低渗油藏压裂工艺技术

1、低渗油藏压裂工艺技术李明志 李凤霞摘要 针对中原油田油层埋藏深，高温低渗，构造复杂等特点，在压裂液方面介绍了系列水基压裂液、清洁压裂液、油基压裂液的研究及进展情况，并在压前保护及压后处理机理研究的基础上，研制了压裂预前置液及支撑裂缝处理剂。在压裂工艺技术中，阐述了重复压裂、大斜度井压裂、分层压裂、CO2泡沫压裂、区块整体压裂技术及其配套工艺，并对下步研究提出了攻关方向。关键词：压裂工艺 优化设计 压裂液 第一作者：李明志 ，教授级高工，生于1962年12月，1983年毕业于抚顺石油学院油田化学专业，毕业后一直从事采油工程技术研究与技术服务工作。地址：（457001）河南省濮阳市。电话（0393

2、）4898269参考文献1.刘洪升、王安培：HT-21在鄯善油田的应用，钻井液与完井液，1992.Vol.9（6）。2.刘洪升、王俊英，“HT-21高温低伤害压裂液研究”，中原油气，1990年，第4期。3.卢拥军，“九十年代国外压裂液技术发展的新动向”，石油与天然气化工，1998年，第27卷，第2期。4.刘洪升、王俊英、王稳桃等高温延缓型有机硼交联剂OB-200合成研究，油田化学，2003年6月，第2期。5.刘洪升、郎学军、张红等高温延缓型有机硼OB-200交联压裂液的性能与应用，油田化学，2003年6月，第2期。 中原油田低渗油藏压裂工艺技术中原油田自1979年正式投入开发截至2002年底，

3、东濮凹陷探明含油面积403.0km2，探明石油地质储量53916×104t，动用含油面积273.2km2，动用石油地质储量42372×104t，可采储量13911×104t，标定采收率32.83%。东濮凹陷油层埋藏深，高温低渗，构造复杂，开采难度大，技术要求高，在国内油田具有代表性。东濮凹陷是基底构造背景上发育起来的新生代沉积盆地，经历了由沉降到抬升两大沉积旋回的演化，构造格局为二洼一隆一斜坡，中央隆起带为大型复式油气聚集带，形成了多种油藏类型，主要有以下特征：1、油藏类型多。有构造简单断块油藏，如濮城油田；有极复杂断块油藏，如文中、文明寨油田；也有气顶油藏、挥发

4、性油藏、异常高压油藏、严重非均质油藏、裂缝性油气藏等特殊类型油藏。2、地层结构比较复杂。东濮凹陷发育多套盐膏层。3、构造复杂、断块小。4、深层低渗、高温、高压、高盐。不同埋藏深度地质储量分布表油藏中深(m)地质储量(104t)储量比例(%)>300013541322500-30001310630.92000-25001176127.8<200039649.3油层渗透率以中、低渗透为主。渗透率在50500×10-3m2的储量占57.8%。渗透率在小于50×10-3m2的低渗、特低渗储量占39.5%。不同渗透率下地质储量分布表油藏类型渗透率(10-3m2)地质储量(

5、104t)储量比例(%)高渗透油藏>50011352.7中渗透油藏50-5002450257.8低渗透油藏10-501149927.1特低渗透油藏<10523612.4地层温度高的可达180，温度大于90的储量占65%,大于110储量占29.2%。不同地层温度下地质储量分布表地层温度储量（104t）储量占%<90148323590-1101516335.8>1101237729.2地层压力系统较复杂，有常压、高压、异常高压三个系统。不同压力系数下地质储量分布表压力系数储量储量占%<1.229643701.2-1.5775318.3>1.5497611.7由于

6、中原油田井深、高压、高矿化度、储层敏感性强且复杂、断块复杂、储层类型多，面对如此复杂的地质条件，给压裂改造技术提出了更高的要求。深层低渗储层压裂改造成为制约中原油田发展的瓶颈技术。经过近几年的科研攻关，现已在深井、低渗、复杂断块油气藏储层改造中取得突破，形成了适合不同储层的压裂液技术；研制开发了深井高强度支撑剂；形成了压裂储层保护、重复压裂、分层压裂工艺、压裂优化设计、压前压后处理等技术，这些工艺技术已成为中原油田储层压裂改造的主体技术。自2000年以来，压裂作为中原油田的主要开发手段，措施量和措施产量占了重要比例。2000年，压裂307井次，其中新井196井次，累计增油2.11×1

7、04t，老井109井次，累计增油6.84×104t，水井压裂2井次，累计增注1.56×104m3；2001年，压裂625井次，其中新井221井次，累计增油6.46×104t；老井250井次，累计增油13.09×104t，水井压裂6井次，累计增注6.78×104m3；2002年，压裂663井次，其中新井343井次，累计增油5.89×104t；老井315井次，累计增油18.68×104t，水井压裂5井次，累计增注5.98×104m3；2003年，压裂627井次，其中新井278井次，累计增油10.25×104t

8、，；老井344井次，累计增油10.61×104t，水井压裂5井次，累计增注4.27×104m3。通过“低渗油气藏压裂改造技术”的应用，新增动用石油地质储量2664万吨；新增天然气动用储量105.8亿立方米；新增天然气可采储量46.47亿立方米；新建产能43.85万吨；压裂增产改造技术已成为中原油田开发的关键支撑技术之一，为油田的高效开发提供了技术保障，为油田的稳产作出了巨大的贡献，并为国内外类似油气藏的有效开发提供了技术支持。 一、优化设计1 压裂选井选层1.1 注采井动静态资料对比分析法在掌握压裂井层与对应注水井层地质条件与生产历史的基础上，使用油藏现有的生产报表、小层数

9、据等资料数据，经注采井小层对比，找出生产井中相对受效低、动用程度差、但仍具有生产潜力的储层作为压裂侯选层。1.2 模糊识别法用模糊识别原理来对压裂井层进行定量选井选层的方法，是在压裂前储层评估的基础上，综合考虑多种因素的影响，纳入欧氏贴迈度，研究出标准模式，克服了压裂选井选层工作在一定程度上的盲目性，使对储层的评估由定性到半定量上来，使压裂选井选层科学化、程序化。经统计压裂效果与欧氏贴近度的关系如图1，由图1可以看出，压裂效果的好坏与欧氏贴近度成正比，当欧氏贴近度小于0.32时，压裂无效。2 压裂时机研究在压前评估的基础上，对压裂井进行压前培养，调整注采剖面，使压裂井获得有效的地层压力系数，对

10、提高压裂效果具有重要的意义。通过数值回归和油藏数值模拟，得出中原油田不同区块的压裂有效的地层压力系数（见表1）。表1 中原油田不同区块压裂合理压力系数区 块文 东文南濮城卫 城压力系数0.7-1.20.8-1.40.6-1.00.7-1.03 小型测试压裂通过近几年的试验，对部分重点井进行了小型测试研究，利用软件进行压力拟合，分析得出：裂缝延伸压力、裂缝闭合压力、射孔孔眼和近井筒摩阻、井底压力、净压力等数据，确定了应力剖面，在此基础上，进行压裂施工设计。实例分析：白58井小型压裂实践 小型测试压裂分析图2 注入诊断压裂施工曲线表2 注入诊断数据表 近井裂缝摩阻(MPa)1.2砂岩闭合压力(MP

11、a)76.2砂岩闭合压力梯度(MPa/m)0.02产层渗透率(mD)0.02综合滤失系数(m/min1/2)0.0004多裂缝发育是 主压裂设计的改进注入诊断试验得出流体滤失低，为达到设计优化，对原始设计作了如下改动：前置液量由原来的231m3降低至80m3，这样不仅降低了压裂液成本，而且还大大地减少了液体对储层的伤害。为减少多裂缝影响，在泵注前置液过程中加入0.2ppg浓度的支撑剂段塞，前置液后增加0.5ppg浓度的携砂液40m3。二、压裂液针对中原油田高温低渗油气藏特征，研究了低残渣成胶剂、高温延迟交联剂、新型降滤失剂、高活性表面活性剂、复合型粘土稳定剂等压裂入井材料，形成了适合不同储层温

12、度需求的系列水基冻胶压裂液体系以及清洁压裂液、油基压裂液。1 系列水基压裂液1.1 有机硼交联冻胶压裂液1.1.1 热剪切稳定性有机硼交联压裂液在115以下热剪切对粘度的影响幅度较小；125以上，粘度随着剪切时间的延长变化比较明显，但在剪切2h时，仍保持较高的粘度值，见图3。由此可知，该压裂液在135以下具有良好的热剪切稳定性。1.1.2 自动破胶机制应用有机硼交联的水基冻胶压裂液在105以上时具有良好的自动破胶性能。在一定条件下，有机硼配位体可通过氧化作用生产一种弱酸，改变了体系的PH值，其结果是减少了压裂液交联结合点，并进一步引起聚合物降解。有机硼交联剂的这一特性对于降解聚合物滤饼和粘滞性

13、流体对地层的损害具有积极的意义。图4是有机硼交联压裂液在不同温度下，粘度随时间的变化关系曲线，随着温度的升高和时间的延长，液体破胶液粘度不断降低。在高于115时，8h后压裂液已完全破胶。1.1.3 残渣含量表3为三种不同类型压裂液的残渣含量，结果表明，在聚合物含量相同的情况下，有机硼交联压裂液中残渣含量大大低于硼酸盐与有机钛交联压裂液。表3 压裂液残渣含量数据表压裂液名称破胶温度压裂液PH值水化液PH值残渣含量mg/l有机硼交联压裂液13511.58.7240硼酸盐交联压裂液9010.09.8261有机钛交联压裂液13510.510.2349注：破胶时间为20h。1.1.4 滤失性能压裂液的滤

14、失性能反映了流体在地层条件和高压作用下控制液体渗流的能力。试验评价了有机硼交联压裂液的滤失性能（见表4），试验证实，该压裂液在3.5MPa压差和95-135的条件下，具有较低的滤失速度、初滤失量和滤失系数，其使用温度和控制滤失能力大大优于硼酸盐交联压裂液。表4 压裂液滤失性能压裂液名称温度滤失速度10-4m/min初滤失量10-4m3/m2滤失系数 10-4m/有机硼交联压裂液95 1.160.006.931151.240.007.441251.551.219.271351.641.709.81硼酸盐交联压裂液902.422.1114.51.2 复合交联体系压裂液针对温度为135150的储层开

15、发了复合交联压裂液。1.2.1 粘温性压裂液在120以下，粘度有上升趋势，而后不断下降，最高使用温度在150。1.2.2 流变性压裂液在不同温度下的流变性见表5，压裂液在高温下的K值较大，说明有较好的耐温性。表5 流变性能数据表K（PaSn）n1201301401501201301401503.523.493.022.350.3860.4070.4220.4311.2.3 破胶性能压裂液破胶化水性能数据见表6。随着温度升高和破胶剂浓度加大，冻胶需要的破胶时间较短，水化液粘度较低。但破胶剂过量时，将导致压裂液携砂粘度大幅度下降而影响施工质量，因此，应根据施工条件确定合理的用量。表6 破胶化水试验

16、数据粘 破胶时间与 度 破胶剂浓度 (%) 温度()12h16h24h 0.00 0.001 0.0020.0050.01 0.00 0.001 0.0020.0050.010.00 0.001 0.0020.00513019.768.1911.025.9325.119.1814013.564.982.6924.2210.159.024.112.1317.738.996.243.4715017.416.213.882.071.4512.784.062.141.399.013.221.731.2.4 压裂液中残渣含量该压裂液按常规破胶测得的残渣含量为280mg/L，属低残渣液体。1.2.5 与地

17、层流体配伍性压裂液破胶化水后与文一联地层水（矿化度7500080000mg/L）在 1：55：1之间以任何比例混合，均无沉淀生成；与地层原油在1：55：1的比例进行搅拌乳化，形成最稳定乳化液的油水比为3：1，该乳液在90下恒温2h，破乳率达95%以上，具有良好的配伍性。1.3 有机锆交联冻胶压裂液1.3.1 延缓交联性能有机锆交联剂的延缓交联能力除受其本身的结构特征决定外，交联剂与非离子型植物胶的交联反应速度还受原胶液pH值、交联温度、交联比等因素的控制。(1) 原胶液pH值的影响在实验温度为20，交联比为100:0.4时，在不同的pH值测得交联时间如图5所示。图中数据表明随着pH值的增加，交

18、联时间缩短，在pH低于11时有较好的延缓交联性能。综合考虑低pH时该体系耐温性能差，故该交联剂的最佳交联pH值为911。(2) 温度的影响在交联温度高于40时，交联速度明显加快，当交联温度在40以下时，ZYDHCA交联时间较长(见图6)。（3）交联比的影响交联比越小，延缓交联时间越长。综合考虑压裂液的耐温性能和携砂性能要求，合适的交联比为100:0.3100:0.5(见图7)。1.3.2 压裂液热剪切稳定性能试验测得表观粘度随时间的变化数据见表8。由表看出，在160时具有优良的热剪切稳定性能。表8 压裂液热剪切稳定性能试验数据时间 min1102030405090120温度 801101351

19、45155160160160粘度 mPa·s4754794834753223012101051.3.3 高温高压滤失性能压裂液在160、3.5MPa下滤失量较低，具有良好的控制滤失性能(表9)。表9 压裂液滤失性能试验数据名称温度压差MPa总滤失量mL初滤失m3/m2滤失速度cm/min滤失系数×10-4m/不加降滤剂1603.526.80.0690.0159.19加0.3%降滤剂1603.519.50.0010.0116.981.3.4 压裂液破胶性能压裂液破胶性能数据见表10，由表说明，该压裂液在160下恒温8h以上，可彻底破胶化水。表10 压裂液破胶性能实验数据时间

20、h8121624粘度 mPas未彻底破胶8.634.953.721.4 主要技术特征与技术先进性(1) 改进了羟丙基胍胶合成工艺条件，降低了残渣含量。(2) 开发了新型有机硼、有机锆与复合交联剂体系，使压裂液具有良好的延缓交联能力（2.04.0min）和耐高温（120160）的特点，能适应深井大排量高砂比压裂施工的要求。(3) 通过多种表面活性剂的协同效应，提高了液体的表面活性（表面张力17.022.0mN/m，界面张力0.050.1mN/m），可有效地减小液体返排阻力。(4) 新型油溶性降滤失剂可有效地控制液体滤失（c3=6.03×10-4m/min），并对地层不造成新的污染。(5

21、) 针对地层粘土化学组成与特点，研究了复合粘土稳定剂的效果，与普通淡水相比，可降低伤害率90%以上。2 清洁压裂液评价了以A活性剂为主剂的清洁压裂液，能够满足地层温度110压裂施工。图8 A剂配方粘温数据 （100） RS-150流变仪图9 A剂配方粘温数据 （110） RS-150流变仪3 油基压裂液通过原油采样、室内实验，采用采油一厂文三联的原油为基液，油基冻胶的配制，以采油一厂文三联原油为基液，加胶凝剂和交联剂及其它添加剂，进行一次交联后放置老化，其主要性能达到泵送指标，加入二次交联剂及破胶剂提高其携砂能力，及时返排。3.1 凝胶剂合成研究了凝胶剂的作用机理，通过实验分析确定凝胶剂的组分

22、,合成18种凝胶剂样品。表11 原油、凝胶剂和交联剂形成冻胶的粘温关系时间(min)1020304050607080温度()30405060708090100原油+ 凝胶剂 +交联剂(mPa·s)708363210160101908066由于单纯的原油、凝胶剂和交联剂形成油基冻胶所需的时间较长，二次交联的速度较慢，并且所形成的冻胶耐温性及耐剪切性不能满足施工要求。3.2 添加剂的研究通过实验研究确定了活化剂的类型及其用量，目前已合成了两大系列11个品种激活剂，该激活剂提高了交联剂溶液在基液中的扩散速度，提高了凝胶剂与交联剂的反应速度，改善了冻胶的耐温性与抗剪切性，交联时间2-5min

23、 。在相同条件下加激活剂和不加激活剂的冻胶耐温性对比，数据见表12。表12 在相同条件下耐温性的对比时间(min)1020304050607080温度()30405060708090100原油+ 凝胶剂 +交联剂 mPa·s70836321016090908066原油+ 凝胶剂 +交联剂+PA+PC7043643751921801501191083.3 热稳定剂合成分析研究了油基冻胶中热稳定剂的作用机理及主要组分，合成了8种热稳定剂，实验数据表明：油基冻胶的耐温性能提高了近20。目前合成出效果较好的凝胶剂。原油基压裂液基液粘度87mPa·s，在122、170S-1条件下剪切

24、90min粘度达104mPa·s；研究出的柴油基压裂液在122下粘度达121mPa·s。表13 在相同条件下国内同类产品耐温性的对比时间(min)1102030405060708090温度()30405060708090100110122凝胶剂产地冻胶粘度(mPa·s)PE92(西安)348228130987660535042FAX（江汉）24815915213012811010210092LHPG（胜利）19610793978660453633自合成380256223198190159156122120104由表13看出，冻胶耐温性较好，冻胶耐温性能完全能满足中

25、原油田的压裂施工要求。3.4 原油中含水率对凝胶剂性能的影响。 实验结果表明：原油含水对冻胶性能有影响，当原油含水大于6%时，胶液体系中需要的交联剂有较大的增加，但耐温性有所下降。在其它条件不变的情况下，(1)原油含水低于6%时，冻胶在原油基压裂液基液粘度87 mPa·s，在122、170S-1条件下剪切90min粘度达104mPa·s；(2)原油含水在6%时，冻胶在原油基压裂液基液粘度80 mPa·s，在120、170S-1条件下剪切90min粘度达82mPa·s；(3)原油含水在10%时，冻胶在原油基压裂液基液粘度62 mPa·s，在100

26、、170S-1条件下剪切90min粘度达57mPa·s。3.5 破胶剂筛选筛选出5种破胶剂进行评价，在100、6h使冻胶的粘度4.7mPa·s，满足施工要求。3.6 岩心伤害实验选用中原油田不同区块岩心，测定其压裂前后渗透率的变化，见表14：表14 岩心伤害实验数据名称岩芯号K气(×10-3m2)K1(×10-3m2)K2(×10-3m2)伤害率（%）油基压裂液C3-30.3010.1410.1391.42卫43-12.710.8270.8092.18濮84-10.100.0420.0412.38濮84-20.5040.1930.1993.11

27、卫43-40.0270.0100.00973.0实验结果表明：研究出的油基压裂液对岩心的伤害较小，伤害率3.6%。3.7 达到指标 交联时间：3min。 油基冻胶耐温性: 122，104mPa·s。 破胶时间6h。 滤失系数为6.42×10-4m/min1/2 伤害率为3.11%。根据室内实验情况和水基压裂施工经验，初步确定现场施工工艺流程.4 压裂预前置液为降低压裂液对储层的伤害，研制和开发了一种新型压裂预前置液，通过复合粘土稳定剂、高活性表面活性剂、防乳破乳剂以及添加剂等组份的协同作用，避免了压裂液进入地层后引起的粘土膨胀、运移、水锁、贾敏以及乳化堵塞。4.1 与地层原

28、油的配伍性表15 不同时间下破乳率油水比不同时间（h）下破乳率（%）0.51.01.52.02.51:39798-1001:29698-1001:162899598-10021003:1758693984.2 液体表面活性表16 液体表面活性类 型配液水甲2#预前置液HT-21预前置液ZYSG-1预前置液低伤害预前置液1#2#表面张力(mN/m)72.128.0-30.026.0-27.023.0-24.021.0-22.018.5-19.5界面张力(mN/m)24.875.0-6.02.0-3.00.5-1.0£0.10.050-0.0604.3 耐酸碱性

29、表17 酸碱度对表面活性的影响PH值1.03.04.06.06.5-7.09.010.012.014.01#表面张力(mN/m)22.8422.4621.9721.6421.6521.6821.7721.7922.04界面张力(mN/m)0.110.0970.0970.0780.0760.0760.0770.0760.0822#表面张力(mN/m)18.718.718.618.218.318.518.418.818.9界面张力(mN/m)0.0590.0560.0560.0560.0540.0570.0570.0570.0614.4 对地层原始渗透率的影响研制的低伤害预前置液，采用了多种化学技

30、术保护地层，平均伤害率为1.38%，说明该体系具有良好的保护地层效果。另外，低伤害预前置液对孔隙喉道还具有一定的疏通作用，使某些岩芯的渗透性增强。4.5 达到指标1) 80下2.5h破乳率98%；2) 表面张力18.5-22.0mN/m、界面张力0.05- 0.1 mN/m；3) 粘土防膨率90%；4) 对地层岩心伤害率：5.0%。4.6 性能特点1) 表面活性高，液体返排阻力小；2) 稳定地层粘土效果好；3) 与储层流体配伍性好；4) 综合保护地层能力强。5 支撑裂缝处理剂通过催化剂、增效剂与三元复合氧化剂的协同效应，在较低的温度下快速破坏交联冻胶结构与聚合物主链，有效地溶解压裂液残渣以及聚

31、合物滤饼5.1 对压裂液的降解能力结果表明，在40下，4hr压裂液已基本破胶化水，时间增加，粘度仍不断降低；在60以上2小时，压裂液已彻底破胶化水，可达到低温下快速破胶目的。表18 支撑裂缝处理剂破胶化水实验数据温度()不同时间下水化液粘度(mPa·S)2h4h6h8h12h40未破胶4.523.983.581.82601.141.111.071.061.04801.031.031.021.02备注常规破胶80下,16h水化液粘度3.0-5.0 mPa·S5.2 对压裂液残渣的影响压裂液残渣主要来源于成胶剂中的水不溶物，支撑裂缝处理剂可以有效地降解粗纤维素、蛋白质、脂肪、灰

32、分等物质，使压裂液残渣含量大幅度降低。表19 支撑裂缝处理剂对压裂液残渣影响的试验数据温 度()残渣含量(mg/L)备 注2h4h6h8h12h40480.6470.5337.5285.960579.4398.2223.5217.0195.280446.5203.0194.0175.4132.980952.3776.4651.8592.6常规破胶剂残渣降低率(%)78.775.073.177.680下对比数据5.3 处理剂对压裂液滤饼的降解效果采用支撑裂缝处理剂在80下破胶6hr，岩心端面光滑清洁,无任何残留物存在,说明滤饼已发生降解，而采用处理剂进行破胶后的岩心渗透性得到良好的恢复,伤害率为

33、-0.84%。5.4 对支撑裂缝导流能力的影响采用处理剂进行破胶的压裂液,对支撑剂充填层的渗透性影响较小,导流能力较高。与常规破胶相比,相对导流能力提高幅度在40%以上.表20 处理剂对导流能力的影响 压力(MPa) 导流能力（m2·cm）名称40506069地层水57.446.329.722.4常规破胶压裂液30.124.918.414.7处理剂破胶压裂液51.240.826.620.7相对导流能力提高率(%)70.163.944.640.8备 注压裂液在80下破胶12h5.5 性能特点：1) 可在低温下快速破胶；2) 降低残渣含量70%以上；3) 提高导流能力40%以上；4) 裂

34、缝处理剂适应性好。5.6 达到指标1) 滤饼降解率为100%；2) 80下破胶时间2.0h；3) 水化液粘度1.03mPa·s。三、支撑剂1 高强度支撑剂经过研究，研发的SAT-1支撑剂中试生产高强度支撑剂与美国CARBO和国内部分同类产品测试结果对比如下。1.1 粒径分布测试粒径分布率%厂家 1.250.90.630.50.450.355底盘SAT-101.7895.722.210.260.010.CARBOPROP0058.9536.183.650.840.02贵州林海02.1086.7010.740.420.120刚玉陶粒砂00.0287.9311.30.680.070 支撑剂

35、的粒径分布直接与导流能力有关，在0.630.90mm之间占的比例越大导流能力也就越高。测试结果见表21。表21 部分支撑剂的粒径分布1.2 支撑剂的体积密度与视密度表22 支撑剂的体积密度与视密度测试对比表厂家项目SAT-1CARBOPROP贵州林海刚玉陶粒砂体积密度g/cm31.811.971.841.80视密度g/cm33.263.283.393.451.3 支撑剂圆度、球度、浊度与酸溶解度表23 圆度、球度、浊度与酸溶解度测试对比表 厂家项目SAT-1CARBOPROP贵州林海刚玉陶粒砂圆度0.90.90.90.9球度0.90.80.90.9浊度NTU32404236酸腐蚀率%4.424

36、.435.525.631.4 高密度高强度支撑剂破碎率的测试支撑剂破碎率是产品的主要技术指标，它直接影响其导流能力的大小，也反映出支撑剂自身抗压强度的物理性能。测试结果见表24。表24 部分支撑剂破碎率的测试结果 厂家项 目SAT-1CARBOPROP贵州林海刚玉陶粒砂粒径mm0.450.90.450.90.450.90.450.9破碎率%69MPa3.193.55.43.986MPa5.916.79.086.15在69MPa压力下SAT-1陶粒砂比国内较好的刚玉陶粒砂支撑剂破碎率低43.9%，比贵州陶粒砂低43.9%。1.5 支撑剂的导流能力测试。表25 导流能力对比表厂家导流能力um2cm

37、压力MPaSAT-1CARBOPROP贵州林海刚玉陶粒砂10172.34147.3158.43154.7820154.23110.8136.17127.3630136.2496.3114.78108.9340115.6478.298.2388.005094.4658.581.3871.506071.3846.763.6253.887066.4637.255.4344.262 树脂包衣支撑剂树脂包衣支撑剂是利用高分子酚醛树脂或环氧树脂进行改性，在高温状态下涂覆在石英砂或陶粒砂支撑剂表面，形成一个坚硬的保护膜，在高温下能耐酸、碱、盐的侵蚀。在物理性能指标上降低了支撑剂体积密度、视密度，施工中可提高

38、砂比减少液体用量。并且较大幅度提高了强度，降低了破碎率，提高了导流能力。FMS-1型树脂包衣支撑剂为单涂层支撑剂，由于树脂涂层砂的特性改变了支撑剂的接触方式，即使在高闭合压力下支撑剂有所破碎，所产生的碎屑包覆在树脂壳内，防止了碎屑、细粒粉砂的运移，从而提高支撑剂的高流能力。FMS-2型树脂包衣支撑剂为双涂层支撑剂。2型是在1型树脂层外又增加一层有潜伏性固化剂的树脂外涂层，以提高支撑剂颗粒间的键合作用，改变了支撑剂的有序排列规律，同时与新的裂缝表面也缝合一起，不仅形成了一条高渗透能力的过滤层，稳固了裂缝表面，而且支撑剂还具有：（1）对疏松岩层防止支撑剂镶嵌；（2）对老井生产起到了防砂作用；（3）

39、对压裂吐砂起到了防护作用。2.1 产品达到的技术指标表26 树脂包衣单涂层石英砂支撑剂测试结果表支撑剂规格ømm体积密度g/cm3视密度g/cm3浊度NTU酸溶解度%破碎率%长期导流能力um2·cm（60MPa、25天）28MPa52MPa69MPa86MPa石英砂（原砂）0450.901.642.641284.646.725.5936.14/无法进行测试石英砂（单涂层）1.522.2350.031.02.53.02492石英砂（双涂层）1.522.24202.753.16.08.02168表27 树脂包衣单涂层陶粒砂支撑剂测试结果表支撑剂规 格ømm体 积密 度

40、g/cm3视密度g/cm3浊度NTU酸溶解 度%破碎率%短期导流能力um2·cm（60MPa）28MPa52MPa69MPa86MPa102MPa陶粒砂（原砂）0450.91.602.90744.95/4.21462.57陶粒砂（单涂层）1.642.6592.23/0.050.10.421.10156.1陶粒砂（双涂层）1.642.35113.35/0.280.792.37/113.62.2 普通陶粒砂与FMS树脂包衣砂性能对比2.3 现场试验文13-92井油藏埋深3150-3750m，施工层段S3中6，井段3206.43225.2m，破裂压力59MPa，平均砂比38%，压前日产液量

41、13.2t，日产油量1.5t，压后日产液量33.9t，日产油量3.4t，目前继续有效。 通过资料分析前两次压裂施工后均有返吐砂，井筒内井站流量计中有压裂砂堵塞。本次施工关井扩散后放压探砂面，井筒中没有返吐砂。 本次施工砂量较大，平均砂比达到38%，砂子悬浮性好，易带入地层中，减少携砂液用量35m3。四、压裂工艺技术1 重复压裂 1.1 水力压裂模拟实验通过水力压裂模拟实验，对裂缝的起裂和延伸的过程进行监测，并且对形成的裂缝进行直接观察，得出重复压裂裂缝延伸机理：在生产制度和初次压裂等的影响下，致使局部地应力场发生变化，当水平应力差达到6.57MPa时，重复压裂裂缝启裂及延伸方向不同于初次裂缝，

42、发生裂缝转向或产生新缝。1.2 重复压裂设计准则（1）若重复压裂产生新缝，优化泵注程序，提高砂比，增加裂缝的导流能力，延长有效期。（2）若重复压裂不产生新缝，突破原有施工规模，增加泄油面积。（3）为了增加裂缝宽度，形成高导流和合理的支撑剂剖面，重复压裂时使用粘度高，携砂能力强、破胶彻底伤害小的压裂液，优选支撑剂，优化加砂程序。1.3 实例：文13-2771.3.1 文13-277井压前评估1.3.1.1 动静结合深化油藏认识系统地分析压裂井历史资料，建立压裂井史台帐。通过压裂井史分析，13-277井由于以下两种原因可作为大型压裂改造的对象：非储层原因造成的首次压裂效果不理想；井段长、采用投球压

43、裂，经分析施工参数有一部分层段未压开。1.3.1.2 加强监测和油藏动态分析工作，把握最佳压裂时机正确评价实测地层压力,去伪存真，低渗油藏实测压力反映的是高渗层压力，是近井底地带压力，不能正确反映目的层的压力。该井选取地层压压力时，通过监测和油藏动态分析，根据生产井的压力变化情况和邻井的压裂施工压力，判断该井的地层压力系数，从而掌握压裂时机。1.3.1.3 储量基础分析储量是基础，据计算文13-277井网控制面积0.04km2，井网控制储量12×104t，注采井距300m，已累计采油3.9169×104t，剩余可采储量2.47×104t，存在雄厚的储量基础。第一次

44、重复改造存在潜力层，初次压裂S3中8改造不彻底，存在较大的层间潜力。1.3.1.4 注重油藏动态分析积极培养压裂井通过积极的压前培养的成功例子，对文13-277井也进行了分析，根据上次压裂施工产层剖面分析，采取调堵的办法达到堵死主力层，启动差层的目的，重点完善II、III类差层的注采系统，对对应水井13-167进行调整注水剖面的工作，增大注水量，获得成功。1.3.2 判断产生新缝或裂缝转向第二次至第三次施工前，压力系数由1.2到0.75，认为该井地层压力变化较大，极有可能使地应力场发生偏转，导致裂缝偏转， 图12 中原油田13-277井两次压裂裂缝方位迭合示意图 1.3.3 压裂效果表28 文

45、13-277井历次改造效果表施工日期第一层（m3）第二层（m3）有效期d累计增油t活性水前置液携砂液砂量砂比%活性水前置液携砂液砂量砂比%第一次设计2590130.2石英+陶粒20+1023.0202022522.768211185现场309012020+1025.0252020525.0第二次设计25150137.54029.1156062.52032.02037027现场26142.0132.04030.3185240.01230.0第三次设计15160210.87033.215901304030.8继续有效9409现场181591997035.0271101274031.51.4 实施情

46、况2003年，实施重复压裂101井次，施工成功率100%，有效率98%，平均单井加砂32m3，平均砂比30.8，单井平均有效期154天，平均单井日增油10.08吨，当年平均单井累计增油1024.3吨，共累计增油101465.8吨。重复压裂取得了较好的压裂效果。2 大斜度井压裂由于斜井破裂及延伸机理不同于直井，加上射孔段跨度、射孔相位角的影响，斜井压裂易产生多裂缝，根据多裂缝数值模拟结果，在同一净压力下这些裂缝的宽度明显小于相同总高度的一条单裂缝。多裂缝的产生是必然的，会造成支撑剂在携砂液进入裂缝时桥塞在多重裂缝中。为了把多重裂缝的负面效应降到最小，需要把裂缝数目减少，研究裂缝间的相互作用，在压

47、裂时使其产生主裂缝，其它裂缝被迫闭合，裂缝体系达到稳定，2.1 降低弯曲摩阻技术通过对多裂缝的分析，为了降低早期脱砂的危险，确定降低弯曲摩阻的方法，形成了斜井压集成工艺技术，即支撑剂段塞技术、变排量施工技术、交联冻胶段塞技术及射孔优化技术。在小型测试压裂的基础上，确定近井带摩阻以及地层的滤失特性及渗透率，进行优化设计。2.1.1 优化射孔技术对于大斜度井，最小的射孔段长度是用来减少多裂缝的有效手段。马26-4井、新卫250井，两口井压裂目的层跨度分别为110m、114.2m，对两口井采取限流射孔方式，减少了射孔段有效长度，保证每条裂缝有效张开和支撑剂的铺置，取得了较好的效果。文13-428井，

48、施工井段3787.8-3851.3m，井斜为53.04°，该井采取变密度射孔技术，用89-1射孔枪射孔，3787.8-3804.4m井段油层物性一般，确定孔密8个/m，3849.3-3851.3m井段油层厚，物性好，确定孔密16个/m有效的控制缝高的增长，减少了多裂缝。2.1.2 支撑剂段塞技术在斜井的压裂施工中，由于产生许多平行的相互竞争的多条裂缝，使得每条裂缝缝宽都非常窄，并且由于平行裂缝之间的相互竞争，改变了相互之间原始的应力状况，使每条裂缝的就地应力上升，利用少量的混砂液在正式压裂之前或之间泵入，目的是对在多裂缝中的次要裂缝脱砂以阻止他们进液和延伸，提高主裂缝的延伸，使裂缝宽

49、度足够大，为压裂混砂液提供所需的通道。2.1.3 变排量变粘度施工技术变排量施工技术就是在打前置液初期以较低的排量注入高粘冻胶液体，待堵塞微裂缝，形成主裂缝后，再提高到设计排量进行压裂施工。其主要作用是有助于主裂缝的形成，减小多裂缝及弯曲摩阻的影响，保证压裂的成功率。2.2 典型井例文179-35井井斜为53.04°/3530m。压裂改造层位S2下8，井段3843.7-3874.0m，17.2m/8n；压裂层段的小层数据 （89-1无电缆）层位层号井段m砂层厚度m孔数声波时差s/m孔隙度%含油饱和度%综合解释S2下1-23482.6-3515.611.1m/6n以上层段卡封保护S2下

50、8683843.7-3845.01.321206.83.40干层693846.4-3849.02.642224.513.946.2油层713852.2-3854.92.743230.614.241.4油层723855.2-3856.41.219225.113.345.6油层733857.4-3860.22.845212.96.50干层753863.7-3866.42.743211.78.116.2干层763870.1-3871.11.016237.45.50干层773871.1-3874.02.946237.512.745.4油层主要设计思路及技术措施： 因为该井斜度为53.04°，

51、采用粉陶（0.1150.225mm）2.7m3控制多裂缝产生； 变排量施工。2003年5月14日压裂施工，破裂压力75.0MPa，加砂压力59.9MPa，加砂21m3，施工排量2.5-3.2，3.8-4.2m3/min，砂比28.7，停泵压力52.2MPa。施工顺利。压后日增油量15.3t，累增油681t。2.3 研究达到指标：1) 形成的配套工艺技术适应最大施工井斜57.95°；2) 平均砂比27.4，比以前提高4.27；3)前置液用量占总液量44.98，比以前降低了10.34。2.4 实施情况20012003年实施井斜大于35°的压裂井107井次，其中35°45°的73井次，45°以上的34井次，施工最大井斜为60.5°/2771m。施工成功率92.9%，有效率100%，平均单井日增油6.3t，单井累增油684.5t。3 分层压裂针对传统分层压裂存在的不足，一