储层改造技术(交流)

储层改造技术

专题交流

石油工程学院李小刚

“高酸气田开发地质与采气工程技术”培训班2009年11月10/22/20231交流提纲储层改造技术概述水力压裂技术酸化技术对川东北含硫碳酸盐岩储层改造的建议

10/22/20232第一部分储层改造技术概述油气井增产方法水力压裂技术概述酸化技术概述10/22/20233第一节油气井增产方法

油气井产量低的主要原因油气井增产途径各类储层中增产方法的使用10/22/20234油气井产量低的主要原因近井地带受伤害，导致渗透率严重下降油气层渗透性差地层压力低，油气层剩余能量不足地层原油粘度高10/22/20235油气井增产途径提高或恢复地层渗透率保持压力增加地层能量降低井底回压降低原油粘度10/22/20236各类储层中增产方法的使用砂岩储层SandstoneFormation水力压裂、基质酸化碳酸盐岩储层水力压裂、基质酸化、酸压特低渗储层MHF特低渗坚硬储层高能气体压裂10/22/20237第二节水力压裂概述水力压裂基本原理水力压裂发展概况水力压裂的作用10/22/20238水力压裂基本原理S1S2S3S4压裂压裂压裂压裂10/22/20239水力压裂发展概况偶然发现(敏锐的观察力)美国正式验证(1947.7)中国首次试验(1955)50年代：迅速发展、简单、规模小60年代：压裂工艺改进、压裂材料质量；分层改造工业化应用70年代：推广应用、舍弃核爆炸压裂、大型压裂；分层改造、内部选择性改造(当其他措施无效时就压裂)80年代：裂缝量化描述—三维延伸模拟器、优化设计90年代：压裂液体系、整体/开发压裂、监测评估发展方向：压裂系统工程、选井评层、复杂井筒与复杂地层压裂（深井与超深井，多层压裂、大斜度井与水平井、分支井，复杂岩性与流体）工艺，水力压裂评估技术，压裂材料，重复压裂技术10/22/202310水力压裂的作用在勘探阶段－提高勘探含油气评价，增加可采储量Wattenberg气田陕北安塞特低渗油田H=1000-1300m，h=12.2m，

=12.4%,kair=1-2md,ke<0.5md,So=55-57%,pr=8.3-9.8MPa10/22/202311水力压裂的作用在开发阶段油气井增产水井增注10/22/202312水力压裂的作用在开发阶段调整层间矛盾改善吸水剖面二次和三次采油中应用10/22/202313水力压裂的作用提高采收率

－电模拟和数模表明－大庆小井距试验证实控制井喷其它煤层气开采工业排污废核处理10/22/202314第二节酸化技术概述酸化处理历史酸化工艺分类水力压裂发展概况水力压裂的作用10/22/2023151、1895，赫曼佛拉施(HermanFrasch)发明；2、早期的除垢处理，吉普石油公司，盐酸作为除垢剂；3、1932，酸化新时代：普尔石油公司与道化学公司的磋商,HCl正式用于油气井处理，酸化形成正常应用的技术－－酸化作业公司的形成；5、1933，Wilson与印第安那标准石油公司申请HF处理砂岩工艺专利；6、1940

Dowell

公司，土酸的首次工业性应用；7、至今，全面工业化应用。酸化处理历史10/22/202316酸化工艺分类酸洗基质酸化酸压10/22/202317酸化工艺的特点及适用情况对照表10/22/20231810/22/202319酸洗：清除井筒中的酸溶性结垢物，或疏通射孔孔眼的工艺。两种方式：将酸液注入预定井段，让其静置反应，在无外力搅拌的情况下溶蚀结垢物或射孔孔眼中的堵塞物；酸液通过正反循环，使酸液沿井筒、射孔孔眼或地层壁面流动反应，借助冲刷作用溶蚀结垢物或堵塞物。特点：酸液局限于井筒和孔眼附近，一般不进入地层或很少进入，地面不用加压或加压很小。不能改善地层渗流条件。10/22/20232010/22/202321原理：不压破地层的情况下将酸液注入地层孔隙(晶间，孔穴或裂缝)的工艺。利用酸液溶解砂岩孔隙及喉道中胶结物和堵塞物,改善储层渗流条件,提高油气产能。目的：解堵。特点：不压破地层。10/22/202322压裂酸化----酸化：地层方式：油管注液套管注液环空注液封隔器

压裂车压开裂缝张开裂缝酸刻蚀裂缝高导流能力裂缝10/22/202323原理：酸或酸的前置液以高于储层所能承受的排量从套管或油管中注入，使之在井筒中迅速建立压力，直至超过地层的压缩应力及岩石的抗张强度，从而压破地层，形成裂缝，连续注酸使裂缝延伸、酸刻蚀裂缝形成酸蚀裂缝，该裂缝具有比原地层更高的导流能力，因此能提高油气井产能。目的：增产（解堵是必然结果）。特点：大排量、高泵压（压破地层）。10/22/202324第一节水力压裂造缝机理第二节压裂液第三节支撑剂及裂缝导流能力第四节单井压裂设计第五节压裂工艺第二部分水力压裂技术10/22/202325压裂施工典型曲线压力时间排量不变，提高砂比，压力升高反映了正常的裂缝延伸净裂缝延伸压力井筒摩阻地层压力（静）破裂前置液携砂液裂缝闭合加砂停泵baa—致密岩石b—微缝高渗岩石FECSpF—破裂压力pE

—延伸压力

pS

—地层压力p井底>=pF时第一节水力压裂造缝机理10/22/202326地应力存在于地壳内部的应力，是由于地壳内部的垂直运动和水平运动及其它因素综合作用引起介质内部单位面积上的作用力。

地下岩石应力状态：为三向不等压压缩状态.

x（

x）

y(y)

z(

z)

主应力:

x，y，z;

应变:x，y，z一、地应力分析

1地应力场10/22/202327原地应力：重力应力构造应力孔隙流体压力热应力。

地应力构成：原地应力+扰动应力。

10/22/202328其中：r(h)

为上覆岩层密度，由密度测井曲线获得。(1)重力应力（上覆压力）

为Boit孔隙弹性常数。

有效垂向应力为：10/22/202329由广义虎克定律计算总应变研究对象：地层中任意单元体。10/22/202330由于泊松效应，垂向应力产生的侧向压力10/22/202331(2)构造应力定义：地壳的构造运动引起的岩体之间的相互作用力。是地应力的一个分量。来源：各种构造运动，包括：区域构造—巨大构造单元间的相互作用力；局部构造—产生于局部地区岩体之间。如断层、岩层弯曲等。ABC10/22/202332特点构造应力属于水平的平面应力状态挤压构造力引起挤压构造应力张性构造力引起拉张构造应力构造运动的边界影响使其在传播过程中逐渐衰减。10/22/202333断层和裂缝发育区

—正断层，水平应力

x可能只有垂向应力

z的1/3。右旋走向滑动断层正断层逆断层

—逆断层或褶皱带的水平应力可大到

z的3倍。10/22/202334(3)热应力原因：地层温度变化引起的内应力增量。计算方法特点：与温度变化、岩石力学性质有关产生环境：火烧油层、注蒸汽开采、注水10/22/2023352人工裂缝方位原理：裂缝面垂直于最小主应力方向当

z最小时，形成水平裂缝；当

Y或

x>

z，形成垂直裂缝。

y

x

x

y

z10/22/202336显裂缝地层很难出现人工裂缝。微裂缝地层

—垂直于最小主应力方向；

—基本上沿微裂缝方向发展，把微裂缝串成显裂缝10/22/202337二、水力压裂造缝机理1井壁最终应力分布yrxr

Rw

x

y10/22/202338（1）井筒处应力分布当r=rw，＝0及180时，

＝3y－

x当r=rw，＝90及270时，

＝3x－

y10/22/202339当

x=

y

＝2y=2

x

说明周向应力相等，与无关当

x>

y(

)0,180=(

)min(

)90，270=(

)max分析

随r增加，

迅速降低(平方次)

应力集中

Pf>PE10/22/202340钻井引起的井壁诱导应力场

10/22/202341（2）向井筒注液产生的应力分布弹性力学拉梅公式(拉应力为负)当re

，Pe

=0且re>

rw于是r=ra时，

＝-Pi10/22/202342(3)压裂液渗入地层引起的井壁应力10/22/202343(4)井壁上的总周向应力(应力迭加原理)

＝地应力+井筒内压+渗滤引起的周向应力10/22/2023442水力压裂造缝条件(1)形成垂直缝岩石破坏条件－压为正，拉为负－最大有效周向应力大于水平方向抗拉强度10/22/202345有液体渗滤当破裂时，Pi=PF10/22/202346无液体渗滤当破裂时，Pi=PF10/22/202347(2)形成水平缝岩石破坏条件最大有效周向应力大于垂直方向抗拉强度10/22/2023483破裂压力梯度定义理论计算(垂直裂缝形态)矿场统计当αF<0.015～0.018MPa/m,形成垂直裂缝当αF>0.022～0.025MPa/m,形成水平裂缝10/22/202349三、地应力的测量及计算（1）矿场测量

—水力压裂法—井眼椭圆法（井壁崩落法）（2）岩心分析（实验室）

—滞弹性应变恢复（ASR）

—微差应变分析（DSCA）（4）有限元计算（3）测井解释10/22/202350压裂液及其性能要求压裂液对储层的伤害及保护第二节压裂液10/22/202351（一）压裂液及其性能要求压裂液组成压裂液性能要求压裂液类型压裂液添加剂10/22/2023521、压裂液组成(按功能分)（清孔液）（预前置液）前置液携砂液顶替液10/22/202353前置液作用造缝降温减少携砂液滤失防砂卡要求一定粘度足够用量10/22/202354携砂液作用将支撑剂代入裂缝继续扩张裂缝冷却地层要求粘度高携砂能力强防井底沉砂、缝内砂卡10/22/202355顶替液作用中间顶替液尾注顶替液要求用量适当，避免过量顶替10/22/20235610/22/2023572压裂液性能要求滤失低携砂能力强摩阻低、比重大稳定性好配伍性好残渣少易于返排货源广、价格便宜、便于配制10/22/202358性能表证内容及指标（以水基冻胶压裂液为例）粘度性能：未交联液的粘度、交联后的耐温抗剪切性、流变指数滤失性能：初滤失、造壁系数、滤失速度破胶性能：破胶时间、破胶液粘度、残渣量助排性能：滤液及破胶液的表面张力、界面张力和接触角配伍性能：破乳率（流体配伍）、防膨率（岩石配伍）岩心伤害率：渗透率递减百分数SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法10/22/2023593、压裂液类型水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液液化汽压裂液酸基压裂液液态CO2压裂液醇基压裂液10/22/202360压裂液发展四十年代和五十年代矿场原油凝胶油粘性乳化液六十年代初期凝胶水六十年代后期水包油乳化液水基冻胶10/22/202361压裂液发展七十年代以来国外:水基冻胶压裂液的次数占三分之二，用量占总量的90%以上国内:则基本上使用的都是水基压裂液。目前，泡沫压裂液、液体CO2压裂液、液氮压裂液也开始应用。10/22/202362水基压裂液发展水稠化水水基冻胶水基冻胶压裂液组成水＋添加剂＋成胶剂（增稠剂）

成胶液水＋添加剂＋交联剂交联液成胶液＋交联液水基冻胶10/22/202363水基压裂液水基压裂液种类（据稠化剂种类分）植物胶及衍生物瓜（尔）胶（guar）、田菁胶（sesbaniagum）、魔芋、槐豆、皂仁纤维素及衍生物羧甲基纤维素（CMC）、羟乙基纤维素（HEC）、羧甲基羟乙基纤维素(CMHEC)工业合成聚合物聚丙烯酰胺(PAM)、部分水解聚丙烯酰胺(PHPAM)综合类CMHPG……10/22/202364油基压裂液适应:水敏性地层有些气层发展:矿场原油

稠化油

冻胶油10/22/202365乳化压裂液

两份油+一份稠化水(聚合物)

油相<50%，压裂液粘度太低

>80%，不稳定或粘度太高10/22/202366乳化压裂液之特点外相为水冻胶摩阻低粘度高热稳定性好悬砂能力特别强滤失低，压裂液效率高伤害小在某些地返排困难在大多数情况下，易返排10/22/202367泡沫压裂液适用:K<1MD，粘土含量高的砂岩气藏低压、低渗浅油气层压裂

液相+气相+添加剂泡沫液液相:清水、盐水、冻胶水、原油或成品油、酸液气相氮气、二氧化碳、空气、天然气等10/22/202368泡沫质量：泡沫质量＝泡沫中气体体积/泡沫总体积特点:在压裂时的井底压力和温度下，泡沫质量一般为６０％～８５％随着泡沫质量的增加，泡沫压裂液的粘度增加、摩阻增大、滤失减少、压裂液效率增加滤失少（气体本身就是降滤剂）排液较彻底，对地层伤害小悬砂能力特别强，砂比可高达７０％

10/22/202369液化汽压裂液适用:某些对水、残渣特别敏感的气层特点:悬砂能力较差滤失大费用高配制困难10/22/202370酸基压裂液适用:碳酸盐储层种类:常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸10/22/202371液态CO2压裂液在浅井可以不加胶联剂和破胶剂直接携砂；液态二氧化碳在地层中受热后迅速气化,因此不存在水敏、水锁及残留物伤害，最适合于低压致密砂岩。液态二氧化碳携砂浓度较低,砂粒径较小;价格及运费高,施工需用专用压裂设备,施工技术复杂。10/22/202372醇基压裂液甲醇压裂液乙醇压裂液10/22/202373醇基压裂液之甲醇压裂液对砂岩储层无水敏、水锁伤害；易返排低表面张力的流体(20℃时22.50mN/m)，仅为水(72.8mN/m)的二分之一，返排时毛竹阻力低，另外甲醇沸点650C,部份甲醇可溶于天然气中，更使得甲醇压裂液快速排液。密度低费用比二氧化碳泡沫压裂低甲醇压裂不需使用粘土稳定剂助排剂、不用(或少用)液氮即可节约部分投资，还可避免因这些附加剂使用不当引起的意外伤害。甲醇价格较贵;有剧毒、易挥发、易燃，施工时安全和环保要求高稠化剂中的大分子集团和压裂液残渣对储层有一定伤害。10/22/202374具有甲醇压裂液的所有优点，而目乙醇无毒。乙醇价格比甲醇更贵;乙醇易燃，易挥发；稠化剂中的大分子集团和压裂液残渣对储层有一定伤害。醇基压裂液之乙醇压裂液10/22/2023754、压裂液添加剂降滤剂防膨剂杀菌剂表面活性剂ｐＨ值调节剂稳定剂破胶剂10/22/202376降滤剂降滤剂有:固体型液体型常用的降滤剂:硅粉硅粉和聚合物的混和物天然聚合物油溶性树脂10/22/202377防膨剂目的:控制油气层中的粘土膨胀粘土膨胀要降低流动通道粘土种类:蒙脱石伊利石高岭石绿泥石10/22/202378防膨剂种类A酸类防膨剂作用:调节基液的ｐＨ值将粘土的ｐＨ值控制在３～７盐类防膨剂:氯化钾、氯化钠、氯化钙和氯化铵稳定粘土，将浓度控制在1～3％以内，可避免絮凝效应10/22/202379防膨剂种类B甲醇:吸收粘土颗粒上的水份，防止粘土遇水膨胀，降低压裂液表面张力，从而减少基液在地层中的滞留量。此外，甲醇还可以起到助排剂的作用油、泡沫和乳化液:作为降滤剂，防止水向地层的渗透，并且作为水的代替液而减少水量来达到防膨目的10/22/202380杀菌剂目的:防止细菌对冻胶的降解和变质延缓钢材的腐蚀防止细菌生成沉淀细菌来源:不干净罐基液地层10/22/202381表面活性剂加表面活性剂原因：水要降低地层对油的有效渗透率导致部分或完全水堵原油与水要形成比原油粘度高得多的乳化液（有时高达几千倍），这些形成堵塞的水和油－水乳化液大部分就存在于井筒附近，对压裂效果影响很大10/22/202382表面活性剂作用减少压裂液滞留量提高返排速度和返排量降低形成油－水乳化液的可能性当使用乳化压裂液时，加入表面活性剂还能起到稳定乳化液的作用

10/22/202383表面活性剂作用机理表面活性剂由亲油基团和亲水基团构成。表面活性剂通过在液气界面和在两种不混溶液体间界面上的吸附作用，可以降低界面张力；通过在液固界面上的吸附作用，可以减少湿润边界角。

10/22/202384表面活性剂种类阴离子型活性剂阳离子型活性剂非离子型活性剂两性活性剂10/22/202385ｐＨ值调节剂防止地层伤害，含有泥质的地层在ｐＨ值为３～７的范围内时伤害最轻控制增粘速度，成胶剂的增粘速度直接取决于液体ｐＨ值的大小ｐＨ值还可以控制细菌繁殖10/22/202386温度稳定剂作用：在高温下稳定冻胶，防止提前破胶种类：醇类，尤以５％甲醇用的最多硫代硫酸钠（还原剂）铁离子稳定剂主要是防止铁盐沉淀10/22/202387破胶剂破胶机理:与冻胶接触使其发生化学水解及氧化作用，造成聚合物断链降解而破胶。常用破胶剂:二硫酸铵黑曲酶破胶剂用量依据冻胶的浓度、压裂液的用量、井底温度和裂缝中的温度以及破胶速度或时间而定。

10/22/202388（二）压裂液对储层的伤害及保护按压裂液作用位置分：地层基质伤害支撑裂缝伤害按流体性质分：液体伤害固体伤害压裂液滤饼和浓缩胶10/22/202389压裂液对储层的伤害压裂液在地层中滞留产生液堵地层粘土矿物水化膨胀和分散运移产生的伤害压裂液与原油乳化造成的地层伤害润湿性发生反转造成的伤害压裂液残渣对地层造成的损害压裂液对地层的冷却效应造成地层伤害压裂液滤饼和浓缩对地层的伤害10/22/202390支撑剂性质及种类裂缝导流能力及其影响因素支撑剂的选择第三节支撑剂及裂缝导流能力10/22/202391（一）支撑剂性质及种类基本概念支撑剂特性要求支撑剂种类10/22/202392基本概念闭合压力支撑剂颗粒大小支撑剂颗粒形状支撑剂砂堆孔隙度支撑剂强度和硬度10/22/202393闭合压力定义:

停泵后作用在裂缝壁面上欲使之闭合的力为闭合压力。计算:（１）ＰＣ＝αＦＨ－ＰＳ（２）ＰＣ＝ＰＩ＋ＰＨ－ＰＳ10/22/202394支撑剂颗粒大小支撑剂颗粒大小一般用筛析法确定，并且大多使用美国材料试验协会即ＡＳＴＭ标准。筛析法的筛孔表示方法通常有两种：一种是以每英寸长的孔数来表示，称之为目或号；另一种则是用毫米直接表示筛孔孔眼的大小。10/22/20239510/22/202396支撑剂颗粒形状支撑剂的颗粒形状一般用圆度和球度描述。圆度是指颗粒表面光滑的程度，用ψ表示；球度则是指颗粒接近球体的程度，用φ表示。φ、ψ越大，颗粒和圆球度越好。10/22/202397支撑剂砂堆孔隙度支撑剂砂堆孔隙度Φｐ为砂堆中的孔隙体积Ｖ孔与砂堆总体积Ｖ总之比，即Φｐ

=Ｖ孔/Ｖ总。

支撑剂砂堆密度ρｐｄ

ρｐｄ＝砂堆质量/砂堆总体积＝ρｐ（１－φｐ）10/22/202398支撑剂强度和硬度支撑剂强度支撑剂抵抗闭合压力和上覆岩石重力的作用而不致发生破碎的能力为支撑剂的强度；支撑剂硬度抵抗闭合压力和上覆岩石重力的作用而不致被压实的能力为支撑剂的硬度。

10/22/202399支撑剂特性要求强度高、硬度适中粒径均匀圆球度好化学温度稳定性好质量高，杂质含量少密度适中货源广、价格低10/22/2023100支撑剂种类

现有的支撑剂按其力学性质例如强度和硬度可分为两大类：一类是脆性支撑剂，如石英砂、玻璃珠等，其特点是硬度大，变形很小；另一类是韧性支撑剂，如核桃壳、铝球等，其特点是变形大，在高压下不易破碎。10/22/2023101支撑剂种类石英砂（砂子）核桃壳铝球玻璃珠陶粒塑料包层支撑剂10/22/2023102（二）裂缝导流能力及其影响因素裂缝导流能力定义：裂缝导流能力是指裂缝传导（输送）流体的能力。填砂裂缝的导流能力定义为支撑后的裂缝渗透率Ｋｆ与支撑后的裂缝宽度Ｗｆ之积。即填砂裂缝导流能力（ＫＷ）ｆ或ＦＲＣＤ＝ＫｆＷｆ

10/22/2023103裂缝导流能力的影响因素地层的闭合压力地层岩石硬度支撑剂性质支撑剂在裂缝中分布其它10/22/2023104地层的闭合压力如果地层闭合压力大，则裂缝中的支撑剂容易破碎和压实，破碎产生的粉粒将部分或全部堵塞裂缝的流动通道，压实将降低填砂裂缝的渗透率和宽度。对于脆性支撑剂，主要是破碎问题;对于韧性支撑剂，主要是压实问题。10/22/2023105地层岩石硬度地层岩石的软硬对导流能力的影响与支撑剂颗粒的强度和硬度有关。当支撑剂强度低时，影响导流能力的主要是破碎问题;当支撑剂强度高时，支撑剂颗粒嵌入裂缝壁面是影响导流能力的主要因素。10/22/2023106支撑剂性质影响导流能力的支撑剂性质包括支撑剂的强度、硬度、圆球度、粒径以及支撑剂的质量等等支撑剂强度越高，在闭合压力和上覆岩石重力的作用下抵抗破碎的能力越强，因而提供的导流能力越高支撑剂硬度越大，越容易嵌入地层而降低支撑裂缝宽度10/22/2023107在高闭合压力下，圆球度越好，导流能力愈高。支撑剂粒径的影响也有待于进一步研究，在一定条件下粒径大的砂子提供的导流能力仍比粒径小的为高支撑剂质量在闭合压力较高时对导流能力的影响尤为显著，杂质含量增加几倍，裂缝导流能力要降低几十倍甚至更大。10/22/202310810/22/2023109支撑剂在裂缝中分布支撑剂在裂缝中的分布主要指排列层数和填砂浓度。支撑剂排列层数越多，颗粒的受力面积越大，有利于降低破碎率，并且层数越多，一方面因为“饱填砂”，一方面因为减少了颗粒的嵌入而增加了支撑缝宽，所以多层排列的填砂方式能获得较高的裂缝导流能力。10/22/2023110其它因素地层环境条件如地层盐水的存在以及盐水的成分和含量流动条件如缝中流动是达西渗流还是非达西渗流压裂液残渣的伤害等等10/22/2023111（三）支撑剂的选择支撑剂强度地岩岩石硬度支撑剂颗粒大小支撑剂密度支撑剂浓度（排列方式）10/22/2023112支撑剂强度在闭合压力较高时，应考虑使用高强度支撑剂如陶粒等等。在闭合压力较低时，低强度支撑剂仍能起到支撑裂缝的作用，只要砂子不破碎，它在浅井浅层应用的特别广泛当闭合压力达到42ＭＰａ时，原则上不再使用石英砂，应使用象陶粒等更高强度的支撑剂，陶粒在闭合压力为７0ＭPa时也很少破碎。10/22/2023113地层岩石硬度如果地层岩石硬度较低，则该地层可以认为是软地层，支撑剂颗粒倾向嵌入岩石，减小裂缝宽度，甚至导致裂缝闭合。很硬的地层，支撑剂不易嵌入，但硬地层常常具有高的闭合压力，因而需要使用高强度支撑剂。10/22/2023114支撑剂颗粒大小A软地层要求使用大颗粒的支撑剂以阻止颗粒的嵌入，较高渗透率的地层亦应使用大颗粒的支撑剂以提供适当的导流能力。在硬地层，由于颗粒难以嵌入，并且硬地层常常具有较低的渗透率，不需要裂缝具有很高的导流能力，因此可使用小颗粒的支撑剂。10/22/2023115支撑剂颗粒大小B对于泥质含量较高或其中细粉粒要发生运移的地层。不宜使用大颗粒支撑剂，因为这些泥质和细粒很容易堵塞孔隙空间，在这种情况下，较小颗粒的支撑剂更适宜。支撑剂颗粒大小和支撑剂质量有关系。小颗粒含量过高就如同含有杂质一样，对裂缝导流能力的降低有同样的影响。10/22/2023116支撑剂密度支撑剂密度在一定的井况条件下是影响选择应用支撑剂的一个重要因素，高密度的支撑剂颗粒在裂缝中难以悬浮和携带，低密度的支撑剂颗粒难以铺置在希望的位置上。10/22/2023117支撑剂浓度（排列方式）单层或部分单层支撑的裂缝在理论上具有最大的导流能力。但是由于在软地层容易发生嵌入现象，在硬地层容易发生破碎现象，这种单层或部分单层排列是不实际的。现在大多数压裂设计都采用支撑剂颗粒多层排列的填砂方式。10/22/2023118选井选层确定施工参数增产倍比的预测第四节单井压裂设计10/22/2023119单井压裂设计方案，对一口井的压裂施工来说是一个指导性的文件。它能在油气层与设备的条件下优化出经济而有效的压裂增产方案。一个好的压裂设计能更好地发挥压裂技术的潜在作用，最大可能地提高压裂效果，为改进压裂工艺提供途径和方向。10/22/2023120（一）水力压裂选井选层试井确定地层参数地层渗透率K静压力Ps表皮系数SS>0污染S<0改善地层系数Kh10/22/2023121水力压裂选井选层地层应有较高能量油层井壁受污染、堵塞严重的油井，应采用小规模压裂解堵或酸化解堵油层渗透率低，深穿透、饱填砂的大规模压裂油层含油性好，含油饱和度要高，一般要求在５０％以上10/22/2023122水力压裂选井选层一般认为孔隙度为６％～１５％时，才值得进行压裂。如果油层厚度较大，最低孔隙度极限为３％～５％地层渗透率越低，越要优先压裂，使低渗地区的井获得商业性的开采含水饱和度<７０％，防止大量产水地层系数:Kh>1.510-4m2.m10/22/2023123水力压裂选井选层如果怀疑有水层，完井时应当在水层上方至少30米处射孔，特别是产层与水层间不存在坚密的页岩遮挡层时更应如此经验表明，对于规模较大的压裂来说，如果页岩遮挡层的厚度不超过15米，无论其坚密程度如何，它还是常常不能起到控制裂缝窜层的作用10/22/2023124不宜压裂的井一油层压力衰竭不宜压裂在压裂层与水层或气层间的夹层很薄时附近有与水或气的接触面（如底水驱油藏或存在底水的油藏），而且位于裂缝可能通过的方向时高含水井或高油气比井，除非出水或出气层可以堵住时10/22/2023125不宜压裂的井二井下技术状况差，例如固井质量不好、或可能窜槽、套管变形或有严重损伤、井下有落物经过复杂措施处理过、或经过大修中的磨铣的井层均不宜压裂。注水效果明显，裂缝比较发育的井层，为了避免油井水淹，是否压裂需慎重。高渗透地下亏空的井不宜压裂。稠油井不宜压裂，井底附近严重堵塞的除外10/22/2023126（二）施工参数的确定施工排量施工泵压及水功率压裂车台数的确定压裂液和支撑剂用量10/22/2023127施工排量的确定为了在井底有足够的流体憋起高压，选择施工排量要考虑的因素是：地层的吸液速度。施工排量Ｑ必须大于地层吸液速度Ｑ′，即最小极限排量。10/22/2023128施工排量的确定不同排量下所需的压裂液用量。实践表明，当滤失系数一定时欲压开一定大小的裂缝，采用较高的施工排量可减少所需的压裂液用量；并且施工排量大时，可提高压裂液效率，亦有助于减少压裂液用量。摩阻压力。排量越大，产生的射孔孔眼摩阻和井筒摩阻越高，因此所需的井底施工压力愈大，对设备的要求就越高。10/22/2023129施工排量的确定裂缝高度。施工排量太大，极有可能导致裂缝窜层。特别是对于产层与水层之间的遮挡层不足够坚密，其厚度不是足够大时，窜层是很危险的。施工排量太小时，又不能充分压开产层的有效厚度，特别是对于多产层的情况，施工排量高无疑是有利的。施工排量高还有利于输送支撑剂。10/22/2023130施工排量的确定此外，要注意对设备能力的要求：

施工排量受管材和井口装置所能承受的压力的限制施工排量受压裂设备处理支撑剂的能力的限制，施工排量大，易导致砂子传送带或混砂装置超过负荷

施工排量大，压裂车不易达到要求，即使满足要求，也需更多台压裂车10/22/2023131施工排量的确定最小极限排量选择施工排量时，必须首先考虑的是所选排量应大于地层吸液速度，否则无法憋起高压。地层吸液速度Ｑ′即施工最小极限排量Ｑｍｉｎ为q-压前产量；B地层原油体积系数；破裂压力与井底流压的差值孔隙压力与井底流压的差值原油密度10/22/2023132施工排量的确定最大极限排量

压裂时的最大极限排量由井口和油套管的允许承受压力而定。压裂施工时，注液方式一般分为油管注液、套管注液、环空注液以及环空与油管同时注液（简称油套合注）几种方式。虽然注液方式不同，但确定最大极限排量的方法类似。10/22/2023133施工排量的确定合压最大极限排量计算基本步骤根据井底破裂压力、液柱压力、套管或采油树的允许承受压力确定套管极限摩阻压力。用试算法确定最大极限排量。先假定油管及套管环空的排量，然后分别计算套管及油管摩阻，这两者必须等于或接近前一步计算的套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力。

10/22/2023134施工排量的确定如果计算的油、套摩阻压力低于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时，应提高排量假定值进行二次计算；如果计算的油、套摩阻压力大于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时，降低排量假定值进行二次计算，直至油、套摩阻压力基本相等并且接近或等于套管极限摩阻压力时为止。这时两者的排量之和就是合压时的最大极限排量。10/22/2023135施工泵压及水功率的确定井口施工泵压设井底破裂压力为ＰＦ，井口施工泵压为ＰＰ，管柱摩阻为Ｐｆ，孔眼摩阻为Ｐｍ，井筒液柱压力为ＰＨ。根据压开裂缝的条件，必须ＰＰ≥ＰＦ＋Ｐｆ＋Ｐｍ－ＰＨ10/22/2023136施工泵压及水功率的确定施工水功率ＨＰ＝１６．５５ＰＰＱ式中:

ＨＰ——井口施工水功率,ｋｗ；ＰＰ——施工泵压，ＭＰａ；Ｑ——施工排量，ｍ３／ｍｉｎ10/22/2023137压裂车台数的确定按功率计算设压裂车的功率为Ｈη，机械效率为η，则所需压裂车台数为

压裂车数＝10/22/2023138压裂车台数的确定按排量计算设压裂车单车排量为ｑ，则所需压裂车台数为压裂车数＝Ｑ/ｑ＋（１～２）

10/22/2023139压裂液和支撑剂用量的确定压裂液的选择基于一系列评价试验和工艺要求。支撑剂类型、粒径和用量及压裂液用量的确定基于优化设计计算。10/22/2023140（三）增产倍比预测图版法公式法产能预测10/22/2023141增产倍比预测之图版法麦克奎尔和西科拉在认为裂缝双翼对称的条件下，采用电模拟方法，作出了裂缝导流能力、裂缝长度和增产倍数的对应关系曲线。10/22/2023142增产倍比预测之图版法10/22/2023143增产倍比预测之图版法分析该图，我们可以得到三点启示：在闭合压力不太高的低渗地层，一般容易获得较高的相对导流能力，其值常大于0.4。因此压开较长的裂缝能够大大提高增产倍数，这就是当前对于低渗透油气层主要采用大型压裂造长缝的依据。对于闭合压力较大的高渗层，不易获得较高的相对导流能力，其值常小于104。这时要取得好的压裂效果，主要是靠提高裂缝的导流能力。10/22/2023144增产倍比预测之图版法对于实际油气田，属于这两种情况的都有。因此，在水力压裂设计中，应解决它们的主要矛盾。根据油气层的特性具体分析，全局考虑，以最优为准则，对特低渗地层的压裂，应当增大施工规模，造缝要长；对于高闭合压力的中高渗透地层，应着眼于提高裂缝导流能力，在这种情况下片面追求施工规模和缝长，既不经济又得不到好的压裂效果。10/22/2023145增产倍比预测之公式法图版公式:式中:10/22/2023146增产倍比预测之公式法Lf<0.1Re时ReLrwRw10/22/2023147增产倍比预测之公式法压裂前后不存在污染时:10/22/2023148增产倍比预测之公式法压裂前后存在污染时:10/22/2023149产能预测简介前述方法很少考虑实际油藏的诸多因素的影响，只能简单计算压后的增产倍比，无法预测压裂井在一段时间里生产动态的变化。用数值模拟方法研究压裂井产能动态，可以考虑地层、流体等诸多因素的影响，将压裂井与油藏结合起来，较好油藏压裂井的增产效果。10/22/2023150多层压裂技术暂堵剂分层压裂工艺孔眼堵塞球法压裂工艺限流法分层压裂技术填砂法压裂技术氮气压裂技术控缝高压裂技术端部脱砂压裂技术第五节压裂工艺10/22/2023151多层压裂技术A大多数油气田都具有多产层。在多层的情况下，压裂成功率低的原因之一就是压裂液不能按需要进入目的层段，从而导致该压开的压不开，不应压开的反而压开了。因此，对于多层的情况应进行分层压裂。10/22/2023152多层压裂技术B在工艺上，分层的方法很多，包括:—使用封隔器的机械分层

—暂堵剂分层

—堵塞球分层

—限流分层

—填砂分层10/22/2023153氮气压裂技术在某些特殊地层，例如压力低（２０ＭＰａ以下）、渗透率小（以内）、孔隙度低（５％以下）、泥质含量高、含有天然裂缝的致密地层，不注支撑剂仅用氮气作为压裂液会得到很好的效果。氮气压裂前，一般常要借助于酸化手段清洗射孔孔眼，酸处理后，接着以小排量注氮气破裂地层，当施工压力稳定后，再提高排量以延伸扩展裂缝。10/22/2023154氮气压裂技术A与普通压裂相比，氮气压裂具有许多优点：

（１）没污染。氮气相对来讲具有可压缩性并且难溶解，所以对水敏性地层几乎没有污染。由于在氮气压裂中不需要使用降滤剂，所以也不会降低地层流体向井底的流动能力。此外，由于氮气的流动性好，因此可以有效地连通地层中的天然裂缝系统。

10/22/2023155氮气压裂技术B注入液体在地层中的停留时间越长，对地层造成的污染越严重，对于水敏性地层尤其如此。使用氮气压裂，不需要高成本的返排抽汲装置，氮气压裂实际上最大限度地消除了污染问题，一旦施工结束，注入气体即可马上排出。（２）成本低。氮气压裂与普通压裂相比成本要低得多，一次氮气压裂的费用大约是普通压裂的四分之一，有时一口井压裂后，几星期的生产利润即可抵消施工成本。

10/22/2023156控缝高压裂技术A水力压裂时，若裂缝向产层上、下无限制的延伸，进而造成压裂后产量低、递减快、增产有效期短，大大影响了增产增注效果。对于存在底水或气顶的油藏，裂缝高度无控制延伸，容易压穿气顶或含水层，造成大量出水出气。如果裂缝穿入产层上下的非油气层段，造缝长度相应地要减小，供油气流动的有效裂缝面积极为有限，同时大量的压裂液和支撑剂都消耗在产层以外的裂缝中。10/22/2023157控缝高压裂技术B控缝高压裂技术就是通过上浮式和下沉式导向剂在裂缝的顶部和底部形成人工遮挡层，阻止裂缝中的压力向上下传播，继而达到控制裂缝在高度方向上进一步延伸的目的。10/22/2023158控缝高压裂技术C10/22/2023159端部脱砂压裂技术A端部脱砂压裂的目的是达到超高导流能力以解决高渗透油气层的稀井高产、少投入多产出的经济优化开发问题，端部脱砂将使裂缝中的砂浓度面积浓度比常规提高３~４倍以上，导流能力由常规的数十μｍ２·ｃｍ提高到数百μｍ２·ｃｍ以上。形成超高导流能力除了提高缝中的砂浓度外，压开超宽裂缝也是主要技术关键。10/22/202316010/22/2023161端部脱砂压裂技术B端部脱砂压裂技术要点：从理论上讲，前置液应在施工结束时正好从裂缝中全部滤失完毕，携砂液恰好达到裂缝最前缘即裂缝端部，这时将在裂缝端部附近脱砂产生桥塞，裂缝中的净压力因此而急剧升高。这在常规施工中是力求避免的，但它正是端部脱砂压裂技术的理论依据。10/22/2023162端部脱砂压裂技术B净压力的升高将迫使裂缝在宽度方向进一步扩展，端部脱砂压裂造成的缝宽可以将常规几个毫米的支撑缝宽增至十到二十甚至更大，使裂缝中的面积浓度比常规提高３~４倍以上，因此，与常规相比，必须将地面砂比提高３倍以上。端部脱砂压裂技术使净压力有控制地升高而增加缝宽，在端部脱砂产生支撑剂桥塞的条件下继续泵注高砂比的混砂液，这时支撑剂由裂缝端部向井筒方向回填至缝口，形成超高导流能力的裂缝。10/22/2023163第三部分酸化技术第一节酸化原理第二节酸化技术发展现状10/22/2023164酸－岩化学反应当量及反应产物酸－岩化学反应动力学第一节酸化原理10/22/2023165常用酸化工艺酸洗AcidWash基质酸化MatrixAcidizing

酸压AcidFracturing10/22/2023166酸岩化学反应当量酸岩化学反应产物酸与碳酸盐岩酸与砂岩10/22/2023167酸的质量溶解能力

—定义为：单位体积酸溶解的岩石体积，可用于直接比较各种用酸成本。

—用

表示溶解的岩石质量与反应酸的质量之比。矿物相对分子量×反应方程中矿物摩尔数

β=

酸相对分子量×反应方程中酸的摩尔数

10/22/2023168

方解石与100%HCl反应的

100为：

100.09×1石灰岩溶解克数

β100= =1.372

36.5×2 100%盐酸反应克数 方解石与15%HCl反应的

15为：

石灰岩溶解质量β15=0.15β100=0.206

15%盐酸反应质量 10/22/2023169

—定义为：单位体积反应酸所能溶解的岩石体积(并用X表示)。

—对于浓度为15%(重量)的盐酸计算结果为：酸的体积溶解能力10/22/2023170酸岩反应的化学产物生成物的状态生成物对地层渗流的影响10/22/2023171

—氢氟酸溶解砂岩矿物时形成的产物比较复杂。

—反应副产物溶解度较小，其中某些浓度达到溶解度极限即可能沉淀。

—酸液混合物消耗而导致的液相pH的增加，构成了沉淀形成的动力。砂岩酸化反应物状态10/22/2023172CaCl2状态分析

—根据化学反应方程式可知，1m328％浓度的盐酸和碳酸钙反应，生成486kg的氯化钙。

—假设全部溶解于水，则此时氯化钙水溶液的重量浓度为：氯化钙重量486w%

= ==35%

全部水重量+氯化钙重量820+79+486

氯化钙重量486

溶解度

= ==54%

全部水重量 820+7910/22/2023173不同温度条件下氯化钙溶解度10/22/2023174—CaCl2极易溶于水。在34℃溶解度为55%。—CaCl2溶解度随温度升高而增大。—储层中滞留的残酸液酸性环境会使CaCl2盐类的溶解度更大。—在实际施工条件下，不会产生氯化钙沉淀，可以把残酸水当成水来考虑。CaCl2状态分析10/22/2023175

—1m328%浓度的盐酸和碳酸钙反应，生成193kg二氧化碳;在标准状况下的体积为98m3。

—在油层条件下，部分溶解于酸液中，部分呈自由气状态。

—CO2的溶解度和储层温度、压力及残酸水中的氯化钙溶解量有关。

CO2在储层条件下的状态10/22/202317610/22/2023177

—储层温度愈高、残酸水中的氯化钙溶解量愈多、储层压力愈低，CO2愈难以溶解。

—假设储层温度为75oC，储层压力为20MPa，根据CO2的溶解度曲线可知，在以上储层条件下，每立方米残酸液中只能溶解5m3(标准)CO2，剩下93m3(标准)则仍为气态。

CO2在储层条件下的状态10/22/2023178

酸处理后，储层中大量的碳酸盐岩被溶解，增加了裂缝的空间体积，为提高孔隙度和渗透性提供了必要条件。

—反应后的残酸水是溶有少量CO2的CaCl2水溶液，同时留有部分CO2呈小气泡状态分布于其中。

—如存在于裂隙中的反应物对储层的渗透性没有妨害，通过排液可以排出储层，那就为提高储层的渗透性能创造了条件。

10/22/2023179

—粘度较高的氯化钙溶液对流动有两面性：携带固体微粒的能力较强，能把酸处理时从储层中脱落下来的微粒带走防止储层的堵塞；流动阻力增大，对储层渗流不利。

—酸液一般都具有较高的界面张力。

—残酸液和储层油形成高粘乳状液，对储层渗流非常不利。反应生成物对渗流的影响10/22/2023180

—盐酸与A12O3、Fe2O3、FeS等金属氧化物杂质反应，形成二次沉淀，堵塞储层裂隙。

—CO2大部分以游离态存在对流动有两面性：在返排过程中，压力逐渐降低时，CO2开始膨胀，释放其能量，这种能量驱动使残酸液有效地排出。在施工结束后，应把握适当的时间，充分利用CO2的膨胀能进行排液。游离状态的小气泡对油气渗流有一定的影响，应从相渗透率和相饱和度的关系上作具体的研究分析。反应生成物对渗流的影响10/22/2023181酸岩反应机理酸岩反应速度反应动力学方程反应动力学参数测定酸岩反应动力学10/22/2023182

—酸与碳酸盐岩的反应为酸岩复相反应，反应只在液固界面上进行。

—液固两相界面的性质和大小都会影响复相反应的进行。

—酸与碳酸盐岩的反应历程：

H+向岩石表面传递；

被吸附的H+在岩石表面反应；

反应产物通过传质离开岩石表面。酸岩化学反应机理（碳酸盐岩酸压过程）10/22/2023183岩面Ca2+、Mg2+H+10/22/2023184

—酸液里的H＋在岩面上与碳酸盐岩的反应是表面反应。对石灰岩储层来说，表面反应速度非常快。

—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＋、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，该边界层与溶液内部的性质不同。

—由于在边界层内存在着离子浓度差，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。由于离子浓度差而产生的离子移动，称为离子的扩散作用。10/22/2023185

—在离子交换过程中，除了扩散作用以外，还会有因密度差异而产生的自然对流作用。实际酸处理时，酸液将按不同的流速流经裂隙，H＋会发生对流传质。尤其是裂隙壁面十分粗糙，极不规则容易形成旋涡，酸液的紊流流动，将会产生离子的强迫对流作用。

—酸液中的H＋是通过对流(包括自然对流和一定条件下的强迫对流)和扩散二种形式，透过边界层传递到岩面，H＋透过边界层达到岩面的速度，称为H＋的传质速度。

10/22/2023186

—酸与岩石的反应过程进行的快慢，可用酸与岩石的反应速度来表示。

—酸岩反应速度：单位时间内酸浓度的降低值或单位时间内岩石单位面积的溶蚀量（或称溶蚀速度）。

鲜酸：未与岩石发生化学反应的酸液；

余酸：酸岩反应过程中，含有反应产物，但未失去活性的酸；

残酸：完全失去反应能力的酸液。酸岩化学反应速度10/22/2023187

—根据质量作用定律，在温度、压力不变时，化学反应速度与各作用物质浓度的m次幂乘积成正比。

—对于酸岩反应(液固相反应)来说，固相反应物的浓度可视作不变，因此在恒温、恒压条件下，酸岩反应速度可写为：酸岩化学反应速度10/22/2023188

—C：反应时间为t瞬时的酸浓度，mol/L；

—m：反应级数，表示反应物浓度对反应速度的影响程度，无因次；

—K：反应速度常数，(mol/L)1-m/s，表示反应物浓度为单位浓度时的反应速度。反应速度常数与反应物质的浓度无关，只与反应物质的性质、温度和压力有关，其值决定于反应物本身和反应系统的温度，由试验确定，每个反应都有表征其本身特性的速度常数。10/22/2023189

—酸与岩石反应时，H＋的传质速度、H＋在岩面上的表面反应速度，生成物离开岩面的速度均对反应速度有影响，但起主导作用的是其中最慢的一个过程。

—在层流条件下，H＋传质速度一般比它在灰岩表面上的表面反应速度慢得多。因此，酸与灰岩系统的整个反应速度，主要取决于H＋透过边界层的传质速度。

—在实际中由于岩性及储层条件、施工参数的不同，表现出酸岩反应过程既受壁面反应控制，又受传质控制的情况，称为混合动力学。10/22/2023190

温度

酸液浓度

岩石类型

同离子效应

酸液类型

酸岩系统的面容比

酸液流速

压力影响酸岩反应速度的因素10/22/2023191

—阿累尼乌斯(Arrielius)方程：温度的影响10/22/202319210/22/2023193

—温度变化对酸岩反应速度影响很大，温度越高，反应速度越快。在低温条件下，温度变化对反应速度变化的影响相对较小，高温条件下，温度变化对反应速度的影响较大。

温度的影响10/22/2023194—酸岩反应速度随温度的升高而加快。可从化学动力学的角度来解释。温度的升高，分子运动加快，有效碰撞次数的比例随之增加，导致反应速度加快；另一方面，温度升高，使较多的普通分子获得足够多能量而变为活化分子，因而增大了活化分子的百分数，结果使单位时间内分子的有效碰撞次数大大增加，导致反应速度升高。10/22/2023195

对于宽W、高H、单翼缝长L的双翼垂直裂缝

对于宽W，半径为Rf的水平裂缝

对于直径为d，长度为L的孔隙面容比的影响10/22/2023196

实验条件：盐酸与白云岩温度80℃，酸浓度20％，流量15ml/s面容比越大，酸岩反应速度越快。10/22/2023197

—不同浓度鲜酸的反应速度：浓度在20％以前时，反应速度随浓度的增加而加快；当盐酸的浓度超过20％，这种趋势变慢。当盐酸的浓度达22～24％时，反应速度达到最大值；当浓度超过这个数值，随浓度增加，反应速度反而下降。

酸液浓度的影响10/22/2023198

—正在反应的酸液（余酸）由初始反应速度下降到某一浓度时反应速度的变化规律：新鲜酸液的反应速度最高，余酸的反应速度较低。浓酸的初始反应速度虽快，但当其变为余酸时，其反应速度比同浓度的鲜酸的反应速度慢得多。酸液浓度的影响10/22/2023199试验条件：盐酸与灰岩压力7.03Mpa

温度27℃

流速0.48cm/s10/22/2023200

—酸岩反应速度随酸液流速增大而加快。

—在酸压中随着酸液流速的增加，酸岩反应速度增加的倍数小于酸液流速增加的倍数，酸液来不及完全反应，已经流入储层深处，故提高注酸排量可以增加活性酸深入储层的距离。酸压施工时在井筒条件允许及不压破邻近的盖层和底层的情况下，一般充分发挥设备的能量，以大排量注酸。酸液流速的影响10/22/2023201反应速度mg/cm2.s酸液流速，cm/s10/22/2023202—反应速度与酸液内部H＋浓度成正比。采用强酸时反应速度快，采用弱酸时反应速度慢。从货源、价格及溶蚀能力方面来衡量，盐酸仍是酸化中应用最广泛的酸。

酸液类型的影响10/22/2023203

—灰岩同盐酸的反应速度比白云岩同盐酸的反应速度快。

—在碳酸盐岩中泥质含量较高时，反应速度相对变慢。

—Mg-O间的作用力大，破坏Mg-O键比破坏Ca-O键所需能量大。储层岩石的影响10/22/2023204

—反应速度随压力的增加而减缓。试验指出，总的来说，压力对反应速度的影响不大，特别是压力高于6.5Mpa后，可以不考虑压力对酸岩反应速度的影响。压力的影响10/22/2023205川东白云岩温度40℃20%HCl10/22/2023206延缓反应速度的方法和途径：

造宽裂缝降低面容比

采用高浓度盐酸酸化

采用弱酸处理

洗井井底降温

提高注酸排量减缓反应速度的措施10/22/2023207酸化基础理论及实验研究进展酸液及酸化技术进展碳酸盐岩储层酸压改造技术第二节国内外酸化技术发展现状10/22/20232081、酸岩反应动力学研究

MichaelW.Conway等使用新的隔膜室（DiaphragmCell）和旋转圆盘对常规酸、胶凝酸和乳化酸的酸岩反应动力学进行了实验研究。一、酸化理论及实验研究进展10/22/20232092、酸蚀蚓孔机理实验

Hoefner

和Fogler,1988用熔化的金属注入蚓孔让金属固化，然后用盐酸溶解剩下的岩石得到了溶蚀孔的铸体模型。

不同注入排量在方解石岩心中形成的蚓孔的铸模形态，从左至右排量从小到大

10/22/20232102、酸蚀蚓孔机理实验实验研究内容溶蚀类型实验、酸蚀蚓孔的影响因素实验、酸蚀蚓孔对酸后渗透率的改善实验研究的方法和手段为了模拟蚓孔在天然裂缝中的形成，在全直径岩芯上钻取小岩芯,取流出地层为正向,并将岩芯沿轴向剖开，加围压至地层压力进行酸化实验Hoefure、Fogler、Daccord

、Econozuides等对酸蚀蚓孔进行了深入研究，国内西南石油大学近几年也开展了大量研究。10/22/20232113、酸液蚓孔滤失机理研究酸蚀蚓孔动态滤失实验设计缝洞型碳酸盐岩油藏孔隙溶洞裂缝 由于碳酸盐岩储渗形态的多样性，针对孔隙性碳酸盐岩和天然裂缝发育碳酸盐岩两种不同储层性质，实验应采用不同实验方法研究酸液的滤失作用机理。10/22/2023212孔隙性碳酸盐岩地层酸压酸液滤失实验酸液滤失钻孔岩心示意图实验方式为：在圆柱形岩心一端中部钻一定深度的诱导孔，用人工孔洞代替大的天然孔隙。在岩心端面利用搅拌泵模拟压裂裂缝壁面岩心剪切速率，以一定入口压力驱替岩心。针对研究储层，假设酸流经裂缝壁面时，裂缝壁面已存在一个较周围其他孔隙大得多的孔隙,认为酸液将首先进入该孔隙，溶蚀其壁面并扩大它。3、酸液蚓孔滤失机理研究10/22/2023213岩心剖缝人工引槽示意图实验方式：将岩心利用人工剖缝（岩心重新合上时能较好闭合），在剖开的岩心正中沿长度方向用工具划槽。在一定围压下，基本可以认为岩心将会重新完全闭合。天然裂缝发育地层酸压酸液滤失实验研究表明，无论是天然裂缝宽度在何数量级，裂缝在酸液进入后都会与其作用，发生溶蚀扩大现象。这种现象在酸压时的高水力压力作用下，随天然裂缝张开而变得更加明显，造成酸液大量滤失。3、酸液蚓孔滤失机理研究10/22/2023214对碳酸盐岩滤失实验的认识

由于碳酸盐岩储层储渗形态具有多样性，因此碳酸盐岩储层酸压室内滤失实验研究应根据不同储层性质分别利用不同的实验方法进行；

碳酸盐岩中酸液滤失主要是酸蚀蚓孔造成的，降滤失酸压工艺技术必须考虑酸蚀蚓孔效应的影响；

采用缓速酸能增加酸液在基岩中的穿透效果，普通酸与基岩的作用范围有限；

酸蚀蚓孔的扩展主要在注酸中期表现明显，应在此段期间内采用相应的方法控制酸液滤失。3、酸液蚓孔滤失机理研究10/22/20232154．酸蚀裂缝导流能力试验研究MingGong基于裂缝表面的粗糙程度建立了一个新的导流能力模型。该模型研究了裂缝导流能力形成机理，包括酸蚀的表面粗糙度，闭合应力下导流能力的测量。实验结果表明反应时间增加，裂缝表面粗糙度增加，因此导流能力高。试验结果表明多级注入酸压裂＋闭合酸化能几十倍甚至上百倍地提高酸蚀裂缝的导流能力。10/22/20232165、裂缝性碳酸盐岩储层酸化实验和模拟ChengliDong,A.D.Hill等进行了天然裂缝碳酸盐岩储层基质酸化的实验研究，建立了天然裂缝酸化数学模型，并进行了模拟。

10/22/20232176、酸液指进及酸岩反应分形研究进展大尺寸可视化物理模拟介观尺度的反应机理10/22/2023218二、酸液及酸化技术进展基本性能：比重在1.015-1.10克/毫升范围内，组成不含氢氟酸。具有强的吸附、螯合、络合、分散、抗垢性能。与地层流体的配伍性好（见下图）。1、酸液体系新发展1）有机磷酸复合酸液体系

应用范围：

含有高膨胀粘土、绿泥石粘土、长石和一定沸石的地层，对于常规盐酸或土酸敏感性非常强，常规盐酸或土酸处理这类地层，结果往往会使表皮系数增加，措施后产量下降。有机磷酸能够有效的解决这类地层的堵塞问题。10/22/2023219主要优点：

A、酸岩反应速度慢，能够解除地层深部堵塞；

B、酸液中不含HF，因此不会产生氟化物沉淀；

C、保持地层水润湿性；

D、可以应用于长时间连续泵送和阶段性泵送；；

E、盐酸不溶物可以通过螯合和络合作用来阻止其沉淀；

F、由于吸附和悬浮作用，能够在措施后几个月甚至井见水前有效的阻止垢的产生。1、酸液体系新发展

1）有机磷酸复合酸液体系

10/22/2023220现场应用实例

X井是沙特阿拉伯的一口生产井，最初的采油量的是日产油1460桶，2个月之后跌至日产油650桶。第一次措施：机械除垢，措施后日产油1200桶，但短期内垢再次生成。于是进行第二次措施：盐酸除垢，措施后日产油1275桶，2个月之后产量跌至日产油480桶。第三次措施：泵入有机磷酸复合酸液，措施后日产油增加至1230桶，并且保持日产油1100桶的产量连续生产3个月以上。1、酸液体系新发展

1）有机磷酸复合酸液体系

10/22/2023221FrankChang,SPE,Qi

Qu,SPEandWayneFrenier,SPE,SchlumbergerLTD报道了一种新的粘塑性表面活性剂。其粘度不随酸岩反应而变化。反应过程中Ca2+和ph的增加引起酸就地交联。高的粘度暂时堵塞溶蚀孔。在返排过程中酸液粘度可在互溶剂的后冲洗液或地层油降低，破胶没有任何残渣。采用CT扫描对多岩心流动进行观察表明酸液成功的从高渗岩心转向到低渗岩心，岩心清洁没有残渣。流变性实验表明粘度在酸岩反应过程中保持恒定。

1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

10/22/2023222H.A.Nasr-El-Din(75257)对不同配方的地下交联酸（In-stuGellingAcid）进行了岩心流动的研究，结果表明部分地下胶联酸可能对岩心造成伤害。1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

10/22/2023223交联后酸液粘度高，流变性能良好。

1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

电镜扫描的酸液图像

流变性10/22/2023224酸液对岩心孔隙堵塞物有很好的溶蚀作用1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

10/22/2023225时间：分钟盐酸浓度：%

交联酸其浓度下降基本呈线性较慢下降，在反应60分钟后，胶凝酸体系盐酸浓度在6.5%以上。因此可应用于深部酸化。1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

10/22/2023226性质乳化酸就地交联酸提高渗透率能力低于胶凝酸优于乳化酸获得相同的穿透距离较小排量较大排量同浓度同体积酸液溶解岩石的量小大残渣无聚合物残渣滤失量大小1、酸液体系新发展

2）新型地下交联酸

乳化酸与就地交联酸性能对比10/22/2023227

BJServiceCompany的G.T.Woo等研究了一种新的微乳酸体系。与传统的白色微乳液不同的是新的微乳液聚合物胶凝剂为透明的到半透明的液体。此体系中的一种微乳液可交联聚合和一种特殊的表面活性剂作为激活剂。1、酸液体系新发展

3）微乳酸半透明液体10/22/2023228由于体系具有低凝点、低粘度的特性，在施工过程中摩阻低，即使在很冷的天气也非常容易泵送。通过胶凝剂激活剂，微乳聚合物在1分钟内完成70%以上的水化作用。激活剂具