低渗油气藏水力压裂技术(复合压裂)

1、20222022年年4 4月月2828日日 汇报内容汇报内容一、低渗油气层的特点及压裂存在的难点一、低渗油气层的特点及压裂存在的难点二、水力压裂存在的主要问题二、水力压裂存在的主要问题三、国外低渗油气层水力压裂情况三、国外低渗油气层水力压裂情况四、低渗油气层压裂情况四、低渗油气层压裂情况(复合压裂复合压裂)1、低渗油气藏储层特征低渗油气藏储层特征（1 1）基质低渗、特低渗；基质低渗、特低渗；（2 2）孔喉细小；）孔喉细小；（3 3）比表面大；）比表面大；（4 4）存在启动压力；）存在启动压力；（5 5）应力敏感性突出；）应力敏感性突出；（6 6）粘土矿物与其它充填矿物；）粘土矿物与其它充填矿物

2、； (7) (7) 大部分有微裂缝存在；大部分有微裂缝存在；（8 8）岩石致密，地应力高。）岩石致密，地应力高。2、低渗油气层水力压裂的困难：、低渗油气层水力压裂的困难：（1）基质低渗、特低渗：）基质低渗、特低渗： 压力传导慢，要求压裂规模较大，扩大泻流面积。压力传导慢，要求压裂规模较大，扩大泻流面积。（2）孔喉细小，比表面大：孔喉细小，比表面大： 孔喉细小，比表面大孔喉细小，比表面大造成了高束缚水饱和度。而在储层造成了高束缚水饱和度。而在储层原始状态，原始含水饱和度一般大大低于束缚水饱和度。外原始状态，原始含水饱和度一般大大低于束缚水饱和度。外来水基液体一旦与储层接触，地层强烈吸水。水量增加

3、形成来水基液体一旦与储层接触，地层强烈吸水。水量增加形成的水膜（水合层）使油气流道减小，甚至产生完全水锁。低的水膜（水合层）使油气流道减小，甚至产生完全水锁。低渗油层吸水伤害可达渗油层吸水伤害可达25%50%；特低渗油层可达；特低渗油层可达50%90%；致密气藏更为严重，很多实例可以说明气井在作业过；致密气藏更为严重，很多实例可以说明气井在作业过程中若操作不当会造成减产、停产，且产能不能恢复。（如程中若操作不当会造成减产、停产，且产能不能恢复。（如桥桥61井）。井）。 气测渗透率（气测渗透率（mD） 水水 锁锁 严严 重重 程程 度度SW 50%K0.1mD严重严重严重严重中等中等中等中等较弱

4、较弱0.1k1mD严重严重中等中等较弱较弱较弱较弱弱弱1k10mD严重严重中等中等较弱较弱弱弱无无10k100mD中等中等较弱较弱弱弱无无无无100k500mD弱弱无无无无无无无无水锁损害程度与渗透率及含水饱和度的关系水锁损害程度与渗透率及含水饱和度的关系( (樊世忠樊世忠) )注：严重油/气有效渗透率可能下降90； 中等油/气有效渗率可能下降5090； 较弱油/气有效渗透率可能下降2050； 弱油/气有效渗透率可能下降020； 无对油/气有效渗透率几乎无影响。 水锁效应与初始含水饱和度和渗透率值有密切关系。水锁效应与初始含水饱和度和渗透率值有密切关系。初始含水饱和度和渗透率越低，水锁损害越严

5、重。初始含水饱和度和渗透率越低，水锁损害越严重。（4） 非达西渗流规律造成启动渗流压差：非达西渗流规律造成启动渗流压差： 低渗储层固液界面上的表面作用、毛管作用、电化学作低渗储层固液界面上的表面作用、毛管作用、电化学作用增强，导致非达西渗流的启动压差。这导致了储层抵抗伤用增强，导致非达西渗流的启动压差。这导致了储层抵抗伤害的能力极差，伤害后的恢复能力极差。这就对压裂后放喷害的能力极差，伤害后的恢复能力极差。这就对压裂后放喷时机要求特高。时机要求特高。（5） 应力敏感性和干扰应力：应力敏感性和干扰应力： 低渗透储层因依靠微裂缝导流，因此有较强应力敏感性，低渗透储层因依靠微裂缝导流，因此有较强应力

6、敏感性，而有些情况下应力敏感性伤害不可恢复。这就对压后放喷速而有些情况下应力敏感性伤害不可恢复。这就对压后放喷速度提出要求。度提出要求。（6） 粘土矿物与其它充填矿物粘土矿物与其它充填矿物 ： 低渗透的主要原因是孔隙中粘土矿物存在，存在的方式低渗透的主要原因是孔隙中粘土矿物存在，存在的方式为孔衬和充填，且多是敏感型矿物，含量在为孔衬和充填，且多是敏感型矿物，含量在5%5%20%20%，形态，形态多为膜状、桥状、团状、鳞片状等，与水作用后膨胀、分散。多为膜状、桥状、团状、鳞片状等，与水作用后膨胀、分散。这种水敏性伤害一般达这种水敏性伤害一般达40%40%，最高，最高80%80%90%90%。这是

7、水基流体。这是水基流体打开储层伤害的第二位影响因素。打开储层伤害的第二位影响因素。 （7） 微裂缝：微裂缝： 微缝提供了主要流道，缝面孔是沟通储集体与微缝通道微缝提供了主要流道，缝面孔是沟通储集体与微缝通道的门户，是主要保护对象。保护由缝（天然缝、人工裂缝）、的门户，是主要保护对象。保护由缝（天然缝、人工裂缝）、到缝面孔、到储集体。到缝面孔、到储集体。（8）岩石致密，应力高，导致破裂压力和裂缝延伸压力高。）岩石致密，应力高，导致破裂压力和裂缝延伸压力高。二、压裂存在的问题二、压裂存在的问题加砂规模小，砂比低加砂规模小，砂比低对地层和裂缝处理技术单一对地层和裂缝处理技术单一 入井液对油气层的伤害

8、大入井液对油气层的伤害大 压裂工艺技术针对性不强压裂工艺技术针对性不强 压裂液滤失量大，效率低压裂液滤失量大，效率低裂缝宽度较小、铺砂浓度低，施工易砂堵裂缝宽度较小、铺砂浓度低，施工易砂堵压后管理不科学压后管理不科学压裂后稳产时间短压裂后稳产时间短, ,累计产量低累计产量低 三、国外低渗油气层三、国外低渗油气层 水力压裂情况水力压裂情况1、在印第安纳州格伯桑县对萨利姆层的一口油井。、在印第安纳州格伯桑县对萨利姆层的一口油井。 物性：物性：h:3.66m; :5%; k:0.4210-3 m2 最初完井时，用浓度最初完井时，用浓度5%的的8500加仑（加仑（32m3）稠化盐酸预处理，）稠化盐酸预

9、处理，然后进行加砂压裂，加砂然后进行加砂压裂，加砂1430Kg。压后初产。压后初产1.59m3/D，但，但30天天内迅速递减到内迅速递减到0.48m3/d。 八个月后，又用八个月后，又用15%的盐酸进行了酸化，酸化后初产的盐酸进行了酸化，酸化后初产1.27m3/d，但但7天内递减到天内递减到0.48m3/d。 又又3个月后，进行水力压裂：压裂液为胶化水（个月后，进行水力压裂：压裂液为胶化水（112.5m3），），100目粉砂目粉砂9100Kg，20-40目砂目砂26390Kg，10-20目砂目砂2275Kg，排，排量量3.2m3/min，最高砂比，最高砂比960Kg/m3。压后初产。压后初产1

10、22m3/d，120天后天后产量产量14.3m3/d。 （SPE6627） 2、Molve、Kalinovac和和Stari Gradac三个凝析气田上三个凝析气田上进行了压裂。这三个气田都位于匈牙利边境附近的北进行了压裂。这三个气田都位于匈牙利边境附近的北克罗地亚地区，是克罗地亚地区，是Pannonian盆地内盆地内Drava拗陷的主要拗陷的主要组成部分。（组成部分。（SPE226-232）与压裂试验有关的岩性如下：与压裂试验有关的岩性如下：（1）裂缝孔隙度和渗透率发育的泥盆系碳酸盐片麻岩；）裂缝孔隙度和渗透率发育的泥盆系碳酸盐片麻岩；（2）三迭系下统石英岩和中粗碎屑岩，带明显的微裂缝及孔）

11、三迭系下统石英岩和中粗碎屑岩，带明显的微裂缝及孔洞性孔隙；洞性孔隙；（3）来自）来自Molve和和Kalinovac气田、三迭系中统极不均质的早气田、三迭系中统极不均质的早生白云岩（有几乎垂直的裂缝）以及来自生白云岩（有几乎垂直的裂缝）以及来自Stari Gradac气田为气田为粗碎屑岩；粗碎屑岩；（4）Molve气田侏罗系下统晚生鲕粒白云岩；气田侏罗系下统晚生鲕粒白云岩；（5）Molve气田第三系中新统碳酸盐类岩石。气田第三系中新统碳酸盐类岩石。Kalinovac气田气田同一地质年代的地层为低渗碎屑岩。同一地质年代的地层为低渗碎屑岩。Stari Gradac气田在该层气田在该层不含烃类。不含

12、烃类。三叠系和侏罗系的白云岩非均质现象十分严重，它有大量与主三叠系和侏罗系的白云岩非均质现象十分严重，它有大量与主构造线平行、南构造线平行、南西南走向的裂缝。西南走向的裂缝。埋藏深度（m）3300-3800净厚度（m）10-100孔隙度（%）4-10含水饱和度（%）30-50渗透率（md）0.003-30原始地层压力（MPa） 45-49地层温度（C）180-195破裂梯度（Mpa/m） 0.017-0.023 地地 层层 参参 数数 表表 分项Molve气田Kalinorac气田SG气田井号152325263133351112埋藏深度（m）33073527334033153378344033

13、253465356037853766净厚度（m）54161006533/3066504155缝高（m）1003310010043/7566355958地层压力（MPa）46.544.043.444.543.4/47.747.544.749.947.6地层温度（C）180180180180180180180180180196193渗透率（10-3md）10032003160/744150545孔隙度（%）1051077/67454最小水平应力（MPa）55.966.455.375.065.6/54.259.065.065.296.2压裂液类型IIIIIIIIIIIIIII压裂液量（m3）9071

14、681050895983529459102503141020总液量（m3）1723245143512601474474152417563885321892加砂量（t）ISP133/10468/105184/66HSP495541964413838216398101164442最大加砂浓度（Kg/m3）1200120020006007207008401200120013501100施工排量（m3/min）4.83.25.64.05.64.04.84.84.05.65.6施工注释CCCTSTSCCCC产量注释EDEDGDEFEEE 油藏资料与压裂参数油藏资料与压裂参数 方案方案1方案方案2调整液量

15、（调整液量（m3）140前置液量（前置液量（m3） 300前置液量（前置液量（m3）145携砂液量（携砂液量（m3） 830压裂液量（压裂液量（m3）660压裂液量（压裂液量（m3） 680加砂量（加砂量（t）850104（ISP）加砂量（加砂量（t）85074（ISP）490（HSP）408（HSP）加砂步骤加砂步骤70m3+120Kg/m3（ISP）加砂步骤加砂步骤55m3+120Kg/m3（ISP）90m3+240Kg/m3（ISP）55m3+240Kg/m3（ISP）155m3+480Kg/m3（ISP）150m3+480Kg/m3（ISP）140m3+720Kg/m3（HSP）150

16、m3+720Kg/m3（HSP）140m3+840Kg/m3（HSP）75m3+840Kg/m3（HSP）115m3+960Kg/m3（HSP）75m3+960Kg/m3（HSP）75m3+1080Kg/m3（HSP）75m3+1080Kg/m3（HSP）65m3+1200Kg/m3（HSP）60m3+1200Kg/m3（HSP）排量（排量（m3/min）4.8排量（排量（m3/min） 5.6（前置液）（前置液）4.8（携砂液）（携砂液） 典型施工方案典型施工方案 压裂效果压裂效果Mol-15井井该井于该井于1986年夏季压裂。年夏季压裂。 优化设计的裂缝半长为优化设计的裂缝半长为820m。

17、一年期净现值为。一年期净现值为10.9*106美元，美元，两年期为两年期为18.5*106美元。最佳裂缝半长（美元。最佳裂缝半长（xf）为）为820m时的加砂时的加砂量应为量应为1450t。实际上只加了实际上只加了579t，实际裂缝半长为，实际裂缝半长为400m。相应的无因次裂缝。相应的无因次裂缝导流能力为导流能力为FCD=7。实际施工效果为。实际施工效果为1年期净现值年期净现值9.6*106美元美元 ，2年期为年期为15.1*106美元美元 。 动态预测一年内日产量为动态预测一年内日产量为2.3*105m3/d，实际日产量为，实际日产量为2.4*105m3/d，年累计，年累计1.1*108m

18、3。而优化设计效果为（同时期。而优化设计效果为（同时期对比）日产量对比）日产量3.2*105m3/d，年累计，年累计1.5*108m3。压裂后不稳定。压裂后不稳定试井求得其裂缝长为试井求得其裂缝长为340m 。 四、低渗油田压裂情况四、低渗油田压裂情况(复合压裂复合压裂)复合压裂技术复合压裂技术 通过压前地层预处理，优选压裂液体系通过压前地层预处理，优选压裂液体系和支撑剂，采用变粘度、二次交联、复合和支撑剂，采用变粘度、二次交联、复合破胶、复合降滤、变支撑剂粒径、变排量、破胶、复合降滤、变支撑剂粒径、变排量、高砂比、优化加砂程序、强制闭合等工艺高砂比、优化加砂程序、强制闭合等工艺技术，尽可能地

19、消除和减小地层伤害，改技术，尽可能地消除和减小地层伤害，改善支撑剖面，提高裂缝导流能力，实现压善支撑剖面，提高裂缝导流能力，实现压后增产和有效期的延长后增产和有效期的延长技技 术术 特特 点点压裂液滤饼伤害严重压裂液滤饼伤害严重spe28529spe28529蔡振华蔡振华 刘洪升刘洪升 张洁张洁 23% 23% 10%10%30%30% 2mm8-68%2mm8-68% 3%3%10%10% 10%10%压裂过程中压裂液的伤害主要包括滤液对地层的伤害和滤饼对支撑裂缝的伤压裂过程中压裂液的伤害主要包括滤液对地层的伤害和滤饼对支撑裂缝的伤害。前一种伤害通过开发防膨剂、助排剂、破胶剂等得到较好解决，

20、后一种害。前一种伤害通过开发防膨剂、助排剂、破胶剂等得到较好解决，后一种伤害，即这种过于稳定的聚合物基压裂液及其残渣对裂缝导流能力的伤害直伤害，即这种过于稳定的聚合物基压裂液及其残渣对裂缝导流能力的伤害直到八十年代后期才引起了重视，到八十年代后期才引起了重视，以颗粒形式使用的破胶剂无法解决内滤饼的以颗粒形式使用的破胶剂无法解决内滤饼的伤害。伤害。 酸化前后岩心基本参数酸化前后岩心基本参数B.B.低浓度低浓度变粘压裂液体系变粘压裂液体系TK844 TK844井裂缝中温度模拟Time (min)Fluid Temperature Stage 1 (C)Fluid Temperature Stage

21、 2 (C)Fluid Temperature Stage 3 (C)Fluid Temperature Stage 4 (C)Fluid Temperature Stage 5 (C)Fluid Temperature Stage 6 (C)Fluid Temperature Stage 7 (C) 0.0 24.0 48.0 72.0 96.0 120.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0

22、140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 0.0 28.0 56.0 84.0 112.0 140.0 压裂过程中裂缝内温度变化模拟交联剂的类型交联剂的类型交联时间（交联时间（minmin）剪切降解剪切降解pHpH范围范围OCB-OCB-2-102-10可调可调无无11-1411-14OCB-OCB-2-82-8可调可调无无11-1411-14OCB-OCB-0.50.5不可调不可调有有10-1310-13交联性能表交联性能表变粘压裂液流变曲线变粘压裂液流变曲线前置冻胶液：前置冻胶液：340-180m

23、pa.s 340-180mpa.s ；携砂液：；携砂液：240240100mpa.s100mpa.s二次交联二次交联延迟交联延迟交联 压裂液的二次交联性能实验曲线压裂液的二次交联性能实验曲线 未加降滤失剂未加降滤失剂固体降滤失剂固体降滤失剂固体固体+液体降滤失剂液体降滤失剂不同降滤措施下滤失系数不同降滤措施下滤失系数a：没加破胶剂交联冻胶b：加入3/万胶囊破胶剂c：加入2/万APS+2/万双氧水复合破胶实验复合破胶实验胶囊破胶胶囊破胶 快速破胶快速破胶 井别井别桥186桥186 桥6616桥6616马263马263 桥2117桥2117 马1145马1145PH值PH值7.57.57.27.2

24、7.57.57 77 7粘度粘度（mpa.s）（mpa.s）5 53 36.46.43.23.23 3使用比例（万）0.512345JX014341.638.734.232.929ZF-2014544.338.235.231.629.4FC3B18.517.416.215.214.914.8 压裂液的表面活性压裂液的表面活性注：蒸馏水的表面张力为：注：蒸馏水的表面张力为：72mN/m72mN/m 在压裂液加入在压裂液加入4 4万万FCFC3B3B表面活性剂表面活性剂 胍胶浓度增大，对导流能力的胍胶浓度增大，对导流能力的伤害也加大，胍胶浓度由伤害也加大，胍胶浓度由0.4增加到增加到0.5，导流能

25、力下降，导流能力下降11.3压裂液伤害对比025507510012515017520022525027530002468101214161820222426时间（小时）导流能力（m2-cm）60MPa钢板（无压裂液）100ml（压裂液残渣）250ml（0.5%压裂液残渣）500ml（压裂液残渣）压裂液用量对导流能力的影响压裂液用量对导流能力的影响 C：支撑剂优选支撑剂优选20/40目（目（0.45-0.90mm) 支撑剂物性评价支撑剂物性评价破碎率破碎率(86Mpa) 7.783.624.3315.3（80MPa）粉陶和粗陶性能表粉陶和粗陶性能表根据以上实验数据选用支撑剂：根据以上实验数据选用

26、支撑剂：u粉砂粉砂(70/100(70/100目目) ) 7#7#；u中陶（中陶（20-4020-40目）目）5#5#；u粗陶粗陶(12/20(12/20目目) 9#) 9#。p高闭合压力（大于高闭合压力（大于30MPa30MPa），分段放置的支撑剂的导流能力最大，），分段放置的支撑剂的导流能力最大，另两种导流能力接近。支撑剂的目数不同，与其他结果不同。另两种导流能力接近。支撑剂的目数不同，与其他结果不同。12/2012/20目的粗陶粒支撑缝口的作用，目的粗陶粒支撑缝口的作用，70/10070/100目的粉陶支撑缝端支撑微裂缝起目的粉陶支撑缝端支撑微裂缝起防，防，20/4020/40目支撑剂放

27、在中间支撑。目支撑剂放在中间支撑。三种组合随中间组分比例的增加导流能力逐渐增大，闭合压力增大，差距三种组合随中间组分比例的增加导流能力逐渐增大，闭合压力增大，差距减小，原因是支撑剂被压碎后，其孔隙通道被残渣堵塞，粒径不同所造成的减小，原因是支撑剂被压碎后，其孔隙通道被残渣堵塞，粒径不同所造成的影响变小，三种支撑剂的比例在影响变小，三种支撑剂的比例在1 1：3 3：1 1导流能力最大。导流能力最大。 20/4020/40目支撑剂的粒径较大，导流能力较高，比例增加导流能力有所增加。目支撑剂的粒径较大，导流能力较高，比例增加导流能力有所增加。闭合压力增加，优势逐渐减小。原因是支撑剂的破碎造成的。闭合

28、压力增加，优势逐渐减小。原因是支撑剂的破碎造成的。20/4020/40目与目与70/10070/100目目3 3：1 1组合有较高的导流能力又能起到防砂的作用。组合有较高的导流能力又能起到防砂的作用。不同铺砂浓度导流能力实验 铺砂浓度大于铺砂浓度大于10Kg/m2u应用了粉陶应用了粉陶0.09-0.224mm0.09-0.224mm（70/10070/100目）支目）支撑剂支撑微裂缝，扩大泄流面积。撑剂支撑微裂缝，扩大泄流面积。u中中陶陶粗陶高铺砂浓度支撑，提高主裂缝的导粗陶高铺砂浓度支撑，提高主裂缝的导流能力。流能力。平均砂比平均砂比40% 最高阶段砂比：最高阶段砂比：90% 由低到高由低到

29、高,高到低高到低时机、速度时机、速度 2000 米动液面是个拐点，在米动液面是个拐点，在2000 米以上时，裂缝导流能力米以上时，裂缝导流能力下降较快，大于下降较快，大于2000米后，下降趋势趋于平缓。因此，对压后米后，下降趋势趋于平缓。因此，对压后自喷排液的井，开始时一定要控制流量。自喷排液的井，开始时一定要控制流量。 工艺演示 现场应用现场应用 油井油井24 口口,气井气井19口口;最小压裂井段深度最小压裂井段深度2471.5m、最大压裂井段深度、最大压裂井段深度4363.6m；最小压裂厚度最小压裂厚度3.8m，最大，最大18.8m，最大地层温度，最大地层温度159；最大施工排量最大施工排

30、量6.2m3/min，施工平均砂比，施工平均砂比45.2%；最大加砂量最大加砂量87m3，最大阶段加砂比，最大阶段加砂比90%；施工成功率施工成功率96% ， 有效率有效率90.7 。应用情况复合与常规压裂效果对比表（复合与常规压裂效果对比表（油井）油井）24口油井平均单井日增液15.1m3/d，日增油8.9t/d，平均单井累增油2164.3 t，平均单井有效期410d(统计至2005年7月份中旬,6口井仍在有效期内)累增油51942.8t油区油区工艺工艺压裂井压裂井层层( (层层) )井井 深深(m)(m)加砂加砂强度强度(m(m3 3/m/m) )平均平均砂比砂比(%)(%)平均单井平均单井日增油日增油(t/d)(t/d)平均平均有效期有效期(d)(d)桥口桥口复合复合92446.5-4001.12446.5-4001.14.64.645.245.28.14546常规常规6 62425.6-3502.31.61.625.625.66.5200马厂马厂复合复合8 82704.8-3159.22704.8-3159.24.44.445.645.69.0307常规常规7 72688.5-3155.81.51.526.226.25.2150应用效果复合压裂与常规压裂效果对比表复合压裂与常规压裂效果对比表 （气井）气井）油