油田开发技术-压裂

油田增产技术—压裂水力压裂主要涉及的学科

〔HydraulicFracturing)—水力压裂力学—水力压裂材料性能与评价—水力压裂裂缝延伸模拟—支撑剂在裂缝中运移分布—水力压裂效果分析—水力压裂工艺技术—水力压裂诊断评估技术一、压裂根本原理—压裂地质学〔对储层的认识、储层保护、测井、录井、岩心物性分析、岩石力学等….〕水力压裂概念压裂：假设液体被泵入井中的速度快于液体在地层中的扩散速度，将不可防止地使地层压力升高并在某些点发生破裂。一、压裂根本原理所谓压裂就是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，参加支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产量(油气井)。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液多种根本类型。一、压裂根本原理压裂井场地面布置流程1.作业机；2.油井；3.排污池4.平衡车5.消防车6.压裂车7.拉砂车8.混砂车9.大罐10.仪表车一、压裂根本原理水力压裂作用开发阶段油气井增产水井增注调整层间矛盾改善吸水剖面提高采收率勘探阶段增加工业可采储量，扩大勘探成果；其它方面：井网结构调整三种原因：1、穿透近井地带的伤害，使井恢复其自然产能；2、在地层中延伸有高导流的通道，使产量超过自然水平；3、改变在地层中的液体流动。一、压裂根本原理1–开始泵入压裂液，地层破裂2–裂缝延伸3–支撑剂随压裂液开始进入裂缝4–随着泵注的继续，支撑剂进入裂缝深处5–支撑剂继续进入裂缝到达裂缝端部，压裂液滤失6–携砂液泵注完成，压裂液继续滤失7–裂缝闭合，形成一定导流能力的支撑裂缝裂缝的形成过程一、压裂根本原理压裂液滤失的三个过程滤饼区的流动滤饼控制过程侵入区的流动压裂液粘度控制过程地层流体的压缩地层流体粘度及压缩控制过程一、压裂根本原理压裂施工设计计算步骤〔正设计〕正设计:根据压裂施工规模预测增产倍数a.确定前置液量、混砂液量以及砂量；b.选择适当的施工排量、计算施工时间；c.计算动态裂缝几何尺寸；d.支撑剂在裂缝中的运移分布，确定支撑裂缝几何尺寸；e.预测增产倍比。二、压裂设计方法压裂施工设计计算步骤〔逆设计〕a.根据增产要求确定裂缝长度和导流能力；b.预选施工排量、前置液量和携砂液量；c.计算动态裂缝几何尺寸；d.支撑剂在裂缝中的运移与分布，确定支撑裂缝几何尺寸；e.计算支撑裂缝长度和导流能力以及增产倍比；f.如果满足增产要求那么结束，否那么重选液量、砂量，返回〔c〕重新计算。二、压裂设计方法

Shell公司的ENERFRAC，Meyer&Assocs公司MFRAC，Reservoirengineeringsystem(RES)公司的FRACPRO，Schlumberger公司的FRACHIT等。全三维压裂软件有：TrraTekinc公司的TERRAFRAC，Marathonoil公司的GOHFER，LekigUniversity的HYFRAC3D等。

FracproPT三维压裂设计软件；FracCADE三维压裂设计软件；Stimplan(F3D与P3D裂缝模拟)西南石油学院压裂设计软件；中石油研究院开发的拟三维压裂软件等

常用的压裂设计软件二、压裂设计方法压裂施工参数的多级优化技术理论根底：裂缝扩展的精细模拟和裂缝温度场优化结果；优化形式：每一个优化参数，不应是恒定值，如排量，随裂缝的扩展，滤失越来越大，只有不断地增加排量后才能保持裂缝的稳定和恒速扩展。换言之，其实质是将整个裂缝扩展过程分段，每一段单独进行优化，由于每一段的温度和裂缝扩展规律不完全一致，因此，每一段都对应一优化的施工参数；十变优化参数：排量、压裂液类型〔黏度〕、支撑剂类型、支撑剂粒径、稠化剂浓度、交联比、破胶剂浓度、砂液比、压后放喷油嘴尺寸、抽汲及生产期的井底流压〔考虑应力敏感后，不同时期要求不同的值〕。二、压裂设计方法压裂多级优化技术示意图

——“十变〞分阶段优化参数二、压裂设计方法压裂液体体系压裂液体系－不同地层温度系列压裂液〔20°C—150°C〕瓜尔胶压裂液系列香豆胶压裂液系列泡沫压裂液次生热及次生泡沫压裂液清洁压裂液低分子环保型压裂液醇基压裂液延迟胶联压裂液低浓度瓜胶压裂液速溶瓜胶压裂液稠化水压裂液酸基压裂液....三、压裂体系低温压裂液体系〔临界交联〕该压裂液体系是以羟丙基瓜胶为稠化剂、以硼酸盐为交联剂，加以低温破胶激活剂等添加剂的压裂液配方体系。具有流变性能好、低温快速彻底破胶、残渣少、伤害小等特点。主要技术性能指标：

延迟交联时间：3060s

稳定性：170S-1连续剪切1h，粘度70100mPa.s

低摩阻：小于清水的50%

破胶性能：破胶时间24h，水化液粘度≤5.0mPa.s

低伤害率：岩芯伤害率小于25%

应用范围：适应于25℃〜50℃的储层。中国.西安常规压裂液体系三、压裂体系

中温压裂液体系

该压裂液体系是以低浓度的羟丙基瓜胶为稠化剂、具有一定延迟交联有机硼为交联剂，加其它添加剂组成的压裂液配方体系。具有交联时间可调、流变性能好、彻底破胶、残渣少、伤害小等特点。主要技术性能指标：

延迟交联时间：30

90s可调

稳定性：170S-1连续剪切1.5h，粘度≥100mPa.s

低摩阻：小于清水的50%

破胶性能：破胶时间2

3h，水化液粘度≤5.0mPa.s

低伤害率：岩芯伤害率小于20%

应用范围：适应于50℃〜80℃的储层。中国.西安三、压裂体系高温压裂液体系

该压裂液体系是以羟丙基瓜胶为稠化剂、耐高温的有机硼或有机锆为交联剂，加其它添加剂组成的压裂液配方体系。具有延迟交联性能良好、抗剪切性能好、彻底破胶、伤害小等特点。主要技术性能指标：

延迟交联时间：1

4min可控

稳定性：170S-1连续剪切2h，粘度≥50mPa.s

低摩阻：小于清水的50%

破胶性能：破胶时间2

3h，水化液粘度≤10.0mPa.s

伤害率：岩芯伤害率小于20%

应用范围：适应于80℃〜130℃的储层。中国.西安三、压裂体系改善型压裂液体系在地层敏感性研究的根底上，针对储层特点，开发研究的无残渣酸性压裂液体系，能降低压裂液对地层的伤害，解除或局部解除老裂缝中的无机垢，改善地层渗透率，在到达水力压裂携砂要求的前提下，起到对地层酸化的目的，进一步提高对油层的改造效果。主要技术性能指标：耐温抗剪切性：93℃压裂液连续剪切1hr，粘度>100mPa.s破胶性：采用常规的APS在不同温度下，压裂液在1～2小时内彻底破胶滤失系数：90℃、3.5MPa，C3=6.32×10-4m/min0.5岩心伤害率：岩芯〔延长统〕伤害率小于5%应用范围：适应于储层温度小于90℃的油气井压裂作业中国.西安三、压裂体系清洁压裂液体系清洁压裂液是一种由粘弹性外表活性剂〔VES〕为主组成的水基压裂液。其最大特点是不含残渣，不污染环境，携砂能力强，压裂效果好，配制容易，易于泵送，不需要特殊设备，操作方便。当这种粘弹性外表活性剂压裂液和地层中烃类相遇或被地层水稀释时，它会自动破胶，不会留下任何残渣，因此和瓜胶类水基压裂液不同，它不需要交联剂、破胶剂等添加剂。主要技术性能指标：耐温性：耐温55℃破胶性：压裂液遇原油、淡水、破乳剂、酸等均可彻底破胶滤失系数：90℃、3.5MPa，C3=6.32×10-4m/min0.5岩心伤害率：岩芯伤害率小于18.2%应用范围：适应于储层温度小于60℃的油井压裂作业中国.西安三、压裂体系油基冻胶压裂液体系

研究开发的CQX型油基压裂液属于一种新型磷酸酯类油基冻胶压裂液，具有耐温耐剪切能力强、摩阻低、易破胶、无残渣、伤害小、易返排等优点。由于实现了全压裂过程无水作业，减少了水敏、水锁伤害，因此对于低压、敏感性储层具有较强的针对性。主要技术性能指标：原油增稠：无残渣、伤害小、易返排抗剪性能：45℃，170s-1，连续剪切80min，粘度破胶性能：45℃,9-16h，破胶粘度<10mPa.s滤失系数：45℃，3.5MPa下，C3=3.21-4.51×10-4m/min1/2伤害率：<10.7%。应用范围：适应于储层温度小于70℃的油井压裂作业中国.西安三、压裂体系CO2泡沫压裂液体系CO2泡沫压裂液是一种低损害压裂液体系，具有含水量低、粘度高、滤失低、清洁裂缝、易返排等特点，有利于降低压裂液对油气层的伤害。主要的性能指标：增稠剂：采用CJ2-9

交联冻胶：pH=3～5，粘度η=900〜10000mPa.s交联时间：15～20秒、可形成明显增稠及可挑挂的凝胶抗剪切性能：在80℃、170S-1下60min，粘度仍可达200mPa.s〔泡沫质量60%〕耐温能力：145℃破胶性能：80℃、1.5h，压裂液残胶粘度降为4.3mPa.s0.8%CJ2-9体系的残渣含量在100mg/l中国.西安三、压裂体系低分子环保压裂液体系低分子可回收的压裂液体系(LMF)，该压裂液和其它聚合物压裂液相比,具有较好的耐温抗剪切能力，同一温度下压裂液可保持恒定的粘度而不下降；施工过程中不需要破胶剂就可以实现破胶返排，并能有效降低对裂缝导流能力的伤害；重要的是，对压裂液的返排液进行回收后，可以作为压裂液重新使用。三、压裂体系低分子环保型压裂液的原理采用低分子增稠剂CJ2-3,该分子链比传统瓜尔胶及HPG要小25--30倍。在低分子化合物中引入强亲水基团，使它们的水溶性大大增强而提高了聚合物的溶解性。实现低分子的络合屏蔽与二次交联，提高了交联液体的粘度和效率。利用一种暂时性的链接反响，以便能动态地改变化学链结构，使液体具有较高的弹性，并因此而改善了其携砂能力通过对液体pH值的控制，可使链的连接变得可逆三、压裂体系低分子环保型压裂液的性能特点增稠液的粘度低压裂液的残渣含量低压裂液流变性能受温度影响小压裂液的破胶与交联可逆液体的滤失低且对地层伤害小填砂裂缝导流能力高HPGF压裂液LMF压裂液LMF和HPGF压裂液外观三、压裂体系低渗透油层压裂新工艺技术元XXX井长8测井解释成果图油：20.91t/d水：0.00m3/d分两级加砂：第一级加砂40m3，砂比36％排量2.4m3/min第二级加砂25m3，砂比36％排量2.2m3/min一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果针对低渗厚层状砂岩储层〔砂层厚度大于20ｍ〕特点，采用多级加砂压裂工艺技术，解决单级加砂支撑剂沉降导致裂缝上部导流能力较低的问题，到达改善厚油层铺砂剖面、提高纵向动用程度的目的。多级加砂裂缝铺砂剖面改善示意图一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果多级加砂裂缝铺砂剖面改善示意图一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果多级加砂压裂数据表井号层位电性参数岩心数据压裂参数试排结果厚度m电阻率Ω•m时差μs/m孔隙度%渗透率mD油饱%砂量m3砂比%排量m3/min日产油m3/d日产水m3/d白XXX长640.430.29231.56///37.2/32.035.7/36.22.2/2.421.680.00元XXX长8132.042.7232.49.990.0625.6140.0/25.036.0/35.92.2/2.420.904.50白XXX长6329.437.51226.6411.341.0114.0445.0/35.035.0/30.12.2/2.631.370.00里XXX长7216.449.15224.866.970.0328.2630.0/20.035.9/35.82.0/2.221.100.00黄XXX长640.125.82218.617.700.1531.5045.0/35.032.6/35.42.0/2.220.740.00从试油结果来看，产液量较高，均取得了较好的效果。一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果槐3井油层测井解释资料层位层号解释井段(m)厚度(m)电阻率(Ω.m)声波时差(μs/m)孔隙度(%)渗透率(10-3um2)含油饱和度(%)电测解释长6111429.1-1430.61.50033.188225.4697.1760.62824.268差油层长6121432.8-1435.12.37531.662226.8857.6370.73826.121油水同层长6131436.1-1438.52.37534.509235.17510.2871.93740.897油水同层长6141438.5-1439.10.62537.984218.8677.1420.41821.090致密层长6151439.1-1443.94.7534.056239.23611.6053.11844.898油水同层一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果油层物性分析样品井段渗透率饱和度%孔隙度%岩石密度编号自至10-3um油水%g/cm2371433.591433.757.52.43381437.401437.572.643.32.58391437.741437.900.24.72.56401438.051438.190.6710.22.35411438.191438.361.9051.1526.5313.82.28421438.541438.711.9326.8428.8813.12.30431438.711438.883.6610.62.34441439.011439.150.7824.9728.8311.82.34451439.321439.483.8214.8137.8311.82.34461439.671439.841.0328.0632.829.52.40471439.971440.123.4518.4638.909.22.36481440.301440.471.5123.3935.848.02.40491440.641440.780.5614.52.27501440.931441.101.6711.82.30一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果射孔数据层位射孔井段（m）厚度(m)方式枪型弹型孔密(孔/m)相位孔数长61433.0-1437.04.0复合射孔TY102TY-1271690°64长61439.0-1443.04.0复合射孔TY102TY-1271690°64槐3井压裂层段测井图射孔段：

射孔段：

油：34.0m3/d水：2.0m3/d一、多级加砂压裂技术提高了厚层状油层的改造效果压裂过程简述1、3月27日下午14：44开始压裂，首先正洗井用水12方,然后进行去污压裂；2、注前置液27.35方，正常压裂，加砂27方后压力缓慢上升，到加砂30方后压力上升到46.6Mpa，停砂顶替〔时间16：13〕，然后关井10分钟，放喷，返排出60方液体，然后反冲止井口无砂粒。3、17：09开始二级加砂压裂，注前置液6.0方，然后加砂7.2方、陶粒5方，压裂结束，停泵压力17.1Mpa，关井30分钟放喷，累计放喷返排180方压裂液。

黄参34井压裂施工曲线应用的压裂配套工艺1、负压射孔工艺2、复合射孔工艺3、去污压裂工艺4、尾追陶粒压裂工艺5、变排量压裂工艺6、多级充填加砂压裂工艺7、端部脱砂压裂工艺日期年月日抽液时间小时日产液量方日产油量方日产水量方2009.3.2924383442009.3.3024353322009.3.3124353322009.4.124353322009.4.224353322009.4.324353322009.4.424353322009.4.52435.5332.52009.4.62434322槐3井压裂后产量记录表槐3井压裂后产量记录表槐3井压裂试油产量记录〔动液面根本在井口处于半自喷状态〕二、裂缝高度控制技术(一)常规裂缝高度控制技术1．利用地应力高的泥质隔层控制裂缝高度根据统计研究，利用泥质隔层控制裂缝高度一般应具备以下两个条件：对于常规作业，在砂岩油气层上下的泥质隔层厚度一般应不小于2--5m；)上下隔层地应力高于油气层的地应力2.1—3.5MPa时更为有利。隔层厚度可以利用测井曲线确定。油气层和隔层地应力值那么可以通过小型测试压裂、声波和密度测井或岩心试验取得。2．利用施工排量控制裂缝高度排量越大，裂缝越高。3．利用压裂液粘度和密度控制裂缝高度压裂液粘度越大，裂缝也越高。利用压裂液密度控制裂缝高度，是通过控制压裂液中垂向压力分布来实现。假设要控制裂缝向上延伸，应采用密度较高的压裂液，假设要控制裂缝向下延伸，那么应采用密度较低的压裂液。二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术1．用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸技术工作原理：在压裂加砂前通过前置液将漂浮式转向剂带入裂缝，并使其上浮聚集在新生成裂缝顶部，形成压实的低渗透区，阻挡缝内流体压力向上部地层传递，从而到达控制裂缝向上延伸。二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术1．用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸技术转向剂性能要求:(1)漂浮式转向剂密度要小于压裂液密度，对水基压裂液漂浮式转向剂密度最好在0.6—0.7g/cm3之间；(2)转向剂粒径最好为70目～120目，最大范围不应超过70目～200目；(3)能适应裂缝中压力、温度及流体环境。承受静压14MPa时，颗粒完好率在80%～85%以上；(4)形成阻挡条带后，能在转向剂层两边产生很大的压力降；(5)对裂缝导流能力影响小。

二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术1．用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸技术漂浮式转向剂压裂工艺(1)用前置液造缝。前置液最好选用水基压裂液;(2)用加有漂浮式转向剂的低粘压裂液延伸裂缝，并制造人工隔层。要求压裂液粘度应小于20mPa·s，漂浮式转向剂浓度推荐选用30—120kg/m3；(3)保持原有排量和压力继续注入不加转向剂的低粘压裂液；(4)逐步提高排量和压力注入高粘前置液和携砂液，继续延伸裂缝和支撑裂缝，完成压裂全过程。二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术1．用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸技术应用范围(1)生产层与非生产层互层的块状均质地层；(2)水层位于生产层之上，两者之间无良好隔层；(3)生产层与气顶之间隔层很薄；(4)生产层与上隔层的地应力差较小，不能阻止裂缝垂向延伸。二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术2．用重质沉降式转向剂控制裂缝向下延伸技术

这一技术是通过使用重质沉降式转向剂在裂缝底部形成压实的低渗透层，阻止裂缝向下延伸。其工艺过程根本上与使用漂浮式转向剂相同。不同之处仅在于所使用的转向剂不相同。沉降式转向剂目前主要用石英砂和陶粒。二、裂缝高度控制技术(二)人工隔层控制裂缝高度技术3．同时使用两种转向剂控制裂缝向上和向下延伸技术这种技术实际上是将上述两种技术综合应用。二、裂缝高度控制技术(三)冷水水力压裂控制裂缝高度技术1．作用原理此项技术是通过向温度较高的地层注入冷水，使地层产生热弹性应力，大幅度地降低地层应力，使缝高和缝长控制在产层范围内。2．压裂工艺1)在低于地层破裂压力的条件下，向地层注入冷水预冷地层；2)提高排量和压力，使压力仅大于被冷却区水平应力，在冷却区内压开一条裂缝；3)控制排量和压力，注入含高浓度降滤剂的冷水前置液延伸裂缝。推荐的降滤剂为植物胶或石英粉；4)注入低温粘性携砂液支撑裂缝，完成压裂全过程。二、裂缝高度控制技术(三)冷水水力压裂控制裂缝高度技术3．应用范围冷水水力压裂技术主要用于以下几类油气层：

1)产层不存在水敏、水锁伤害问题；2)胶结性较差的地层；3)用常规水力压裂技术难以控制裂缝延伸方向的油气层。水层支撑裂缝二、控缝压裂工艺到达了控水增产的目的底部含水的特点，采用小规模+变排量+多级组合陶粒下沉剂的控缝高组合压裂工艺，控制压裂改造时裂缝向下延伸进入水层，到达了控水增油的目的。第一级下沉剂第二级下沉剂主压裂阶段遮挡层水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程：把压能转变为动能(即速度),首先进行水力喷砂射孔,接着再提高排量,高速流体在地层中形成孔洞，直接作用于孔洞底部，产生高于地层破裂压力的压势，使地层发生破裂形成裂缝。另一方面高速射流在孔眼的上下部井眼中产生负压，形成隔离到达分段压裂施工的目的。中国.西安三、水力喷砂射孔技术应用针对侏罗系、长2等底水油帽油层，采用水力喷砂射孔求初产〔压裂〕技术，提高了底水油帽储层的动用程度。油迹油：4.85t/d水：0m3/d油：8.10t/d水：4.2m3/d加砂：3.0m3油：0t/d水：20.10m3/d小规模加砂解堵压裂水力喷砂射孔求初产黄XX井长2测井解释成果图黄XXX井长23测井解释成果图三、水力喷砂射孔求初产技术应用效果明显增产改善地层与裂缝之间连通性改善裂缝内部间连通性酸岩溶蚀反应可改善裂缝附近地层的渗透性有机复合酸液具有抑制粘土矿物膨胀的作用残酸在返排阶段可溶解压裂液滤饼和裂缝壁面残胶返排阶段残酸的降解作用可提高破胶程度返排阶段残酸对支撑裂缝具有清洗作用四、前置酸压裂工艺适应的条件：1、储层必须是弱—中等酸敏底层；2、砂岩类型以长石砂岩为主；3、胶结物以钙质胶结为主；4、储层致密，不易破坏胶结骨架等。四、前置酸压裂工艺五、整体压裂/开发压裂概念整体压裂/开发压裂是水力压裂与油藏工程延伸和结合的成果。对于给定区域，受地层最小主应力原理控制的人工裂缝方位是不以人们意志为转移确实定方位，油水井压裂后油藏内部渗流机理和动态变化在很大程度上取决于水力裂缝参数和方位与井网配合关系。在不同井网部署条件下，水力裂缝方位可能处于有利或不利方位，所产生的开发效果是截然不同的。例如，裂缝处于不利方位可能导致油井过早水淹而降低开采效益。整体压裂/开发压裂要点是：1〕把油藏总体作为一个工作单元(而不是以单井作为工作单元)，优化的目标函数是到达油藏总体的最正确经济效益。2〕对实际上在地层中形成的裂缝是否到达优化设计的预期结果进行量化分析，并评估二次采油期的产量(注入量)是否到达优化设计的预测结果。因此，整体压裂数值模拟将井网系统与水力裂缝系统有机结合起来，基于裂缝和油藏渗流原理，应用数值计算方法进行区块〔或井组〕的整体压裂开发优化设计，分析裂缝参数对生产动态的敏感性。

3〕整体压裂的核心便是针对给定井网类型，优化裂缝长度和导流能力，为单井实施提供依据；而开发压裂是将井网部署与整体田压裂结合考虑，根据油气藏中的裂缝方位优化井网类型和井网密度，进而优化水力裂缝参数和相应的注采压五、整体压裂/开发压裂概念整体压裂技术技术背景：XX油田长6油层物性较差〔岩芯气测渗透率平均为1.43×10-3μm2〕，勘探初期，压裂改造后，单井产量较低。经美国某咨询公司评价认为，XX长6层无工业开发价值。为了使XX特低渗透边际油田实现工业化开发，长庆局依靠自身技术，运用系统工程方法进行压裂工艺技术研究，从而形成了整体压裂技术。中国.西安五、整体压裂/开发压裂技术特点：“一个目标、二个整体、三个步骤〞。中国.西安一个目标：即整体开发经济目标。两个整体：一个“整体〞是压裂裂缝系统与井网的整体适配优化模拟；另一个“整体〞改造技术整体配套。三个步骤：第一步，进行整体压裂目标设计；第二步，整体配套开发区块压裂技术；第三步，现场实施、控制与配套技术完善。五、整体压裂/开发压裂技术关键：

油藏工程研究与压裂裂缝优化技术；制定合理的技术目标与整体压裂方案；通过室内及现场试验测试，压裂技术整体配套；现场实施与控制。中国.西安五、整体压裂/开发压裂确定射孔工艺、射开程度、射孔参数、射孔液等；由减少伤害和降低本钱出发，优化压裂液配方；确定支撑剂类型及合理的支撑剖面；确定压裂优化设计模型与设计方法；制定合理的排液方式及技术管理制度等。压裂技术整体配套：中国.西安五、整体压裂/开发压裂专家组对XX油田XX区开发5年所作的后评估认为，结合注水补充地层能量，平均日产油到达3.19t，稳产见效井日产油提高到4t，局部井到达5t。采收率由自然能量开发的8%可提高到20%-25%。XX油田整体压裂到达的技术指标：压裂加砂量20--45m3左右，砂比35—40%，排量1400—1800L/min；压裂综合本钱下降了约30%；平均单井压后初期产油8-15t/d；中国.西安五、整体压裂/开发压裂技术水平上也由单项工艺开展到整体压裂技术和开发压裂技术。形成了以“安塞、靖安长6特低渗油层压裂改造技术〞、“底水油藏储层改造技术〞、“浅油层压裂改造技术〞等为代表的主体技术。整体压裂技术于1988－1989年首次在安塞油田王窑开发试验区全面实施。1990年在安塞油田全面推广。靖安油田开发全面应用整体压裂技术，到1998年底，仅用三年时间建成了112.8×104t生产能力,目前已经建成300万吨产能。2001年投入开发的西峰油田也仅用三年建成200万吨的产能，目前姬源油田正在利用整体开发压裂技术进行大规模产建。五、整体压裂/开发压裂该工艺技术是针对低渗透油田老井重复改造的一项新技术。该技术应用科学的压裂裂缝系统优化、施工参数设计，采用高强度、高粘弹性暂堵材料，到达增大裂缝宽度或形成新的裂缝、提高裂缝导流能力的目的，从而实现油井增产。中国.西安六、重复〔转向〕压裂技术缝内转向剂

转向剂是实现人工提升裂缝内压力的主要技术之一，通过大量的室内试验和材料研究，率先开发了适用于中低温地层条件下的油溶性缝内转向剂。

特点：不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害。中国.西安六、重复〔转向〕压裂技术中国.西安六、重复〔转向〕压裂技术参加暂堵剂参加暂堵剂重复压裂裂缝检测结果重复压裂裂缝转向机理

六、重复〔转向〕压裂技术缝内转向压裂工艺技术已在长庆、新疆、中石化等油田完成300多口井的试验及应用，实现单井增产平均有效期超过455天，经济有效率96％以上，平均单井增油超过1.4t/d,已累计增油111437t，取得了明显的增产效果。2006年-2021年，安塞长6已实施360口井，陇东长3和长8实施186口井，分别平均日增油1.4t/d和2.7d/t。安塞长6油层缝内转向重复压裂改造实施400多口井，创造了单井累计增油超千吨、平均有效期超千天的双过千重复压裂改造水平，该工艺成为安塞油田延长统油层的主打稳产增产措施。现场应用效果中国.西安六、重复〔转向〕压裂技术水力压裂是强化开发低渗层的根本方法之一，如果仅仅用于处理地层的近井地带，只能取得很有限的效果。近几年来深穿透压裂技术的开展，使其产生的裂缝长度可达300～1200m，极大地扩大了低渗层的可采储量和产量，有力地提高了开发低渗层的效益。前苏联借助电子计算机对利用该技术开发低渗层进行了评价和分析。结果说明，目前可有效开发的低渗层储量占其总储量的50％以上，其中24％属于由于利用了该技术而成为新增可采储量，76％属于利用该技术可成倍地提高开发速度和提高最终采收率的高效可采储量；并认为对于深度不超过2500m的井可以用现有的70MPa压力的压裂设备和石英砂，而对于较深的井，特别是超过3000m的井，需要用105MPa压力的压裂设备和更可靠的支撑剂。借助于近年迅速开展的先进的压裂工艺、材料和技术设备，深穿透水力压裂技术从设计到实施，已有可能较好地实现。为了保证该技术有效地广泛应用，目前需要尽快解决的主要问题是研究应用该项技术处理的井的最正确水动力学系统。为此国内外都在致力于利用电子模型和数学模型研究水力裂缝对油田开发指标的影响，处理好油藏、流体特性和裂缝几何尺寸、方位及导流能力与开发注采系统之间的关系，最大限度地提高油田的开发指标和经济指标。低渗透深穿透水力压裂在北美得到了最广泛的应用。美国25％～30％的原油储量是利用该项技术采出来的。每年进行4000～6000次作业，加拿大的低渗层储量所占比例更大，每年进行大约1500次作业。中国.西安七、低渗层深穿透压裂技术底水油藏的改造技术，主要是针对侏罗系延安组及三迭系长2、长3油层，油层分布区域广，储层物性差、油水关系复杂。研究总结出了“三小一低〞的设计模式，同时根据井层具体情况选择不同的工艺。主要配套工艺有：深穿透负压射孔高能气体压裂小型压裂水力喷射多级控缝中国.西安八、底水油藏储层改造技术根据压裂液优化设计的结果稠化剂交联剂破乳助排剂检查各种添加剂助排剂：按照SY/T5755-1995标准评价粘土稳定剂：执行SY/T5762-1995标准瓜胶：按SY/T5764-1995标准评价香豆子：按SY/T5766-1995标准评价杀菌剂：按SY/T5890-1993标准评价交联剂：按SY/T6216-1996标准评价降滤失剂：按SY/T6215-1996标准评价表观粘度、稠度系数、流态指数等实验结果剪切稳定性和热稳定性及耐温性实验报告初滤失、滤失系数及有关防滤剂的实验报告压裂液对基质的伤害实验报告压裂液破胶实验报告压裂液的摩阻、破乳、残渣等实验报告九、水力压裂施工质量监督破胶剂防膨剂pH值调节剂压裂液配制：配液用水的水质检测，包括污染物的浓度、温度、pH值等。要求到达以下指标：细菌〔<105/ml〕；铁离子〔＜20ppm〕磷酸盐〔＜5ppm〕；温度〔5～35℃〕pH值〔6～8〕；硬度和密度压裂液添加剂材料数量、质量检查：抽样与化验现场压裂液性能检测：粘度、pH值、交联时间等施工期间：计量交联泵的排量和破胶剂参加量，在线观察延迟交联时间和粘弹性能。施工以后：确定压裂液实际使用量；检查压裂液的放喷情况；确定排出的压裂液是否破胶；确定压裂液的排出量，计算压裂液的返排效率；测定返排液的pH值、粘度等。准确计量、不溢漏、不污染环境，符合HSE要求压裂材料总体上接近国际先进水平，但仍存在一定的差距。如，水基冻胶压裂液〔胍胶、有机硼、胶囊破胶剂〕、泡沫压裂液等与美国的差距为：胶束压裂液、高温酶破胶等；支撑剂在低、中强陶粒方面性能较好，但在高强度陶粒方面与美国的差距较大。施工技术指标方面与美国接近如，最大井深：5910m；最高井温175℃；最大规模352吨支撑剂，767m3压裂液；最高砂液比12lb/gal，一般：6～10lb/gal；平均砂液比最高6.5lb/gal，一般3～5lb/gal；单井最高使用水马力8000HHP；单井一般使用水马力3000HHP。裂缝诊断与现场实施监测、分析接近国际先进水平，但Tiltmeter还未引进。压后试井与三维模拟分析接近国际先进水平。技术系统的创新整体到达国际先进水平，如整体压裂技术系统、开发压裂技术系统、超深井压裂技术等。十、国内目前的压裂现状

压裂技术系