油水井增产增注技术课件

油水井增产增注技术油田开发生产情况概述油藏类型多样：——油藏的几何形态及边界（块状，层状，透镜体，小断块）——流体性质（天然气、凝析气、挥发性、高凝油、稠油、常规原油）——渗流特征（孔隙性，裂缝及孔隙性）油田开发过程复杂——勘探与钻井——完井与试油——生产与修井——增产与增注给注水、采油带来困难，为提高原油采收率，必须开展增产增注技术研究与应用！

油水井增产增注措施是通过消除井筒附近的伤害或在地层中建立高导流能力的结构来提高油井的生产能力。水力压裂和酸化是常规增产措施。近几年来，高能气体压裂、爆炸压裂、酸化压裂、干法压裂、高渗透层压裂、水平井压裂、层内爆炸压裂等在油田逐渐开始试验和应用。一些物理法增产措施也开始应用于油水井的增产增注，如：声波、高压水射流、电法、微生物等。增产措施的方法随着油田的开发，一些新的问题的出现，还会有新的技术措施不断涌现出来。上述各项技术目的都是提高生产指数，以增加产量或降低注入压力。

油水井增产增注措施的基本原理

对均质未压裂地层，其模式为径向流，不同的等压线为大小不同的以井底为圆心的同心圆。油井压裂后，其流动模式发生改变，出现三个阶段：①地层深部流体以拟径向或椭圆径向方式流入近裂缝地带；②近裂缝地带的流体沿着垂直裂缝面的方向线性流入裂缝；③流体沿裂缝直线流入井底。①②合并，最后形成双线性流动模式。裂缝导流能力：裂缝宽度与填砂裂缝裂缝渗透率的乘积流体效率：停泵时缝中剩余流体体积与注入总体积的比值。压裂增产机理研究方法：电模拟未污染井压裂增产机理研究：为油井无裂缝和有裂缝两种情况无缝井流型电位分布曲线图特征：(1)等位线间隔较大，表示压降坡度小；(2)间隔均匀，表示压力呈线性递减；(3)流线趋于平行，表示流动趋于单向流。增加裂缝宽度，或者增大裂缝渗透率，电位椭圆线则发生如下变化：(1)电位椭圆变得十分扁平；(2)电位线间隔变大，表示压降减小；(3)间隔更加均匀，表示压力呈线性降低；(4)流线更接近平行线，表示流动接近单向流。有裂缝油井的流型图污染井造缝条件及裂缝的形态、方位等与井底附近地层的地应力及其分布、岩石的力学性质、压裂液的渗滤性质及注入方式有密切关系。在致密地层内，当井底压力达到破裂压力后，地层发生破裂，然后在较低的延伸压力下，裂缝向前延伸。对高渗或微裂缝发育地层，压裂过程中无明显的破裂显示，破裂压力与延伸压力相近。岩石处于弹性状态，垂向主应力与水平应力的关系：

实际上岩石不一定都处于弹性状态，根据研究最大、最小水平主应力与垂向应力的关系为：图2无限大平板中钻一圆孔的应力分布2)井眼内压所引起的井壁应力压裂过程中，向井筒内注入高压液体，使井内压力很快升高。井筒内压必然产生井壁上的周向应力。根据弹性力学中的拉梅公式(拉应力取负号)：

当re=∞、pe=0及r=ra时，井壁上的周向应力为：3)压裂液径向渗入地层所造成的井壁应力由于注入的高压液体在地层破裂前，渗入井筒周围地层中，形成了另外一个应力区，它的作用是增大了井壁周围岩石中的应力。增加值为：

4)井壁上的最小总周向应力在地层破裂前，井壁上的最小总周向应力应为地应力、井筒内压及液体渗滤所引起的周向应力之和，即：1.2造缝条件(1)形成垂直裂缝当井壁上存在的周向应力达到井壁岩石的水平方向的抗拉强度时，岩石将在垂直于水平应力的方向上产生脆性破裂，即在与周向应力相垂直的方向上产生垂直裂缝。造缝条件为：当多孔介质中存在有孔隙压力(油藏压力)的情况，有效应力为：

当产生裂缝时，井筒内注入流体的压力即为地层的破裂压力，所以：由于最小总周向应力发生在、的对称点上，垂直裂缝也产生与井筒相对应的两个点上(、)。理论上垂直裂缝是以井轴为对称的，实际上由于地层非均质性和局部应力场的影响，产生的裂缝往往是不对称的。(3)破裂压力梯度(破裂梯度)破裂梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。理论上讲，破裂梯度值为裂缝破裂时的有效破裂压力与压裂层的中部深度的比值。实际上各油田的破裂梯度值都是根据大量压裂施工资料统计出来的，破裂梯度值一般在下列范围：(15～18)～(22～25)

用破裂梯度的大小估计裂缝的形态：一般认为小于15～18时形成垂直裂缝，大于23时则是水平裂缝。因此深地层出现的多为垂直裂缝，浅地层出现水平裂缝的几率多。2.压裂液(1)压裂液的作用①前置液：破裂地层并造成一定几何尺寸裂缝。在温度较高的地层里，它还可起一定的降温作用。前置液一般用未交联的溶胶。②携砂液：将支撑剂带入裂缝中并将支撑剂填在裂缝内预定位置上。也有造缝及冷却地层的作用。携砂液由于需要携带比重很高的支撑剂，必须使用交联的压裂液。③顶替液：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。2.1压裂液类型(1)水基压裂液：水溶胀性聚合物经交链剂交链后形成的冻胶。成胶剂：植物胶、纤维素衍生物、合成聚合物。交链剂：硼酸盐，钛、锆等。破胶剂：过硫酸胺、高锰酸钾和酶等。(2)油基压裂液：对水敏性地层，多用稠化油，基液为原油、汽油、柴油、煤油或凝析油，稠化剂为脂肪酸皂。(3)泡沫压裂液：基液多用淡水、盐水、聚合物水溶液；气相为二氧化碳、氮气、天然气；发泡剂用非离子型活性剂。多用于低压低渗油气层改造2.2压裂液滤失性

压裂液滤失到地层受三种机理控制：压裂液的粘度，油藏岩石和流体的压缩性及压裂液的造壁性。(1)受压裂液粘度控制的滤失系数当压裂液粘度大大超过油藏流体的粘度时，压裂液的滤失速度主要取决于压裂液的粘度。滤失系数为：滤失速度为：图4静滤失仪示意图图5静滤失曲线图6动滤失仪示意图(4)综合滤失系数实际压裂过程中，压裂液的滤失同时受三种机理控制，综合滤失系数如下：CⅠ由滤失带压力差控制的，CⅡ是由压缩带压力差控制的，CⅢ由滤饼内外压力差控制的，根据分压降公式可以得到综合滤失系数的另一表达式：

(5)摩阻计算压裂液从泵出口经地面管线—井筒—射孔孔眼进入裂缝，在每个流动通道内都会因为摩阻而产生压力损失，压力损失愈大，造缝的有效压力就愈小。一般情况下，由于地面管线比较短，其摩阻可忽略。1)油管内摩阻2)射孔孔眼摩阻3)裂缝内摩阻压力降3.支撑剂水力压裂的目标是在油气层内形成足够长度的高导流能力填砂裂缝。填砂裂缝的导流能力是在油层条件下，填砂裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积，常用FRCD表示。导流能力也称为导流率。3.1支撑剂的要求(1)粒径均匀，密度小(2)强度大，破碎率小(3)园球度高(4)杂质含量少(5)来源广，价廉3.2支撑剂的类型按其力学性质分为两大类：①脆性支撑剂：如石英砂、玻璃球等特点:硬度大，变形小，在高闭合压力下易破碎；②韧性支撑剂：如核桃壳、铝球等

特点:变形大，承压面积大，高闭合压力下不易破碎。目前矿场上常用的支撑剂有两种：一是天然砂和陶粒；二是人造支撑剂（陶粒）。压裂中曾使用过核桃壳、铝球、玻璃珠等支撑剂，由于强度、货源和价格等方便的原因，现多已淘汰。(1)天然砂天然砂广泛使用于浅层或中深层的压裂。天然砂的主要矿物成分是粗晶石英，没有晶体解理，石英砂的最高使用应力为21.0～35.0MPa。(2)人造支撑剂(陶粒)陶粒的矿物成份是氧化铝、硅酸盐和铁—钛氧化物；强度很高，因此它能适用深井高闭合压力的油气层压裂陶粒的密度高，给压裂施工带来一定的困难，对压裂液性能要求高。(3)树脂包层支撑剂优点：①树脂薄膜包裹起来的砂粒，增加了砂粒间的接触面积，提高了抵抗闭合压力的能力；②树脂薄膜可将压碎的粉砂包裹起来，减少了微粒间的运移与堵塞孔道的机会，从而改善了填砂裂缝导流能力。③树脂包层砂总的体积密度较低，便于悬浮，降低了对携砂液的要求。④树脂包层支撑剂具有可变形的特点，使其接触面积有所增加，可防止支撑剂在软地层的嵌入。3.3支撑剂在裂缝内的分布

支撑剂在裂缝内的分布状况，决定了压裂后填砂裂缝的导流能力和增产效果。(1)全悬浮型支撑剂分布高粘压裂液：是指压裂液粘度足以把支撑剂完全悬浮起来，在整个施工过程中没有支撑剂的沉降，停泵后支撑剂充满整个裂缝内，因而携砂液到达的位置就是支撑裂缝的位置。这种压裂液称为全悬浮压裂液。①裂缝内砂浓度与地面砂比的关系裂缝内的砂浓度(裂缝内砂比)：是指单位体积裂缝内所含支撑剂的质量。裂缝闭合后的砂浓度(铺砂浓度)：指单位面积裂缝上所铺的支撑剂质量。地面砂比有两种不同的定义方法：单位体积混砂液中所含的支撑剂质量；支撑剂体积与压裂液体积之比。在t时间内从此单元含砂液中滤失的体积百分数为：滤失体积百分数则为：经滤失后的缝内砂浓度为：由公式看出：要求缝内保持一定的砂浓度(相当于一定的导流能力)时，地面砂浓度随着注入单元体积而变化。以注入单元体积数S代替n,则从缝的前端向井底进行计算时，用(Sr-S)代替指数S:由于滤失速度是随时间而变化的，把滤失时间取平均值，则为：停泵时缝内液体体积为：在忽略裂缝内流动阻力的情况下，可以认为裂缝内的FRCD从缝端到井底是线性增加的，因而要求砂浓度呈线性增加。②全悬浮型支撑剂分布特点适合于低渗透率地层:不需要很高的填砂裂缝导流能力就能有很好的增产效果。支撑面积大:能最大限度地将压开的面积全部支撑起来。(2)沉降型支撑剂分布由于剪切和温度等降解作用，压裂液在裂缝内的携砂性能并不能达到全悬浮，在裂缝延伸过程中，部分支撑剂随携砂液一起向缝端运动，另一部分则可能沉降下来。支撑剂沉降速度、砂堤堆起高度等都与裂缝参数(长、宽、高)有关。1)支撑剂在缝高度上的分布携带支撑剂的液体进入裂缝后，固体颗粒主要受到水平方向液体携带力、垂直向下重力以及向上浮力的作用，当颗粒相对于携带液有沉降运动时，还会受到粘滞阻力作用。液体的流速逐渐达到使颗粒处于悬浮状态的能力，此时颗粒停止沉降，这种状态称为平衡状态。平衡时的流速称为平衡流速，即携带颗粒最小流速。在此流速下，颗粒沉积与卷起处于动平衡状态图10颗粒在缝高上的浓度分布

平衡状态下，垂直裂缝剖面上可以分为四个区域：

区域Ⅰ：沉降下来的砂堤，砂堤的高度为平衡高度；

区域Ⅱ：在砂堤面上的颗粒滚流区；

区域Ⅲ：悬浮区，虽然颗粒都处于悬浮状态，但不是均匀的，存在浓度梯度；

区域Ⅳ：无砂区

在平衡状态下增加地面排量，则Ⅰ、Ⅱ与Ⅳ区均将变薄，Ⅲ区则变厚；如果流速足够大，Ⅰ区可能完全消失。进一步增加排量，缝内的浓度梯度剖面消失，成为均质悬浮流。

用低粘压裂液携带支撑剂时，平衡流速和砂堤的堆起速度是很重要的。

2)平衡流速平衡流速定义式为：砂堤的平衡高度：汤姆斯解法：利用颗粒自由沉降速度与阻力速度的比值，先得到阻力速度，再利用此阻力速度求出平衡流速。定义式：牛顿液体：非牛顿液体：阻力速度与平衡流速的关系可用下二式表示：(层流)(紊流)我国矿场上常以砂比(小数或百分数)表示加砂浓度，砂比是砂堆体积与压裂液体积之比，此时砂液混合物的密度将是：垂直缝是以井轴为对称的两条相等的缝，则进入单翼缝中的流量，应为地面总排量的一半。3)砂堤的堆起速度砂堤的堆起速度与缝中的实际流速和平衡流速的速度差有关。当缝中流速达到平衡流速时，砂堤停止增高，处于平衡状态，因此：

C值为砂子与压裂液的体积比，即砂比S。4)平衡时间假设砂堤达到平衡高度的95％，就认为已经达到平衡高度，此时函数:

所以：3.4支撑剂的选择

支撑剂的选择主要是指选择其类型和粒径，选择的目的是为了达到一定的裂缝导流能力。

研究表明：对低渗地层，水力压裂应以增加裂缝长度为主，但为了有效利用裂缝也需要有足够的导流能力；对中高渗地层，水力压裂应以增加裂缝导流能力为主。图11石英砂与陶粒的导流能力对比图影响支撑剂选择的因素有：①支撑剂的强度一般地，对浅地层且闭合压力不大时使用石英砂；对于深层且闭合压力较大时多使用陶粒；对中等深度的地层一般用石英砂，尾随部分陶粒。②粒径及其分布大粒径支撑剂在低闭合压力下可得到高渗透的填砂裂缝，对疏松或可能出砂的地层，要根据地层出砂的粒径分布中值确定支撑剂粒径，以防止地层砂进入裂缝堵塞孔道。③支撑剂类型从图中可以看到：在低闭合压力下，陶粒和石英砂支撑裂缝的导流能力相近，在高闭合压力下，陶粒要比石英砂所支撑裂缝的导流能力大一个数量级；同时也可以看到铺砂浓度愈大，导流能力也愈大。④其它因素支撑剂的嵌入：颗粒在高闭合压力下嵌入到岩石中，由于增加了抗压面积，有可能提高它的抵抗闭合压力的能力，但由于嵌入而使裂缝变窄，从而降低了导流能力。支撑剂的质量、密度以及颗粒园球度等也都会影响裂缝的导流能力。4.压裂设计压裂设计的任务：根据地层条件和设备能力优选出经济可行的增产方案。压裂设计的基础：包括油藏压力、渗透性、水敏性、油藏流体物性以及岩石抗张强度等。压裂设计的方法：根据油层特性和设备能力，以获取最大产量或经济效益为目标，在优选裂缝几何参数基础上，设计合适的加砂方案。压裂设计方案的内容包括：裂缝几何参数优选及设计；压裂液类型和配方的选择；支撑剂选择及加砂方案设计；压裂效果预测和经济分析等。对区块整体压裂设计还应包括采收率和开采动态分析等内容。4.1影响压裂井增产幅度的因素①油层特性：压裂层的渗透率、孔隙度、流体物性、油层能量、含油丰度和泄油面积等；②裂缝参数：填砂裂缝的长、宽、高和导流能力。

麦克奎尔与西克拉用电模型作出了垂直裂缝条件下增产倍数与裂缝几何尺寸和导流能力的关系曲线。该曲线的假设条件：①拟稳定流动；②定产或定压生产；③正方形泄油面积；④外边界封闭；⑤可压缩流体；⑥裂缝穿过整个产层。图12麦克奎－西克拉垂直裂缝增产倍数曲线无因次导流能力增产倍数缝长与油井半径之比从图中可以看出：裂缝导流能力愈高，则增产倍数也愈高，造缝愈长，倍数也愈高。从增长倍数曲线可以得到如下结论：①在低渗油藏中，增加裂缝长度比增加裂缝导流能力对增产更有利。而对高渗地层正好相反，应以增加导流能力为主。②对一定的裂缝长度，存在一个最佳的裂缝导流能力。4.2裂缝几何参数计算模型

目前矿场上使用的设计模型有二维(PKN、KGD)，拟三维(P3D)和真三维模型。二维模型假设裂缝高度是常数，即流体仅沿缝长方向流动；拟三维模型和真三维模型缝高沿缝长方向是变化的，不同的是前者裂缝内仍是一维流动(缝长)，后者在缝长、缝高方向均有流动(即存在压力降)。(1)卡特模型（裂缝面积公式）1957年，卡特在考虑了液体渗滤条件下，导出了裂缝面积公式，基本假设为：①裂缝是等宽的；②压裂液从缝壁面垂直而又线性地渗入地层；③缝壁上某点的滤失速度取决于此点暴露于液体中的时间；④缝壁上各点的速度函数是相同的；⑤裂缝内各点压力相等，等于井底延伸压力。Geertsma和de-klerk裂缝线性扩展示意图

水力压裂过程中，注入裂缝中的压裂液，一部分滤失于地层，一部分使裂缝的体积增加，即：1)滤失量：面积是时间函数：所以：2)裂缝体积变化：3)裂缝面积用拉氏变换得到裂缝面积公式：对于垂直裂缝，已知缝高H，假设裂缝是对称于井轴为的两条，则缝长为：对于水平裂缝，裂缝半径R(m)为：(2)PKN模型（泊金-克恩裂缝缝宽公式）PKN模型是Perkins，Kern和Nordgren三人提出的，它是目前应用较多的二维设计模型，其基本假设如下：①岩石是弹性、脆性材料，当作用于岩石上的张应力大于某个极限值后，岩石张开破裂；②缝高在整个缝长方向上不变，即在上、下层受阻；造缝段全部射孔，一开始就压开整个地层；③裂缝断面为椭园形，最大缝宽在裂缝中部；④缝内流体流动为层流；⑤缝端部压力等于垂直于裂缝壁面的总应力；⑥不考虑压裂液滤失于地层。图13PKN，KGD模型裂缝示意图对于偏心度为零的椭园管、牛顿液体条件下：裂缝内的压力分布和缝宽公式为：对非牛顿液液体，裂缝最大缝宽为：裂缝的平均宽度：用解析方法求解裂缝几何参数时，常把PKN缝宽公式与卡特面积公式联立，给定一个缝宽，通过迭代求解和。Nordgren提出用体积平衡法进行修正，只能用数值方法求解，表达式为：

边界条件：初始条件：岩石剪切模量：x=0，W=Wmaxx=L，W=0t=0，x=03)KGD模型假设条件为：①地层均质，各向同性；②线弹性应力一应变；③裂缝内为层流，考虑滤失；④缝宽截面为矩形，侧向为椭园形。基本方程：井底最大缝宽：单翼缝长：

(4)吉尔兹玛模型吉尔兹玛等人基于牛顿液体推导了缝长和缝宽的计算式，流动方程采用了泊稷叶理论，岩石破裂方程是英格兰与格林提出的。吉尔兹玛采用了合理的边界条件，缝端部的闭合圆滑，并考虑了液体滤失。对于垂直裂缝，当岩石泊松比v时，吉尔兹玛方程为：缝长：缝口宽度：岩石的剪模量：4.3压裂效果预测

压裂效果预测有增产倍数和产量预测两种。垂直缝的增产倍数一般可用麦克奎尔—西克拉增产倍数曲线确定；水平缝可用解析公式计算，产量、压裂的有效期和累积增产量等的预测可用典型曲线拟合和数值模拟方法。(1)增产倍数计算增产倍数是压裂前后油气井采油指数的比值，它与油层和裂缝参数有关。①对垂直缝压裂井压裂后的增产倍数可用麦克奎尔－西克拉增产倍数曲线确定。②对水平缝压裂井增产倍数：图14水平缝压裂前后油层中压力分布(2)Agarwal典型曲线预测压裂井产量1979年Agarwal用数值模拟方法预测了压裂井压后产量随时间变化，并绘制了计算图版，可以预测压裂井的产量。基本假设：①油层流体微可压缩，且粘度为常数；②导流能力为常数；③不存在井筒存储和井筒附近的油层损害；④边界影响可忽略；⑤忽略气体紊流影响。图15Agarwal曲线无因次时间：无因次产量倒数：(油)，

(气)无因次导流能力：

预测产量方法：由地层参数和裂缝参数计算给定生产时间的无因次时间，由和查曲线确定，再由无因次产量倒数公式计算油或气井产量。4.4裂缝参数设计方法①预测不同裂缝长度和导流能力下的产量②优选裂缝参数③选择支撑剂类型④尾随东方陶粒体积和尾随比的确定尾随段长度为：其它设计参数：平均砂比、排量，最大砂比、生产压差。⑤压裂液选择图16产量与缝长和无因次导流能力关系4.5水力压裂设计步骤(1)压裂设计解决的两大类问题：①在给定地层压力，从增产倍数出发，在若干个压裂液、啊及其不同组合的若干方案中选择最优方案；②从设备能力（包括配液能力）和现有条件出发，预测不同方案的增产能力，选择最佳方案。(2)水力压裂的一般步骤：①油层参数（Re、Hr、h、Pr、K、Tr、Dt、De等）②压裂液参数（K、n、C等）③支撑剂参数④施工参数（破裂压力梯度、泵排量等）(3)裂缝面积、缝长、缝宽设计①计算地面、地下破裂压力、裂缝闭合压力等；②确定不同裂缝单位面积上砂浓度在闭合压力下的导流能力；③麦克奎尔-西克拉先对导流能力计算，并计算不同穿透比时的增产倍数；④确定填砂裂缝面积；⑤利用PKN模型计算铺砂浓度；⑥根据优化目标筛选最佳裂缝几何参数。(4)液量和砂量的确定①综合滤失系数的计算；②利用卡特模型已知缝面积计算施工时间和液量；③砂量：铺砂浓度×裂缝面积④支撑剂分布状况：缝中沉降速度、沉降时间等。(5)压裂液注入及加砂程序前置液、携砂液、顶替液的用量，多级注入程序等。(6)压裂效果预测(7)压裂工艺的确定：施工设备、施工管柱等设备：储罐；泵车；混砂车；运砂车；管汇车；仪表车（压裂指挥车）；消防车.油井压裂增产应注意以下问题：（1）中低渗透层——压裂，效果比较明显。（2）当裂缝渗透率高于地层渗透率10000倍以上时，地层阻力会大大降低，增产倍数高。（3）油井压裂效果与地层压力有近似直线关系。在相同条件下地层压力越高，增产倍数越大，也就是说地层压力高，压裂效果好。——选井四、高能气体压裂前言

高能气体压裂是一种独特的油气井增产新工艺。它既不同于爆炸压裂，又区别于水力压裂。它亦称爆燃压裂、可控脉冲压裂、热气化学处理或多缝压裂。美国进行了大量的室内外试验和机理研究，证实了高能气体压裂在适当的加载速率下能形成多条径向裂缝的事实，获得了径向多裂缝的起裂、延伸、闭合、套管保护及压力脉冲的控制等研究成果，并最先成功地研制了井下贮存式p-t监测仪。前苏联在60年代末开始对高能气体压裂技术进行研究，其研究力量主要集中在应用方面，已研制出多种系列的压裂弹产品4-1高能气体压裂机理（1）压裂方法对比常用压裂方法主要有水力压裂、爆炸压裂和高能气体压裂。水力压裂：产生的裂缝受地层的地应力控制，一般仅有一个方向。爆炸压裂：用炸药，它的增压速度极快(微秒级)，气体生成量较少，地层裂隙来不及扩张和延伸，大部分能量消耗在井壁岩石的破碎上，会产生对井眼的严重伤害。高能气体压裂：用火药，燃烧速度最大不超过10m/s。炸药的燃烧速度与环境条件无关，而火药的燃烧速度受环境的温度和压力的影响。图4-1各种压裂的压力与时间的关系

试验结果和理论计算都证明：裂缝的条数取决于井筒内的升压速率。高能气体压裂在油层中造成的是多条径向缝，而井内爆炸会在井筒附近形成破碎带和压实带，不能显著提高井附近的渗透率。高能气体压裂：利用火药或火箭推进剂燃烧产生的高温、高压气体处理油层以取得增产效果的方法（2）高能气体压裂作用

1）机械作用—造缝作用

2）水力作用—是指伴随的井内液体振荡过程以及压力波的传播、反射、叠加所造成的压力脉冲对地层的振动作用。图4-3火药弹在充满水的井内燃烧时压力变化3）高温热作用图4-4火药燃烧时井内温度的变化4）化学作用高能气体压裂的化学作用指的是在燃气中的CO2、HCl、H2S成分遇水形成的酸液对岩层的作用。四个方面的作用：即机械作用、水力作用、热作用和化学作用。（3）高能气体压裂过程

三个连续发生的阶段，即井内增压阶段、造缝阶段和裂缝延伸阶段。图4-5高能气体压裂过程（4）高能气体压裂特点

利用特定的发射药或推进剂在油气井的目的层段高速燃烧，产生高温高压气体，压裂地层形成多条自井眼呈放射状的径向裂缝，清除油气层污染及堵塞物，有效地降低表皮系数，从而达到油气井增产的目的。A选择性特别强，甚至可以邻近油水界面而不压穿；B可压开多条径向裂缝与天然裂缝相交而不受地应力的限制；C自身支撑更能长期有效；D是在经济、安全、方便等方面胜过水力压裂；E是可为综合作业提供井下裂缝条件。4-4套管射孔井高能气体压裂工艺参数（1）影响压裂的因素射孔孔眼直径、射孔密度、推进剂燃烧速度、推进剂用量、射孔方位和井内有无液体。（2）在一定的压力和温度下，对于某种推进剂，每单位时间通过孔眼的压力降正比于射孔孔眼数和孔眼直径的平方。（3）与地应力有关的射孔方向和相位在很大程度上决定了整个裂缝的形态。4-5高能气体压裂设计（1）根本任务：是在不破坏套管的情况下，尽量提高装药量，压出长裂缝、克服污染、提高产量。药量与火药燃烧产生的最大压力及挤入地层的流体体积的关系必须用火药燃烧规律方程、考虑了压缩性和水力阻力的井内流体运动方程、孔眼节流方程、驱替液体进入地层和火药气流入随之形成并延伸的裂缝的方程等组成的微分方程组来模拟。——压前要将井筒清洗干净。4-6高能气体压裂测试与评价（1）目的

控制升压速度，设计合理的压力峰值，形成合理的裂缝体系，确定合理的装药结构，点火与燃烧方式及进行压裂机理研究、判断套管是否受损和效果分析（2）原因高能气体压裂介质为高温、高压气体，对套管及地层产生脉冲载荷，作用时间很短，整个过程为一动态压裂过程。（3）测试方法：静态测试和动态测试（4）静态测试—铜柱法测峰值压力是利用装在测压器内的铜柱的塑性变形来测定压裂过程中的峰值压力，因而又称铜柱测压。（5）动态测试——井下压力一时间过程测试）分类：井下存储式p-t测试仪与地面直录式p-t测试仪。大庆油田某井的实测曲线（井下存储式）（6）高能气体压裂评价分类：技术评价和经济评价技术评价：试井测试

微井径与声幅测井以微井径测井资料为基础，可以了解高能气体压裂对套管的损害程度。以压裂前后声幅资料为基础，可以了解高能气体压裂对水泥环的损害程度。微井温测井——分析、判定裂缝的形态4-7高能气体压裂适用范围及施工工艺（1）适用范围——适用岩性：高能气体压裂因加载速率较高，从而决定了其适用的岩层是脆性地层，对于塑性地层则不甚适用，而对泥岩地层，反而可能产生，“压实效应”。适用于高能气体压裂技术的岩性有灰岩、白云岩和泥质含量较低（小于10%）的砂岩。不甚适用于高能气体压裂技术的岩层有泥岩、泥质含量较高（大于20%）的泥灰岩和砂质泥岩等。此外，胶结疏松的砂岩地层，压后可能引起严重的出砂问题，应慎重对待。由于高能气体压裂只能降低渗流阻力所以只适用于地层压力高、含油饱和度高的油层。由于注水井底经常处于高压状况，高能气体压裂增注效果优于油井增产效果。——适用井层：A在钻井过程中如果由于泥浆或完井造成油层污染，此时无论是水力压裂还是酸化都没有高能气体压裂方便、便易。国内外实践证明，无论探井钻遇的是什么岩性、油层物性是好还是坏都可以运用高能气体压裂技术。塔里木塔中422＃井3537～3554m井段系石炭系灰岩油层，压前日产油6.25m3，气14740m3，压后日产油l9.2m3，气54208m3。B特别适用于处理地层能量高，含油饱和度高，井底附近被伤害的油气层，也适用于物性差的低产层，甚至停产层。根据延长油矿29口停产井统计，高能气体压裂后平均增产2．0～9.7倍，最大20倍，有效期达18个月。胜利河口义3-1-1井，压前产液量为零，压后日产液量为22.1m3，产油19t，己累计增油3000多吨，有效期两年以上。

低渗透砂岩油藏改造技术一、概述二、低渗透油藏开发面临形势及矛盾三、水力压裂技术四、区块整体压裂开发技术五、压裂配套工艺技术1、低渗透油藏砂岩基质渗透率小于５０×10-3μm2的油藏2、分类标准不同国家分类不同，主要有以下几种分类标准：前苏联≤50～100×10-3μm2低渗透美国>10×10-3μm2好≤10×10-3μm2低渗透中国10～50×10-3μm2低渗透1～10×10-3μm2特低渗0.1～1×10-3μm2超低渗

（一）低渗透油藏及分类一、概述3、孔隙度\渗透率统计（国内）孔隙度一般8-18％，渗透率低于10×10-3μm2的占20%（一）低渗透油藏及分类1、油层内部渗流困难，供油能力差；2、弹性能量开采时间短，油层压力递减快；3、由于岩石的孔喉半径小，油层容易受到伤害4、断层和天然裂缝比较发育；5、整体开发效益通常低于中高渗透常规油田。（二）低渗透油藏特征（三）储量分布低渗透砂岩油田在世界范围内分布广泛，对世界能源贡献具有重要作用。随着全世界对能源需求的不断增加，越来越多的难动用储量近年来相继投入开发，这其中有很大一部分就是低渗透油田。国外：美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯等国内：分布与国内的各大油田到2004年，我国陆上探明低渗透油田的储量为52.1×108t，动用地质储量近27×108t，动用程度52%。低渗透油田广泛地分布在我国21个油气区内，长庆、四川几乎全部为低渗透油气田，吐哈、吉林、二连等油田低渗透储量也占50%以上，在陆上低渗透探明储量中胜利、新疆等油田分别约占15%。2、国内低渗透砂岩油田储量分布及动用概况这些油区共动用低渗透地质储量22亿吨，占全国的80％以上。1、低渗透油藏开发面临形势二、低渗透油藏开发面临形势及矛盾

含水上升快，采液指数下降，单井产量低，稳产和提液难度较大。

油层改造措施增油效果逐年下降，压裂后含水上升快，有效期短。

注入水的水质不合格，造成已开发区欠注较为严重、难以保持需要的地层压力，单井产量下降快。(1)需要进行大规模压裂改造;(2)油藏埋藏深、温度高、井身结构复杂给压裂酸化所需材料、设备、施工工艺配套提出了更高要求，增加了施工难度.新投入开发的油田由于地层能量补充不及时造成有效期缩短老油田开发由于压裂注水开发后对剩余油分布认识不清，导致压裂目的不明确，工艺措施针对性不强，效果不理想。统计近年来胜利油田重复压裂改造井41井次，有效率不到50％，有效期短60-70d，单井增产幅度小。2）油井压裂效果变差，特别是重复压裂改造。2、低渗透油藏开发矛盾提高低渗透油藏开发效果的关键是保持地层能量，通过各油田注水现状分析证明，水质仍难以达到注水要求。尽管目前污水处理设备有了长足的改善，但固相颗粒直径与固体含量仍达不到注入要求，特别是小段块油田。油田A1纯化桩74樊29清水临南史100渤南注颗粒直径，μm≤1.02.022/悬浮固体mg/L≤1.02.2524.145-8.510.3含油量，mg/L≤5.00.19<202.334.53.0腐蚀率，mg/L≤0.076.00760.060.050.1418/３）注水仍旧是低渗透油田开发中最尖锐的矛盾（1）水质不达标2、低渗透油藏开发矛盾层间物性差异，造成纵向上吸水不均衡、以及注采对应性差、井间连通性差等，造成注水效果变差。３）注水仍旧是低渗透油田开发中最尖锐的矛盾（3）层间影响4）未开发储量储层含油丰度降低，自然产能变差，新建产能对配套工艺技术的要求更高。

5）层多、层薄、小断块、构造复杂

胜利油田全油区72个低渗透区块2220个小层，平均单层厚度3.6m，最小的单层均厚度0.2m，最大单层平均厚度12.8m。如纯41块纯化镇组油层16层22.4m，平均单层1.4m，红一组油层10层18.4m，平均单层1.84m，且一般产层岩石应力高于隔层岩石应力，易造成裂缝向夹层延伸。膨胀性粘土矿物含量高易造成水敏；伊利石和高岭石易造成速敏；储层微裂缝发育，应力敏感性强；绿泥石易造成酸敏。6）储层敏感性强低渗透砂岩油藏改造技术一、概述二、低渗透油藏开发面临形势及矛盾三、水力压裂技术四、区块整体压裂开发技术五、压裂配套工艺技术

1947年，水力压裂增产作业首次在美国进行；六十年代后，成为单井主要增产增注措施。我国已探明的低渗透地质储量约40亿吨，占全部探明储量的24.5%，这部分储量只有通过压裂改造才能具备工业开采价值。近30年来，压裂技术得到很大发展，形成适应于不同温度条件的压裂液体系、适合不同闭合压力条件的支撑剂体系，研制出性能更佳的新设备，创建了新的设计模型和分析、诊断方法，压裂工艺技术日趋完善。

三、水力压裂技术

水力压裂技术系统可分为设计、实施、评估三个基本环节，主要包括:压前地层评估、压裂材料优化选择、压裂工艺技术、压裂实施及水力裂缝诊断与压后评估。1.压前地层评估技术压前地层评估技术主要包括油藏特征分析、测井分析、岩石力学参数解释、不稳定试井分析、小型压裂分析、试挤及油藏模拟等技术。（一）水力压裂技术（1）小型压裂及压前试挤的必要性小型压裂和大型压裂的区别在于前者不加砂，而后者加砂。小型压裂一般采用变排量施工，将施工排量由小到大逐渐提高，来计算地层的延伸压力和最佳排量。通过小型压裂，可以计算油层的有效渗透率、压裂液的滤失系数、压裂裂缝高度、地层的闭合应力、孔眼摩阻等参数。利用这些参数进行大型加砂压裂方案的优化设计，确定前置液的比例、加砂量的多少，从而保证压裂施工顺利进行。小型压裂分析主要包括：阶梯排量测试，确定延伸压力经验公式计算滤失系数阶段压力降测试天然裂缝发育特征分析（G函数导数分析）压力降落分析解释技术由二维方法已经发展到全三维解释方法，即利用净压力模拟分析计算地层的滤失系数、裂缝几何尺寸，提高了结果的精确程度。(2)小型压裂分析由于小型压裂的投入基本上与大型压裂相同，因此在一口井上进行小型压裂和大型压裂的费用相当于两次压裂，这样投资是比较大的。为减少投入，可采用另外一种成本较低的测试方法，即试挤。试挤是简化了的小型压裂，它只可定性的描述地层特征。试挤就是用一辆或几辆700型水泥车进行挤注测试。(3)试挤2.压裂工艺技术基本原理(如前所述)(1)常规压裂工艺技术多裂缝投球压裂工艺

适用于一个压裂层段内有两个小层，而且夹层小的薄互层井。压裂时先压开一个小层，当加砂结束后，利用已压开层吸收液量大的特点，投可溶性高强度蜡球或橡胶炮眼球，暂时封堵已压开层的炮眼，然后逐步提高施工排量，致使第二个小层压开裂缝，从而达到一个压裂井段内压开多层的目的。这项技术施工简便，时间短，又因同一压裂井段小层间压差小，不易造成窜槽。多裂缝投球压裂工艺压裂施工工艺技术限流压裂工艺适用条件：针对小夹层多个薄互层(小层数多于5层以上)的压裂。其层间地应力差异小，其它压裂工艺（多裂缝投球压裂、限流法压裂）无法使用。使用较大压裂施工排量压开夹层，实现一次压裂多个小层目的。限流压裂工艺压裂施工工艺技术5、压后评估技术压裂前后井温测井压后评估技术１、井温测井２、同位素测井３、试井分析４、压力降落诊断５、压裂效果评价低渗透砂岩油藏改造技术一、概述二、低渗透油藏开发面临形势及矛盾三、水力压裂技术四、区块整体压裂开发技术五、压裂配套工艺技术低渗透油田整体压裂开发配套技术低渗透油田整体改造开发技术模式以油藏精细描述为基础以压裂工艺改造为主导重视储层保护优化开发井网保持地层能量实现供采平衡

设计思想:单井增产措施的优化→区块压裂方案的优化→整体改造开发方案的优化总体目标：采油速度和采收率、开发效益四、区块整体压裂开发技术低渗透砂岩油藏改造技术一、概述二、低渗透油藏开发面临形势及矛盾三、水力压裂技术四、区块整体压裂开发技术五、压裂配套工艺技术五、压裂配套工艺技术1、射孔方案优化技术射孔与压裂起裂密切相关，对裂缝扩展和几何尺寸产生直接影响，应针对不同的储层条件选择合适的射孔方式，并进行优化，特别对于多层薄层、致密地层选择何种射孔方式对于压裂改造至关重要。

一个复杂的、曲折的裂缝网络连接着近井筒和水力裂缝主体。这个近井筒的裂缝曲折的存在是导致许多压裂作业提前脱砂、砂堵的原因。解决“裂缝弯曲”摩阻的方法之一即利用射孔优化技术。即利用射孔孔数、射孔相位来消除“裂缝曲折”摩阻。近井筒区域产生的多条裂缝“曲折”孔眼裂缝的多条裂缝

裂缝高度影响因素：分层应力、杨氏模量、波松比、压裂液利用率、产层厚度等

技术措施：优化射孔方案、人工应力遮挡、压裂工作液选择及施工参数优化2、控制裂缝高度压裂技术油溶性转向剂转向压裂压裂——广泛应用于低渗油藏中、高渗的问题——压裂最早在委内瑞拉将压裂和防砂两种工艺结合应用于中高渗油藏，但未得到广泛应用。到1984年，Smith等人首次发表了以充填宽裂缝为主要目的的“端部脱砂压裂”技术，将中高渗的压裂推向工业应用的新阶段。2-1前言二、高渗透油层压裂问题：

①常规防砂方法虽然能在一定时间内达到防砂目的，但通常是以较大程度地牺牲油井的部分产能为代价。②中高渗油层不仅在井底地带普遍存在污染，而且地层深部的渗透率因生产过程中的微粒运移也会不断下降，有的相当严重。常规解堵方法不仅有效期短，且不能解决地层深部的伤害解除和防范问题。（1）中高渗油藏开发的问题及压裂的原因压裂原因：近井地带解堵及穿过地层伤害带防砂（形成有效防砂带）：通过优选填砂粒径及其匹配减少颗粒运移和沥青质产生; 提高油藏与井筒间的连通性.油井增产：降低生产压差（2）高渗层压裂的关键：端部脱砂(TSO)技术在水力压裂过程中，抑制裂缝的进一步延伸并允许成缝以后扩张和充填，造出短而宽的裂缝的技术（3）高渗层压裂的结果：能超越近井伤害地带，产生负表皮效应。（4）高渗层压裂的应用——防砂常规防砂方法（化学和机械）缺点：不能克服井底固有的污染带；使油井产能进一步损失；提高产量必须放大压差，但导致地层砂不断向井底地带运移，产能下降。

地层出砂的岩石破坏机理：拉伸破坏、剪切破坏、粘结破坏和孔隙坍塌。（5）高渗层压裂裂缝的作用——缓解或避免岩石的破坏（相同产量可保持低压差）高渗裂缝的解堵作用及双线性流动作用，使油井产能提高2-3倍。在相同产量下，压后压差可降低2倍以上，流体压力梯度会有大幅度降低。裂缝支撑带对地层微粒的桥堵（类似井底砾石充填）根据地层微粒的粒径分布规律和砾石充填中选择砾石大小的准则，可以选择压裂砂粒径规格。必要时可以选择充填涂料砂或在近井的缝口段充填涂料砂，以提高裂缝对地层砂的桥堵作用。2-2高渗层压裂的发展（1）砾石充填

砾石充填指将精选的一定尺寸的砾石充填在地层和井间，以便阻止经过孔隙介质运移的油藏岩石颗粒进入井内的方法。滤砂管是用来保持砾石充填位置的装置。这种阻止油藏岩石颗粒进入油井中的方法会引起颗粒在近井区域沉积和砾石充填后渗透率的降低(即伤害)。（2）水平井开发

（3）压裂充填压裂和砾石充填的结合。既要在地层压开并充填支撑裂缝，又要在井底进行绕丝筛管砾石充填。作业可分一次或两次完成。主要用于井底污染较严重、目的层松软、出砂严重的情况。优点：利用了裂缝的防砂作用、解堵导流增产作用；绕丝筛管砾石充填防砂作用，比单纯的砾石充填防砂效果好，且解堵增产。缺点：作业较复杂

（4）压裂防砂不进行井内砾石充填，单纯依靠压裂作业达到防砂和解堵增产作用。适用的地层应有一定的硬度以保证裂缝闭合后能挤住填砂裂缝使压裂砂不返进井内。对软地层裂缝用固结剂固结，稍硬地层则不用。2-3端部脱砂技术端部脱砂压裂技术是一种非常规的压裂技术，当裂缝达到预定的缝长时，前置液全部滤失完，这时在裂缝端部将发生脱砂(即砂堵)，裂缝净压力急剧升高，迫使裂缝在宽度方向上发展，以获得比常规压裂宽几倍至几十倍的支撑裂缝。施工：端部脱砂压裂是在水力压裂过程中有控制的使支撑剂在裂缝的端部脱出，形成砂堵，阻止裂缝继续向前延伸，同时以一定排量继续泵注高砂比压裂液，迫使裂缝膨胀变宽，从而造出一条较高导流能力的裂缝。中高渗油层压裂实现短宽裂缝的原因无因次裂缝导流能力的大小，代表了裂缝实际导流能力和自然渗透能力的差异大小，当该值较大时，才能形成明显的双线性流动形式。当压裂层K值较大时，限制缝长（分母）并尽可能产生较高缝导流能力（分子）才能获得较高的无因次裂缝导流能力。脱砂带的形成过程：砂浆进入裂缝之后，前置液继续快速滤失，砂浆前缘逐渐向裂缝周边运移，然后开始在周边地带的某一局部区域形成砂桥。随着液体的继续滤失，砂浆前缘进一步外移，已形成的砂桥会沿着周边方向逐渐接续，最终形成封闭性周边脱砂带。脱砂带封闭以后，在后续流体的推动下，砂浆仍试图向裂缝周边靠近，部分液体会渗滤到脱砂带的外侧，砂粒被挡在脱砂带内侧，脱砂带厚度逐渐积聚增大。（1）端部脱砂技术脱砂之后缝内状态示意图»裂缝扩展的力学条件：»裂缝扩展的物质条件：

供液速度>滤失速度脱砂带对裂缝扩展的控制作用原理造缝(与传统压裂相同)和缝拓宽、充填(端部脱砂)端部脱砂技术中的缝宽扩张（2）难点控制、检测（3）与常规压裂不同点滤失——其一是因为高渗层是典型软地层并且弹性模数值低；其二是因为流体体积相对较小而滤失量很高(高渗透性可压缩油藏流体和非造壁性压裂液)。充填——缝内砂浆前缘提前到达裂缝边缘，从而限制缝长和缝高的进一步增长，促使缝宽增大。2-4处理方法设计和实施（1）作业程序

）射开产层；2）下入砾石充填筛管防砂装置；3）用酸浸泡清洗孔眼；4）测试并解释处理前诊断数据；5）在诊断、检查设计变量基础上设计端部脱砂泵送方案；6）充填结束或作业管中留下足以形成环空充填体积后，进行端部脱砂处理；7）降低泵速到1～2桶/分，打开环空阀循环并充填、候凝；8）当油压达到安全上限后停泵；9）准备投产。（2）注意问题射孔：孔数测试：基础机械设备：高支撑剂浓度——大功率设备（3）理论（4）压裂工艺及设计造缝到出现顶端脱砂阶段（低砂比携砂液）；裂缝膨胀变宽及支撑剂大量充填阶段（高砂比携砂液）端部脱砂压裂过程可分为两个阶段：造缝到出现端部脱砂的常规压裂；裂缝膨胀变宽及支撑剂大量充填阶段。对第一阶段采用常规压裂的拟三维或全三维压裂模型进行设计，对第二阶段则以第一阶段结束时的参数为为初始参数，通过物质平衡或其它方法进行压裂设计。端部脱砂压裂施工的成功率取决于压裂设计的合理性。其中压裂液的滤失系数最为关键，因此应准确的取值，一般可通过小型压裂来确定。（5）端部脱砂压裂适用范围端部脱砂压裂技术主要适用于中、高渗油气藏和不稳定松软地层的油井解堵、防砂。可形成高导流能力的裂缝。该技术已作为一种新的完井方法，与其它方法配合成功地进行各类油气藏的完井。在一些胶结较差的油气层，应用端部脱砂压裂与砾石充填、筛管等方法配合完井，可以有效地防砂。三、酸化前言（1）增产增注原理：解堵；提高油层渗透率（2）优点：规模小，经济投入小（3）缺点：与压裂比提高产能的潜力有限； 易造成新的伤害酸化原理:通过酸液对岩石胶结物或地层孔隙、裂缝内堵塞物的溶蚀作用，提高地层孔隙和裂缝的渗透性。酸化分类：按照工艺可分为酸洗、基质酸化和压裂酸化。①酸洗：将少量酸液注入井筒内，清除井筒孔眼中酸溶性颗粒和钻屑及结垢等，并疏通射孔孔眼；②基质酸化：在低于破裂压力下将酸注入地层，靠酸液溶蚀作用提高井筒附近较大范围内油层的渗透性；③酸压：在高于破裂压力下将酸注入地层，在地层形成裂缝，通过酸对裂缝壁面不均匀溶蚀形成高导流能力的裂缝。1.酸液及添加剂

1.1常用酸液种类及性能碳酸盐岩油气层的酸化主要用盐酸，有时也用甲酸、醋酸、多组分酸和氨基磺酸等酸液。为了延缓酸的反应速度，也采用油酸乳化液、稠化盐酸液、泡沫盐酸液等。砂岩油气层的酸化主要用土酸。(1)盐酸盐酸处理的主要优点：①属于强酸，与许多金属、金属氧化物、盐类和碱类都能发生化学反应；②由于盐酸对碳酸盐岩的溶蚀力强，反应生成的氯化钙、氯化镁盐类能全部溶解于残酸水，不会产生化学沉淀；③反应生成的CO2部分溶于残酸，部分呈小气泡状态分布于残酸中，对酸化效果影响较小；④酸压时对裂缝壁面的不均匀溶蚀程度高；⑤成本较低。高浓度盐酸处理的优点：①酸岩反应速度相对变慢，有效作用范围增大；②单位体积盐酸可产生较多的，利于废酸的排出；③单位体积盐酸可产生较多氯化钙、氯化镁，提高了废酸的粘度，控制了酸岩反应速度，并有利于悬浮、携带固体颗粒从地层中排出；④受到地层水稀释的影响较小。盐酸处理的主要缺点：①与石灰岩反应速度快，特别是高温深井，由于地层温度高，盐酸与地层作用太快，因而处理不到地层深部；②盐酸会使金属坑蚀成许多麻点斑痕，腐蚀严重。③对H2S含量较高的井，盐酸处理易引起钢材的氢脆断裂。2)甲酸和乙酸甲酸和乙酸都是有机弱酸，反应速度比同浓度的盐酸要慢几倍到十几倍。甲酸或乙酸与碳酸盐作用生成的盐类，在水中的溶解度较小。一般甲酸液的浓度不超过10％；乙酸液的浓度不超过15％。甲酸比乙酸的溶蚀能力强，售价便宜。适用于盐酸液的缓速和缓蚀问题无法解决的高温深井碳酸盐岩层。(3)多组分酸多组分酸是一种或几种有机酸与盐酸的混合物。多组分酸有缓速作用。

酸岩反应速度依据氢离子浓度而定。多组分酸中的氢离子数主要由盐酸的氢离子数决定。根据同离子效应，极大地降低了有机酸的电离程度，当盐酸活性耗完后，有机酸才离解起溶蚀作用。所以，盐酸在井壁附近起溶蚀作用，有机酸在地层较远处起溶蚀作用，混合酸液的反应时间近似等于盐酸和有机酸反应时间之和，因此可以得到较大的有效酸化处理范围。(4)乳化酸乳化酸即为油包酸型乳状液，其外相为原油，或在原油中混合柴油、煤油、汽油等石油馏分，或为柴油、煤油等轻馏分。其内相一般为15～31％浓度的盐酸，或有机酸、土酸等。油酸乳化液的粘度较高，用油酸乳化液压裂时，能形成较宽的裂缝，减少了裂缝的面容比，有利于延缓酸岩的反应速度。油酸乳化液存在的主要问题是摩阻较大，使施工注入排量受到限制。(5)稠化酸稠化酸是指在盐酸中加入增稠剂，使酸液粘度增加。特点：①降低了氢离子向岩石壁面的传递速度，起到了缓速的作用。②高粘度的稠化酸与低粘度的盐酸溶液相比，酸压时还具有能压成宽裂缝、滤失量小、摩阻低、悬浮固体微粒的性能好等特性。③稠化酸在地层温度条件下，经过一定时间，即自动破胶，便于返排。④目前使用的增稠剂在地层温度较高时，会很快在酸液中降解，从而使稠化酸变稀。(6)泡沫酸泡沫酸是用少量泡沫剂将气体(一般用氮气)分散于酸液中所制成。特点：①在酸压中滤失量低，相对增加了酸液的溶蚀能力；②排液能力大，减了对油气层的损害；③粘度高，在排液中可携带出对导流能力有害的微粒；④有降低粘土不利影响方面的作用。(7)土酸土酸：10％～15％浓度盐酸和3％～8％浓度的氢氟酸与添加剂所组成的混合酸液。土酸中的氢氟酸是一种强酸，对砂岩中的一切成分(石英、粘土、碳酸盐等)都有溶蚀能力，但不能单独用氢氟酸，由于氢氟酸与碳酸钙和钙长石(硅酸钙铝)等反应生成氟化钙沉淀，与地层水接触生成氟硅酸钠和氟硅酸钾堵塞地层。因此要与盐酸混合配制成土酸使用。1.2酸液添加剂添加剂：酸化时要在酸液中加入某些物质，以改善酸液性能和防止酸液在油气层中产生有害影响。常用的添加剂种类有：缓蚀剂、表面活性剂、稳定剂、缓速剂，有时还加入增粘剂、减阻剂、暂时堵塞剂及破乳剂等。(1)缓蚀剂缓蚀剂的主要作用在于减缓局部的电池的腐蚀作用。其机理有三方面：①抑制阴极腐蚀；②抑制阳极腐蚀；③于金属表面形成一层保护膜。国内外使用的盐酸缓蚀剂分为两大类：无机缓蚀剂，如含砷化合物(亚砷酸钠、三氯化砷等)；有机缓蚀剂，如胺类(苯胺、松香胺)，醛类(甲醛)、喹啉衍生物、烷基吡啶、炔醇类化合物等。(2)表面活性剂酸液中加入表面活性剂，可以降低酸液的表面张力，减少注酸和排出残酸时的毛细管阻力，防止在地层中形成油水乳状物，便于残酸的排出。一般较多地采用阴离子型和非离子型表面活性剂。油层酸化时油层内有乳化物生成时，可在酸中加入破乳剂，如有机胺盐类，或季铵盐类和聚氧乙烯烷基酚类活性剂。(3)稳定剂酸液与金属设备及井下管柱接触，溶解铁垢和腐蚀铁金属，使酸液含铁量增多。油层本身含有二价铁和三价铁的氧化物，酸液进入地层以后，也会生成铁离子。为防止氢氧化铁沉淀，避免发生地层堵塞现象，而加入的某些化学物质，称为稳定剂。常用的稳定剂有醋酸、柠檬酸，有时用乙二胺四醋酸(EDTA)及氮川三乙酸钠盐(NTA)等。(4)增粘剂和减阻剂增粘剂：酸液中加入高粘度的增粘剂能延缓酸岩反应速度，增大活性酸的有效作用范围。常用的增粘剂:HPAM、羟乙基纤维素和胍胶等。增粘剂也是很有效的减阻剂，可使稠化酸的摩阻损失低于水。(5)暂时堵塞剂将一定数量的暂时堵塞剂加入酸液中，随液流进入高渗透层段，可将高渗透层段的孔道暂时堵塞起来，使以后泵注的酸液进入低渗透层段起溶蚀作用。常用的有膨胀性聚合物如聚乙烯、聚甲醛、PAM等。2.碳酸盐岩地层的盐酸处理碳酸盐岩地层的主要矿物成分是方解石和白云石。碳酸盐岩的储集空间分为孔隙和裂缝两种类型。根据孔隙和裂缝在地层中的主次关系又可把碳酸盐岩油气层分为三类：孔隙性碳酸盐岩油气层、孔隙—裂缝性碳酸盐岩油气层(孔隙是主要储集空间，裂缝是渗流通道)、裂缝性碳酸盐岩油气层。碳酸盐岩油气层酸处理：就是要解除孔隙、裂缝中的堵塞物质，或扩大沟通油气岩层原有的孔隙和裂缝，提高油气层的渗流性。2.1盐酸与碳酸盐岩的化学反应(1)化学反应及生成物状态碳酸盐岩油气层的酸化常用盐酸，其化学反应如下：2HCl+CaCO3→CaCl2+H2O+CO2↑4HCl+MgCa(CO3)2→CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2↑生成物状态：氯化钙、氯化镁全部溶于残酸中。二氧化碳气体在油藏压力和温度下，小部分溶解到液体中，大部分呈游离状态的微小气泡，分散在残酸溶液中，有助于残酸溶液从油气层中排出。(2)反应过程分析酸岩反应速度：指单位时间内酸浓度降低值或指单位时间内岩石单位反应面积的溶蚀量。酸岩反应过程可看成由以下三个步骤组成。①酸液中的H传递到碳酸盐岩表面；②在岩面与碳酸盐进行反应；③反应生成物Ca2+、Mg2+和CO2气泡离开岩面。表面反应：酸液中的H+在岩面上与碳酸盐岩反应。扩散边界层：H+在岩面上反应后，就在接近岩面的液层里堆积起生成物Ca2+、Mg2+和CO2气泡，岩面附近这一堆积生成物的微薄液层，称为扩散边界层。扩散边界层与溶液内部的性质不同。溶液内部，在垂直于岩面的方向上，没有离子浓度差，而边界内部，在垂直于岩面的方向上，则存在离子浓度差图3酸—岩反应系统示意图图4扩散边界层的浓度分布扩散作用：由于在边界层内存在着上述的离子浓度差，反应物和生成物就会在各自的离子浓度梯度作用下，向相反的方向传递。这种由于离子浓度差而产生的离子移动称为扩散作用。酸液中的H+是通过对流和扩散两种方式，透过边界层传递到岩面的。H+的传质速度：H+透过边界层达到岩面的速度。H+的传质速度比H+在岩面上的表面反应速度慢得多。盐酸与碳酸盐岩反应时，H+的传质速度、H+在岩面上的反应速度和生成物离开岩面的速度，均对整个过程的反应速度有影响，但是起决定作用的是其中较慢的H+的传质速度。2.2影响酸岩反应速度的因素(1)酸岩复相反应速度表达式酸岩复相反应速度主要取决于H+的传质速度。

酸岩反应速度与扩散边界层内离子浓度梯度的关系：

面容比：岩石反应表面积与酸液体积之比，。酸岩反应速度与酸岩系统的面容比、H+的传质系数和垂直于边界层方向的酸浓度梯度有关。(2)影响酸岩复相反应速度的因素分析1)面容比

、当其它条件不变时，面容比越大，单位体积酸液中的H+传递到岩石表面的数量就越多，反应速度也越快。对渗透性低的孔隙性地层，面容比很大:

酸处理时，挤入地层的酸液与岩石孔隙的接触面积很大，酸岩反应速度接近于表面反应速度，酸液几乎是瞬时反应完毕，活性酸深入地层的距离仅几十厘米就变成残酸，影响酸化效果。酸压时，由于压成裂缝的面容比小，酸岩反应速度相对变慢，活性酸深入地层的距离可增加到十几米，因此，裂缝压得越宽，酸处理的增产效果越显著。2)酸液的流速

酸岩的反应速度随酸液流动速度的增加而加快，因为随流速的增加，酸液的流动可能会由层流变为紊流，从而导致H+的传质速度显著增加，反应速度相应增加。但随着酸液流速的增加，酸岩反应速度的增加小于流速增加的倍比，即酸液来不及反应完已经流入地层深处，所以提高注酸排量可以增加活性酸的有效作用范围，但排量过大会导致施工压力大于地层破裂压力，酸液沿裂缝流动，影响井筒周围的酸化解堵效果。3)酸液的类型不同类型的酸液，其离解程度、离解的H+数量不同，反应速度也不同。根据酸岩复相反应速度表达式，若近似认为边界层内的H+浓度呈线性变化，则：

岩石表面的氢离子浓度为零，即Cs=0,则有：

说明：酸岩反应速度近似与酸溶液内部的氢离子浓度成正比，强酸反应速度快，弱酸反应速度慢。4)盐酸浓度实线表示各种浓度的新鲜酸液的初始反应速度。虚线表示已反应的酸液(余酸)从初始浓度降到某浓度时反应速度的变化规律。从图中可以看到，相同浓度条件下，初始盐酸浓度越大，余酸的反应速度越慢，因此浓酸的反应时间长，有效作用范围比稀酸大。根据同离子效应，当新鲜酸变为余酸时，酸液中已存在大量的生成物CaCl2，使酸溶液中的浓度增加，使盐酸的离解度降低，浓度变低，反应速度下降。图5盐酸浓度对反应速度的影响5)温度温度升高，的热运动加剧，传质速度加快，酸岩反应速度随之加快。6)压力反应速度随压力增加而减慢，由试验曲线上可以看出，当压力小于3MPa时，压力对反应速度的影响显著，压力超过5～6MPa，压力对反应速度的影响甚微。因此，油、气层酸化可不考虑压力对反应速度的影响。7）其它因素：岩石的化学组分、物理化学性质、酸液粘度等碳酸盐岩的泥质含量越高，反应速度相对越慢；碳酸盐岩油层面上粘有油膜，可减慢酸岩反应速度；增大酸液粘度，限制了的传质速度，使反应速度减慢。图6温度对反应速度的影响图7压力对反应速度的影响（3）提高酸化效果的措施降低面容比；提高酸液流速；使用稠化盐酸、高浓度盐酸和多组分酸；降低井底温度等。2.3砂岩油气层的土酸处理砂岩是由砂粒和粒间胶结物所组成，砂粒主要是石英和长石，胶结物主要为硅酸盐类和碳酸盐类物质。砂岩的油气储集空间和渗透通道就是砂粒与砂粒之间未被胶结物完全充填的孔隙。砂岩油气层的酸处理：就是通过酸液溶解砂粒之间的胶结物和部分砂粒，或孔隙中的泥质堵塞物，或其它酸溶性堵塞物以恢复、提高井底附近地层的渗透率。2.3.1砂岩地层土酸处理原理（1）砂岩地层土酸处理原理①氢氟酸与硅酸盐类以及碳酸盐类反应时，其生成物中有气态物质和可溶性物质，也会生成不溶于残酸液的沉淀，其反应如下：

2HF+CaCO3=CaF2↓+CO2↑+H2O16HF+CaAl2Si3O8=CaF2↓+2AlF3+2SiF4↑+8H2O反应生成的CaF2，当酸液浓度高时，处于溶解状态，当酸液浓度降低后，即会沉淀。酸液中包含有HCl时，依靠HCl维持酸液在较低的pH值，以提高CaF2的溶解度。②氢氟酸与石英的反应:6HF+SiO2=H2SiF6+2H2O

反应生成的氟硅酸(H2SiF6)在水中可解离为H+和,而后者又能和地层水中的Ca+、Na+、K+、NH4+等离子相结合。生成的CaSiF6、(NH)2SiF6易溶于水，而Na2SiF6及K2SiF6均为不溶物质会堵塞地层。因此在酸处理过程中，应先将地层水顶替走，避免与氢氟酸接触，处理时一般用盐酸作为预冲洗液。③氢氟酸与砂岩中各种成分的反应速度各不相同。氢氟酸与碳酸盐的反应速度最快，其次是硅酸盐(粘土)，最慢是石英。当氢氟酸进入砂岩油气层后，大部分氢氟酸首先消耗在与碳酸盐的反应上，不仅浪费了大量的氢氟酸，并且妨碍了它与泥质成分的反应。盐酸和碳酸盐的反应速度比氢氟酸与碳酸盐的反应速度快，土酸中的盐酸成分可先把碳酸盐类溶解掉，从而能充分发挥氢氟酸溶蚀粘土和石英成分的作用。总结:依靠土酸液中的盐酸成分溶蚀碳酸盐类物质，并维持酸液较低的pH值，依靠氢氟酸成分溶蚀泥质成分和部分石英颗粒，从而达到清除井壁的泥饼及地层中的粘土堵塞，恢复和增加近井地带的渗透率的目的。(2)盐酸预处理的作用为了进一步防止CaF2等不溶物的沉淀和充分发挥HF对泥质成分的溶蚀作用，在土酸处理前应预先进行盐酸处理，预处理的作用有：①盐酸先溶蚀掉大部分碳酸盐物质，减少氢氟酸的消耗，减少CaF2的沉淀，充分发挥氢氟酸对泥质和石英等成分的溶蚀作用；②盐酸顶替地层水，避免氢氟酸与地层水接触，防止生成氟硅酸钾和氟硅酸钠沉淀。2.3.2土酸处理设计

氢氟酸浓度超过盐酸浓度(如6％HF+3％HCl)的土酸溶液为逆土酸。(1)土酸酸化设计步骤1)油气层损害原因分析：对油气层损害造成的低产或低注入井，主要采用试井分析确定表皮系数，结合钻井和生产过程确定储层损害的类型、原因、位置及范围；2)选择适宜的处理液配方：包括能清除损害、不形成二次沉淀酸液及添加剂等。3)确定注入压力或注入排量当施工压力大于地层破裂压力时，对单油气层，酸液将沿着裂缝流动，而对井筒周围大部分的损害带起不到解堵的作用，同时由于砂岩油气层碳酸盐含量低，在不加砂条件下，施工结束后裂缝将闭合，酸化的效果肯定不理想。施工压力是以井底压力低于破裂压力为原则的。理想情况下的最大施工排量可以用达西方程确定：4)确定处理液量①前置液预冲洗量：预冲洗液的作用是避免地层水与HF接触，防止HF与碳酸盐反应生成沉淀，以提高HF的酸化效果。预冲洗液一般根据地层碳酸盐和粘土含量以及地层的渗透率大小，使用5％～15％的盐酸或5％～10％的醋酸。若径向驱替地层内液体至损害半径处，则需要的液量为：

在径向距离内溶解所有可溶于HCl的物质需要的液量为：②土酸液量：土酸的用量和氢氟酸的浓度都应有所控制，若用量过多，氢氟酸浓度过大(超过8％)时，一则氢氟酸价格昂贵，二则由于大量溶解胶结物，有可能使砂粒脱落，破坏砂岩的结构，引起地层出砂。注意：土酸用量一般不宜超过预处理的盐酸用量，反应时间一般不超过8～12小时。③后冲洗液量：后冲洗液的作用在于将正规处理酸液驱离井筒半径12～15倍以外，否则，残酸中的反应产物沉淀会降低产量。推荐的后冲洗液有：对油井，使用NH4Cl，或5～7.5％的HCl和柴油；对气井使用NH4Cl、5～7.5％的HCl或氮气。5)返排方法的确定(2)提高土酸处理效果的方法影响土酸处理效果的因素包括：在高温油气层内由于HF的急剧消耗，导致处理的范围很少；土酸的高溶解能力可能局部破坏岩石的结构造成出砂；反应后脱落下来的石英和粘土等颗粒随液流运移，堵塞地层。

提高土酸处理效果的方法

目前使用最多的方法是就地产生氢氟酸，使氢氟酸处理地层深处的粘土。①同时将氟化铵水溶液与有机脂(乙酸甲脂)注入地层，一定时间后有机脂水解生成有机酸(甲酸)，有机酸与氟化铵作用生成氢氟酸。②利用粘土矿物的离子交换性质，在粘土颗粒上就地产生氢氟酸(自生土酸)。③采用替换酸：氟硼酸是应用最多的一种替换酸，它可以在任何给定条件下保持较低的HF含量，因而也就具有较低的反应性，而且当HF消耗时，通过氟硼酸的水解可以产生HF。

④采用互溶剂—土酸处理、盐酸－氟化铵处理(自生土酸)等新工艺互溶剂的作用是：有效防止破乳剂与阳离子缓蚀剂吸附在砂粒表面上；当采用阳离子破乳剂时，无论盐酸或土酸处理均应使用互溶剂；如果使用某种活性剂它能吸附于砂岩或粘土上，则应使用互溶剂，互溶剂在酸液中能溶解活性剂从而增加了活性剂的有效性；使用非离子型活性剂对各类酸液都是非常有效的添加剂。2.4酸化压裂技术酸化压裂(简称酸压)用酸液作为压裂液，不加支撑剂的压裂。酸压过程中一方面靠水力作用形成裂缝，另一方面靠酸液的溶蚀作用把裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面。停泵卸压后，裂缝壁面不能完全闭合，具有较高的导流能力，可达到提高地层渗透性的目的。酸压和水力压裂的比较：①相同点：增产的基本原理和目的都是相同的，目标是为了产生有足够长度和导流能力的裂缝，减少油气水渗流阻力。②主要差别：在于如何实现其导流性，对水力压裂，