裂改造工艺技术定稿

裂改造工艺技术定稿第1页/共91页汇报提纲第一部分、吐哈油田压裂改造工艺技术第二部分、大牛地气田压裂改造认识与探讨第2页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系㈡高砂比压裂技术㈢控缝高薄层压裂技术㈣高应力储层压裂技术㈤致密气藏压裂技术

㈥分层压裂工艺技术第3页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点储层埋深：1500-3000m储层岩性：细砂岩、粉砂岩和砂砾岩储层物性：储层具有小孔隙、细喉道特征孔隙度为6～15％，平均10%

渗透率0.01-10×10-3um2，平均3.6×10-3um2压力温度：压力系数0.8-1.0，平均为0.85，为低压地层地层温度70-90℃，为中温地层润湿特性：岩石表面具弱湿性、强亲水特性力学特性：岩石泊松比0.150.3，杨氏模量2500055000MPa㈠吐哈油田储层特性第4页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈠吐哈油田储层特性敏感特性：储层敏感性为中等水敏、弱盐敏、弱酸敏、弱速敏均质程度：纵横向非均质性严重，岩性变化大储层结构：储层以孔隙性为主，个别为双重介质隔层特性：泥岩和煤层，储隔层应力差较小油水关系：地层流体分布受构造、岩性、断层等因素控制，纵向上发育多套油水系统，平面上具有不同的油水界面，油水关系复杂。储层为典型的低孔、低渗、低压、中温储层第5页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点1：

随着油层水淹程度加剧，控制裂缝长度成为必然，通过压裂形成具有高导流能力的宽短裂缝，是防止沟通注水前缘，控制压后含水上升，提高压裂效果的主要途径针对性技术：

采用高砂比压裂，形成宽短缝，提高裂缝导流能力第6页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点2：

随着勘探开发的进一步深入，油藏方面所面临的薄互层越来越多，隔层条件相对较差，缝高失控后会沟通水层针对性技术：

采用控缝高薄层压裂技术，以提高薄层生产潜力，增大储层动用程度第7页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点3：

“三低”储层孔喉尺寸很小，压裂液浸入对地层的伤害更加严重，储层保护难度大，因此要优选压裂液体系，优化液体配方及性能，最大限度的减少压裂液残渣含量，减小压裂液滞留于地层的时间，以减少伤害。针对性技术：

采用低伤害压裂液体系，可有效减少对储层的伤害第8页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点4：

随着勘探开发的深入发展，深井压裂在油气藏改造作业中占有越来越重要的地位。深井油藏埋藏深，压实作用强裂，岩石致密，孔渗性更差，地层温度高，地应力大，施工时泵注压力高，对液体性能要求高，施工难度大。针对性技术：

采用高应力储层压裂技术，取得了一些成功经验。第9页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点5：

吐哈油田红台-疙瘩台气藏储层条件较其它区块更差，孔隙度8-10%，渗透率0.013—0.3×10-3μm2，地层压力系数为0.7-0.9，储层能量极低。红台-疙瘩台致密气藏自然产能极低，非均质性严重，孔喉微细，水敏性强，压裂液返排困难，因此，对于致密气藏，增产的关键是造长缝以增大地层流体的渗流面积；同时，因储层能量极低，需要增强压裂液的自身返排能量，增加返排率，以减小污染针对性技术：

采用气藏大型压裂技术、氮气增能泡沫压裂技术，使红台致密气藏压裂增产获得突破。第10页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术一、吐哈油田储层特性及改造难点㈡储层改造难点难点6：吐哈油田属多层系低渗油田，储层平面、剖面非均质性非常严重，由于注采的不均衡，进入中高含水期后，层间（物性、液性、压力、地应力等）差异进一步加大，层间矛盾进一步加剧，压裂液单层突进所造成的不均衡改造和砂堵问题已经严重制约着近年来的改造效果。据统计，在砂堵井中，合层压裂导致的砂堵占85%以上。针对性技术：

采用分层压裂技术，使各潜力层均能得到充分改善，以缓和层间矛盾，提高压裂成功率，进一步提高压裂效果。第11页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系1、试验仪器及设备

配备有压裂、酸化等专业化实验室，装备有裂缝导流仪、旋转粘度计、酸液动态腐蚀仪、多功能驱替系统等国内外一流的大型试验设备及常规试验设备第12页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术自动驱替装置裂缝导流仪动态腐蚀仪DL55自动电位滴定仪RV20流变仪润湿角测定仪第13页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术裂缝导流仪技术指标：试验温度:204℃流动压力:6.89MPa最大闭合应力:103.4MPa充填面积：64.5cm2充填厚度:0.25～1.27cm功能：支撑剂导流能力评估；支撑剂性能检测第14页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术动态腐蚀仪技术指标：试验最高温度：204℃最大压力：10000Psi反应釜容积：500ml试片：50mm长×10mm宽×3mm厚转速：10000转/min功能：动态静态腐蚀评价；酸岩反应机理研究；缓蚀剂优选评价。第15页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术RV20、VT550旋转粘度计性能指标：测量范围：0.02—106mPa.S

剪切速率：0.01—1750s-1

试验温度：-30to150℃

压力：0to10MPa功能：测定流体粘度,流体流变特性参数第16页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术专业化实验室主要开展酸化、压裂技术的室内研究工作，包括机理研究、评价实验、配方研究等：压裂实验室酸化实验室专业化实验室第17页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系2、低伤害压裂液体系●超级胍胶水基压裂液●低聚合物压裂液●氮气泡沫压裂液●JXC清洁压裂液●缔合分子压裂液第18页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系●超级胍胶水基压裂液低温系列中温系列高温系列适用温度℃40--6060--8080--130适用井深m800—20002000—35003500—5500170S-1视粘度mPa.s160-260220-320300-560破胶时间h2-42-51-4破胶液粘度mPa.s<3<3<3残渣含量%<2.31<2.5<3.0摩阻Mpa/100m(4m3/89mm)0.6-0.80.6-0.80.4-0.6其它配套技术低温破胶延迟交联第19页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系●低聚合物压裂液项目指标适用温度℃60-90密度,g/cm31.0耐温抗剪切性能,mpa.s>100滤失系数,m/√min2.1×10-4破胶水化液粘度，mpa.s2.3岩芯伤害率％17.9与地层和流体配伍性良好基本性能粘度性能第20页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系●氮气泡沫压裂液项目指标密度,g/cm30.9耐温抗剪切性能,mpa.s60滤失系数,m/√min3.05×10-4残渣,mg/l500水化液粘度，mpa.s3水化液表面张力，Mn/m32破乳率，％>95%基本性能破胶性能粘温性能第21页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系●JXC清洁压裂液时间（min）051015202530354045505560温度（℃）23246376808280757290909393粘度(mPa.S)330330270999645505560151296序号压裂液与原油比例破胶时间（min）破胶液粘度mPa.s）12：1104.525：1203.0310：122小于3410:3（清水）176.0JXC清洁压裂液抗温抗剪切性能JXC清洁压裂液粘温性能JXC清洁压裂液破胶性能第22页/共91页●缔合分子压裂液第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系性能特点：①破胶后粘度很小,与清水相当②0.2-0.3%缔合分子压裂液就能满足中低温储层施工需要。目前已开发出了适应135℃温度下的缔合分子压裂液第23页/共91页●缔合分子压裂液第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈠低伤害压裂液体系性能特点：③岩心伤害实验结果表明：岩心伤害率仅为4.45%④摩阻约为清水的1/3，为胍胶压裂液的1/2左右⑤携砂能力主要依靠其结构和弹性,在较低粘度下也可有效悬浮和携带支撑剂岩心入口端面未发现清洁压裂液残留第24页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术●缔合分子压裂液－应用情况及效果2006年采用缔合分子压裂液施工10口井，施工成功率90％，最大施工井深2712m，平均层厚8.9m，储层温度70℃，最高砂比60％，平均砂比30.8%，平均加砂强度1.66m3/m。施工有效率100％，平均单井增液量16.8m3/d，平均单井增油量6.15m3/d。㈠低伤害压裂液体系第25页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术●缔合分子压裂液－典型井例：温西3-517井测井解释数据隔层厚度(m)层位井段（m）厚度(m)φ(%)K(mD)So(%)结论上下S2(1)2298.0-2308.010.016.97.166.0油气同层巨厚43.0S3(1)2351.0-2361.010.016.814.369.4油层43.013.0S31层共加砂14.37m3，平均砂比30.1%。S21层共加砂11.39m3，平均砂比29.3%。施工后增液39m3/d，增油2.5m3/d。㈠低伤害压裂液体系第26页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈡高砂比压裂技术技术关键：①用裂缝模拟与优化设计技术优化参数组合②高性能压裂液及添加剂技术，增强携砂能力③线性加砂技术，实现平稳加砂，保证高砂比的实现第27页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈡高砂比压裂技术应用效果：在吐哈油田应用200余井次，应用效果显著，平均单井增油13.7t/d，最高砂比达到70%，平均砂比达到44.5%项目有效率%单井增油t/d平均单井加砂量m3单方支撑剂用液量m3平均砂比%高砂比压裂86.813.721.56.2044.5常规压裂70.68.2157.7731.3对比结果16.25.56.5-1.5713.2第28页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈡高砂比压裂技术液量m3排量m3泵压MPa前置液60.15-5.138-57携砂液25.75-5.142-59顶替液11.35-5.645-54备注压裂井段:2396.9-2413.8厚度16.9m加砂量10.3m3平均砂比50.1%产液量(m3/d）产油量（t/d）压前19.5615.24压后44.432.98增量24.8417.74WX3-311井施工情况第29页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●储隔层应力差与裂缝高度控制5m,5MPa10m,5MPaA：储隔层应力差在5MPa左右，油层厚度小于5m时裂缝高度延伸严重，当厚度在10m以上时，裂缝垂向延伸可得到控制。B：当油层厚度5m,储隔层应力差在10MPa左右时，裂缝垂向延伸得到严格控制。第30页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●变排量控制裂缝高度排量越大，缝高延伸越严重，研究表明，吐哈薄层压裂合理的排量为3m3/min左右。第31页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●利用压裂液粘度控制裂缝高度粘度越大，缝高延伸越严重，研究表明，压裂液在缝内的粘度保持在50-100mPa·s比较合适。第32页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●利用人工隔板控制裂缝高度

通过前置液将隔板转向剂带入裂缝，并使其在上（浮式）、下（沉式）缝面聚集，形成压实区，阻挡缝内流体向上或向下部地层传递，从而达到控制裂缝垂向延伸的目的。压裂层隔层隔层t2t3t2t3第33页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术●利用人工隔板控制裂缝高度典型井例：玉1井玉1井下部隔层距含油水层只有4m,且遮挡层较差,为防止压窜下部隔层,用沉式转向剂4吨,垂向缝高得到了有效控制。

该井压前供液不足，压后稳定产油8t/d，不含水，生产至今仍不含水，说明缝高控制较好在吐哈油田应用11井次，缝高控制率81.8%，取得了好的效果第34页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●二次加砂缝高控制技术

是将常规设计优化的总砂量分两个阶段加入地层，在第一阶段支撑剂全部带入地层后，停泵待裂缝闭合，然后再进行第二阶段加砂压裂。

技术特点：控制裂缝的垂向延伸；降低滤失，提高造缝效率；使裂缝更宽，铺砂更合理；降低近井筒效应，提高压裂成功率第35页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●二次加砂缝高控制技术一次加砂压裂携砂和裂缝闭合示意图二次加砂压裂携砂和裂缝闭合示意图第36页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●二次加砂缝高控制技术

应用二次加砂压裂100余井次，施工成功率96%，缝高控制有效率95%以上，增产有效率100%。单井平均增液12m3/d；单井平均增油5.8t/d，采用二次加砂单井平均增油量提高约20-25%。第37页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●二次加砂缝高控制技术勒10井二次加砂压裂施工参数压裂层位压裂井段有效厚度施工参数前置液量排量加砂量平均砂比/最高砂比压力延伸压力梯度MPa/mJ2X2758-27679第一次设计2534.422/4060-70/实际25.23-3.14.4622.4/4031-40.80.0185第二次设计203.56.033.3/5060-70/实际20.23.5-3.66.0632.6/5035.2-43.40.0194典型井例：勒10井压裂层距离上部水层仅6.3m，且隔层为煤层，隔层条件差，压裂必须严格控制缝高延伸。

第38页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈢控缝高薄层压裂技术●二次加砂缝高控制技术勒10井施工曲线压前：QO=4-5m3/d，Qg=1500-2000m3/d压后：QO=44.73m3/d,Qg=12511m3/d增产倍数：10倍以上，效果显著，井温测试表明缝高控制较好第39页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术

压裂难点：

—储层致密，孔隙度小，渗透率低，破裂压力相对较高，施工泵注压力高，要求压裂液具有良好的耐剪切、低摩阻和延迟交联等性能；

—储层温度高，对压裂液的高温流变性要求高；

—储层闭合压力高，对支撑剂的要求高；

—储层“水敏”普遍比较严重，油层保护难度大；

—压裂液返排困难。第40页/共91页采取的主要技术对策：◆施工前预处理：

——深穿透射孔

——高能气体压裂

——酸化预处理◆优化压裂工艺设计段塞砂加前置液氮第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术第41页/共91页◆优选压裂液体系

通过试验确定高温压裂液配方采用延迟交联、快速破胶技术降低摩阻使用双元破胶剂◆优选支撑剂优选中密高强度陶粒，并采用组合陶粒◆精良的压裂设备第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术第42页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术

应用效果：现场应用42井次，单井平均加砂量35m3，施工成功率91.6%，其中压后自喷完井8口，自喷率32%，单井平均增油6.8吨/天，日增油177.3吨/天。第43页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术典型井例：勒10-56井储层特点与措施：⑴断层附近，应力大，预计破裂压力梯度高于0.03MPa/m⑵采取压前酸化预处理措施勒10-56井第44页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈣高应力储层压裂技术典型井例：勒10-56井施工参数：加砂量：32.81m3加砂强度1.2m3/m最高砂比40%平均砂比29%停泵压力：70MPa延伸压力梯度：0.035MPa/m第45页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——储层特征

储层特征：红台－疙瘩台气田储层岩性为粉砂岩、细砂岩、砂砾岩；储层平均孔隙度8-10%，试井解释有效渗透率0.013-0.3×10-3um2，地层压力系数0.7-0.9，地层温度76-100℃。储层泥质含量10-20%，储层特征为低孔、特低渗、低压、中温储层。储层纵横向非均质性严重，高岭石含量高，遇水易分散，且储层为微细喉道，入井液侵入地层会导致液相饱和度提高，降低气相有效渗透率，形成严重的水锁伤害。第46页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——储层改造难点孔渗性极差自然产能极低平面非均质性强地层能量低粘土含量高水敏严重压裂效果差有效期短工艺实施难压后返排难储层保护难液体优化难1、采用大型压裂造长缝技术：增大渗流面积，延长压后有效期，增大压裂效果2、氮气增能泡沫压裂液技术：增大返排量，减少伤害储层特点改造难点工艺措施第47页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●技术特点采用大型压裂工艺，增大施工规模造长缝提高裂缝导流能力，以提高压裂效果利用氮气泡沫压裂液实现快速返排，减少伤害●工艺方式大型压裂+(前置液氮、液氮伴注、前置液氮＋液氮伴注)红台－疙瘩台气藏主要采用：大型压裂+（前置液氮＋液氮伴注）第48页/共91页大型氮气泡沫压裂工艺对压裂液的要求：A：延迟交联时间:1-5min

B：压裂液粘度≥60mPa.sC：压后破胶液粘度≤3mPa.sD：压裂液体系：氮气泡沫的直径大，能有效封堵微裂缝，降低液体滤失，从而降低压裂液对储层的伤害；同时氮气具有高膨胀性能，是压后进行快速返排的重要能量。

依据以上要求，采用氮气增能泡沫水基压裂液体系

第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●压裂液体系优化第49页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●支撑剂优化

大型压裂工艺及储层特点对支撑剂的要求：①大型压裂施工时间长，要求支撑剂具有较低密度利于泵送。②为保证形成长的支撑裂缝，要求支撑剂强度高，返吐量少。

为此，采用组合陶粒(尾追覆膜砂)第50页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●支撑剂优化——覆膜砂的特点1、低密度覆膜砂可降低对压裂液粘度的依赖，从而可以减少压裂液稠化剂用量。因此，降低了压裂液残渣含量和压裂液成本。

2、砂粒在裂缝中固结，可以有效防止支撑剂返吐，又有良好的防砂作用。

3、覆膜支撑剂具有较强的防嵌入能力。

4、处于全悬浮状态，能改善铺砂剖面，降低脱砂量，并能提高有效裂缝长度。第51页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●工艺参数优化1、砂比优化为保证形成长的有效支撑裂缝，保证施工成功率，采用中砂比压裂技术，砂比控制在28—35%之间。

2、前置液量确定为降低水锁伤害，在满足造缝的前提下，尽量减少液体用量。根据油藏小型压裂测试资料及裂缝模拟，优化的前置液比例为40%左右。第52页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●工艺参数优化3、施工排量确定用优化设计软件优化确定的施工排量为：单层压裂5m3/min左右，合层压裂：5.5m3/min左右。

4、施工规模优化低渗气藏压裂增产的关键因素在于支撑裂缝的有效长度，对裂缝及压后产能优化后确定支撑裂缝半长为200-400m，加砂强度为7m3/m左右第53页/共91页层号井段m厚度(m)K(mD)φ(%)声波时差泥质Sw(%)综合评价J2s2306.2-2322.816.62.3711230545气层J2s2475.5-2482.06.50.567215873气层J2x2768.0-2773.050.87.8213980差油层层红台204井测井解释数据工艺技术：大型压裂技术氮气泡沫增能压裂技术第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●典型井例——红台204井第54页/共91页

混注液氮76m3，压后拟合裂缝半长350m，试井得到裂缝半长339m，压后稳定气产量10.5×104m3/d。红台204压裂曲线红台204压后试井曲线第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●典型井例——红台204井第55页/共91页红台2-17C井测井解释数据（垂深）层位层顶深度(m)层底深度(m)砂层厚度(m)有效厚度(m)泥质含量%孔隙度%渗透率mD油饱和度%解释结论J2q21102113.43.413.29.20.05致密层2116.62121.44.84.85.212.21.4166.6气层2132.62136.43.87.49.20.42致密层J2s2149.22155.46.26.213.215.21.2371.1气层2165.52169.13.63.66.013.41.5661.9气层2172.42173.51.115.89.20.05致密层2174.82185.410.69.56.015.21.8867.5气层21822183.11.1致密层2197.32201.54.28.710.40.55致密层射孔井段（斜深）：2191-2298m；对应垂深：2133.8-2161m压裂工艺技术：大型压裂技术+氮气增能泡沫压裂技术第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●典型井例——红台2-17C井第56页/共91页红台2-17C压后试井曲线施工参数：入井液量1100.9m3，入井砂量180.4m3，平均砂比31.6%，最高砂比45%，排量7-10m3/min，混注液氮38m3。第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈤致密气藏压裂技术——大型氮气泡沫压裂工艺技术●典型井例——红台2-17C井第57页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●技术原理封隔器1压裂目的层段2压裂目的层段1分层酸化开关＋伸缩器封隔器2单流阀水力锚节流器射孔段

用两级封隔器（或用单封隔器+滑套）将两个压裂层分开，先压裂下层，然后投球至滑套喷砂器处，油管憋压打开滑套，进行上层压裂分层压裂总体管柱结构第58页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●管柱结构——Y341+Y241组合应用条件：主要应用于51/2″套管，单层小砂量（≤30m3）、中排量（≤4-5m3/min）、中低砂比（平均砂比30%，最高砂比45-50%）、小跨距（≤35m）、低应力（耐压差50MPa）及“饱填砂”施工技术第59页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●管柱结构——Y221+Y111组合应用条件：

主要应用于51/2″、7″套管，单层大砂量（30-60m3）、大排量（≥5m3/min以上）、中砂比（平均砂比35%，最高砂比55%）、高应力（耐压差80MPa）、大跨距（≥50m）和“高砂比”施工技术第60页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●管柱结构——

Y221+滑套管柱组合应用条件：主要适用于新井且破裂压力小于套管抗内压要求。第61页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●压裂施工参数优化⑴施工排量优化：采用“变排量”施工原则，“高排量造缝、低排量携砂”，在保证造缝的同时减少对工具的冲蚀；⑵施工砂比：保证平均砂比（≤35%），控制最高砂比（≤55%），充分利用段塞砂的作用，不断提高起步砂比；第62页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●压裂施工参数优化⑶顶替量计算：施工上层顶替量一般附加0.5-0.8m3，厚层应适量增加；施工下层顶替量附加0.3-0.5m3。下层进行二次加砂施工时，一次加砂结束后顶替液量应推广深部顶替工艺，控制在2-5m3之间。

第63页/共91页第一部分：吐哈油田压裂改造工艺技术二、针对性技术㈥分层压裂工艺技术●应用情况油田施工井数（口）前置液百分数（%）平均加砂强度m3/m最大加砂强度m3/m单井最大加砂量（m3）单层最大加砂量（m3）单层平均加砂量（m3）最大排量m3/min平均排量m3/min鄯善1445.91.843.2460.4433.629.595.14.1温米253.31.561.8626.2314.8413.165.54.8丘陵353.41.883.274.9931.9520.495.34.7丘东8381.625.3468.6145.1226.2753.9

分层压裂在吐哈油田应用48井次，其中2006年应用27井次。工艺应用日增油量700t/d，年增油量13.2万吨。最高单井增油量达到28.1t/d(温5-54井)，最高单井增气量达到41×104m3/d，增气倍数达到12.7倍（红台2-12）2006年分层压裂施工统计表第64页/共91页第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨一、大牛地气田储层特性及改造难点

埋藏深度：2540～2970m。孔隙度分布范围：0.3%～17.7%，平均为6%左右。渗透率分布范围：0.01md～0.1md,平均为0.06md。储层温度：76℃～94.9℃

压力系数：0.6～0.9。

属于典型的常温、低压低渗岩性圈闭气藏，单砂体在平面上变化较大，储层非均质性强，纵横向变化复杂。大牛地气藏在储层特性上与吐哈红台-疙瘩台气藏具有一定的相似性，吐哈红台-疙瘩台气藏在储层物性上稍好于大牛地气藏㈠大牛地气田储层特性第65页/共91页一、大牛地气田储层特性及改造难点㈡大牛地气田改造难点1、岩性圈闭，地质情况复杂大牛地气藏属于典型的岩性圈闭气藏，主要有砂岩透镜体、古河道砂体等多种岩性圈闭类型，单砂体在平面上变化较大，因此，对储层的认识难度较大。压裂设计的实施缺乏针对性，给压裂设计带来了难度2、多层、薄层、非均质性严重储层非均质性强，纵横向变化复杂，且气层具有多层、薄层和上下复合的特点。

使得压裂参数优化、压裂工艺实施难度大第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第66页/共91页一、大牛地气田储层特性及改造难点㈡大牛地气田改造难点一、大牛地气田储层特性及改造难点㈡大牛地气田改造难点3、储层具低渗、致密特征大牛地气层为典型的低渗致密气藏，储层自然产能极低，地层流体启动压力梯度较大，影响产能的关键是储层本身的渗流阻力，因此，增产的关键是增大地层流体的渗流面积。

使得压裂后难以见效或见效不大第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第67页/共91页一、大牛地气田储层特性及改造难点㈡大牛地气田改造难点4、储层粘土含量高、水化膨胀强、水锁程度大储层粘土含量较高，压裂用水侵入储层，将造成粘土矿物的水化膨胀而堵塞地层，形成二次污染，另外，敏感性特征表现为强水锁、弱速敏、弱偏中等水敏、弱盐敏、中碱敏。

储层保护难度大，压裂液体系优化难度大

5、储层压力低、能量不足大牛地气藏驱动类型为弹性驱动，储层天然能量较低

压裂液返排困难，压裂液滞留时间长第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第68页/共91页一、大牛地气田储层特性及改造难点㈢主要技术对策

针对大牛地气田的压裂难点，在前期的压裂施工中采取了相应的技术措施，见到了好的效果，所取的主要技术对策如下：

1、采用N2泡沫压裂技术，优化压裂液体系，优化添加剂，改善液体性能，降低滤失量，减少地层伤害。

2、采用优化设计技术，优化施工参数和施工工艺，提高施工成功率和有效率。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第69页/共91页一、大牛地气田储层特性及改造难点㈢主要技术对策3、采用大型压裂造长缝技术，以增大渗流面积，延长压后有效期，提高压裂效果。

4、大型压裂施工时间长，采用覆膜砂支撑剂，防止支撑剂过快沉降而发生砂堵。

5、采用分层压裂技术，使各层得到均匀改善第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第70页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈠大型泡沫压裂工艺技术●压裂液体系优化

1、大型压裂工艺对压裂液的要求：低伤害性能：采用低伤害压裂液+水伤害处理剂，缓解水锁

耐温耐剪切性能：长时间内保持足够的粘度

低摩阻性能：延迟交联以降低摩阻，满足长时间加砂需求

低滤失、高效率：满足长时间加砂需求

快速破胶：降低储层污染

第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第71页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈠大型泡沫压裂工艺技术●压裂液体系优化2、添加剂优化

①对于气井，压裂滤失液进入地层会在孔喉与气体之间形成界面，造成水锁伤害。因此配方中使用高效助排剂，尽可能降低表面张力，减少水锁伤害。②储层能量低，不利于压后返排，因此采用液氮增能泡沫压裂液，加快压裂液返排，减少压裂液对气层的伤害。2006年施工中，加入水伤害处理剂及返排剂CQA2，取得了较好效果。③加入起泡剂，充分利用液氮增能作用，减少井筒内液体滑脱，增强其返排性。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第72页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈠大型泡沫压裂工艺技术●支撑剂优化

大型压裂施工，规模大、施工时间长，对压裂液的携砂性能提出了更高的要求，为了降低施工风险，最优的支撑剂应该是具有较低密度利于液体运输和较高的抗压强度来满足支撑裂缝的高导流能力。为此，采用低密度覆膜砂为支撑剂。大牛地低密度覆膜支撑剂共应用6口井，主要应用在山西组的分层压裂改造，施工成功率100%，压后效果比较明显。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第73页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈠大型泡沫压裂工艺技术●应用实例——D1-1-15井射孔井段（m）裂缝半长(m)裂缝高度（m）上高下高水力支撑水力支撑水力支撑2653-2664285.7276.917.817.615.414.6

累计入井总液量540.9m3，入井砂量86.3m3，平均砂比24.5％，施工排量5.5m3/min，注液氮36.7m3，压后压裂液返排率为78%，压裂液破胶彻底，试气解释无阻流量达到29×104m3/d第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第74页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈡分层压裂工艺技术

大牛地气田开发前期所采用的主要是逐层上返式压裂工艺，具有施工工序多、作业时间长和作业成本高的缺点，而且，多次压井作业对气层会造成伤害。针对这种情况，开展了连续分层压裂技术研究，实现均衡改造，提高单井产量，同时缩短作业周期，降低作业成本，减少储层伤害。针对大牛地气田多气层叠合发育的特点，对投球分压和机械封隔工具卡封分层等多种分层压裂工艺进行了研究和现场试验。

第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第75页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈡分层压裂工艺技术Y211(Y221)+Y111分层压裂管柱●

Y211(Y221)+Y111封隔器分压工艺工艺原理：施工时，下层直接压裂，然后投球憋压打开滑套压裂上层，压完后再投入钢球，加压打开下层排液通道。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第76页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈡分层压裂工艺技术●

Y341反洗封隔器分层压裂工艺Y341封隔器分层压裂管柱图工作原理：先投球蹩压坐封封隔器，提高压力打掉球座，连通下层压裂通道，压裂下层；下层压完后，投球蹩压打开上部压裂通道，同时堵塞下部油管通道，压裂上层。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第77页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈡分层压裂工艺技术应用井例：D1-1-47井（Y221+Y111封隔器分压）施工成功，压后无阻流量5.68×104m3/d第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第78页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈢清洁压裂液工艺技术2006年首次在大牛地气田应用了VES-SL清洁压裂液体系层位解释井段自然伽玛(API)声波时差μs/m补偿中子(%)补偿密度g/cm3泥质含量(%)孔隙度(%)渗透率(md)含气饱和度(%)解释结论井段(m～m)视厚度(m)盒12273.4-2279.56.15726124.62.439100.535差气层D47-36井盒1气层第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第79页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈢清洁压裂液工艺技术从施工曲线上看，其施工压力较低。根据压后生产资料统计，盒1层压后日产气为4.7万方，改造效果好。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第80页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺技术㈣限流压裂技术

针对砂体厚度小、层多、层间跨度大的特点，为了保证两层同时被压开，获取有效的压裂缝长和较高的裂缝导流能力，达到较好的开发效果，在D1-1-57盒2+盒3层压裂施工中，首次应用了射孔限流压裂技术。通过在压开难易程度相差较大的几个层中，采用不同的射孔密度，来调节各层压开的难易程度，使各层的开启压力基本相当，从而保证各层同时被压开。第二部分：大牛地气田压裂改造认识与探讨第81页/共91页二、目前大牛地气田采用的压裂工艺