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1、低渗透油气藏压裂改造技术进展二O一三年六月目目 录录第一部分 水力压裂增产技术概述第二部分 低渗透油气藏压裂改造技术进展单项技术一：水平井分段压裂设计与工艺技术单项技术二：水力喷射分段压裂技术单项技术三：定向射孔多缝压裂技术单项技术四：完全可回收处理再利用环保型压裂液单项技术五：重复压裂技术单项技术四：完全可回收处理再利用环保型压裂液勘探及小规模压裂主力层开发直井多层压裂水平井压裂随着低渗透油气田、致密油气田、页岩气的开发，大规模压裂、体积压裂成为该类油气田经济开发的主要技术手段，伴随而来的是压裂液的用量越来越大。一、目前压裂返排液的处理方法2011年开始，大庆油田、四川气田、长庆气田相继进行
2、了“千方砂、万方液”的大型压裂试验，在取得较好产量的同时，压裂液的用量也一举超过1万方。储层厚度15m，平均渗透率0.86md，水平井段1060m，压裂10段，加砂975m3，入地压 裂液9853m3，测试无阻流量113万方/天需求量巨大的压裂液在压前的配液、用水、压后返排等方面均面临挑战，对环境、运输、配液质量等造成了巨大的压力。环境：排液池占地面积大，排液污染地表运输：大液量配液用水的运输配液质量：长时间连续配液，部分早期配液的质量难以保证 巨大的排污池多达130个压裂液罐的施工现场常规的做法是处理压裂后的破胶返排液，达到直接排放标准或者净化处理后回注地层。处理后排放：成本高，周期长，存在
3、着运输、处理、排放等多个环节；处理后回注：需要运输、处理、再运输、回注（泵注）等多个环节，成本相对偏高。废水处理净化厂废水处理回注二、我们的思路配制压裂液加砂压裂返排压裂液运输至处理 站废液处理回 注运淡水至井场每口压裂井均需要进行下图一系列的步骤：我们的技术思路：将返排液直接运至另一口需要压裂井的井场，经过处理后，代替运输淡水直接配液，在该思路的基础上，通过分析返排液的性能，重点处理影响压裂返排液的化学结构，开发出可以重复使用的压裂返排液可再次利用的添加剂。瓜尔胶体系废液 pH7.5-9 粘度5-6mPas离子态的硼 （锆、钛）铁、 镁、 钙、钾、钠瓜尔胶有机大分子 及小分子碎片 细小絮状的
4、油污细小的悬浮态沙 粒粘土及 矿物质胶体类型颜色气味粘度pH值 表征暗黄色臭1.5-3.55.0-6.5放喷液表观检测对不同施工井段的放喷返排液取样进行重复配液实验，在不经处理的情况下无法达到配制要求。返排液直接配液： 液体不增粘，加0.35%胍胶，粘度仅3mPa.s； 静止后液体下部出现高浓度胶团，上部澄清； 无法满足交联需求。高浓胶团上清液 无粘度图 未经处理的返排液配制压裂液分析返排液重复成胶影响因素分析，有针对性的开发了化学处理剂。返排液中细菌含量、离子浓度、机杂含量等均会对压裂液配制性能造成影响。l细菌及微生物：溶液pH值改变, 粘度下降甚至腐败不增粘、长期放置体系变黑, 有恶臭味
5、。l离子Ca2+、 Mg2+ 、 Fe2+影响：形成沉淀，过度交联，影响压裂液剪切性能。Fe2+ 50mg/L沉淀物基于影响压裂返排液再次配液的影响因素，开发了不同和处理剂，形成了“控制+软化”为主体思路的处理工艺，配套形成的交联体系可显著减小原液中残余化学剂对交联冻胶性能的影响。 加0.35%胍胶，粘度33mPa.s，液体显著增粘；与自来水配制粘度相近，20小时粘度保持稳定； 配制的液体均一稳定，无分层现象；所形成交联冻胶可调挂，性能稳定。图 返排液处理后重复交联冻胶图 返排液处理后配制基液三、产品的性能评价指标处理前后，压裂液的粘度，耐温能力基本一致。常规压裂液破胶 后再处理交联基液胍胶含
6、 量% 交联类型破胶剂含量 %破胶温 度 压裂冻胶体 积 ml残渣含 量 mg/l0.30处理后0.0670165.02150.25165.01980.35处理前150.92260.30150.9 211 0.5%胍胶重复利用后现场效果图0.3%胍胶现场交联实验现场交联携砂第一口进配制压裂液压裂施工压裂液返排进入罐体静置、沉淀沉淀后的返排液倒罐配制第二口井压裂液加入化学处理剂现场施工流程：四、产品的现场应用情况根据不同的井况，可以调整现场流程现场试验某井放喷液入罐回收48小时后，现场对放喷液进行了处理并配制了胍胶压裂液，在施工中作为交联携砂液进行应用，表现出稳定性能。l现场配制流程回收液加入处
7、理药剂循环10min加入胍胶等常规添加剂l性能检测处理后放喷液配制的0.30%胍胶压裂液粘度达33mPa.s，溶液均一稳定，交联可挑挂。l现场应用同一井场的两口井，回收液配制胍胶24小时后，现场实施压裂施工，所配制的液体交联携砂性能稳定。回收液 交联携砂交联携砂图现场试验表明，回收液配制的压裂液可完全满足重复交联携砂的使用需求，具备应用条件。五、产品的经济指标常规压裂一口井涉及压裂返排液及压裂液的总费用（各地区不同，费用会有差异）项目胍胶压裂液备注用量价格(元)胍胶0.0035350胍胶价格按10万元/吨计算水费140指配液用淡水费用运输费用170初次配液时需要动输淡水的运费其它添加剂1500
8、破乳剂、粘土稳定剂、破胶剂等 交联剂0.008120按有机硼交联剂，交联比100：0.8计算，价格按1.5万元 /吨 压后返排液处理 费用1360含运输至处理站的运输费，处理费用，再运至回注井场 的费用，估计回注费用180指回注泵的作业费用合计 1520其中压裂液成本1080，后期处理成本440采用可回收重复利用技术，单方的压裂液成本可显著降低，而对于单井场多口井连续作业压裂，则应用效果更为明显。如果考虑地区间的处理剂运输费用，单方压裂液成本约增加100-200元，视运输距离远近。项目可重复利用环保压 裂液备注用量价格胍胶0.003300胍胶价格按10万元/吨计算返排液运输费用170同井场没有
9、运输费用，该费用指不同井场间的运输费 用其它添加剂1500破乳剂、粘土稳定剂、破胶剂等 处理剂费用/195不含地区间处理剂的运输费用交联促进剂费用/115压裂液处理后，采用该类型交联促进剂，满足压裂携 砂要求运输费用160指整体压裂返排液处理剂从生产地运输至东北的费用合计 1240 以一个井场有6口井为例，每口井压裂需要500方压裂液，常规的压裂需要近3000方淡水配制压裂液，而采用该技术体系，预计仅需要1000方淡水（实际用量与各井压后返排率有一定关系）即可全部实现6口井的压裂作业，节省约2000方的淡水费用及运输费用。而相应的最终排污池的容积也仅需要近500方即可，远低于常规6口井超过20
10、00方的排污池。环境、土地、资源的节约效果非常明显。对环境和土地的节约，则是不能用金钱来进行衡量的二、低渗透油气藏整体开发压裂技术1、人工裂缝与注采井网相适配l 井网方向与裂缝方位一致在井网部署以前，通过测试确定水力裂缝方位，在此基础上，确定井网井排方向，使井网方向与裂缝方位一致；l 裂缝穿透比达到最优化以产量为目标，通过油藏数值模拟优化不同物性条件下油井裂缝长度，结合井网优化，获得最优裂缝长度。室内研究发现，人工裂缝方位与井排方向存在偏差对开发效果会有较大影响。通过人工裂缝方位敏感性研究，认为人工裂缝方位与井排方向偏差不能超过15。因此，准确测量裂缝方位对井网优化尤为重要。（1）人工裂缝方位
11、确定菱形反九点井网不同夹角情况下井组累产油对比图累计产油量（方 ）夹角0 夹角15 夹角30 夹角45 夹角903时间（月）l DSA与古地磁结合方法l 大地电位法l 5700 X-MAC 测井解释l 嵌入式地面微地震l 井下微地震对于每一个开发区块，在勘探评价阶段早期介入，采用室内与现场结合的多种测试方法，获取裂缝方位等资料，避免了单一方法的局限性，为井网优化提供了准确的依据。根据不同测试方法优缺点对比，结合经济有效性，目前主要采用DSA与古地磁结合方法、井下微地震进行裂缝方位的测试。l 井下微地震地应力、裂缝方位等开发压裂基础资料录取已作为新油田开发技术政策。（2）人工裂缝穿透比优化按照现
12、代油藏工程方法，以井组为单元，利用等效导流能力方法把裂缝放入不同井网内，综合考虑产量和含水指标，从理论上对试验井区的井网型式进行模拟研究，确定最佳开发井网和裂缝参数。 井网优化裂缝穿透比优化125m500m130m水平最大主应力方向针对长庆西峰油田，选取菱形反九点、矩形、五点井网分别模拟穿透比在0.5、0.7条件下的产量。矩形井网及模型单元示意图五点井网及模型单元示意图菱形反九点井网及模型单元示意图实例：穿透率0.5穿透比0.7累计采油量：n 菱形反九点井网矩形井网五点法井网穿透比0.5不同穿透比条件下平均单井含水率：n前6（4）年，3种井网的平均单井含水率差别不大，小于1%n第6（4）年以后
13、，矩形井网其余2种井网；菱形反九点井网与五点法井网只相差1个百分点。综合考虑产量和含水指标，确定菱形反九点井网为最佳开发井网。 穿透比0.5穿透比0.7穿透比穿透比选取菱形反九点井网，以不同井距、排距条件下模拟优化裂缝穿透比。裂缝穿透比模拟参数表n以585120井网和540150井网下的单井累计产油最高；n以540110井网下的含水率最高；n穿透比越大，累计产量越高，但综合含水也高；综合优化，以585120井网和540150井网下0.7穿透比为最佳。穿透比穿透比通过水力裂缝与井网适配性模拟，水井采用不压裂投注，可避免早期见水，获得更好的开发效果。为此，自2000年以后，注水井全部采用射孔、高能
14、气体压裂投注方式。菱形井网 对角线与裂缝方向平行矩形井网 井排与裂缝方向平行根据测得储层主要参数，以单井产量为目标，优化裂缝导流能力。无因次导流能力, CD无因次产能指数, J无因次支撑剂系数无因次导流能力低渗透油藏为了获得最佳的采油指数，优化的无因次导流能力一般为2。2、裂缝导流能力与储层渗流能力相适配 不同区块裂缝所需导流能力优化累计时间/d累计产量/m310um2dm50um2dm支撑剂类型粒 径导流能力(m2.cm)mm10MPa20MPa30MPa40MPa50MPa60MPa石英砂0.45-0.9 53.927.310.14.1/低密度陶粒0.45-0.9 141.965.725.
15、220.587.8长期导流能力评价结果 全面应用就地应力条件下长期导流能力实验数据，使支撑剂筛选结果更为可靠，进一步提高导流能力与储层渗流能力的适配性。建立了不同油田现同区块支撑剂筛选图版。低密度陶粒区石英砂区华庆长6靖安长6安塞长6吴420长6中、高密度陶粒区岩心不含油单相状态下压裂液 核磁共振及伤害研究岩心含油两相流状态下压裂液 磁共振及伤害研究压裂液滤液、活性水与地层水 在岩心内的可动状态对比岩心在两相流状态下压裂液与 活性水磁共振及伤害对比研究核 磁 共 振 + 岩 芯 流 动 实 验针对超低渗储层，常规评价手段不足以反映超低渗储层压裂液的伤害机理，创新性的在国内首次开展了 “核磁共振
16、+岩芯流动实验”相结合的微观伤害机理研究。3、压裂液性能与储层特点相适配岩芯不含油状态岩芯不含油状态A：挤入压裂液或活性水前，岩心饱和地层水状态下的T2谱。B：挤入约1PV压裂液或活性水，并放置1.5小时后的T2谱。C：地层水反排挤入的压裂液或活性水后的T2谱。压裂液活性水3-2-1号岩心不同状态下核磁共振T2谱压裂液或活性水挤入后，有少部分液体成为束缚流体，但滞留量仅2.6%4.8%；不含油情况下，活性水引起的渗透率伤害主要是由活性水与粘土矿物之间的不配伍性、导致粘土吸水膨胀和分散运移引起的，伤害率约10%； 对比压裂液滤液与活性水的伤害可知，压裂液的粘滞特性和大分子物质是造成岩心渗透率伤害的主要原因（约为30%35%）。不同状态下核磁共振分析结果压裂液活性水A：岩心饱和地层水状态下的T2谱 B：岩心饱和油束缚水状态下的T2谱C：饱和油状态下挤入压裂液后的T2谱 D：油相返排挤入的压裂液后的T2谱注：实验所用油相为去氢煤油，无
