特殊储层压裂技术副本学习教案

1、会计学1特殊特殊(tsh)储层压裂技术副本储层压裂技术副本第一页，共150页。 1.压裂工艺(gngy)基础1.1压裂改造目的意义目的意义 形成水力(shul)裂缝 改变流动(lidng)状态调整层间矛盾 增加控制储量概 述为地层流体提供高渗流能力通道。径向流到线性流，缩短了流动距离。沟通油气储集区，扩大渗流面积。选压低渗层，改善产油、吸水剖面。 解除地层污染区块整体开发调整 水力裂缝穿过污染区。 注采关系的矛盾、层井储量动用不均的矛盾、不同分布区域开发与生产差异的矛盾。 增加储量 提高开发效果第2页/共150页第二页，共150页。 1.压裂工艺基础(jch)1.2压裂改造技术的基本内容1.2

2、.1学科领域学科(xuk)领域 地 质 学 机 械 测 试 化学(huxu)、材料学概 述 构造特征、岩石结构、矿物组成、储渗特性。施工/作业的设备/工具/管柱的性能、选择以及匹配性。 压裂液、支撑剂、化学剂研究与筛选 流体与生产剖面分布特征、生产情况/相关参数、地应力及垂向分布。 流 体 力 学 岩 石 力 学 地 下 流 体 渗 流 规 律。 确定地应力、弹性模量、泊松比等参数。压裂工艺是一门多种学科的综合研究与应用技术 软 件 系 统 施工参数优选、效果优化、经济评价。 其 它 射孔及配套工艺。第3页/共150页第三页，共150页。概 述1.压裂工艺基础1.2压裂改造技术的基本内容1.2

3、.2实施水力(shul)压裂的基本条件基本(jbn)条件 施工(sh gng)设备与管柱 满足特定施工工艺条件下的地层改造需要。 施 工 工 艺 施 工 参 数 施 工 材 料 适应储层特征的要求。 满足造缝、铺砂和增产的要求。 满足储层和施工工艺的要求。 配 套 措 施适应工艺与投产的要求。第4页/共150页第四页，共150页。概 述1.3压裂施工工艺 施工工艺 配 套 压 裂测试(csh)压裂常规(chnggu)压裂 选择性压裂 分 压 合 压数据(shj)录取压降参数确定相关注入方式第5页/共150页第五页，共150页。概 述 1.3压裂施工工艺 （1） 注入(zh r)方式 注入(zh

4、 r)方式 套 管 注 入 油 管 注 入 油 套 混 注环 空 注 入88.9mm和73.0mm套管(to un)与73.0mm油管或60.3mm油管组合 针对储层剖面结构、 埋藏深度、岩石力学性质、井筒状况、泵注参数、工艺类别、施工规模、液体性能优选合理的注入方式。第6页/共150页第六页，共150页。概 述 1.3压裂施工工艺(gngy) （2） 分层与选择性压裂工艺(gngy)分层与选择性压裂单封分/选压 机械(jxi)分、选压其它(qt)分、选压与机械分/选压工艺组合 暂 堵 选 压封上压下；封下压上 限 流 压 裂投球分/选压与其它分/选压工艺组合双封分/选压 多 级 分 压 分压

5、两层或选压一层+球杆分压两层连续油管，分压多层+桥塞，封上下、压中间 填 砂 压 裂 桥 塞 分 压 封 下 压 上 第7页/共150页第七页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压 通过“准时射孔”和“连续油管”技术的应用(yngyng)，实现一次施工对多个目标层位进行快速高效压裂改造的技术。第8页/共150页第八页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压准时(zhn sh)射孔多级分压 利用射孔枪井下组合工具对多个压裂层位实施连续射孔，压裂液通过射孔孔眼到达地层(dcng)并压开裂缝。同时，通过球式封隔器对不同的层位进行有效地封堵。 准时射孔井下组合工具。第9页/共15

6、0页第九页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压准时(zhn sh)射孔多级分压 利用连续油管控制深度，将射孔枪井下组合工具(gngj)下到第一个待压裂层位。 射孔后，将射孔枪提升到第二个待压裂层，对第一个射孔层进行压裂改造。 准时射孔压裂作业程序第10页/共150页第十页，共150页。概 述 准时(zhn sh)射孔多级分压 准时(zhn sh)射孔压裂作业程序连续(linx)油管多级分压 在压裂层顶端放置了球式封隔器。随着液体的注入，井筒压力逐渐升高，当达到一定值时，球式封隔器达到第一个已压裂层位，将射孔孔眼密封。 对第二个层位进行射孔、上提、压裂、封堵。 如此进行，一次施工最

7、多可压裂6个层位。第11页/共150页第十一页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压 连续(linx)油管多级分压井下组合工具： 在连续油管上安装井下组合工具，采用膨胀式封隔器对已压裂目的层与待压裂层进行封隔。配合准时射孔(sh kn)压裂技术一次施工，可压开多个层位。第12页/共150页第十二页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压 连续(linx)油管多级分压实施程序： 将射孔(sh kn)枪放到第一个待压裂层位。 射孔(sh kn)后，在射开的目的层之下下入井下组合工具，安好卡瓦封隔器，然后通过连续油管和环空注入压裂液。连续油管压裂作业程序第13页/共150页第十

8、三页，共150页。概 述 连续(linx)油管压裂 连续油管压裂作业(zuy)程序连续(linx)油管多级分压 第一个射孔层压裂完成后，上提井下组合工具至上面临近的目标层进行射孔、卡封、压裂。 如此反复进行，一次施工可压裂多个层位。第14页/共150页第十四页，共150页。概 述 应用情况 “ 准时射孔”技术在美国(mi u)致密砂岩储层小直径套管（114.3mm和127.0mm ）压裂、酸化改造中应用了25井次；储层最大深度4389.12m；最高温度160；地面压力63MPa；单井最高层数达到了14层。 “连续油管”压裂技术在139.7mm套管中应用了4井次，20多个层位；储层最大深度329

9、0m；最高温度140；地面压力50MPa；单井最高层数达到了6层。连续(linx)油管多级分压第15页/共150页第十五页，共150页。概 述 连续(linx)油管多级分压 应用情况 2007年，华北分公司与美国BJ公司合作(hzu)在大牛地地区施工两井次/4层。施工井段2566.0-2816.5m，稳定产量1.72104m/d。第16页/共150页第十六页，共150页。概 述 连续油管水力喷射(pnsh)压裂技术 水力喷射压裂技术(jsh)利用水动力学原理，将水力喷射射孔和水力喷射压裂相结合的一种工艺技术(jsh)。 通过连续油管将水力喷射工具下至待压裂层位。然后利用地面压裂车将液体加压，经

10、喷射工具的喷嘴，使高压势能转化成动能而产生高速射流，在目的(md)层形成一定直径和深度的射孔孔眼。 完成射孔后继续加压，在射孔孔眼顶端产生许多裂缝，增加压力后，水力裂缝不断扩展，可形成较大的裂缝空间。 上提连续油管至第二个目的层，如此反复进行，一次施工可压裂多个层位。第17页/共150页第十七页，共150页。 1.3压裂施工工艺 （3）缝高控制技术缝高控制(kngzh)泥 质 隔 层 施 工 排 量 压裂液粘度(zhn d)概 述厚度(hud)大于5m，地应力值应比储层高2.1Mpa薄层压裂应适当控制施工排量。应用中、低粘度压裂液。 转 向 剂 同时使用漂浮式与重质沉降式转向剂可控制裂缝向上、

11、向下延伸。 第18页/共150页第十八页，共150页。 1.4压裂选井、选层技术（1）基本原则 有足够的地层压力； 储层具备一定的含油气饱和度，并在纵向上有一定的有效厚度，平面上有一定的可控制含油气面积； 地层系数（Kh储层有效渗透率与有效厚度的乘积）适宜。国外在低渗气藏的压裂改造(gizo)中提出Kh应在0.1510-3um2.m以上； 经地层测试确认储层表皮系数较大，造成严重污染堵塞的油气藏； 从生产动态资料分析，显示压力高，产能低的井或同一开采层系与邻近井相比产能严重降低的井； 纵向上物性差异大，层间矛盾突出或平面上储层连通性不好的井； 距边水、底水有一定的能满足裂缝扩展的距离;采用分压

12、施工工艺时，中间要有较好的遮挡层。 井况要适合压裂工艺的技术要求。 在注水开发的油田中，地层能量充足，注采关系对应好。 概 述 第19页/共150页第十九页，共150页。 1.4压裂选井、选层技术（2）基本(jbn)方法 概 述 第20页/共150页第二十页，共150页。 1.4压裂选井、选层技术（2）基本(jbn)方法 概 述 第21页/共150页第二十一页，共150页。 1.4压裂选井、选层技术(jsh)（2）基本方法 概 述 当增效系数3.5时，可取得(qd)理想的压裂效果。第22页/共150页第二十二页，共150页。 1.5压裂优化设计 （1）压裂优化设计软件 应用美国Pinnacle

13、公司编制开发的FRACPROPT软件进行压裂施工参数优选和压裂设计整体方案优化。 软件内容 压裂分析：模拟计算裂缝参数、进行数据分析及净压力历史拟合。 压裂设计：模拟计算出达到裂缝指标的施工泵注程序。 储藏(chcng)分析：分析预测或历史拟合油气井压前、压后的生产动态。 压裂裂缝优化：优化压裂施工规模。 数据转换与编辑：将实时监测数据转换为该软件数据库承认的数据文件，或对实时监测数据进行编辑处理。 系统配置：访问软件的内部参数、色彩设定，选择单位制系统。 概 述 第23页/共150页第二十三页，共150页。 1.5压裂优化设计 （1）压裂优化设计软件 软件特点 包含三个二维的水力压裂裂缝模型

14、和两个三维水力压裂裂缝模型及一个酸压裂裂缝模型，用户可根据需要选择其一进行设计计算。 可与仪表车直接连接采集现场施工数据，进行净压力历史拟合分析。 计算产生多条裂缝情况下的储层改造。 含有井筒及压裂裂缝的温度模型，可计算压裂裂缝的温度场。 四大(s d)压裂液体系的压裂设计计算。 功能齐全，具备压裂设计、压裂分析、产量预测、净压力拟合、实时数据采集等功能。 采用下拉菜单式操作，直观简便。 概 述 第24页/共150页第二十四页，共150页。 1.5压裂优化设计 （2）压裂设计优化原则 最大的储层供给能力； 最优的支撑裂缝长度(chngd)； 最优的泵注参数； 最低的施工成本； 最大的经济效益。

15、 概 述 第25页/共150页第二十五页，共150页。 1.5压裂优化设计(shj) （3）压裂设计(shj)需要录取的基本参数 概 述 第26页/共150页第二十六页，共150页。 1.5压裂优化设计(shj) （4）压裂设计(shj)优化步骤 概 述 第27页/共150页第二十七页，共150页。 1.5压裂优化设计(shj) （5）压裂设计(shj)优化目标 概 述 预测(yc)不同缝长和导流能力所获得累积产量。 确定不同(b tn)缝长和导流能力所需施工规模与施工成本。综合以上两个方面结果，得出净现值曲线。第28页/共150页第二十八页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(li

16、xng) 概 述 第29页/共150页第二十九页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(lixng) 概 述 第30页/共150页第三十页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(lixng) 概 述 第31页/共150页第三十一页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(lixng) 概 述 第32页/共150页第三十二页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(lixng) 概 述 第33页/共150页第三十三页，共150页。 1.6压裂液 （1）压裂液类型(lixng) 概 述 第34页/共150页第三十四页，共150页。 1.6压裂液 （2）压裂液技术(jsh

17、)要求 概 述 第35页/共150页第三十五页，共150页。 1.6压裂液 （3）压裂液性能(xngnng)优化目标解决四个矛盾(modn)因素 高粘度与破胶高粘度与摩阻高粘度与残渣(cn zh)堵塞概 述 粘度高，有利于支撑剂携带和输送；破胶时间长，水化液粘度高，液体返排阻力大。 粘度越高，摩阻损失越大。 粘度高，需要的聚合物用量大；残渣相对含量增加。压裂液效率与滤饼效应 效率高，滤饼效应严重：堵塞储层流体往裂缝渗流的通道；降低了支撑裂缝效率支撑剂的嵌入使缝宽变小。 第36页/共150页第三十六页，共150页。 1.6压裂液 （3）压裂液性能(xngnng)优化目标适应三个特定条件下的使用(

18、shyng)要求 地质(dzh)条件概 述 适应不同地质条件：储层物性、敏感性矿物、温度/压力、地下流体、裂缝形态。 工程条件 满足大斜度和侧向井的使用要求变粘度压裂液。 井况条件 适应不同规模、不同注入方式、不同排量。第37页/共150页第三十七页，共150页。概 述 1.7支撑剂（1）支撑剂类型(lixng)按力学性质(xngzh)分类 石 英 砂硬脆性(cuxng)韧性 陶 粒 铝 球 玻 璃 珠 核 桃 壳树脂包衣陶粒/石英砂耐压、变形 人造品：硬度大，变形小。 天然物：硬度大，变形小。第38页/共150页第三十八页，共150页。概 述 1.7支撑剂（1）支撑剂类型(lixng)第39

19、页/共150页第三十九页，共150页。概 述 1.7支撑剂（1）支撑剂类型(lixng)第40页/共150页第四十页，共150页。 1.7支撑剂 （2）支撑剂的技术(jsh)要求 概 述 强度高，硬度适中； 粒径均匀，圆球度好； 化学、温度稳定性好； 质量高，杂质含量(hnling)少； 密度适中； 货源广，价格低。第41页/共150页第四十一页，共150页。 1.7支撑剂 （3）支撑剂评价(pngji)技术指标 概 述 支撑剂粒度组成及分布； 园球度和表面光滑度； 浊度； 密度：积密度、视颗粒(kl)密度； 酸溶解度； 抗压强度； 导流能力。第42页/共150页第四十二页，共150页。概 述

20、 1.7支撑剂 （3）支撑剂优选 选择(xunz)依据 四个方面(fngmin) 地质(dzh)条件 支撑剂价格支撑剂性质 闭合压力、岩石硬度、温度、物性参数 工程条件 裂 缝 参 数 类型与导流能力 低 成 本 以取得最经济、最有效的压裂目标所需要的裂缝导流能力为依据。第43页/共150页第四十三页，共150页。概 述 1.7支撑剂 （3）支撑剂优选 选择(xunz)方法第44页/共150页第四十四页，共150页。概 述2.特殊储层与复杂结构井2.1特殊储层与复杂结构井的含义 对压裂工艺而言，因生产剖面结构、流体性质、生产条件、储层物性、岩石组成/结构、地质构造、井筒情况(qngkung)的

21、特殊性与复杂性，按常规工艺措施难以取得理想的施工质量与施工效果的储层。 特殊储层与复杂结构井对选井/选层、压裂工艺、施工参数、压裂液与材料、配套措施技术要求高，整体工艺程序复杂，施工难度大。 第45页/共150页第四十五页，共150页。 2.2.特殊储层的类型(lixng)（1）储层生产条件储层生产(shngchn)条件 低 温 浅 井 高温(gown)超深井异 常 高 压异 常 低 压概 述压裂液破胶难度大，液体返排困难。 压裂液与配套技术要求高，施工压力高。一次排液率低 压裂施工压力高，井下作业井控要求严。温度压力第46页/共150页第四十六页，共150页。 2.2特殊储层的类型(lixn

22、g)（2）生产剖面结构生产剖面(pumin)结构长井 段 储 层 差 薄 层 水 平 井大 斜 度 井概 述 非均质性差，层间矛盾突出，常规压裂剖面(pumin)改造程度低。 造缝质量差，单层压裂产能低，多层压裂配套技术要求高。 裂缝规则性差，摩阻大，施工、作业难度大。 裂缝形态复杂，对液体、工艺、配套措施技术要求高。第47页/共150页第四十七页，共150页。 2.2特殊(tsh)储层的类型（3）井筒条件井筒(jn tn)条件 小直径(zhjng)套管 套 管 变 形概 述 卡封压裂困难，压裂施工注入方式、管柱设计、施工参数受限。 增加了施工、作业难度，卡封压裂受限。 第48页/共150页第

23、四十八页，共150页。 2.2特殊储层的类型(lixng)（4）储层流体性质储层流体(lit)性质 凝 析 气 藏 高稠度(chu d)油藏概 述 控制地层反凝析、井筒积液以及水合物堵塞难度大。 压裂液与地层水的配伍性，油相有效渗透率降低抑水增油效果。 高含水高矿化度油藏 排液困难、乳化作用强以及润湿性影响。第49页/共150页第四十九页，共150页。 2.2特殊(tsh)储层的类型（5）储渗空间特性储渗空间(kngjin)特性 低 渗 储 层裂 缝 型 储 层概 述 施工压力高，造缝质量(zhling)差，水锁伤害严重。 水力裂缝结构复杂，压裂液效率低，排液难度大。第50页/共150页第五十

24、页，共150页。 2.2特殊储层的类型（6）矿物(kungw)组成敏感性储层 水 敏 储 层 速 敏 储 层 碱 敏 储 层 酸 敏 储 层概 述粘土矿物膨胀、脱落(tulu)、分散。 注入流体达到临界流速时，引起岩心(ynxn)渗透率明显下降。 酸液与某些矿物发生反应，产生凝胶、沉淀或释放出微粒，使层渗透率下降。 高PH值液体与岩石矿物中某些组份发生化学反应，使渗透率降低。 盐 敏 储 层 受盐浓度影响使粘土矿物发生膨胀、分散或收缩、脱落使渗透率下降。第51页/共150页第五十一页，共150页。技术(jsh)交流内容 概 述 一、强水敏储层压裂工艺技术 1. 强水敏性储层特征 2. 中原油田

25、胡状地区敏感性特征 3. 强水敏储层压裂工艺主要影响因素(yn s)与技术措施 二、低渗储层压裂工艺技术 第52页/共150页第五十二页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.1强水敏性储层含义 因粘土矿物含量高、组成复杂、分布位置差等原因，在施工、作业过程中由于外来流体的侵入发生化学与物理变化，从而引起粘土微粒的分散、运移以及矿物晶格的膨胀，造成(zo chn)地层孔喉的堵塞，导致储层渗透率大幅度降低的储层。 第53页/共150页第五十三页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征(tzhng)1.2粘土矿物岩石(ynsh)组成粒度(l d) 0.0

26、3mm泥质粒径0.01mm粒度2-0.1mm; 0.1-0.01mm粘土粒径 .005mm第54页/共150页第五十四页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 1.强水敏性储层特征(tzhng)1.2粘土矿物 粒径 0.005mm细分散的含水层状构造和链状构造的硅酸盐矿物及含水的非晶质硅酸盐矿物。粘土矿物构造(guzo)示意图第55页/共150页第五十五页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.3储层特征 （1）粘土矿物含量高一般(ybn)在10%以上。 粘土矿物含量越高，储层伤害率越大。石英砂中加入5.0膨润土，渗透率降低了100倍以上；在0.5 NaCl溶液(rn

27、gy)中，膨润土含量由2.5 增加到5.0，渗透率降低了14.5倍。第56页/共150页第五十六页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.3储层特征 （2）粘土分布位置差 粘土矿物分布在孔隙壁面或骨架颗粒表面，可与外来(wili)流体充分接触，易受到流体性质的影响，对储层造成损害。 粘土矿物以颗粒状作为岩石的一部分存在时，这些粘土不能与外来流体(lit)充分接触，因而对储层的损害较轻第57页/共150页第五十七页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.3储层特征 （3）粘土成分复杂(fz)，强敏感性粘土矿物含量高 蒙脱石伊利石高岭石绿泥石 名称名

28、称晶型晶型比表面（比表面（m2/g）阳离子交换量阳离子交换量（meq/100g）存在形式存在形式蒙脱石蒙脱石2：1350-80080-150颗粒表面颗粒表面伊利石伊利石2：110-3010-40粒表粒表/粒间片粒间片状及丝状状及丝状高岭石高岭石1：110-303-15颗粒粒间颗粒粒间绿泥石绿泥石2：11510-40充填孔隙充填孔隙粘 土 矿 物 性 能 对 比第58页/共150页第五十八页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.3储层特征 （4）受粘土矿物的影响，储层原始有效孔隙度和渗透率低。 由于粘土矿物含量(hnling)高，使得颗粒分选性差，圆度低，胶结类型复杂。

29、 粘土矿物含量(hnling)越高，岩石颗粒空间越小，储层渗透率越低。 第59页/共150页第五十九页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征1.3储层特征 （4）带有明显的速敏性质 当流体流速达到一定值时，基质中结合力较弱、粒径较小的矿物微粒（37m）随之开始移动。而较大粒径的微粒可以在喉道处形成较稳定(wndng)的“桥堵”，因此导致岩石中的喉道在较短时间内大量地被堵塞，造成多孔介质渗透能力的急剧下降。 1.00.90.80.70.60.5Kv/Kmax0 10 Vc 20 30 40 50V（m/d）砂岩(sh yn)岩样渗透率随流速变化曲线第60页/共150页第六十

30、页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术1.强水敏性储层特征(tzhng)1.3储层特征(tzhng) （5）含有其它敏感性特征(tzhng) 酸敏、碱敏、盐敏等。 第61页/共150页第六十一页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术2. 中原油田胡状地区敏感性特征2.1粘土矿物组成与含量 储层的敏感性取决于岩石中粘土矿物的含量和组分。胡状地区地层粘土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，其次是蒙脱石、高岭石和绿泥石。 胡状集北部(bi b)沙三下油藏粘土矿物类型主要有高岭石、伊利石、绿泥石和伊/蒙混层。高岭石相对含量为14.7%；伊利石相对含量为38.8%；绿泥石相对为8.5%；伊/蒙混层相对含量

31、为38%。该粘土矿物组成将导致该区块为中等到强水敏。 第62页/共150页第六十二页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术2. 中原油田胡状地区敏感性特征(tzhng)2.1粘土矿物组成与含量 井号岩样深度蒙脱石高岭石伊利石绿泥石蒙伊混层蒙绿混层胡7-182391.9030439180胡7-182260.05028457200胡7-182415.21033356260胡142482.350204120190胡142482.350204120190胡6032320104815270胡5-712134.6920213617260胡47-242474.46021149560胡5-112474.46

32、017177590胡5-522437.9620282727180胡5-522532.890323520130胡243129.58025408270胡242411.79032298310胡802175035210350胡10-120463020196550胡10-121413021289420第63页/共150页第六十三页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术2. 中原油田胡状地区敏感性特征2.2水敏性能(xngnng) （1）水敏指数 水敏程度以水敏指数的大小为衡量尺度。 水敏指数计算如下： I=(Ki-Kw)/Ki 式中: I-水敏指数; Ki-地层水渗透率，103m2； Kw-蒸馏水渗透

33、率， 103m2 。 I 0.3，属弱水敏； I =0.3-0.7，属中等水敏； I0.7，属强水敏。 第64页/共150页第六十四页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术2. 中原油田胡状地区敏感性特征(tzhng)2.2水敏性能（2）水敏程度 中等(zhngdng)偏强水敏性岩心盐水K(10-3m2)次地层水K(10-3m2)蒸馏水K(10-3m2)水敏指数I(%)结论胡122a0.07330.05420.033554.3中等偏强水敏胡5-52a113.03586.76563.99143.38中等偏弱水敏胡5-129a0.1650.1120.04473.3强水敏岩心地层水K(10-3m2

34、)次地层水K(10-3m2)蒸馏水K(10-3m2)水敏指数I(%)结论胡122b10.7280.431156.9中等偏强水敏胡5-52b10.7690.536746.3中等偏弱水敏胡5-129b10.5310.21878.2强水敏第65页/共150页第六十五页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术2. 中原油田胡状地区敏感性特征(tzhng)2.3速敏性能 速敏效应(xioyng)较弱。 速敏实验(shyn)渗透率变化数据表井号K Kmaxmax(10-3m2)Kmin(10-3m2)损害率Dkw()结论122e0.2430.17229.2弱速敏5-52e39.932.219.3弱速敏5-

35、129e0.2340.18222.2弱速敏第66页/共150页第六十六页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 2. 中原油田(zhn yun yu tin)胡状地区敏感性特征2.4酸敏性能 井号井号酸前酸前K Kw w(10-3m2)酸后酸后Kwa(10-3m2)酸敏指数酸敏指数( ()结论结论胡胡122e0.04510.04510.03790.037916.016.0弱酸敏弱酸敏胡胡5-52e66.4666.4656.3856.3815.215.2弱酸敏弱酸敏胡胡5-129e0.06260.06260.0450.04527.527.5弱酸敏弱酸敏盐酸(yn sun)酸敏实验数据 胡状地区

36、储层岩心(ynxn)对盐酸表现出弱酸敏性。第67页/共150页第六十七页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 2. 中原油田胡状地区敏感性特征(tzhng)2.4酸敏性能 井号井号酸前酸前K Kw w(10-3m2)酸后酸后Kwa(10-3m2)酸敏指酸敏指数数( ()结论结论胡胡122f0.03790.03790.02330.023338384 4中等酸敏中等酸敏胡胡5-52f56.38v56.38v26.1526.1553536 6中等酸敏中等酸敏胡胡5-129f0.0450.0450.01310.013171.071.0强酸敏强酸敏土酸酸敏实验(shyn)数据 胡状地区储层岩心对土酸

37、表现出中等(zhngdng)到强酸敏性。第68页/共150页第六十八页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 2. 中原油田胡状地区敏感性特征(tzhng)2.5碱敏性能 不同PH值条件(tiojin)下渗透率变化数据表岩心盐水PH6.5K（10-3m2）pH8.5K（10-3m2）pH10K（10-3m2）pH11.5K（10-3m2）pH13K（10-3m2）碱敏指数（）胡122g0.08640.08550.0890.08220.067225胡5-52g313126.922.71842胡5-129g0.1080.1070.1010.08670.063641弱至中等(zhngdng)强度的

38、碱敏性。 第69页/共150页第六十九页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 2. 中原油田(zhn yun yu tin)胡状地区敏感性特征2.6盐敏性能 岩心不同盐度(%)条件下渗透率值，10-3m22420161286420胡122c0.1010.1010.1010.1010.1010.09900.08920.07700.0652胡5-52c40.8641.0340.9440.6840.8739.8937.7832.9627.66胡5-129c0.07340.07360.07370.07380.07370.06970.06060.05260.0401不同(b tn)盐度条件下渗透率数

39、据表 盐浓度高于6.0%时无盐敏效应，盐浓度低于6.0%时存在(cnzi)不同程度的盐敏效应。第70页/共150页第七十页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.1主要影响因素 （1）粘土膨胀与微粒运移 因粘土矿物含量高、组成复杂、分布位置差等原因，在施工、作业过程中由于外来流体的侵入发生化学与物理变化，从而引起粘土微粒的分散、运移以及(yj)矿物晶格的膨胀，造成地层孔喉的堵塞，导致储层渗透率大幅度降低，使得压裂改造无效或低效。第71页/共150页第七十一页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3

40、.1主要影响因素 （2）受胶结物与粘土矿物的影响，储层纵向剖面非均质性严重，采出程度差异大。采用笼统压裂改造时，有可能使部分(b fen)低渗层难以得到有效改造。 （3）强水敏储层胶结物和粘土矿物含量高，在注水或其它施工作业中易引起粘土膨胀、脱落、微粒运移，导致岩石强度降低、井壁上岩石应力减小，使得油井出砂。 压裂改造中，由于对裂缝避免岩石结构的破坏，使得部分(b fen)井出砂严重。第72页/共150页第七十二页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定(wndng)地层粘土技术 （1）粘土稳定(wndng)剂类型

41、粘土(zhn t)稳定剂 多 点 吸 附 中和粘土(zhn t)表面负电荷 活性剂阳离子聚合物无机盐中和/分散作用、改变粘土或岩石表面性质。其它 离 子 交 换第73页/共150页第七十三页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 无机盐 常用的无机盐类粘土稳定剂有KCl、 NaCl 、NH4Cl、MgCl2、CaCl2等。通过水解后产生的阳离子中和粘土表面负电荷。其中(qzhng)KCl、 NaCl 可用于除土酸酸化以外的任何施工/作业的工作液；NH4Cl可用于除碱性压裂液以外的任

42、何施工/作业的工作液。第74页/共150页第七十四页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术(jsh)措施3.2主要技术(jsh)措施3.2.1稳定地层粘土技术(jsh) （1）粘土稳定剂类型 表面活性剂 阳离子表面活性剂 常用的产品有二甲基十二烷基苄基氯化铵、三甲基十二烷基氯化铵等。阳离子表面活性剂溶于水发生电离后，表面活性集团带有正电荷，能够中和粘土矿物的负电荷，并能润湿粘土表面，阻止水分子进入粘土内部和其它离子的交换作用，使粘土矿物处于稳定状态。 该类稳定剂的优点是与粘土矿物的吸附力强，抗水基流体冲洗；缺点是会使地层转变成亲油性，降低油气相渗透率

43、。第75页/共150页第七十五页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 表面活性剂 阴离子表面活性剂 常用的阴离子表面活性剂为石油磺酸盐，该类产品能使粘土表面变为强水湿性，促使(csh)已絮凝的粘土发生分散，从而提高地层的渗透性。 絮凝体系(tx)粘土(zhn t)分散第76页/共150页第七十六页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土(zhn t)技术 （1）粘土(zhn t)稳定剂类型 表面

44、活性剂 非离子表面活性剂 烷基葡萄糖苷类衍生物表面活性剂，具有适宜的六圆环及多羟基的分子结构，在一定活度的水基体系中，通过与岩石中粘土(zhn t)表面的羟基形成分子间氢键，在岩石表面形成一层半透膜，改变了岩石的表面特性，能够防止水分子的侵入，从而达到了抑制粘土(zhn t)颗粒的水化膨胀和分散运移目的，并增强岩石框架结构的稳定性。 第77页/共150页第七十七页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 阳离子有机聚合物 特点: 具有多核和多基团的特性有很强的抑制粘土能力。 阳离子聚

45、合链上的正电性原子可与粘土晶层间发生交换，通过静电引力和范德华力，吸附在粘土颗粒(kl)表面，抑制粘土水化膨胀。 由于聚合物链的多点吸附，使多个颗粒(kl)吸附在同一条链上，使粘土的分散和微粒的运移受到抑制。 第78页/共150页第七十八页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要(zhyo)影响因素与技术措施3.2主要(zhyo)技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 阳离子有机聚合物 阳离子有机聚合物类粘土稳定剂具有有效期长，适用范围宽等特点。 阳离子有机(yuj)聚合物在粘土晶层间的吸附。第79页/共150页第七十九页，共150页。一、强水敏储

46、层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要(zhyo)影响因素与技术措施3.2主要(zhyo)技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 阳离子有机聚合物阳离子的类型(lixng)聚 季 胺 盐聚 季 磷 盐聚叔硫酸盐第80页/共150页第八十页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 其它类型 无机碱类KOH、NH4OH等，除了通过阳离子中和粘土中的负电荷之外，均有使膨胀型粘土转化(zhunhu)为非膨胀型粘土的作用。该类产品主要用于蒙脱石含量较高的储层，其中KOH使

47、用温度在22-85，并同时具有溶解粘土的效果。第81页/共150页第八十一页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定(wndng)地层粘土技术 （1）粘土稳定(wndng)剂类型 其它类型 无机聚合物类羟基铝 AlCl3水解形成Al3+，与水络合形成水合铝离子，然后在一定条件下转化为多核聚羟基合铝离子。Al（OH2）63+ Al 6（OH）10 （OH2）188+ 形成的高价聚合离子可进入粘土矿物晶层，通过与粘土阳离子的交换作用，抑制粘土的膨胀。 第82页/共150页第八十二页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术

48、 3.强水敏储层压裂工艺主要(zhyo)影响因素与技术措施3.2主要(zhyo)技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （1）粘土稳定剂类型 其它类型 无机聚合物类氧氯化锆 氧氯化锆在一定条件下水解形成水合锆离子或多核羟桥配合物。 ZrOCl2+H2OZr（H2O）84+ 氧氯化锆稳定粘土机理与羟基铝相似，即通过高价聚合离子的交换作用，提供一个强阳离子环境，抑制粘土的膨胀。第83页/共150页第八十三页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响(yngxing)因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 地层粘土因其化学组成及结

49、构的复杂性，在遇到外来流体时，可发生多种有害的反应。因此，将多种稳定剂复配使用，可克服单一稳定剂的局限性，是保护产层防止粘土膨胀与运移的有效措施。第84页/共150页第八十四页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 作用机理(j l) “包裹”作用 化学剂能牢固地吸附在粘土或其它微粒上形成一层保护层，阻止粘土的水化作用。具有多羟基分子结构的非离子表面活性剂。粘土水化后分散(fnsn)运移粘土(zhn t)颗粒稳定粘土第85页/共150页第八十五页，共150页。一、强水敏储层压裂工

50、艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层(dcng)粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 作用机理 中和效应 无机盐通过水解后产生的阳离子中和粘土表面负电荷。 离子几何效应KCl 当无机盐类阳离子的直径大小与粘土表面交换点孔穴大小相适应时，则该离子易进入层状粘土晶层内。如KCl中K+直径为2.7，进入层状粘土矿物中，削弱高价离子(如Al3+、Fe3+等)对水分子的静电引力。使水分子不易与粘土颗粒接触，从而防止了粘土膨胀。第86页/共150页第八十六页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措

51、施3.2.1稳定地层粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 作用机理 多点吸附作用阳离子有机聚合物。 粘土稳定剂同时吸附到多个晶层和微粒上，通过“桥接”作用来抑制粘土分散运移和外来流体进入粘土颗粒(kl)孔隙间,从而起到粘土稳定的作用。 絮凝粘土的分散作用阴离子型表面活性剂 对于已发生运移堵塞的粘土通过阴离子型表面活性剂的作用促使已絮凝的粘土发生分散，从而提高地层的渗透性。第87页/共150页第八十七页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响(yngxing)因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 作用机理 压缩双电层 带有

52、正电荷离子的化学剂进入粘土颗粒晶层间，依靠其静电引力吸附中和负电荷，过剩的正点荷使粘土中性反转，减小了粘土层间距。扩散层和结合水膜变薄、膨胀率降低。第88页/共150页第八十八页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术(jsh)措施3.2主要技术(jsh)措施3.2.1稳定地层粘土技术(jsh) （2）复合型粘土稳定剂 复合型粘土稳定剂的性能 ZW-1粘土(zhn t)稳定剂在7天后防膨率仍保持在90%以上。第89页/共150页第八十九页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施(cush)3.2主要技术措施

53、(cush)3.2.1稳定地层粘土技术 （2）复合型粘土稳定剂 复合型粘土稳定剂的性能普通淡水平均(pngjn)伤害率38.46%Zw-1稳定剂水溶液平均(pngjn)伤害率为1.35%1.0%第90页/共150页第九十页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （3）应用高矿化度压裂液技术 基液：应用相似区块或层位的地层水与普通(ptng)淡水的混合体系作为强水敏储层压裂改造的基液。离子矿化度应保持在6.0%以上。 交联剂与聚合物应具有良好的耐盐性能。 应用非离子有机配位体络合的两性金属或非金属含氧酸盐

54、交联剂； 应用非离子改性植物胶聚合物。第91页/共150页第九十一页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层(dcng)粘土技术 （4）应用其它类型压裂液体系 其它(qt)压裂液类型油基压裂液CO2泡沫(pom)压裂液前置酸压裂液 无水敏。成本高，工艺难度大，安全性差。 水敏性低，液体返排效率高。 对胶结物与粘土矿物有溶解作用。第92页/共150页第九十二页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素(yn s)与技术措施3.2主要技术措施3.2.1稳定地层粘土技术 （5）其它配套

55、措施 提高液体表面活性 降低液体滤失 快速破胶 非酸液支撑缝面处理 压后快速排液技术第93页/共150页第九十三页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.2 压裂工艺优化 针对强水敏性储层生产剖面非均质性严重，层间矛盾突出等问题，通过采用优化的压裂工艺技术可使部分低渗层难以得到(d do)有效改造。 工具卡封分压 投球分压 限流分压 第94页/共150页第九十四页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要(zhyo)影响因素与技术措施3.2主要(zhyo)技术措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂

56、技术（1）地层出砂的危害 地层(dcng)出砂伤害损毁套管、井筒生产(shngchn)设备、地面生产(shngchn)设备/管线对 小 孔 隙 和 喉 道 的 堵 塞 井 筒 堵 塞 充填支撑裂缝，降低裂缝有效孔隙度和渗透率。第95页/共150页第九十五页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术 （2）地层出砂的原因(yunyn) 压裂改造过程中岩石力学参数的变化 碱敏指数(zhsh)裂缝的扩展引起原始地应力参数(cnsh)的变化，导致岩石强度下降。第96页/共150页第九十六页，共150页。

57、一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施(cush)3.2主要技术措施(cush)3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术 （2）地层出砂的原因其它(qt)原因酸化地层(dcng)水注水、施工作业粘结度降低，碎屑颗粒结构破坏。 溶解胶结物降低了颗粒之间的固结强度。粘土膨胀、微粒运移，导致岩石强度降低。强化开采稠油粘度不恰当的压差引起地层出砂 稠油粘度过大，拖曳力引起井壁应力的增加和油井周围压力下降。地层压力变化油田开发中后期地层孔隙压力下降，有效上覆岩层压力增加。第97页/共150页第九十七页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响

58、因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术 （3）压裂防砂 尾追或混合(hnh)伴注树脂包衣支撑剂包衣(bo y)支撑剂压后图片包衣(bo y)支撑剂压前图片第98页/共150页第九十八页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术措施3.2主要技术措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术 （3）压裂防砂 尾追或混合伴注树脂包衣支撑剂 树脂包衣支撑剂是采用特殊工艺将酸性苯酚甲醛树脂包裹在砂子表面，并经热固处理而成的一种韧性(rn xn)压裂材料。 主要特点： 改善了砂子的圆球度，提高了有效支撑空间。 由于包裹作用，增加了支撑剂

59、之间的接触面积（砂粒间由点接触变为面接触），提高了抗压能力。第99页/共150页第九十九页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强水敏储层压裂工艺主要(zhyo)影响因素与技术措施3.2主要(zhyo)技术措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术 （3）压裂防砂 尾追或混合伴注树脂包衣支撑剂 主要(zhyo)特点： 砂子碎粒在包裹作用下，避免了运移对流体渗流通道的堵塞。 体积密度低，便于施工液体的携砂。 具有易变形的特点，可防止裂缝闭合后支撑剂在软地层的嵌入。 具有排液、投产地层防砂和缓解支撑剂回流功能。 第100页/共150页第一百页，共150页。一、强水敏储层压裂工艺技术 3.强

60、水敏储层压裂工艺主要影响因素与技术(jsh)措施3.2主要技术(jsh)措施3.2.3 强水敏储层压裂改造防砂技术(jsh) （3）压裂防砂 伴注纤维基压裂液（引自：廊坊分院） 在压裂液中伴注纤维状化合物，固结支撑剂剖面，控制支撑剂回流和地层出砂。第101页/共150页第一百零一页，共150页。技术(jsh)交流内容 概 述 一、强水敏储层压裂工艺技术(jsh) 二、低渗储层压裂工艺技术(jsh) 1. 低渗储层评价标准 2. 低渗储层地质特征 3. 低渗储层压裂工艺主要影响因素与技术(jsh)措施 第102页/共150页第一百零二页，共150页。二、低渗储层压裂工艺技术1. 低渗储层评价(p