国外水力压裂技术新发展

低渗透油田高效开采技术与发展趋势主要内容制约低渗透油藏高效开采的关键因素国外水力压裂技术的新进展制约低渗透油藏高效开采的关键因素建立有效的注采驱动压力体系（井网类型、井网与裂缝方位匹配、井距、注采压力、启动压力等）水力压裂增产与伤害的协调常规油藏注水井采油井低渗油藏注水井采油井由于渗透率低和启动压力的作用，导致注采井间无法建立有效的水动力系统，致使注水压力上升，采油井压力下降－－注不进、采不出！NE裂缝方向breakthroughdirection安塞油田坪桥区井位图裂缝导致方向性见水水力压裂增产与伤害的协调压裂过程中压裂液的伤害：地层天然裂缝填砂裂缝的伤害乌审旗岩心水基压裂液伤害结果井号岩心号伤害前气渗(md)伤害后气渗(md)伤害率（%）1455-67-160.2210.044979.671483-62-60.39990.01895.491454-67-230.4580.01197.591481-30-40.2340.05974.78水基压裂液：渗透率伤害率为74.8～97.6%。压裂液进行添加剂优化后：渗透率伤害率为63.0～88.0%。1、基质伤害：滤液的伤害破胶液残渣粒度与孔喉直径对比0.03%NH0.02.04.06.08.010.00.11101001000颗粒直径，um体积百分含量，％粒度分布频率曲线图Davg=103.70umD50=101.30umDmax=116.00um051015200.010.11101001000PoreThroatDiameter,umPercentage,%Davg=11.59umD50=0.109umDmax=10~100umParticleDiameterofUnbrokenGel,um破胶液残渣粒度大于孔喉直径，无颗粒侵入伤害！2、天然裂缝伤害：残渣、冻胶残渣堵塞天然裂缝，降低裂缝渗透率；破胶剂难以进入天然裂缝，冻胶破胶不彻底，增加油气渗流阻力。3、填砂裂缝伤害：滤饼、残渣支撑剂嵌入滤饼降低填砂裂缝导流能力；残渣堵塞裂缝孔隙。压裂液残渣伤害实验研究压裂液浓度伤害对比：CarboPro20/40支撑剂压裂液浓度伤害对比30323436384042444601234567891011121314151617181920212223242526时间（小时）导流能力μm2-cm250ml（0.5%压裂液残渣）250ml（0.4%压裂液残渣）多项式(250ml（0.4%压裂液残渣）)多项式(250ml（0.5%压裂液残渣）)4.支撑剂嵌入实验研究10Kg/m2铺砂浓度实验结果贵阳林海30/60目陶粒嵌入实验贵阳林海（30/60）嵌入实验020406080100120140160180102030405060708090100压力（MPa）导流能力μm2-cm钢板岩心新工艺—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的新进展所谓的清水压裂，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规模的作业中可节省费用40%—60%。对于那些渗透率很低的边际油气田，清水压裂将是开采这类油气田的重要措施，也是降低采油成本，增加动用储量的有效途径。清水压裂技术－结论１、记录泵入水的回采率，但是此值受地层产出水的影响很大。２、计量排液中的聚合物浓度，此方法操作上非常复杂，测试结果也不十分确切，由于滤失而使聚合物浓度提高，在泵入水回采率的计算方面，可能产生误导。３、分析注入前后的聚合物溶液以确定碳水化合物的总含量，从而计算水的回采率。此方法同样受缝中滤失的影响。压裂液排液或回排的监测常规方法返排率？问题获得的水回采率都不是从作业中各个压裂液段中得到，是笼统的整个作业过程中的情况。有时返排率很高，但压后生产动态很差！（往往是最后注入的一段液体未排出堵塞了裂缝！）？特点：示踪剂具有独特性质，各不相同：它们彼此不起反应，与岩层或金属管类也没有化学反应；不随时间或温度的变化而发生降解，示踪剂在极低浓度（50ppt）下仍可被察觉。无论在运输、泵入或废弃时，都是安全的。易溶于水，滤失后也不会浓集。性质各异的压裂用化学示踪剂（CFT）压裂液排液或回排的监测新方法方法：在泵的低压部分注入，浓度是1ppm。压裂后返排每隔15分钟采样一次一直到有天然气突破，可以分析到样品中1ppb的含量。由于分层分液段泵入性质独特的CFT，可用物质平衡方法计算分层，分液段回排效率，从而获得每口井的回排效率。一是井底附近从井底附近地区回排是由于井底附近的滤失量太大，前置液阶段的液体滤失于此地。当作业井回排时，井底附近滤失液先排出来。二是从裂缝端部当井筒附近的渗透率低或没有滤失时，前置液回流至井中并将它前面的液段推向井底，先泵入的最后排出。压裂液的两种回排类型常规冻胶压裂液与滑溜水压裂液回排区别冻胶液可以看作全悬浮液，靠粘度和排量携砂，液段和支撑剂分布密切，最后注入的最先回排！（受破胶剂的影响）滑溜水靠排量携砂，砂子沉降后液体在砂堤形成漩涡流，使先后加入的液段混合在一起，在相同的时间以相同的浓度排出！博西尔砂层冻胶压裂的回排剖