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1、中外压裂技术现状与进展目 录1. 国外压裂液发展现状及选择依据1.1 国外压裂液发展状况1.2 压裂液的选择依据2 支撑剂发展状况及技术要求2.1 中外支撑剂状况及影响导流能力的因素2.2 支撑剂渗透率对压裂效果的影响 3. 压裂综合施工设计技术路线4. 目前国外公司的软件状况及技术发展趋势 5.美国大石油公司大型压裂（MHF）处理设计实例5.1 详细规划5.2根据地层条件来选择压裂流体及支撑剂5.3细致的后勤规划可排除人为误差和机械故障 5.4作业计划需要良好的设备和有经验的人员5.5 结论 6我国大型压裂的成功实例（角58井）7.现状及工作建议7.1设备现状7.2 压裂设计及压裂液7.3
2、工作建议参考文献水力压裂作为油气藏增产措施，已经应用近50年。它是利用高的排量和压力，将含有高浓度支撑剂的非牛顿高粘压裂液注入井下，在目的层造缝并延伸扩展裂缝；当压裂液破胶返排后形成一条或多条具有高导流能力的支撑裂缝。压裂液作为造缝和携砂的介质，其性能的改进一直是人们研究的课题。自50年代以来大规模进行水力压裂以来，压裂液无论从单项添加剂研制、整体压裂液配方体系的形成、室内研究仪器设备和方法以及现场应用工艺技术等均发生了重大变化，特别是90年代以来，压裂液体系研究趋于完善，在压裂液化学和应用工艺技术方面又取得了许多新的突破，并在现场应用中发挥了重要作用。本部分综述了90年代国外压裂液技术的新进
3、展。1. 国外压裂液发展现状及选择依据1.1 国外压裂液发展状况目前，国外广泛使用的压裂液体系可分为水基压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和乳化压裂液，自1950年到1996年，压裂液发展趋势如图1所示。可见从50年代初到60年代初是以油基压裂液为主，而在60年代初，以瓜尔胶稠化剂的问世，标志着现代压裂液化学的诞生。70年代初，由于瓜尔胶化学改性（如羟丙基瓜尔胶HPG、羟基羧甲基瓜尔胶CMHPG）的成功，以及交联体系的完善（由硼、锑发展到有机钛、有机锆），水基压裂液迅速发展，在压裂液类型占主导作用；随后致密气藏的开采和部分低压油井压后返排困难等因素，在80年代泡沫压裂液技术又大规模在现场应用，取代
4、了部分水基压裂液。目前在国外压裂液体系仍是以水基压裂液为主（占65%），泡沫（占30%），油基，乳化压裂液（占5%）共存的局面。其中，在水基压裂液中，硼交联压裂液占40%，钛、锆交联压裂液占10%，未交联线形胶占15%（如图2）。水基压裂液由聚合物稠化剂（植物胶，如瓜尔胶、香豆胶等）、交联剂、破胶剂、pH值调节剂，杀菌剂、粘土稳定剂和助排剂等组成，具有低廉、安全、可操作性强、综合性能好、运用范围广等特点，但潜在的问题是损害水敏性储层，以及由于残渣，未破胶的浓缩胶和滤饼造成的导流能力损害。减少伤害、降低成本是其发展方向。泡沫压裂液具有易返排、伤害小、携砂能力强等特点。在压裂施工中的应用正稳步增加
5、。泡沫压裂液一般由气相和液相组成，气相（一般为70%-75%的CO2或N2）以气泡的形式分散在整个连续的液相之中。液相通常含有表面活性剂或其它稳定剂，加入植物胶稠化剂，可以改善泡沫压裂液的稳定性。适合于低压、水敏性储层，尤其是气藏。油基压裂液通常由烃类（原油、柴油）、稠化剂（有机磷酸盐）、交联剂（偏铝酸盐）和破胶剂（强碱弱酸盐）组成。通过两步交联法，提高了现场可操作性和耐温能力（达130C）。它与油藏配伍性好，易返排、低伤害，适合于强水敏、低压储层，同时也存在安全性差、成本高、耐温能力较弱、滤失量大等特点。改善施工安全的可操作性，使用高效液体破胶剂是油基压裂液的发展方向。乳化压裂液是介于水基与
6、油基之间的压裂液流体，目前常用的是聚合物水包油乳化压裂液。它由60%-70%的液态烃（原油或柴油为内相）和30%-40%聚合物稠化水（植物胶水溶液为外相）组成，具有低滤失、低残渣、粘度高、伤害较小等特点。改善流变性能、降低摩阻是其发展方向。1.2 压裂液的选择依据压裂作业中液体配方的选择应满足储层特点。由多种粘土矿物引起油层污染（表1）。储层对压裂液和添加剂的要求大部分应从油层保护角度出发优选。粘土矿物的化学成分各异，可与近井液体发生不同的反应。水溶性盐（KCl、NH4Cl）加入会降低水基液的反应速度，岩石接触水基液时间越长，它吸附的水就越多。且与水基液中的阳离子含量、PH值有关。表1 粘土矿
7、物对储层的影响矿物化学成分给储层带来的主要问题绿泥石(Mg,Al,Fe)12(Si, Al)8O20(OH)16对酸和氧化水极为敏感，析出无法通过孔隙喉道的胶状Fe(OH)3。伊利石K1-1.5 Al4Si7-6.5Al1-1.5 O20(OH)4同其它可运移微粒一起堵塞孔隙喉道，K+的沥滤会使它变成膨胀粘土。混合层伊利石-蒙脱石绿泥石-蒙脱石断裂成块状物和桥接物，横跨孔隙，从而降低渗透率。高岭石Al4 Si4O10(OH)8断裂、运移，并聚集在孔隙喉道，从而严重堵塞孔隙，降低渗透率蒙脱石(1/2Ca,Na)0.7(Al, Fe,Mg)4Si,Al8 O20.nH2O对水敏感，可百分之百地膨胀
8、。减少微孔隙和降低渗透率。压裂作业中保护油气层液体技术有选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液包括水敏性油气层、低渗油气层、高温深层应分别选用油基或泡沫压裂液、残渣低滤失低返排能力强的压裂液、耐高温抗剪切低摩阻的压裂液。合理的添加剂，如PH调节剂可控制增稠剂溶解速度、交联速度等；降滤失剂可控制压裂液滤失量、提高液体效率，防止水敏性地层、泥岩、页岩粘土的膨胀和微粒的运移。常用的添加剂有粘土稳定剂、降阻剂、破胶剂、破乳剂、消泡剂、杀菌剂、冻胶稳定剂等。表2 油层对压裂液的要求油层特征压裂液性能要求配伍选择酸敏矿物较多防止酸性沉淀控制PH低温油层破胶快、彻底低温高效破胶剂压力系数低返排容易加入助排剂、表
9、面活性剂砂岩地层不宜用阳离子表面活性剂破乳，避免地层转为油湿润，降低油相渗透率非离子表面活性剂破乳剂低压、低渗低残渣、低滤失、返排能力强低残渣增稠剂、助排剂、降滤失剂水敏矿物多防粘土膨胀能力或油基压裂液加入粘土稳定剂2支撑剂发展状况及技术要求2.1 中外支撑剂状况及影响导流能力的因素近年来，国外在支撑剂特性评估方法与设备日趋成熟，特别在裂缝导流能力评估技术方面有较大的完善和提高，国内院校与油田为研究支撑剂特性评估及应用也进行了大量的研究工作。天然石英砂支撑剂在密度、资源、成本方面有较大的优势，在有效闭合应力低于30Mpa的地层条件下，优质天然石英砂（表3）有足够的强度可保持较好的导流能力。人造
10、陶粒支撑剂目前在性能方面有了很大的改善，中高密度陶粒一般有较高的强度，可用于我国油田中深及深层油气藏的压裂施工。在我国现有压裂液系统条件下，陶粒的密度限制了缝内支撑剂铺置浓度的提高，因此，开发低密度陶粒既能消除和弥补天然石英砂支撑剂强度上的弱点，又能在同等条件下提高水力裂缝缝内的支撑剂铺置浓度，从而提高裂缝导流能力。支撑剂导流能力与其物理性能关系密切。在诸多因素中短期导流能力与支撑剂抗压强度和铺置浓度关系非常敏感。支撑剂受到闭合应力作用，部分支撑剂破碎产生的碎屑运移堵塞流通孔道是裂缝导流能力下降的主要原因。（据朱文等廊坊分院）2.1.1 粒径分布的影响 一般以一定铺置浓度的支撑剂受到额定压力后
11、，公称粒径下限以下的破碎率来衡量支撑剂的强度。对不同粒径的支撑剂按统一的规范进行的抗压强度试验表明：增大石英砂支撑剂大颗粒砂子的含量，可以改善石英砂支撑剂通过抗压强度测试的能力（表4），陶粒支撑剂的破碎情况与石英砂类似。若将支撑剂粒径分布集中在靠近粒径上限范围内有助于改善其抗压强度的测试结果，而且可以提高支撑剂的导流能力（表5），石英砂的改善情况与陶粒相同。在额定压力下，大颗粒支撑剂的实际破碎情况比较广重，这一结论和以往单颗粒支撑剂抗压强度试验的结论相同。（据朱文等廊坊分院）（据朱文等廊坊分院）2.1.2 微观结构的影响 天然石英砂中有许多不同的矿物成分，如钾长石、燧石、斜长石及其它杂质等，采
12、用随机抽样的方法进行石英砂的矿物成分分析是最为客观的方法。通过石英砂的薄片鉴定分析，可以确定砂样是单晶还是复晶石英。所谓单晶石英即晶体间由化学键结合而成的一个完整的石英集合体；而复晶石英则是由一个以上的单晶石英结合而成的集合体，复晶石英间存在明显的结合带。这种集合体不是由化学键构成，而是依赖于胶结物粘结或其它成因。这种石英晶体结构上的差异影响了天然石英砂支撑剂的抗压强度。单复晶含量石英砂支撑剂 抗压强度试验表明：单复晶含量比值越大，石英砂支撑剂抗压强度就越高（表6）。 （据朱文等廊坊分院） 对陶粒支撑剂进行X衍射分析表明： Al2O3与Fe2O3的含量对支撑强度起着重要作用（表6）。美国810
13、3陶粒的Fe2O3总含量达到86，其中Fe2O3CuOTiO2的含量超过10以上；美国8104与东方906的SiO2的含量超过40时，陶粒的密度降到28gCm3左右， 但在45MPa的闭合应力下破碎率仍在10以下，这证明SiO2含量的增加大大降低了陶粒的密度。其次，可以根据陶粒的物相（或物相比）来判断陶粒的强度（表7，表8）。烧结工艺技术的关键之一是烧结温度的控制。陶粒坯体非均质及受热不均必然导致坯体原有矿物难以统一地完成理想的物相转变，给烧成陶粒的强度带来影响。美国8103，8104及成都陶粒均采用回转炉烧结，烧成后结构颗粒在3m左右极为致密，因此强度测试指标也较为理想。喷吹陶粒呈玻璃相，但
14、喷吹工艺上无法解决表皮迅速冷却形成的脆性结构，给工程应用上带来了不利因素。（据朱文等廊坊分院） （据朱文等廊坊分院） 2.1.3 支撑剂铺置浓度的影响改变支撑剂的铺置浓度可以使裂缝导流能力得以明显的改善。从API短期导流能力试验结果（图3，图4）中可以看出，铺置浓度从25kgm2增加到10kgm2，导流能力在闭合压力的每个点上都有明显的增加。因此，当支撑剂强度不能满足现场闭合压力的要求时；可以考虑增加缝内的铺置浓度来提高裂缝的导流能力，改善增产效果。 （据朱文等廊坊分院） （据朱文等廊坊分院）2.2 支撑剂渗透率对压裂效果的影响 填砂裂缝的导流能力（WfKf）大小，直接影响压裂效果，而在压裂设
15、计时，计算程度一般输入的是支撑裂缝的渗透率值（Kf）。在现场应用中，一般要求裂缝导流能力为地层系数（Kh）的10倍。即对一给定的油藏条件，要求压裂设计中对WfKf 做出最优的选择，以使WfKf /Kh=10。其中Wf为填砂裂缝宽度，它受压裂施工的限制，Kf为填砂裂缝的渗透率，它主要由支撑剂决定。2.2.1支撑剂渗透率与铺砂浓度的关系根据API短期导流实验结果可以发现，在同一闭合压力下，尽管支撑剂的导流能力是随铺砂度的增加而增大的（见图3，图4），但它的渗透率却出现了异常现象。图5为与图4对应的渗透率变化曲线，从图中可以看出，在低闭合压力下（Pc50Mpa低的铺砂浓度能产生较高的渗透率，而高铺砂浓度的渗透率相对较低，闭合压力越低，这种现象越明显。随着闭合压力的增大，当Pc50MPa时，不论多大的铺砂浓度，渗透率都趋于一致。这个实验结果，在美国的压裂专业实验公司STIMLAN公司也得到验证。渗透率的这种变化现象，除与支撑剂的强度有
