继续教育-石油大学低渗幻灯课件

低渗透油气田开发新技术介绍低渗透油气藏开采技术低渗透油藏分类低渗透砂岩储层按其渗透率大小及生产特征的不同分为三种类型：

Ⅰ类储层渗透率10.1~50

md（具工业性自然产能）

Ⅱ类储层渗透率1.1～10

md（达不到标准，需压裂投产）

Ⅲ类储层渗透率0.1～1.0

md（几乎没有自然产能）

低渗透油气藏开采技术低渗透油藏特点

储层物性差，渗透率低；孔喉细小，结构复杂，渗流阻力大；储层孔隙度一般偏低，变化幅度大；原始含油饱和度较低，原油物性较好；油层砂泥交互，非均质性严重；天然裂缝相对发育；大部分油藏属于构造－岩性圈闭或完全岩性圈闭，边底水能量微弱，对油藏驱动作用小；（自然能量补给差，靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低）必须通过压裂及酸化投产低渗透油气藏开采技术低渗透油藏开发特征

非达西渗流，存在启动压力梯度（岩石表面原油边界层）毛管力大，贾敏效应显著两相渗流特征：Swc和Sor高，两相流动范围窄，Kro下降块，

Krw上升慢，见水后产液指数大幅度下降，提液困难，加剧产量递减存在压敏效应（流固耦合），孔隙度和渗透率随地层压力变化，地层压力下降，采油指数急剧减小（不可逆性）KroKrw低渗透油气藏开采技术低渗透油藏开发特征油田天然能量小，压力和产量下降快，产量和一次采收率低

注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快

生产井见注水效果较差，低压、低产现象严重

见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大必须通过压裂或酸化改造投产压裂液携砂液支撑裂缝动态裂缝水力加砂压裂示意图压裂改造是通过水力压裂储层形成一条或多条人工支撑的裂缝，提高油气产量！前置液/酸稠化酸/主体酸灰岩酸压/砂岩基质酸化示意图后置液酸化是通过酸液与储层岩石的反应，解除伤害，改造储层，形成一条或多条酸蚀的裂缝，提高油气产量！低渗透油气藏开采技术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、井距与缝长、注采压力、启动压力等）单井井网驱动体系整体压裂开发压裂集成优化压裂低渗透油气藏开采技术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！如何建立有效的驱替系统？低渗透油气藏开采技术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、填砂裂缝的伤害基质伤害：滤液的伤害水基压裂液： 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%。低渗透油气藏开采技术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。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。低渗油气藏压裂技术压裂室内试验研究就地岩石力学测定就地岩心物性测定支撑剂评价压裂液流变滤失与伤害压裂液体系及添加剂研究水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液压裂优化设计与评估软件TerraFrac、FracPro、Stimplan、GOFERDeskTopVIP、WorkBench裂缝诊断与现场监测压后试井与3D模拟分析经济评价现场应用技术整体压裂技术开发压裂技术重复压裂技术泡沫压裂技术水平井压裂高能气体压裂低渗透油气藏开采技术油层改造技术——整体压裂低渗透油气藏开采技术

整体压裂技术是在井网确定之后，在压裂地质研究基础上，系统地优选油田压裂工艺种类、优化压裂工艺参数的工艺技术，其实施分目标确定、方案设计及实施三个步骤：目标确定：确定单井产量、成本降低目标，形成区块配套压裂工艺体系及参数模式整体压裂方案编制：在压裂地质、地应力测试、压裂液支撑剂以及压裂裂缝几何尺寸等研究的基础上，在反九点注采开发井网条件下，开展压裂模拟研究；编制特低渗透油田整体压裂方案。整体压裂技术试验与推广整体压裂技术于1988—1989年首次在安塞油田王窑区开发试验区全面实施127口井，自1990年起在安塞油田全面推广，综合成本下降了约30%。靖安油田开发全面应用整体压裂技术，仅用三年时间累积建成了112.8×104t生产能力。低渗透油气藏开采技术

开发压裂是将水力压裂裂缝先期介入油田开发井网的布署中，以压裂开发为出发点，进行井网优化，使压裂裂缝与井网相匹配，以达到提高单井产量和区块整体开发效果的目的。

油层改造技术——开发压裂低渗透油气藏开采技术

在对试验区地层物性、地层有效厚度、地应场与岩石力学性质、地层流体、地层压力等研究的基础上，利用油藏模拟方法，从理论上对试验井区的井网型式进行了模拟研究，确定了试验区的最佳开发井网。油藏模拟取井组对称单元，利用等效导流能力方法把裂缝放入井网内进行模拟研究。最后优选出：注采井网方式、井排方位、裂缝穿透比、裂缝与井网最佳匹配关系。油藏模拟低渗透油气藏开采技术

将水力压裂裂缝与井网进行系统优化，优化最佳的人工裂缝参数、油水井井距与单井产量及采收率之间的关系，在井网部署中考虑人工裂缝的长度、方位，使水力压裂具有油田开发的内涵，从而达到“少投入、多产出”的目的。

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正方形反九点井网（裂缝不发育）菱形反九点井网（裂缝较发育）矩形井网（裂缝发育）低渗透油气藏开采技术1998年靖安油田××井区采用矩形（960360m）注采井网进行了开发压裂试验，动用含油面积6km2，地质储量483×104t。共建采油井42口，注水井16口。从实施效果看，试验区表现出单井产量高、注水见效快、稳产周期长的特征。初期产量比邻近井区高2.0t/d，目前单井产量达6.0t/d。注水见效程度为98%，比邻区高8—10%，并表现出长期稳产的良好势头。开发压裂应用实例低渗透油气藏开采技术盘古梁油田：★实施压裂改造288口井，采用菱形反九点井网；★平均单井压裂试油产量25.29m3/d；★投产前三个月平均产量达6t/d；★三年内建成70万吨的大油田。近年来开发压裂技术在新建区块中推广应用，取得了较好的效果。开发压裂应用实例低渗透油气藏开采技术井网、注水和压裂集成优化技术针对低渗油藏特征，建立起从勘探评价早期介入、超前研究——先导性试验区技术配套、压裂模式刻划——油田开发阶段整体优化、统一实施的技术路线，集成“超前注水、井网优化、压裂增产”为一体，追求油田整体产量和开发效益的提高。超前注水+井网优化+压裂增产优化压裂时机裂缝与井网适配主体工艺配套低渗致密油藏整体单井产量的提高与高效开发低渗透油气藏开采技术集成优化压裂技术早期介入、超前研究、开展压裂技术先导性试验从勘探阶段早期介入、超前研究，压裂技术以提高单井产量为中心目标，重点开展岩石力学参数测试、储隔层地应力基础研究、伤害压裂液体系的研制，以测试压裂技术为手段，优化单井设计，建立区块的优化设计模板，提高方案的针对性与有效性。通过建立先导性试验区，结合超前注水，优选压裂时机；开展压裂液、压裂工艺试验，确立主体工艺；开展不同规模压裂试验，确定经济有效规模；通过配套技术的优化集成，刻划整体优化压裂模式，制定区块总体压裂技术方案。低渗透油气藏开采技术集成优化压裂技术建立人工裂缝与井网的优化配置，是低渗透油田压裂核心与关键所在以具体井网为基点，实现压裂裂缝与井网系统优化配置。

压裂时机与注采时机的统一水力裂缝方位与井网主轴对应；人工裂缝缝长与井、排距的匹配，不同区块不同井网条件下压裂施工参数的量化与优化。实现区块整体优化、高效开发的目的。低渗透油气藏开采技术底水油藏储层改造技术

底水油藏普遍具有物性差、油水分异差、非均质性强、低压等地质特点，压后出水量大，改造难度大。压裂改造既要起到改造油层的作用，又需要防止压开水层。缝高控制技术：

优化改造模式控制射开程度及射孔位置根据不同的改造类型优化施工参数低渗透油气藏开采技术低渗透油气藏开采技术CO2泡沫压裂技术

CO2泡沫压裂技术是近两年来在长庆鄂尔多斯上古气藏进行CO2泡沫压裂技术试验研究的基础上，总结形成的一套适合我国低渗气藏的CO2泡沫压裂配套技术，提高了我国CO2压裂的技术水平。经验表明，CO2压裂技术是高效开采低渗气藏特别是低压、水敏（或水锁）气藏必不可少的手段。低渗透油气藏开采技术

CO2泡沫压裂技术低渗透油气藏开采技术CO2泡沫压裂技术CO2泡沫压裂是用液体二氧化碳与胶凝水或冻胶的混合液作为压裂液对目的层进行改造的一种工艺技术，具备以下优点：●为压后工作液返排提供了气体驱替作用；●气态的CO2能控制液体滤失，形成CO2泡沫压裂液后滤失系数小，提高压裂液效率；●减少了水基压裂液的用液量；●CO2与水反应产生碳酸，有效地降低了系统的总pH值，降低了压裂液对基质的伤害；●降低了压裂液的表面张力，有助于压裂液的迅速返排等，因此有利于提高压裂效果。低渗透油气藏开采技术CO2泡沫压裂试验井分布概况低渗透油气藏开采技术长庆气田CO2压裂压后效果达到工业气流井井数:14比例:77.8%低渗透油气藏开采技术CO2压裂：平均QAOF=22.2×104m3/d。分析结论：CO2压裂的压后效果要比以往常规水基压裂的压后效果好。CO2压裂现场实施评估

——施工效果对比：CO2压裂效果明显。CO2压裂：平均QAOF=22.2×104m3/d。分析结论：CO2压裂的压后效果要比以往常规水基压裂的压后效果好。低渗透油气藏开采技术2001年9月完成了对让11-3井、让2-6、让6-10三口井的CO2泡沫压裂试验加砂量：10～27m3/井，平均砂液比25～27%，达到设计要求，成功率100%。CO2泡沫压裂与常规水力压裂增产效果对比井号压裂液类型统计天（天）平均日产（吨）施工日期自喷返排率（％）液量油量水6-10CO2泡沫8610.99.91.02001.9326-12水基压裂液865.14.50.62001.9011-3CO2泡沫906.34.41.92001.9359-3水基压裂液902.11.90.22001.70CO2泡沫压裂在吉林让30区块的应用低渗透油气藏开采技术

影响CO2泡沫压裂的经济效益的因素增产效果受储层类型、物性差异、物质（石油和天然气）基础和新老井类别等不同因素影响在操作成本方面，主要受压裂液添加剂及使用浓度、CO2气价、压裂泵车（CO2压裂专用车组）和压裂地域等因素的影响该技术的应用又减少了对储层的损害，增加了裂缝的导流能力，改善了压裂增产效果，同时泡沫压裂液的快速自喷排液，减少了压裂液在地层的滞留时间，缩短了对作业井的占井周期，减少了排液工序，简化了操作历程，降低了作业成本，提高了经济效益。总体上看，与常规水基压裂液应用相比，CO2泡沫压裂液的应用在一定程度上增加了作业成本，但技术带来的效益使得总体经济效益提高CO2泡沫压裂技术经济效益分析低渗透油气藏开采技术压裂优化设计技术☆考虑了纵向应力剖面和裂缝高度扩展特征☆集优化设计、压后分析、经济评价为一体☆实现了现场动态实时分析与优化控制☆通过净压力拟合提高了裂缝延伸状况判断准确性☆端部脱砂工艺设计与控制低渗透油气藏开采技术水平井压裂多条横向裂缝纵向裂缝水平井垂直最小主应力方向水平井平行最小主应力方向低渗透油气藏开采技术液体桥塞液体桥塞长庆利用液体胶塞，采取填砂＋液体胶塞的施工工艺技术方法，在塞—1井等8口井实现了水平井段分段压裂。

井段：1606.6-1615.6m1560.2-1569.2m1469.0-1478.0m施工压力：17.4-35.8MPa平均砂比：39%效果：1.96倍，增油5949t长庆塞平—1井分段压裂低渗透油气藏开采技术水平井压裂

传统的水平井压裂机械封隔技术

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可钻式桥塞、填砂液体胶塞、跨式封隔器、可捞式桥塞

水平井水力喷射压裂技术

—不使用密封元件，依靠流体流动实现水动力隔离

—维持较低的井筒压力，迅速压出多条横向裂缝

—在100多口水平井施工中应用效果显著

(哈里伯顿2004)低渗透油气藏开采技术水平井水力喷射压裂技术水力喷射压裂过程水力喷射—形成4-6in小洞裂缝起裂—微裂缝—大裂缝环空注入携砂液—裂缝延伸低渗透油气藏开采技术增产效果压后初期产量提高为646%

466天后稳定压后产量为压前的146%低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟模拟区块面积：900m×500m基础网格划分：90×50×3平面网格宽度采用等距的10m处理裂缝和井所在网格10×10×1加密水平井压裂裂缝模型网格平面示意图加密网格基础网格低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟压裂直井矩形井网（400m×200m）裸眼水平井矩形井网（500m×240m）压裂水平井矩形井网（500m×400m）压裂裂缝最大主应力最大主应力最大主应力模拟井网示意图低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟压裂直井、裸眼水平井及压裂水平井开发效果对比水平井不同布放方式对产能的影响分析不同水平井水平段长度对产能的影响分析裂缝条数对产能的影响分析

裂缝缝长对产能的影响分析保持不同地层压力生产对产能的影响分析

低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟模型网格三维示意图压裂裂缝注水井注水井生产井最大主应力方向低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟模型网格三维示意图模型网格平面示意图压裂裂缝注水井注水井最大主应力方向低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟水平井在不同布放方式下水驱前缘示意图低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟水平井在不同布井方式下流量示意图低渗透油气藏开采技术水平井压裂数值模拟低渗透油气藏开采技术高能气体压裂高能气体压裂（HEGF）、气动脉冲压裂热化学处理爆燃压裂推进剂压裂低渗透油气藏开采技术高能气体压裂——原理利用火药或推进剂的燃烧，产生脉冲加载并控制压力上升速度，在井壁上形成径向多裂缝体系来增加油气井产量。利用高加载速率的气体压力形成径向多裂缝体系，解除污染、沟通天然裂缝火药燃烧释放大量的热量，在绝热条件下可使气体达数千度，可溶解近井地带的蜡质和沥青，解除孔隙堵塞，改善流体物性和流态火药燃气中含CO、CO2、N2、HCL等气体，遇水后形成酸液，对近井有酸化解堵作用高能气体压裂在裂缝延伸过程中，总伴随压力脉冲波动过程，有利于解除机械杂质堵塞，同时在脉冲载荷作用下，可改变原油结构、降低粘度，减少岩层孔隙界面张力等低渗透油气藏开采技术我国高能气体压裂技术发展与现状起步于80年代中期,于1985年首次在延长油矿现场实验成功,以后在我国各油田得到了比较广泛地应用。有壳弹高能气体压裂技术无壳弹高能气体压裂技术多脉冲高能气体压裂技术液体药压裂技术

低渗透油气藏开采技术有壳弹高能气体压裂技术有壳压裂弹系指有金属外壳的高能气体压裂弹，高能气体压裂发展初期，各国都曾研制成功能重复使用有壳的火药压力发生器，气体发生器金属外壳是一种特殊的装药管,它和装药结构、点火系统等构成高能气体压裂能源。该结构具有施工安全、成本低、易下井等优点。但由于有壳压力发生器有金属外壳，装药量少。低渗透油气藏开采技术无壳弹高能气体压裂技术

随着高能气体压裂技术的广泛使用，有壳压力发生器被结构更为简单、施工更为方便、压裂效果更好的无壳火药压力发生器所代替。无壳弹与有壳弹相比，具有装药量大，装配容易，压裂效果好，易于推广等优点。

低渗透油气藏开采技术多脉冲高能气体压裂技术

采用多种不同种火药或同一火药经过特殊合理的装药设计，控制使其在油井筒内分段延迟燃烧。第一级脉冲产生的峰值压力高于岩层破裂压力,在地层中产生多条裂缝；第二、三级脉冲的峰值压力小于第一级峰值压力，所以一般不会产生新的裂缝，只是在第一级裂缝的基础上对已产生的裂缝进行扩展和延伸。多脉冲高能气体压裂P—T曲线示意图

低渗透油气藏开采技术关键技术：药量、药性及装药结构的优化设计延时点火器研制

延时点火器多脉冲高能气体压裂技术多脉冲高能气体压裂技术应用效果低渗透油气藏开采技术液体药压裂技术

液体药压裂技术是利用安一定比例组成的、溶解于水的氧化剂和燃烧剂所形成的液体火药在目的层的套管内燃烧，产生大量的高温高压气体，对地层产生脉冲加载，其具有机械作用、热作用、化学作用和振动脉冲作用四个方面。低渗透油气藏开采技术

主要特点燃烧时间长,压裂效果显著

固体药压裂时,井内施工一次最多装填100kg,且需采用分段延迟燃烧,压力持续时间最长1s；而液体药压裂却能装填500kg-1000kg,压力持续时间可达40s左右。由于其压力持续时间长，因此可以造长裂缝。液体药安全性能液体药是由氧化剂、燃烧剂和水按一定比例配置而成，其抗冲击、静电、摩擦及热稳定性非常强，通常条件下不会燃烧或爆炸，只有在一定的压力和温度下，用点火弹才能引燃。低渗透油气藏开采技术液体药压裂技术效果低渗透油气藏开采技术高能气体压裂联作技术

与射孔联作（复合射孔、超正压射孔）与水力压裂联作与酸化联作低渗透油气藏开采技术燃气式超正压射孔就是在射孔前，先利用火药燃烧产生气体，在目的层形成高于地层破裂压力1.5倍的高压，然后射孔，利用高压液流对射孔孔眼进行冲刷，并在孔眼周围形成微裂缝，最后后续压力补给弹燃烧产生压力对已形成的微裂缝继续延伸。燃气式超正压射孔技术低渗透油气藏开采技术高能气体压裂燃气式超正压射孔简化了施工工艺、降低了成本

普通的超正压射孔时需要液氮车、需要下封隔器等工具，而燃气式超正压射孔则不需这些设备，从而节约了成本。增加了高速射流的作用过程可以实现隔层同时施工比较适用于低压、低渗油气层的射孔压裂低渗透油气藏开采技术高能气体压裂与水力压裂联作技术

高能气体压裂在近井地带产生的裂缝，将使水力裂缝自动扩展的门限压力降低，即降低了水力压裂时地层的破裂压力。作为水力压裂前预处理技术的典型例子是塔里木近4500ｍ的2口探井ＬＮ31和ＬＮ48。在此之前,已在塔里木其它几口井上进行过水力压裂,因地层破裂压力高而大部分未获成功。该2口井进行高能气体压裂后3个月左右,又成功地进行了水力压裂。说明高能气体压裂作为水力压裂前的处理技术可降低破裂压力，提高其成功率。降低地层破裂压力低渗透油气藏开采技术高能气体压裂增大了渗流面积。高能气体与水力压裂联作不仅在近井地带产生了垂直于最小主应力的裂缝，同时还产生了平行于最小主应力的裂缝，所以有效地增加了裂缝的渗流面积。根据对大庆、长庆油田近100口井的统计,高能气体压裂与水力压裂联作同单一的水力压裂相比,油井普遍多增产35%,注水井则多增注50%。增大了渗流面积低渗透油气藏开采技术高能气体压裂与酸化联作

在高能气体压裂的同时或之后将酸液通过裂缝注入地层，使酸与地层中可反应矿物的化学反应，溶蚀储层中的连通空隙、压裂裂缝及天然裂缝壁面岩石，形成在施工结束油气井投产后也不完全闭合的流动沟槽，大大提高有效作用范围内地层的导流能力，从而使油气井获得增产。该方法结合了高能气体压裂和酸液溶蚀壁面岩石及基质的优点，使产生的裂缝导流能力及基质向裂缝的渗流能力大大增加，从而达到增产、增注的目的。低渗透油气藏开采技术重复压裂技术

油藏中形成一条水力裂缝，将导致一个椭圆形压降区。裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力，沿裂缝延伸方向附加应力远小于垂直裂缝壁面的附加应力。附加应力的增大将改变原应力场的状态。重复压裂形成的裂缝将会偏离于原来压裂所产生的裂缝方向。沟通了油层中非泄油区或低压降区。

油藏中形成一条水力裂缝，将导致一个椭圆形压降区。裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力，沿裂缝延伸方向附加应力远小于垂直裂缝壁面的附加应力。附加应力的增大将改变原应力场的状态。重复压裂形成的裂缝将会偏离于原来压裂所产生的裂缝方向。沟通了油层中非泄油区或低压降区。低渗透油气藏开采技术重复压裂垂直裂缝转向机理认识

1．若发生压裂转向，两次压裂的破裂压力应该有明显的不同，第二次压裂的破裂压力应显著升高。2．分别压开不同控制因素控制的不同走向的裂缝，转向效果最明显。3．在同一因素控制下的裂缝转向，尽管初裂缝走向不同，但裂缝仍在延伸过程中转回原来的方向。由于起点不同，二者只是平行，并不一定重合。4．在同一因素控制下的裂缝转向，也可能出现小角度转向。此类转向由于偏离的方向小，受到的转回原来方向的约束力也小，可以出现较长的新缝。5．如裂缝发生转向，新裂缝与原来的裂缝不是同一条缝，观测到的裂缝高度也会有所差别。6．裂缝二翼分别存在不同的转向机制,如朝148-68井，东翼发生转向，西翼压出新缝。低渗透油气藏开采技术重复压裂造新缝技术造新缝配套工艺技术

二是振动压裂管柱一是堵老缝压新缝的高强度暂堵剂

低渗透油气藏开采技术重复压裂技术高强度暂堵技术优点：强度高，封堵效果好，有利于造新缝；水溶性好，对储层不产生污染，可实现完全溶解；施工方便，适合目前的设备条件，满足投球器一次投15Kg要求；用量少，费用低。暂堵剂溶解速度表（在地层水中）破碎压力试验温度样品名30℃45℃60℃80℃水溶性暂堵剂8h5h2h1h蜡球72h不溶72h不溶软化石蜡熔化样品名耐压差性能水溶性暂堵剂8.1MPa蜡球软,无法测出低渗透油气藏开采技术振动产生水击压强，使井筒近井地带产生微裂缝振动后进行正常的水力压裂施工，将产生的微裂缝延伸、扩展并可能被保留下来振动产生的能量以声波的形式在井下传播并作用于井下所有射孔井段，对其它非压裂层段也产生了一次常规高压水击振动处理，对本井其它层段具有水击振动解堵、增渗处理的双重作用适应条件地层水平两向主应力差值较大油层无机堵塞严重油层无机堵塞严重天然裂隙发育程度低水力锚（hydraulicanchor)负压发生器（negativegenerator)振动器（vibrator)K344-114封隔器（packer)堵塞器（blankingplug)喷砂器（sandblower)K344-114封隔器（packer)接收器（receiver)振动重复压裂工艺示意图低渗透油气藏开采技术重复压裂效果对比平均增产效果低渗透油气藏开采技术重复压裂现场实施民38-7井实现暂堵造新缝民38-7井,油层厚10.4m，一次投放暂堵剂15kg，并进行微地震方法监测人工裂缝方位。破裂压力比较异常达35MPa，新民油田储层平均破裂压力值一般为25-30MPa，说明岩石的抗张强度较高；二次破裂压力达到并高于一次破裂值，表明暂堵强度较高，有利于新裂缝的形成。井号解释层号砂岩厚度加砂量砂比排量破裂压力施工压力压前产液压前

产油压后

产液压后产油38-77-810.4725.52.53532.91.41.2275.27-810.4423.22.541.234.5（1）38-7井基础数据及施工参数低渗透油气藏开采技术重复压裂现场实施（3）、民38-7压后动态反应：增产效果好（2）、民38-7现场微地震测试结果：两次压裂方位发生转向低渗透油气藏开采技术重复压裂现场实施施工曲线反映的转向效果朝57-杨125实现暂堵造新缝朝57-杨125朝57-杨125井第二层两次压裂裂缝走向迭加图低渗透油气藏开采技术清洁压裂液及应用常规水基压裂液存在较多的残渣与浓缩胶；形成致密滤饼，引起伤害；清洁压裂液无固相，减少了对储层的伤害；清洁压裂液是一种新型的压裂液体系。常规压裂液与清洁压裂液比较：低渗透油气藏开采技术支撑剂(目)压裂液类型支撑带渗透率(md)渗透率恢复率(%)20／40/ 560 / 20／40清洁压裂液520 93 20／40硼交联瓜尔胶250 45 16／20 / 840 / 16／20清洁压裂液 770 92 16／20硼交联瓜尔胶 330 39 16／20低浓度瓜尔胶 440 52

无固相清洁压裂液低伤害低渗透油气藏开采技术清洁压裂液与聚合物压裂液对比聚合物压裂清洁压裂液压裂页岩砂体页岩水基压裂液与清洁压裂液造缝特性对比低渗透油气藏开采技术水基与清洁压裂液性能对比清洁压裂液CLEARFRAC瓜尔胶压裂液GUARFRAC需要10-15种添加剂require10to15additives配液复杂complexity额外费用或处理费additionalexpensesordisposalcosts含固相Guarandotheradditives仅需要1-3种添加剂only1or3additives简单配液,现场配制simple,on-sitemixing不需要Noadditionalexpensesordisposalcosts清洁和无固相cleanandsolidsfree低渗透油气藏开采技术二、清洁压裂液的作用机理研究清洁压裂液的理论基础清洁压裂液体系组成与特点清洁压裂液的流变性能清洁压裂液的粘弹性；破胶与残渣特性分析；动态模拟试验研究低渗透油气藏开采技术清洁压裂液的理论基础粘弹性表活剂viscoelasticsurfactantmolecules形成虫形的胶束formlong,wormlikemicelles胶束缠绕Entanglementofthemicelles形成网状结构anetworkstructure破胶机理：有机物或亲油性物质分子尺度、小分子、热力学平衡、分子间力作用低渗透油气藏开采技术清洁清洁压裂液体系组成与特点组成：由特种表面活性剂、多种助剂组成；调节上述添加剂的用量，形成具有良好粘弹性的清洁体系。配制简便：添加剂类型少，简化了配液工序和配液时间，勿需聚合物长时间溶解和调节pH值，降低操作费用；性能：具有良好的流变性能和剪切稀释特性，在高剪切作用下流体粘度较低，而在裂缝低剪切速率下具有较高的粘度，有利于降低施工摩阻和造缝、携带支撑剂。低渗透油气藏开采技术清洁压裂液体系组成与特点以粘性控制降滤失作用，不形成滤饼；勿需添加破胶剂，利用地层原油和流体稀释即可破胶；低伤害：无残渣、无滤饼和支撑裂缝的浓缩胶；助排能力强，返排快；适合于油藏和气藏压裂施工。低渗透油气藏开采技术清洁胶束压裂液流变特性低渗透油气藏开采技术清洁压裂液的粘弹性和携砂性能胶束流体粘弹特性具有粘弹特性，以弹性为主（G′＞G″）其中粘性较水基压裂液弱，但弹性与水基压裂液冻胶相当。支撑剂沉降:石英砂沉降速率为0.00785cm／s（22℃）；不同流体对岩心的膨胀特性（mm）0.790.780.720.540.380.29破胶液1.031.020.900.700.590.43清水1209060302010时间min低渗透油气藏开采技术清洁压裂液的破胶5.9614′08″2:855.6818′42″4:646.7421′24″5:535.5724′54″6:425.8531′12″8:21破胶液粘度（mPa.s）破胶时间压裂液与原油比例序号破胶性能：清洁压裂液与煤油按5：5混合，在室温（26℃）下破胶液粘度为2.72mPa.s；在储层温度（55℃）下，破胶液粘度仅为0.92mPa.s。胶束流体固含量：胶束流体为无固相，胶束压裂液为无残渣低伤害流体。低渗透油气藏开采技术低渗透油气藏开采技术压裂施工参数和设计参数对比

设计与施工参数总液量m3前置液m3携砂液m3支撑剂m3平均砂比%最高砂比%VES排量m3/min总排量m3/min第一层设计79.330.045.012.828.550.00.143.0施工82.129.949.0313.327.148.60.143.0第二层设计77.228.045.012.327.350.00.143.0施工85.827.152.513.225.455.20.143.05低渗透油气藏开采技术不同压裂液体系现场施工摩阻对比低渗透油气藏开采技术压裂液的返排该返排液外观为棕红色透明液体，室内pH值为6.5～7.0，在室温18℃下返排破胶液粘度为3.416mPa.s，而在65℃温度下返排液粘度为2.815mPa.s；返排液表面张力和界面张力分别为32.62mN/m和0.39mN/m，与入井之前压裂液的表面张力和界面张力分别为29.49mN/m和0.34mN/m变化不大；说明该压裂液体系与地层岩石之间吸附较少，具有良好的助排效果。

低渗透油气藏开采技术压裂裂缝监测清洁压裂液施工，裂缝闭合快。和普通压裂液体系不一样，闭合时间明显较短。

从井温资料看，裂缝高度在1233.2m～1239.2m，裂缝高度约6.0m。其中一层射孔井段为1231.6～1240m，射孔厚度5.6m。

低渗透油气藏开采技术

清洁压裂液试验井与邻井产量对比井号4-62-22-42-6射孔厚度（m）13.27.212.412.4统计时间（天）1414139产液量（m3/d）20.7310.0413.9714.92产油量（m3/d）16.633.329.797.4产液强度（m3/d.m）1.5701.3941.1271.203产油强度（m3/d.m）1.2600.6410.7890.597低渗透油气藏开采技术对导流能力伤害小，破胶彻底。清洁压裂液试验井与邻井产量对比低渗透油气藏开采技术清洁压裂液的进一步发展

----清洁泡沫压裂液清洁泡沫压裂液可行性：经济、可行新体系：清洁胶束+泡沫介质（N2、CO2、air）胶束剂（表面活性剂）+清洁长链低聚物+助剂起泡与稳泡特性起泡效率：200%泡沫质量：66.7%表观粘度：112.5mPa.s半衰期：大于900min（室温21℃）表观粘度与携砂能力携砂能力:沉降缓慢低压、水敏油藏、气藏降低液锁低渗透油气藏开采技术可形成稳定、丰富的泡沫！低渗透油气藏开采技术清洁压裂液的作用机理不同于瓜胶压裂液，具有独特的分子结构和独特的流变性能。清洁压裂液是一种新型低伤害压裂液体系。清洁压裂液最高砂液比达到55%，表现出很强的携砂能力。现场试验表明，该压裂液配制简便，施工摩阻低，携砂能力强，可有效控制缝高，低伤害。压后增产效果明显。压后第一个月产量比邻井增加100％，增产效果显著，经济效益明显。清洁泡沫填补了我国泡沫压裂液体系一项空白，在国外未见报道。低渗透油气藏开采技术致密白云岩储层加砂压裂技术

对于酸压而言，主要是形成具一定导流能力的酸蚀缝长来增产的；水力压裂通过支撑剂形成一定长度的支撑裂缝达到增产目的。酸压时往往由于高温以及酸蚀溶洞等因素影响，有效酸蚀裂缝长度较小，由于改造半径制约了低渗气层改造效果。尤其是岩性致密、物性差III类储层（主力层t<157μs/m，<4,K<0.1md）增产效果不明显，为此开展加砂压裂，从提高裂缝长度入手，寻求低渗气层改造效果的突破。

低渗透油气藏开采技术2003年-2005年，重点从压裂液、支撑剂、加砂程序优化等方面开展室内研究与试验，现场试验20口井，突破了技术瓶颈，形成了以下主体及配套技术：小粒径陶粒作为主支撑剂降低缝内桥堵技术具有较好耐温抗剪切性能和压后快速破胶能力的JL-3压裂液体系优化技术前置液粉陶段塞和低砂比陶粒段塞技术，降低多裂缝效应压前酸化预处理技术降低施工压力液氮伴注技术提高返排效率。由于碳酸岩盐岩性、储层的特殊性，加砂压裂一直是该领域的技术难题，国内外可以借鉴的成功经验很少。低渗透油气藏开采技术低渗透油气藏开采技术清水压裂技术

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。低渗透油气藏开采技术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－常规解释低渗透油气藏开采技术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－新解释低渗透油气藏开采技术剪切膨胀扩展裂缝－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。低渗透油气藏开采技术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（裂缝性致密砂岩、灰岩地层等），清水压裂适用；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低渗透油气藏开采技术清水压裂优点：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

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。

低渗透油气藏开采技术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。

低渗透油气藏开采技术水力压裂诊断技术掌握了解地下水力裂缝的几何尺寸、方位与位置有助于提高压裂技术水平，使经济效益达到最优

低渗透油气藏开采技术间接方法直接的近井地带方法直接的远场地带方法新方法－水力压裂诊断技术低渗透油气藏开采技术诊断方法主要限制能够确定的参数长度高度宽度方位倾角体积导流净压力分析油藏描述提供的模拟假设√√√

√√试井需要准确的渗透率与压力√

√

√生产分析需要准确的渗透率与压力√

√

√间接方法低渗透油气藏开采技术诊断方法主要限制能够确定的参数长度高度宽度方位倾角体积导流放射性示踪剂探测深度1－2英尺

√√√√

温度测井各小层岩石的导温系数影响结果

√

HIT对管柱尺寸改变敏感

√生产测井只能确定生产层位

√

井眼成像测井只能由于裸眼井

√√

井下电视用于套管井，有孔眼的部分

√

井径测井裸眼井结果，取决于井眼质量

√

近井地带直接方法几英尺范围，察看射孔段的缝高、砂浓度和生产剖面！低渗透油气藏开采技术诊断方法主要限制能够确定的参数长度高度宽度方位倾角体积导流地面倾斜图像受深度限制√√

⊙⊙⊙周围井井下倾斜图像受井距限制⊙⊙√√√√√微地震像图不可能应用与所有地层⊙⊙

⊙√

施工井倾斜仪像图要用缝高及缝宽计算缝长√⊙⊙

能够被确定数十到数百英尺，两大工具：倾斜仪和微地震图像可提供宏观尺寸远场直接方法低渗透油气藏开采技术直接远场裂缝诊断技术解决的问题：裂缝是否像设计的那样，已经覆盖整个目的层？是否都在目的层以内？加砂量的砂比是否恰当？形成的裂缝尺寸及与模型计算相比较，结果如何？产量预测情况如何？裂缝长度与方位是否影响了原设计的布井方案？低渗透油气藏开采技术地层中形成裂缝后的岩体位移情况原理水力压裂远场裂缝诊断方法之一压裂井井下倾斜仪成象（TWTM）低渗透油气藏开采技术可直接测量水力裂缝缝高与缝宽；可用于不加砂的测试压裂和实际加砂压裂；压裂井井下倾斜仪成象技术与地面倾斜仪或周边井井倾斜仪相比，可获得高

六个数量级的强信号。新方法－水力压裂远场裂缝断方法之一（TWTM）低渗透油气藏开采技术压裂作业前先在井中下入一串小尺寸（111/16”

—27/8”）多达20多个的倾斜仪，依据射孔段长度与可能的缝高，倾斜仪的布距约20—80英尺，用5/16”的细电缆将实时采集到的信号，传递到地面。可将倾斜仪偏心贴于套管壁上，或置于环形空间，以避免注液过程中，在井筒内紊流及支撑剂骚动所产生的噪音或对倾斜仪的损伤。方法低渗透油气藏开采技术TWTM－应用实例新方法－水力压裂远场裂缝断方法之一（TWTM）压裂过程，不同位置倾斜仪测出的缝高随时间的扩展倾角反响曲线

低渗透油气藏开采技术微地震压裂成象（MFM）目的－确定裂缝的缝高、缝长和方位方法－在观察井井下放入检波器，监测压裂过程中产生的地震波应用－东得克萨斯盆地的博西尔砂层组的清水压裂

砂层埋深：4000米，细、粉砂与页岩互层砂层温度：126°Ｃ平均孔隙度：6-10％平均渗透率：0.005-0.05毫达西

新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二低渗透油气藏开采技术A井与观察井的井筒布置图观察井下人12个三分量检波器新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）低渗透油气藏开采技术A井压裂过程中的地震平面成像新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）低渗透油气藏开采技术A井压裂过程中的北向及西向地震成像新方法－水力压裂远场裂缝断方法之二（MFM）低渗透油气藏开采技术地点：东得克萨斯卡尔萨杰气田方法：井下倾斜仪成象

CGU22-09MonitorWellCGU21-10MonitorWellCGU21-09MonitorWellPhase2TreatmentWellPhase1TreatmentWellEast(ft)North(ft)微地震裂缝监测实例（1997年）低渗透油气藏开采技术CGU21-09清水压裂数据表2.4kg/m^3线性胶1.75~3.5%砂比3kg/m^3交联冻胶1～35％砂比施工参数及工艺CGU21-10常规冻胶压裂数据表低渗透油气藏开采技术缝高向上延伸，缝长不对称！缝高向下延伸，缝长不对称！裂缝在产层延伸，缝长不对称！低渗透油气藏开采技术CGU21-09清水压裂井测出缝长东西向相差２～４倍监测结果－缝长不对称！CGU21-10常规冻胶压裂井测出缝长低渗透油气藏开采技术裂缝诊断结果的作用裂缝模拟结果与实际情况不一致的原因①直观显示了裂缝的长度、高度、走向等重要信息②为裂缝模拟提供了标定的依据

①裂缝模拟软件未经与裂缝实际测量及净压力动态结果相标定②裂缝模拟软件没有与具体区块的真实压裂几何尺寸相结合裂缝诊断结果的应用－标定裂缝模型低渗透油气藏开采技术标定后的模型应满足的条件：接近实际诊断的裂缝高度（例如用TWTM方法）接近观察到的压裂过程的净压力值保持原有的岩石性质对所有井的裂缝模拟具有相容性新方法－裂缝模型的标定满足：低渗透油气藏开采技术标定前标定后净压力拟合结果裂缝模型的标定低渗透油气藏开采技术酸压工艺技术现状与发展碳酸盐岩酸压技术酸压裂室内试验研究酸液滤失模拟试验酸岩反应动力学研究多级注入闭合酸化模拟酸液流变学研究酸化工作液体系研究稠化酸地下交联酸降阻酸泡沫酸乳化酸酸压前置液酸化优化设计软件三维酸压优化设计软件拟三维酸压优化设计软件多级注入酸压闭合酸化设计酸压试井解释软件酸压压力降落分析软件基质酸化优化设计软件现场应用技术前置酸酸压技术多级注入酸压闭合酸化技术稠化酸酸压技术泡沫酸酸压技术降阻酸酸压技术乳化酸酸压技术低渗透油气藏开采技术影响酸压技术水平和能力的主要参数

——有效酸蚀作用距离(Lef)，——闭合裂缝有效导流能力(WKf)。

▲影响上述两参数的各种影响因素分为两类

——不可控因素：储层的地质构造、岩性、渗透率、孔隙度、产层厚度、岩石力学性质、流体特性等

——可控因素：深度酸压工艺技术类型、酸液体系和浓度、用酸强度、注酸排量，酸液滤失速度、酸岩反应速度、裂缝高度、酸岩反应温度、酸岩接触面容比低渗透油气藏开采技术碳酸盐岩酸压裂技术国内外研究现状－成熟技术

▲单一液体体系应用的酸压技术◆普通酸酸压——————常规酸压技术◆稠化酸（胶凝酸）酸压◆化学缓速酸酸压◆泡沫酸酸压◆乳化酸酸压◆高效酸（地下交联酸、滤失控制酸）酸压等。▲技术方法形成的酸压技术◆前置液粘性指进酸压技术（两级注入）◆多级注入酸压技术（前置液＋酸压＋前置液＋酸压…)◆新型组合技术：多级注入酸压技术＋闭合裂缝酸化技术深度酸压技术低渗透油气藏开采技术主流技术

“多级注入酸压＋闭合裂缝酸化”组合技术为主▲技术特点及发展变化⑴优化设计技术目标与过去不同——由于闭合裂缝酸化技术可以极大的提高裂缝的有效导流能力，多级注入技术优化目标多以获得长的酸蚀裂缝为主（要求采用高排量施工，有利于实现长缝）。——不再细考虑单纯酸压技术优化设计中裂缝长度与导流能力的最佳匹配问题，导流能力的提高通过闭合裂缝酸化来实现。低渗透油气藏开采技术主流技术⑵周期增产效果成为优选酸压技术方法的主要优化目标。多级注入技术不再是单纯的低渗致密储层的酸压技术。在中高渗储层，多级注入闭合裂缝酸化技术仍然成为了主流技术，但规模及注入级数等的优化与低渗储层有所不同。⑶施工规模相对较大。用酸强度大多在6～9m3/m之间，加上交替注入使用的非反应前置液，总液量更大。⑷注入级数多，分段液量小。注入级数一般在8～12级之间，分段液量一般20～40m3。低渗透油气藏开采技术⑸构成多级注入的液体体系更加丰富——前置液从单纯的凝胶水（胍胶液等）发展到使用油基前置液，或者采用乳化酸与胶凝酸交替注入的形式。——转向酸、醇酸等也投入了使用。——压裂酸化技术中心在玉门油田已经成功进行了“乳化酸＋胶凝酸”多级注入闭合酸化与投球分层酸压结合的现场实践。主流技术低渗透油气藏开采技术主流技术⑹液体体系较为稳定，但液体总体性能有所提高——深度酸压技术使用液体体系以胶凝酸、乳化酸为主。胶凝酸用量降低，但粘度显著提高；——乳化酸实现了微乳化技术，构成了摩阻相对较低的微乳酸体系。——地下交联酸（滤失控制酸）等则是针对某些地层特征条件下优选使用的酸液体系。技术应用水平，国内外基本相当，差距主要体现在液体体系及规模化上。低渗透油气藏开采技术▲西南油气田分公司——80年代初开始，先后开展了前置液酸压、胶凝酸酸压、泡沫酸酸压等工艺技术的研究和应用，并取得了一定的成果。——与Halliburton公司、CER公司、NOWSCO公司等进行过技术合作及技术引进。——1998年四川局引进Dowell公司的滤失控制酸（LCA,即高效酸）在川中进行了施工。国内技术现状及差距低渗透油气藏开采技术▲压裂酸化中心及长庆油田合作——“八五”国家项目：《陕甘宁气田酸化技术研究》，1992－1995年。针对该气田储层特点，运用系统工程研究方法开展了地质评估分析、室内模拟试验、软件研制及开发、气藏数值模拟、优化设计及参数优选、现场工艺实施及质量控制、酸压前后试井分析及效果评估等研究，提出了针对不同类型储层的优化设计目标和参数优选范围，形成了针对低渗储层以“多级注入闭合酸压技术”为主的深度酸压改造技术，该项技术达到九十年代国际先进水平。国内技术现状及差距低渗透油气藏开采技术▲液体体系研制与应用国内压裂酸化中心、西南油气田分公司、长庆等研制完成了胶凝酸（稠化酸）、乳化酸、滤失控制酸等液体体系及添加剂。酸压使用的材料基本上实现了国产化，且液体性能能够满足优化设计及油田施工需求，性能基本与国外产品相当。▲差距：液体上主要体现在新型液体的开发研制及产品性能，技术上存在施工规模小、分析手段不完善，技术组合单一等差距。低渗透油气藏开采技术新型酸压技术——创新技术▲高含硫气藏酸压技术——国外（2002）报道沙特阿拉伯气藏应用，——国内鲕滩（2003－2004）高含硫气藏酸压技术应用。▲复杂岩性储层酸压技术——玉门青西油田白垩系油藏；——青海油田E32、N21油藏▲“多级注入深度酸压＋闭合裂缝酸化”技术——低渗、塑性特征强、重复酸压▲清洁自转向酸酸化技术——多层、油水薄互层等▲水力喷射酸化冲击技术——大位移斜井、水平井等▲羟基酸技术，与单纯的酸液中加入表活剂不同，对低渗气藏改造效果显著▲胶囊酸技术——新的液体模式及技术发展低渗透油气藏开采技术▲滤失控制酸技术——交联与有效破胶G.T.Woo（1999）等人介绍了BJ公司的新型交联胶凝酸酸液体系。介绍了该酸液体系使用的主体材料和聚合物，以及交联破胶的控制方法，它用微乳聚合物胶凝剂和特殊的表面活性剂作为外相介质，较过去的酸液体系有所改进。1998年四川局引进Dowell公司的滤失控制酸(LCA)在川中莲18井、磨5井进行了现场试验并取得了成功，这可以看着是我国在开始应用该项新技术的第一步。新型酸压技术——改进的技术▲乳化酸技术——研究与应用更加广泛，优势和特点明显——微乳酸的应用得到大力推广——高温乳化酸酸液体系。耐温：120～176℃，室温：稳定4～5天，粘度70MPa.S左右，124℃：稳定时间超过２小时，149℃：稳定时间超过了１小时；现场配制的乳化酸的乳滴的大小在1～77μm之间，该数据比实验室观测到的微乳相中的液滴要大；新型高温乳化酸在120～176℃下，酸压时可以延缓反应速度14～19倍，基质酸化时延缓反应速度6.6倍。在Smackover白云岩储层的现场实践中提高增产效果2～4倍。乳化酸在高闭合应力储层中较其它直接与地层反应的酸液可以产生更大的非均匀溶蚀缝宽，从而获得更高的导流能力，提高酸液的有效性低渗透油气藏开采技术新型酸压技术——改进的技术低渗透油气藏开采技术新型酸压技术——需要继续攻关的技术▲复杂岩性储层酸压技术

“稠化酸深度酸压＋多组分酸闭合裂缝酸化”结合了——

“碳酸盐岩储层深度酸压＋砂岩储层基质酸化”

两种技术增产基本原理的一种特殊组合技术，技术难题：▲储层岩性变化更大，对液体体系及技术方法有更高要求▲高闭合应力特征严重影响酸压改造的有效期▲天然裂缝发育程度、形态不同，技术方法不同

低渗透油气藏开采技术为进一步提高酸化压裂改造效果，长庆油田近年来自行开发研制了新的变粘酸酸液体系，现场试验取得了较好的改造效果，为长庆低渗透碳酸盐岩储层的改造开辟了一条新的路子。变粘酸液体系变粘酸的特点：

－使酸液保持长的有效性和作用距离－酸液交联能降低滤失－转向效果好－降低施工摩阻－乏酸粘度有助于悬浮和排除地层不溶性颗粒－可形成更长、更高酸蚀导流能力的裂缝低渗透油气藏开采技术变粘酸与稠化酸的不同之处就在于新酸向残酸转变过程中，增加了一个粘度升高的过程。即酸液进入地层后，随着酸液的消耗，其pH值上升，当pH值上升至2－4时，酸液中的添加剂发生化学反应，液体由线性流体变成粘弹性的冻胶状（其外观类似于水基冻胶压裂液）。这种高粘液体滤失量较小，可以起到暂堵作用。由于酸岩反应速度进行，这种高粘状态存在时间很短，可能只有几分钟。随着酸液的进一步消耗，液体中又发生另外一种反应，液体又恢复到原来的线性流体状况，粘度随之降低。

变粘酸作用机理低渗透油气藏开采技术①变粘酸与普通酸组合酸压技术工艺设计

利用变粘酸控制滤失、增加缝长，但同时为了获得足够高的导流能力，特别是近井地带的裂缝导流能力，在注入变粘酸后继续注入普通酸。

低渗透油气藏开采技术②多级LCA（变粘酸）注入酸压：1)注前置液形成裂缝。

3）注LCA暂堵已酸蚀的孔洞、天然裂缝，并使其范围扩大，并继续扩展裂缝。4)注20%HCL处理新形成的裂缝范围.2)注20%盐酸酸蚀孔洞、天然裂缝及裂缝壁面。

低渗透油气藏开采技术5)注变粘酸暂堵已酸蚀的孔洞、天然裂缝，并使其范围扩大，并继续扩展裂缝。以此类推，使酸液的处理范围大幅度扩大，溶蚀和沟通尽可能多的天然裂缝和孔洞，达到最大产能的目的。此外，当射孔跨度较大时，在纵向上采用该工艺，同样具有暂堵转向的特点。使得部分低渗储层