技术与地面倾斜仪或周边井井倾斜仪相比，可获得高六个数量级的强信号。特点新方法－水力压裂远场裂缝断方法之一（TWTM）•压裂作业前先在井中下入一串小尺寸（111/16”—27/8”）多达20个的倾斜仪，依据射孔段长度与可能的缝高，倾斜仪的布距约20—80英尺，用5/16”的细电缆将实时采集到的信号，传递到地面。•可将倾斜仪偏心贴于套管壁上，或置于环形空间，以避免注液过程中，在井筒内紊流及支撑剂骚动所产生的噪音或对倾斜仪的损伤。方法TWTM－应用实例新方法－水力压裂远场裂缝断方法之一（TWTM）压裂过程，不同位置倾斜仪测出的缝高随时间的扩展倾角反响曲线微地震压裂成象（MFM）目的－确定裂缝的缝高、缝长和方位方法－在观察井井下放入检波器，监测压裂过程中产生的地震波应用－东得克萨斯盆地的博西尔砂层组的清水压裂砂层埋深：4000米，细、粉砂与页岩互层砂层温度：126°Ｃ平均孔隙度：6-10％平均渗透率：0.005-0.05毫达西新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二A井与观察井的井筒布置图观察井下入12个三分量检波器新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）A井压裂过程中的地震平面成像新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）A井压裂过程中的北向及西向地震成像新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）地点：东得克萨斯卡尔萨杰气田方法：井下倾斜仪成象CGU22-09MonitorWellCGU21-10MonitorWellCGU21-09MonitorWellPhase2TreatmentWellPhase1TreatmentWellEast(ft)North(ft)微地震裂缝监测实例（1997年）CGU21-10常规冻胶压裂数据表CGU21-09清水压裂数据表2.4kg/m^3线性胶1.75~3.5%砂比3kg/m^3交联冻胶1～35％砂比施工参数及工艺缝高向上延伸，缝长不对称！缝高向下延伸，缝长不对称！裂缝在产层延伸，缝长不对称！CGU21-10常规冻胶压裂井测出缝长CGU21-09清水压裂井测出缝长东西向相差２～４倍监测结果－缝长不对称！裂缝诊断结果的作用裂缝模拟结果与实际情况不一致的原因①直观显示了裂缝的长度、高度、走向等重要信息②为裂缝模拟提供了标定的依据①裂缝模拟软件未经与裂缝实际测量及净压力动态结果相标定②裂缝模拟软件没有与具体区块的真实压裂几何尺寸相结合裂缝诊断结果的应用－标定裂缝模型标定后的模型应满足的条件：接近实际诊断的裂缝高度（例如用TWTM方法）接近观察到的压裂过程的净压力值保持原有的岩石性质对所有井的裂缝模拟具有相容性新方法－裂缝模型的标定满足：地应力剖面测定－净压力和三维模拟基础（小型压裂、地应力测试）施工压力拟合－确定裂缝延伸状态和几何参数注意：在模型的标定中，要注意裂缝扩展模型经典理论以外的现象，例如在多层压裂中，裂缝的高度就不但受各小层的闭合应力及渗透率差别的控制，并且也受“多层效应”的约束。净压力历史的拟合实例分析－常规缝高与多层缝高扩展的差别新方法－裂缝模型的标定实例分析标定前标定后净压力拟合结果裂缝模型的标定所谓的清水压裂，除了早期用清水不带砂外，多数是用化学处理剂，如减阻剂、活性剂、防膨剂处理过的清水或线性胶，这种水也常常称作滑溜水（slickwater-frac)。作业中带有少量砂的，但也有加砂量较多的，砂比常为3.5%。用水量多，排量大是它们的共性，至于造缝导流能力的大小与储层物性有关。２、新工艺－清水压裂技术及其进展低渗透油气藏高效开采的关键：降低压裂液对地层的伤害！降低开采成本！清水压裂技术清水压裂技术的发展历程两个砂岩地层的应用效果对比清水压裂对致密气藏伤害评价清水压裂增产机理及适应性压裂液返排监测技术70年代中期，在俄克拉荷马西北的密西西比裂缝性石灰岩地层进行了有规模的清水压裂；用大量的清水，每分钟排量为8—12方，砂比为1.75%，由于砂量及砂比都较低，难以长期支撑形成的裂缝。1986至1987年在吉丁斯油田（澳斯汀白垩石灰岩地层）进行了清水压裂，基质岩石的渗透率为0.005至0.2毫达西，地层厚度为50至500英尺。压裂后，油井从平均日产油0.64方增加至6.4方。压裂规模平均2400方清水，排量平均7方，平均用浓度7.5至15%的盐酸500方。清水压裂技术新进展1988年联合太平洋能源（UPR）公司在其第一口水平井中也进行了清水压裂，在作业中使用了蜡珠作为分流剂。95年以后，广泛应用于裂缝性致密砂岩气藏；提出了冻胶与滑溜水联合的混合清水压裂技术。1995年UPR公司－东得克萨斯盆地棉花谷致密、低渗砂岩地层施工概况：泰勒段砂岩，对150口井进行了250次的清水压裂储层情况：渗透率0.001至0.05毫达西无论纵向上和横向上都非常不均质，纵向上砂－页岩交替，砂层总厚为1000到1500英尺清水压裂技术应用实例1压裂工艺：采用大量清水与少量的化学剂（降阻剂、活性剂、防膨剂等）20/40目的Ottawa砂子，总砂用量在2273公斤到136吨之间砂比3.5%，少数作业中使用砂比达到15%的尾随支撑剂排量为1.6方到13方，用水量约为64方到3180方，前置液占40%到50%棉花谷泰勒砂层A气田大型清水压裂与常规压裂的比较新工艺－清水压裂与冻胶压裂效果比较泰勒砂层Ｂ气藏清水压裂与常规压裂产量对比新工艺－清水压裂与冻胶压裂效果比较泰勒砂层C气田清水压裂与常规压裂产量的比较造缝后导流能力不足！所以要根据地层物性设计合理的导流能力、选择施工工艺新工艺－清水压裂与冻胶压裂效果比较90年代中期安纳达柯石油公司－东得克萨斯棉花谷上侏罗纪博西尔砂层储层情况：博西尔砂层位于棉花谷砂岩之下，是黑灰色页岩间夹有细砂、粉细泥质砂岩的大厚层粘土的主要成分是绿泥石与伊利石平均孔隙度与渗透率分别为6~10%及0.005~0.05毫达西低渗储层的含水饱和度为50%，高渗透率储层为5%清水压裂技术应用实例2－混合清水压裂工艺技术－混合清水压裂法：在工艺实践中发现，对某些储层清水压裂导流能力得不到保证，采用了混合清水压裂工艺：用清水造一定的缝长及缝宽后，继以硼交链的3.6—4.2公斤/方的胍胶压裂液，带有20/40、40/70目砂子，从而产生较高导流能力的水力裂缝。EXT-4气井清水压裂加少量砂子压后采气曲线EXT-9气井清水压裂加大量砂子压后采气曲线EXT-15气井混合清水压裂压后采气曲线研究的目的在上侏罗系砂岩的博西尔地层进行了清水压裂，施工中泵入大量清水并在裂缝扩展过程中又毫无防滤措施，在这样致密的砂层内毛管力自吸现象又严重地存在；同时考虑到泵入水在裂缝扩展过程中，也会受到应力依赖的渗透率的影响。所以采用数值模拟方法研究这些因素对气井产能的影响。清水压裂对致密砂岩地层伤害评价压裂施工及监测情况滑溜水1590方40/70目涂层砂（RCS）50方平均排量12方井口平均作业压力53MPa微地震成象监测有效厚度：169ft孔隙度：8.89%水平渗透率：0.0297md垂向渗透率：0.00297md新工艺－清水压裂中水锁及岩石物性应力依赖性的影响采用油藏—地质力学—压裂模拟的综合模型进行拟合，拟合时的限制条件如下：压裂压力约在81~84.5MPa之间;裂缝微震成像的半长约为106—137米，垂直于缝的宽度很大（每边可达15米－－地层变形的范围！）;返排期间水产量递减很快，到生产晚期基本为常数;不稳定试井得出的缝长较短，缝导流能力约为1.52~3dc.cm。研究方法－数值模拟方法（地层－裂缝模型，单相与气水两相）拟合时的计算参数1渗透率：0.03－0.0107md2导流能力：1.52dc.cm3填砂缝长：67m压裂作业拟合结果QgQw排液与生产时间的拟合停泵时，滤失区达到了15英尺停泵时刻裂缝壁面附近地层含水饱和度分布平均进水深度5-10英尺停泵时井筒附近地层含水饱和度分布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水锁和水相渗透率对产量影响单相气与气水两相流对产量影响不大！因此，水锁影响并不大！渗透率伤害（粘土膨胀、堵塞等）对产量影响裂缝附近地层渗透率降低2％，产量降低10～15％！因此，清水压裂也应针对性地选择添加剂，以减少对储层的伤害！岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙，闭合后仍能保持一定的缝隙，这样形成的导流能力，对低渗储层来说已经足够了。这种情况已在实验室中观察到。常规冻胶压裂，由于排液不完善，裂缝的导流能力受残渣伤害等有所降低，清水压裂基本上不存在不易排液的问题。清水（线性胶）易于使砂子沉到垂直缝周边较细的天然裂缝中，扩大了渗滤面积。压裂过程中岩石脱落下来的碎屑（特别是在页岩地层中）它们可能形成“自撑”式的支撑剂。清水压裂增产机理－常规解释认为剪切力能使裂缝壁面从原位置上移动，从而产生不重合并出现许多粗糙泡体表面，由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙裂开，并使断层面及其它弱面张开，这些现象可以发生在水力裂缝的端部或裂缝周围的滤失带中。剪切膨胀扩展裂缝－基本假设清水压裂增产机理－新解释剪切膨胀扩展裂缝－物理过程当裂缝周边的岩石在压力超过门槛压力后，即发生“滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动，使垂直于缝面的缝隙膨胀。停泵后，张开了的粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置，从而剪切膨胀的裂缝渗透率得到保持。清水压裂在这种情况下的成功与否，取决于是否存在着有利的天然裂缝系统以及它们对压力及原有的就地应力的响应程度。质地强硬的岩石有许多粗糙的节理，很高的抗剪程度，很好的剪切与裂缝导流能力的耦合性，清水压裂适用（裂缝性致密砂岩、灰岩地层等）；强度较弱的岩石如泥质砂岩就不适合清水压裂；储层的裂缝网状分布及流体流动过程都可以用以评价是否应该采用清水压裂。清水压裂增产的适应性由于清水压裂可免去制备冻胶所消耗的化学剂量，包括成胶剂、交链剂与破胶剂，不含残渣，不会堵塞地层；减少了砂（支撑剂）的用量及运砂的费用所以清水压裂与常规冻胶压裂在相同