西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）
成人高等教育
毕业设计（论文）
题目冻胶压裂在延长油田中的应用
学生曹宏雄
指导教师李天太
评阅人_________________________________
教学站西安石油大学继续教育学院
专业石油工程
完成日期2009年11月12日
成人高等教育毕业设计（论文）任务书
成人高等教育毕业设计（论文）答辩结果表
西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）
摘要：本文通过分析延长油田股份有限公司（以下简称延长油田）冻胶压裂在油田开发中起到的积极作用，总结了冻胶压裂在低渗透油田开发中的重要性，解释了冻胶压裂的应用与作用。
本文以延长油田长6油层的冻胶压裂为例进行讨论。按渗透率大小分类，特低渗透油藏为10－1毫达西，而延长油田长6油层渗透率小于2个毫达西，属于特低渗透油藏，本分经过分析，认为在较长的时间内，冻胶压裂仍然是延长油田在低渗透油田开发中的重要手段，是保持油田产能建设的重要手段。
关键词：冻胶压裂低渗透
Abstract: This paper analyzes the extension of Oilfield Company Limited (hereinafter referred to as extended field) gel fracturing in the oil field development played an active role, summed up the gel fracturing in low permeability oil field development in the importance of interpretation of the gel fracturing applications and roles.
In this paper, to extend the field length 6 reservoirs gel fracturing as an example for discussion. By penetration of the size classification, ultra-low permeability reservoir is 10-1 milli Darcy, while the extension of the Chang 6 oil reservoir permeability of less than 2 milli-Darcy, are ultra-low permeability reservoir, this sub-analysis, that in the more a long time, the gel is still to extend the oil field fracturing in low permeability oil field development in the important means is to maintain oil production an important means of building.
Key words: low-permeability fracturing gel
目录
前言 (8)
1 延长油田压裂相关情况简介 (9)
1.1 延长油田地质情况介绍 (9)
1.1 延长油田压裂史介绍 (9)
2 延长油田水基冻胶压裂体系 (10)
2.1 水基冻胶压裂液的稠化机理 (10)
2.1.1 水基冻胶压裂液的组成 (10)
2.1.2 稠化剂的水溶过程 (11)
2.1.3 交联机理 (11)
2.2 低温破胶体系 (11)
2.2.1 低温水基冻胶压裂后破胶水化返排的重要性 (11)
2.2.2 低温冻胶压裂液破胶体系 (11)
2.3低温冻胶压裂液配方优化 (12)
2.3.1稠化剂使用浓度的选择 (12)
2.3.2 交联剂浓度与交联比的优化 (13)
2.3.3助排剂种类及使用浓度的选择 (13)
3 水基冻胶压裂液现场应用 (13)
3.1 压裂设备 (13)
3.2压裂施工 (13)
4水基冻胶压后效果评价 (14)
4.1 压后初产效果评价 (14)
4.1.1 根据重点观察井得出结论 (14)
4.1.2 甘谷驿油田142口油井分析 (14)
4.2 压后稳产效果评价 (15)
4.3 从全局压裂统计数据分析油井增产情况 (15)
4.4 水基冻胶压裂工艺在延长油田中的重要作用 (16)
结论 (17)
参考文献 (18)
致谢 (19)
前言
水基冻胶压裂体系其主要原材料为植物胶（香豆粉，羟丙基胍胶，田箐粉），以其形成原胶基液，以硼砂水溶液作胶联液，以过硫酸铵氧化剂作破胶剂，以助排剂作有利于返排的液剂，以引发剂作反应过程当中的活化酶，以利于低温下彻底破胶。在近年的应用中，主要原材料以羟丙基胍胶为主。
延长油田为适应自身快速发展的需要，于1997年和2000年相继引进4套1050型压裂机组，此前，主要压裂机组为500型和700型，均采用清水加砂压裂工艺，对油层改造的规模较小。1050型压裂机组集美国、德国和国内领先技术于一身，在延长油田用于油田工程作业后，屡建奇功，使冻胶压裂工艺得到全面推广，而且有效提高了低渗透油层的利用率，使原油产量和经济效益稳步攀升。
1 延长油田压裂相关情况简介
1.1 延长油田地质情况介绍
延长油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东部，区域构造为一
平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降7～10m。区内构造简单，局部
具有差异压实形成的低幅鼻状隆起。
鄂尔多斯地台为华北台隆的一部分，经过漫长的地史演化，至晚三叠纪
时形成了大型内陆湖泊。沉降中心位于盆地西南部，北东部为一平缓的斜坡。
晚三叠纪中—早期（T3y2沉积期）是湖泊发育的全盛时期，沉积了巨厚且广泛
分布的油页岩，是盆地内的主要生油岩，为中生界油气藏的形成提供了充分的
物质基础；晚三叠纪中—晚期，随着湖盆的不断萎缩，湖泊外围以河流与三角
洲沉积为主，北东部斜坡上以河控三角洲为主体的沉积物呈裙边状分布，平面
上相带分布明显，由东北向西南依次为冲积平原相，三角洲平原相，角洲前
缘相和前三角洲相。三角洲平原和前缘相带内砂体发育，为上三叠纪延长组油
气藏的形成提供了必要的储集条件。
延长油田范围内第四系直接不整合覆盖在三叠纪延长组之上，缺失侏罗
纪、白垩纪。钻井资料仅揭示了三叠纪延长组中、上部地层。资料表明，该区
东部延长组第四段保存不全，由西向东延长组第五段残留厚度逐渐增大
（0-199m），第三段厚度比较稳定。延长油田主要含油层位为延长组第三段长
6
油层组。
延长油田三叠纪沉积属延长三角洲的一部分。长6期为三角洲建设的高峰
期，沉积了以三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道相为主体的巨厚地层。
段由于砂体发育，储渗性能相对较好，成为主要的含油层位。
长
6
长
油藏特征：以碎屑岩沉积为主，属岩性圈闭油藏，驱油方式前期以溶
6
解气驱为主，后期以弹性驱为主。
长
地层及岩性特征：主要为一套砂泥岩互层的地层，厚130-150米左右，6
为浅湖——三角洲相沉积，砂岩多为细粉砂岩，泥岩以灰——黑色为主；孔隙
度为5%-10%左右，渗透率小于2个毫达西，极为致密，俗称“磨刀石”，为方
便起见，又把长
分成61、62、63、64四个小层。
6
目前国内公认的把渗透率在0.1—50╳10-3μm2的储层称为低渗透油层，又
进一步将低渗透油层分为三类：低渗透油层（50～10.1╳10-3μm2）、特低渗透油层（10～1.0╳10-3μm2）、超低渗透油层（1.0～0.1╳10-3μm2）。
延长油田所属油田的开发层位主要有：
①上三迭系延长组长6油层，该油层渗透率一般在1.0╳10-3μm2左右，遍及全油田各采油厂，为延长油田主力油层，详细的又把长6油层分成61、、62、
63、64四个小层。
②上三迭系延长组长2油层，油层渗透率一般为0.5～13.5╳10-3μm2，主要分布在子长、蟠龙采油厂；
③侏罗系延安组延7～延9油层，又曾渗透率一般为20～50╳10-3μm2，主要分布于西区采油厂和南探区。
延长油田均为低渗透油层，特别是占主要产量和地质储量的长6油层，大部分应属特低渗透油层，加之其井浅、压力低，并具有较低的含油饱和度，是典型的超低渗、低压、低产、低饱和和岩性油藏。
1.1 延长油田压裂史介绍
延长油田长6油层在20世纪二、三十年代，主要以清水压裂为主，六、七十年代，主要以清水加砂压裂为主。
1991年延长油田部分采油厂开展了田菁粉冻胶压裂试验。由于当时低温破胶返排没有彻底解决，加之压裂设备不配套，工艺掌握不熟练等复杂原因，使该工艺没有在全局全面推广。
1994年5月，延长油田请外油田千型以上压裂机组并聘请其施工队伍，首先在北部采油厂进行了施工作业，同时又委托胜利油田钻采研究院有关技术人员，结合本地区长6油层的实际特点，研制开发出一套低温冻胶压裂液破胶体系。投入现场使用后，当年压裂76井次，成功70井次，成功率92%，单井加砂13.3方，获得一次性试验成功，三个实验单位原油增产效果十分明显。
随着上述单位的试验成功和工艺的示范作用，七里村、甘谷驿采油厂与油田开发工程处联合，积极探讨寻找如何应用本局500—700型压裂机组来开展冻胶压裂试验，基于设备能力、油层温度等实际情况，他们在配方上作了适当有效的调整，在发挥本局压裂车组最大能力的前提下，最大限度地优化了压裂液配方和施工参数，既保证了现场施工的顺利进行，又降低了压裂施工成本。两采油厂当年压裂施工32井次，成功22井次，同样取得了较理想的压裂效果。
进入“九五”以后，在油田公司主要领导的全力支持下，冻胶压裂工艺及
配套技术在全油田得到了全面、有效的推广。97年全部淘汰了清水加砂压裂，应用冻胶压裂工艺改造长6油层，相应的从96年开始，用抗压强度高、导流能力好的兰州石英砂代替了定边砂及本地砂，97年9月两套千型压裂机组投入使用，99年初全部淘汰500—700型压裂车组，改用千型压裂机组，使压裂施工规模得到了大幅度的提高，施工参数更趋于合理，一系列技术措施的有效实施，延长油田原油产量迅猛发展，提前一年实现了“九五”规划目标。
2 延长油田水基冻胶压裂体系
2.1 水基冻胶压裂液的稠化机理
2.1.1 水基冻胶压裂液的组成
主要由水、稠化剂、胶联剂、破胶剂及辅助添加剂组成。
我国从20世纪70年代开始使用水基植物胶作为压裂液的增稠剂，主要由槐豆、皂仁粉、田菁，后期又开发研制了耐高温的CMC纤维素、改性田菁、聚丙烯酰胺等，这些增稠剂的最大点是水不溶物含量较高，达到20—35%，到80年代末和90年代初，增稠剂主要向高粘度低水不溶物方向发展，如羟丙基胍胶、香豆胶，基液粘度达到60～85MPa·S，压裂液粘度可达到200 MPa·S （室内温度）以上，施工砂比达到40%以上，要求水不溶物必须小于10%。延长油田目前使用的稠化剂，主要是羟丙基胍胶和香豆胶，其中以羟丙基胍胶为主。
硼酸盐是植物胶水基压裂液最早使用的交联剂。硼砂具有无毒、价廉、配制的压裂液粘弹性好，但交联速度快，管路摩阻高，可泵能力差等不足，限制了高温深井的应用。目前国内先后研制了各种延迟交联剂。对于延长油田长6油层，均采用无机硼作为交联剂，这主要基于长6油层井浅、施工管流时间短等特点，对压裂液的流变性相比深井要求不很严格。
常用的破胶剂为过硫酸铵或过硫酸钾（也称氧源），由于其分解所需的活化能较大，活性差，只适用于大于70℃深井油层。而延长油田长6油层井深300—800米，油层温度20—35℃，用通常的过硫酸铵或过硫酸钾作为破胶剂是很难实现低温破胶的，必须研制出一套冻胶压裂液破胶体系，方可实现低温水化破胶彻底返排的目的，延长油田主要是通过加入低温破胶引发剂的方法来实现低温破胶。
压裂液中辅助添加剂主要包括破乳剂、粘土稳定剂、杀菌剂等。
2.1.2 稠化剂的水溶过程
目前植物胶水基冻胶压裂液所用的增稠剂主要为改性田菁、羟丙基胍胶、香豆胶，粒径一般在80—125目，都来自本身植物的胚乳，主要成分都是半乳甘露聚糖，其结构为甘露聚糖单元构成主链，支链以半乳糖单元构成，田菁和胍胶的半乳与甘露聚糖之比为1：2，香豆胶为1：1.2，不同的植物胶高分子链中半乳糖支链与甘露糖主链的比例不同，半乳糖支链越多，植物胶的水溶性越好。其水溶过程是聚糖上的羟基（-OH）与水分子形成氢键而溶于水。如果化学改性，在基团上引进乙基或丙基，可以大幅度降低稠化剂的水不溶物含量，不仅水溶性能加强，而且可以降低施工管路摩阻。现场配置时，首先保证水源的PH值大于6.5，然后将袋装粉剂用高压水流通过下粉（自动吸粉）漏斗高速冲刺，使其溶于盛水的压裂液罐中，循环一定时间（要求4小时）使其充分溶胀，按配方要求把其它辅助添加剂分别加入压裂液罐中，并长时间循环来保证液体混合均匀，这就配好了所谓的“原胶液”（也称基液）。
2.1.3 交联机理
稠化剂溶于水后，配成原胶液，由于其含有丰富的顺位邻式羟基，可与络合剂（交联剂）中的过渡金属离子，形成网状结构的双二醇络合物，即高粘弹性冻胶压裂液，这种络合剂就是冻胶压裂液中的交联剂，最常用的是硼酸盐（一般为硼砂）。
2.2 低温破胶体系
2.2.1 低温水基冻胶压裂后破胶水化返排的重要性
在压裂施工中，压裂液先要在混合罐中交联形成冻胶压裂液，高压泵将配好的压裂液携带支撑剂送入人工裂缝，施工作业结束后，又要关井使冻胶压裂液在短时间内彻底破胶水化，迅速干净地从井中返排出来，在油层纵（横）向上形成具有很高导流能力的支撑裂缝。如果送入地层的冻胶压裂液不能及时破胶返排，就会对油层形成很大的伤害。这种伤害主要取决于压裂返排的压差和压裂液破胶的程度，试验表明：当裂缝闭合后，缝中的压裂液进一步浓缩，稠化剂的浓度将增5—7倍，破胶剂量相对降低5—6倍，致使缝中的压裂液不能破胶或不能彻底破胶，在裂缝表面形成滤饼；压后关井时间过长易使注入流体进入储层，形成两相流，阻力加大，引起粘土膨胀，造成孔隙堵塞。压裂液还与油层内原有形成乳化液同样会对地层造成伤害。对策是一般在压裂液中加入
适量的破乳助排剂，都能达到助排（降低表界面张力）与破乳的目的。
2.2.2 低温冻胶压裂液破胶体系
全国大多数油田油层温度大于60℃，通常采用氧化剂（过硫酸铵或过硫酸钾）实现冻胶压裂液破胶的，这是大家所公认的。但是，当油层温度较低时（小于30℃）氧化剂释放游离氧的速度减慢或停止，达不到彻底水化破胶的目的。因此，对于氧化破胶来说，低温油层压裂液的关键技术是低温破胶。
延长油田的长6油层埋藏浅（300—800米），温度低（20—35℃），仍沿用常规破胶剂（过硫酸铵或过硫酸钾）使很难完全破胶的，只有彻底及时解决低温破胶问题，冻胶压裂增产效果才会有广阔的前景。延长油田压裂液破胶主要通过两种途径解决：一种是加入延缓产生酸的物质，通过改变压裂液的PH 值（PH值小于5）达到破胶水化的目的，这主要是酶；另一种是加入新型氧化剂或激活氧源的激活剂，恢复原氧化剂（过硫酸铵或过硫酸钾）释放游离氧的能力，达到破胶水化的目的，如山东大王生产的A-10。
低温冻胶压裂液破胶体系在延长油田长6油层压裂工艺上的成功应用，填补了陕北应用低温冻胶压裂液改造低渗透油层的空白，取得了十分明显的增产效果。延长油田自97年全面推广以后，原油产量递增幅度逐年增大。
2.3低温冻胶压裂液配方优化
室内配方优化，以延长油田普遍使用的油田压裂原料厂的香豆胶、羟丙基胍胶及其各自的辅助添加剂为实验优化对象，主要对稠化剂、交联剂、助排剂的使用浓度进行技术、经济优化，至于破胶剂和低温引发剂的使用浓度由厂商提供，基本能满足油田水解破胶要求。
2.3.1 稠化剂使用浓度的选择
原则是在满足压裂车组可泵能力（经验为常温下压裂液粘度不大于170—
190MPa·S）的前提下，最大限度提高砂比。根据不同稠化剂浓度与冻胶压裂液粘度变化（交联液配方：胍胶 0.5%过硫酸铵+0.7%硼砂；香豆 0.8%过硫酸铵+0.8%硼砂交联比 100：5）。稠化剂的使用浓度确定为：胍胶0.24—0.30%，香豆0.30—0.35%。三年来冻胶压裂施工经验证明此浓度是能满足技术和设备要求的。
2.3.2 交联剂浓度与交联比的优化
胶联剂浓度与冻胶压裂液粘度关系密切，冻胶粘度随交联剂浓度增大而增大，但超过一定范围冻胶压裂液就会变脆脱水，确定硼砂用量分别为0.7—0.8%，交联比为100：5最佳。
2.3.3助排剂种类及使用浓度的选择
选择助排剂种类应考虑：a、与地层类型相适应。长6油层属砂岩底层，其表面带负电荷，需使用阴离子或非离子表面活性剂，以便减少活性剂在砂层表面的吸附。b、助排剂对油层表面应有润湿作用，就是把亲油砂层表面返转为亲水表面，达到润湿“洗油”的目的。c、助排剂应最大限度降低液体间的表界面张力（室温20℃时，通常表面张力应小于28达因/cm）,减少液阻效应。
根据以上诸因素，我们选择了KX—4、D—50两种助排剂，使用浓度分别为0.15%、0.1%时，能经济有效地促进压裂液体的返排。
3 水基冻胶压裂液现场应用
3.1 压裂设备
99年以后，延长油田全部改为1050型压裂机组。1050型压裂机组主要技术指标如下：
a、压裂车装柴油机功率768KW,最小排量下最高泵压70MPa,单车最大排
量1.4m3/min。
b、混砂车额定排量7 m3/min，输砂能力60 m3/h,最大砂比40%。
c、压裂机组配套了仪表车及运砂车。
3.2压裂施工
a、冻胶压裂液主要稠化剂：羟丙基胍胶和香豆胶。基液浓度：羟丙基
胍0.24—0.30%，香豆胶0.3—0.35%，交联比100：5。
b、油层温度：20—35℃。
c、压裂支撑剂：采用粒径为0.5—0.8mm、0.8—1.2mm的兰州石英砂，
其性能指标为：单粒抗压强度7.3—7.5╳107Pa；圆度0.6—0.8；石
英含量70—80%；导流能力10.62μm2·cm（浓度3.3kg/ m2）
d、压裂施工参数：施工排量1.8—2.5 m3/min，综合砂比20—25%，加
砂量16—30 m3，注液量80—150 m3。
e、返排效果：大多数油井投产后，返排液粘度小于5 mPa·S，呈半透
明状态，无结块，说明破胶是彻底的。
4 水基冻胶压后效果评价
冻胶压后效果评价，是以长6油层为压裂改造对象，主要借用甘谷驿采油厂积累的试油统计资料，以以前清水加砂压裂油井为基础对比井，评价分析冻胶压后的效果与效益。
4.1压后初产效果评价
4.1.1根据重点观察井得出结论
冻胶压后初周月产量相比清水加砂压裂多增产原油42—61%，根据如下：
a 长61油层经过冻胶压裂相比清水加砂压裂初周月产量多增产原油
57.11%。
1
b长62油层经过冻胶压裂相比清水加砂压裂初周月产量多增产原油
60.55%。
2
4.1.2甘谷驿油田142口(其中清水加砂压裂井107口，冻胶压裂井35口)油井分析
冻胶压后初周月产量相比清水加砂压裂多增产原油41.8%。
注：来源于甘谷驿采油厂142口油井统计报表。
4.2压后稳产效果评价
为了证实冻胶与清水压后稳产效果，我们收集了甘谷驿采油厂单层压裂投产的142口油井，以长6各小层为研究单元，区分新旧井，稳产考察期为36个采油周月，目的是从统计角度来分析冻胶与清水压后的稳产情况，得出的结论是：长6油层经过冻胶合清水加砂压裂后，冻胶比清水初周年多增产原油54.5T/井，增幅69.9%，第二周年内多增产原油36.1 T/井，增幅55.7%，第三周年内多增产原油21.6T/井，增幅35.3%，即三周年内多增产原油111.9T/井，增幅55%。
图4.1 甘谷驿采油厂长6油层冻胶与清水压后产量递减曲线
从全局压裂统计数据分析油井增产情况：
统计全局压裂井次10975井次，其中清水加砂压裂6100井次，冻胶压裂4875井次，压裂成功率由清水压裂的81.1%提高到冻胶压裂的95.4%，提高了14.3各百分点，在单井平均注液量下降38.79%的情况下，单井平均加砂量由95年的5.25方提高到20.4方，提高了2.9倍。每成功井次增产（当年）原油由清水加砂压裂的42.0吨提高到冻胶压裂的97.6吨，经增产55.6吨，提高了132.4%。
4.3水基冻胶压裂工艺在延长油田中的重要作用
以延长油田“九五”期间冻胶压裂和“八五”期间清水压裂对比说明。
“九五”期间延长油田成功井次比“八五”期间平均每年少压井2.1%（年平均少压22.4井次）的前提下，年平均净增原油60723.7吨，提高了156.3%；延长油田平均每成功井次增油量由37吨增加到96.8吨，净增原油59.8吨，增幅161.9%。
老油田（七里村、青化砭、甘谷驿、子长）稳中有升，比“八五”期间平均年增长61346.1万吨，占延长油田增幅的33.9%。
新油田（川口）迅猛发展，比“八五”期间平均年增长80374.0吨，，占延长油田增幅的44.4%，其中压裂年平均增产28874.75吨，占延长油田增幅的16%。
结论
1、在技术上成功地解决了水基冻冻胶压裂液在低温油层的水化破胶问题，为压后油井的高产稳产奠定了可靠的基础，填补了陕北特低渗透油层的开发空白。
2、压裂规模大幅度提高，施工参数趋于合理。全油田单井平均加砂达到20.4方，综合砂比20—25%，施工排量1.8—2.5方/分。
3、水基冻胶压裂后油井初产高，稳定时间长。根据甘谷驿采油厂油井压后产量统计得出，冻胶压裂比清水加砂压裂周年内多增产42—61%，但周年内多增产111.9吨，增幅55%。
4、应用水基冻胶压裂工艺进行油层重复压裂取得了很好效果。
5、针对长6油层的浅井、低温、特低渗、低饱和、低产等地质条件，水基冻胶压裂工艺在技术上是先进的，相比清水加砂压裂综合经济效益是显著的。
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[16]内部资料.《水基冻胶液压裂工艺技术研究和总结》.延长油矿管理局
[17]张长阳主编《油田井下作业必备技术数据实用手册》，北京科技出版社
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术
延安职业技术学院 毕业论文 题目：延长油田用压裂液的优点与不足所属系部：石油工程系 专业：应用化工生产技术（油田化学）年级班级：07应用化工（4）班 作者：李阿莹 学号： 指导老师： 评阅人： 2010年月日
目录 第一章绪论…………………………………………………………………（）第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）3.1 概述………………………………………………….……………………（）3.2 分类……………………………………………………………….………（）3.3 压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）4.1 胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）4.2 清洁压裂液………………………………………………………………（）4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）结论…………………………………………………………..…………….………（）参考文献…………………………………………………………….……………（）致谢………………………………………………………………………………（）
摘要：经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足. 关键词：水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1） 黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。 （2）油藏中最多只有油、 气、水三相，每一相均遵守达西定律。 （3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油 藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可 以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层 内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分 挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相 瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于 煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。 全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气 页岩气形成的条件 （1） 岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩 （2） 物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微 达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。 （4）裂缝： 裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向 压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用， 特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标： 2、 乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁 兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二 长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州 卢台北
一、油田常用专业压裂软件 国外压裂设计分析软件主要包括：E-StimPlan、Terrfrac、GOHFER、Meyer、FracproPT 等。其中Terrfrac是由美国Cliffton教授开发，水力裂缝扩展理论最为完善，它采用了二维流动方式实现了裂缝扩展的全三维模拟，主要应用地热开发、核废料处理等领域，但是它仅针对水力压裂已知方案模拟，可以对压裂裂缝扩展的敏感性因素进行分析，在国外很少见到该软件设计的油田压裂实例。 GOHFER是美国Stim-Lab公司开发的，采用定向网格式储层描述技术，其特点是采用有限元求解，具有较好的模拟复杂地质条件下裂缝扩展的能力，但是该软件的导流能力预测、产能预测模块尚不完善，无法进行压裂方案的经济优化设计，不能开展泵注程序的优化。同时该软件在压裂测试诊断方面的功能不齐全，只有二维压力降落诊断分析功能。 FracproPT是美国GRI开发的，该软件优点是比较适合现场技术和施工人员应用，但是其模型是无计算网格的拟三维模型或者说是裂缝的形态是预先假设好的圆形/椭圆的固定形状，该软件在进行弱遮挡储层的裂缝扩展模拟时缝高容易出现失控和对于由于岩性差异造成纵向裂缝形态的重要影响由于模型过于简单而掩盖了（如泥岩段与砂岩段缝宽上的差异等）。这样大大制约了在弱遮挡储层及多层砂岩油藏压裂设计方面的应用。 MEYER是一套拟三维压裂设计分析软件，其优点是采用类似人工智能的技术进行压裂设计和分析，在国内外相对应用较少。 E-StimPlan是由国际上久负盛名的压裂专家. Nolte、Mike Smith先生创建的NSI公司开发的全三维压裂设计与分析软件，它不仅继承了压裂酸化领域的最新研究成果，适合压裂工程师进行压裂优化设计，尤其是Nolte、Smith创建的压裂压力诊断技术，特别适合现场工程师进行现场压裂分析。 E-StimPlan压裂设计分析软件具备目前进行压裂优化设计所需要的压裂设计、压裂分析/诊断、压裂油藏模拟和经济优化评价功能，能够完成压前地层评估、压裂方案设计与优化、全三维压裂模拟与敏感性分析、压裂过程及压后压力降落实时数据采集与分析、压力历史拟合和压裂效果评价等工作。其突出技术特点如下： 1、水平井压裂方面 (a)地质建模方面：具备综合、便捷的水平井地质建模功能。它是可以通过引入邻 近井在三维空间用深度校正的方式来实现建模，并运用图形显示。显示的内容除 了地质分层外，还包括深度转换后的测井曲线和E-Stimplan计算的地应力曲线 等。 (b)在裂缝起裂机理方面：考虑到一般起裂初期总是沿井筒垂直向上开始起裂的。
《压裂酸化技术手册》 前言 近几年来，随着新压裂设备机组、连续油管设备和液氮泵车设备的引进以及对外合作的加强，施工工艺技术呈现出多样化，施工作业难度加大，施工技术要求较高，为了满足工程技术人员对装备的深入了解，提高施工技术、保证施工质量，组织技术人员历经两年时间编写了这本《压裂酸化技术手册》。该手册收集了井下作业处压裂酸化主要设备、液氮设备、连续油管设备等的性能规范和作业技术要求，井下工具、油套管、添加剂、支撑剂等的常用数据，以及单位换算、常用计算公式、摩阻曲线，地面工艺流程等内容。该手册目前仅在处内发行，请大家在使用中多提精品文档，知识共享，下载可修改编辑！
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目录 第一章压裂酸化设备 (1) 一、车载式设备 (1) (一) HQ2000型压裂车 (1) (二) BL1600型压裂车（1650型） (3) (三) SMT型管汇车 (7) (四) FBRC100ARC型混砂车 (9) (五) CHBFT 100ARC型混砂车 (14) (六) FARCVAN-Ⅱ型仪表车 (19) (七) GZC700/8型供液车 (22) (八) NC5200TYL70型压裂车 (23) (九) HR10M型连续油管作业机组 (24) (十) TR6000DF15型液氮泵车 (42) (十一) NTP400F15型液氮泵车 (44) (十二) NC-251-F型液氮泵车 (46) (十三) 赫洛ZM443液氮槽车 (48) (十四) 东风日产液氮槽车 (48) (十五) 赫洛ZM403运砂车 (49) (十六) YY10型运液车 (50) (十七) CTA12型运酸车 (50) (十八) NC5151ZBG/2500Y型背罐车 (51) (十九) CYPS-Ⅱ型配酸车 (51) 精品文档，知识共享，下载可修改编辑！
压裂液总结 压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。压裂液在施工时应具有良好热稳定性和流变性能，较低的摩阻压降，优秀的支撑剂输送和悬浮能力，而在施工结束后，又能够快速彻底的破胶返排，残渣低、并且进入地层的滤失液与油气配伍性好，对储层造成的潜在性伤害应最小，从而获得较理想的施工效果。因此，在优选水力压裂所用的工作液时，应从压裂液的综合性能满足压裂工艺的要求及压裂液应当与储层配伍，对储层造成的潜在性伤害尽可能地小两方面着手，优选出高效、低伤害、适合储层特征的优质压裂液体系。 压裂是油气井增产，水井增注的有效措施之一。特别适于低渗透油气藏的整体改造。压裂形成具有高导流能力的填砂裂缝，能改善储集层流体向井内流动的能力，从而提高油气井产能。然而，压裂作业中压裂液进人储集层后，总会干扰储集层原有平衡条件，压裂措施本身包含了改善储集层和伤害储集层双重作用，当前者占主导时，压裂增产，反之则造成减产。为了获得较好增产效果，就应充分发挥其改善储集层的作用，尽量减少对储集层的伤害。 一、压裂液对油气层的损害 压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。压裂作业中压裂液造成油气层损害的主要原因有：一是由于压裂液及其添加剂选择不当造成压裂液与油气层岩石矿物和油气层流体不配伍造成损害；二是压裂液对支撑裂缝导流能力的损害；三是压裂施工过程中的损害。 1．压裂液与油层岩石和油层流体不配伍损害 1）压裂液滤液对油层的损害 在压裂施工中，向储集层注人了大量压裂液，压裂液沿缝壁渗滤人
压裂液 大体作用:1、携带支撑剂到地层；2、压开裂缝；3、降低地层温度。 压裂液分类及作用 压裂液可分为： A 水基压裂液（稠化水压裂液，水冻胶压裂液，水包油压裂液，水基泡沫压裂液）； B 油基压裂液（稠化油压裂液，油冻胶压裂液，油包水压裂液，油基泡沫压裂液）。 C乳化压裂液； D纯气体压裂液 1）前置液：作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入，它还起到一定的降温作用。有时为了提高前置液的工作效率，在一部分前置液中加细砂以堵塞地 2）携砂液：作用是将支撑剂带入裂缝中并将砂子放到预定位置上去。在压裂液的总量 3）顶替液：作用是打完携砂液后，用于将井筒中全部携砂液替入裂缝中。中间顶替液 压裂液的性质
④稳定性好。压裂液稳定性包括热稳定性和剪切稳定性。即压裂液在温度升高、机械剪切下粘度不发生大幅度降低，这对施工成败起关键性作用。 ⑤配伍性好，压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体相接触，不应产生不利于油气渗滤的物理、化学反应，即不引起地层水敏及产生颗粒沉淀。这些要求是非常重要的，往往有些井压裂后无效果就是由于配伍性不好造成的。 ⑥低残渣。要尽量降低压裂液中的水不溶物含量和返排前的破胶能力，减少其对岩石孔隙及填砂裂缝的堵塞，增大油气导流能力。 ⑦易返排。裂缝一旦闭合，压裂液返排越快、越彻底，对油气层损害越小。 ⑧货源广，便于配制，价格便宜。 常用各种类型压裂液或压裂液体系见表3-2。 注：HPG:羟丙基瓜胶；HEC:羟乙基纤维素；TQ:田菁胶；CMHEC:羧甲基羟乙基纤维素CMHPG: 羧甲基羟丙基瓜胶。 一.水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的。主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶(瓜胶、田菁、魔芋等)、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有粘度高、悬砂能力强、滤失低、摩阻低等优点。目前国内外使用的水基压裂液分以下几种类型：天然植物胶压裂液,包含如瓜胶及其衍生物羟丙基瓜胶，羟丙基羧甲基瓜胶，延迟水化羟丙基瓜胶；多糖类有半乳甘露糖胶，如田箐及其衍生物，甘露聚葡萄糖胶；纤维素压裂液,包含如羧甲基纤维素，羟乙基纤维素，羧甲基—羟乙基纤维素等；合成聚合物压裂液,包含如聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、甲叉基聚丙烯酰胺及其共聚物。 水基压裂液配液过程是： 水+添加剂+稠化剂→溶胶液
压裂酸化技术难点和挑战 正如在我国石油工业“十五”规划报告指出的一样：现在我国石油工业面临的形势是新区勘探开发困难，老区的增产挖潜还有大量的工作要做。其中，常规的井网加密已经效果不大，对酸化压裂措施的认识不够。同时，增产措施改造的对象越来越复杂，改造目标已经从低渗、单井发展到了中、高渗和油田整体，主要的难题集中在以下几个方面： 1、复杂岩性油气藏 指的是陆源碎屑岩、碳酸盐岩和粘土矿物以一定比例均匀存在，没有任何一种成份占主导地位。典型的代表是玉门酒西盆地的清溪油田，该油田储量高、品位好，但是储层矿物组成十分复杂。由于矿物的不连续分布，酸压后只能形成均匀、低强度的刻蚀；而水力压裂由于发生支撑剂嵌入和粘土矿物的水敏、碱敏现象严重，因此目前酸压和水力压裂技术对这类储层多为低效或无效。只能考虑从液体体系上改进工艺措施。 2、高温、超高温、深层、超深层和异常高压地层 以准葛尔盆地、克à玛依、塔里木和吐鲁番为代表，如柯深101井，压力系数为2.0，温度135摄氏度，千米桥潜山地区井深4000m —5700m，温度在150摄氏度到180度之间。这种地层的技术难点往往是需要的施工压力和压裂酸化液体不能达到要求；酸液的反应时间短，酸蚀作用距离短。 3、低渗、低压、低产、低丰度“四低”储层 如中石油的长庆苏里格气田压力系数在0.8—0.9，渗透率为0.5—3.0达西，中石化的大牛地油田压力系数0.67—.0.98，渗透率仅为0.3—0.9达西。类似的这种储层在我国占很大的比例，由于
产生水锁现象进而产生很难解除的水相圈闭，如果不采用特殊的工艺手段，很难得到高效开发。 4、凝析气藏 代表有千亿方的塔里木迪那气田和中?白庙深层凝析气藏。这类油田酸化压裂最大的问题是由于压力降低后凝析油的析出产生凝 析油环，大大降低了天然气的产量。 5、高含硫，高含二氧化碳油田 这类油田有被誉为“南方海相勘探之光”的普光气田（储量高达1144亿立方米）；580亿立方米的罗家寨气田。这两个气田的含硫量都在10%—12%，远远超过3%的行业标准。硫化氢的高还?性和 化学反应活性容易产生单质硫和硫化亚铁沉淀，在酸化压裂施工中造成二次伤害。同时，高含硫还会加大钻、采、集、输、外运的困难，尤其是在地形复杂，自然条件恶劣的四川丘陵地区。 6、异常破裂压力油藏 这种油藏埋藏深度和破裂压力不成正比，以川西致密须家河组和赤水地区为例：2000多米的井深破裂压力高达90多兆帕，现场经预处理措施之后，施工压力仍然高达80多兆帕。造成的直接后果就 是压不开地层，酸液不能进入，对设备的损害比较大。 7、缝洞型、裂隙型碳酸盐岩 我国“九五”规划最大的整装油田——塔河油田就是这类油田的代表。塔河油田560万吨产量中有80%是依靠压裂酸化措施取得的。
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1）黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。（2）油藏中最多只有油、气、水三相，每一相均遵守达西定律。（3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 （2）物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。（4）裂缝：裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分段压裂技术的推广应用，在保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标：
水平井压裂分段数：9段 深层气压裂最大支撑剂量： 908.5t （角64－2H井） 最大注入井筒液量： 4261.1m3 最大酸压规模：1603 m3 ?水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；平均单井缩短试气周期20天以上；连续混配压裂施工405井次，累计配液88898 m3，累计缩短施工周期425天。 ?裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。 ?川庆钻探与美国EOG公司合作，在角64－2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录， ?2010年，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断，取得了很好的增产效果，产量是临近直井的3倍以上。 ?2010年，川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6－7级分段压裂现场施工；西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。 5、机械分段压裂技术 机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器＋桥塞分段压裂技术等。 1、裸眼封隔器分段压裂 ◆裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%。 ◆应用规模逐年扩大： 09年8井次、10年1~7月28井次。 ◆技术水平逐步提高：分段数从3段到10段（工具已下井，近期压裂施工），最长水平段1512m，最大下入深度5235m。 套管鞋：3698.81
11.2 项目实施方案 11.2.1压裂返排液分析 常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。压裂施工后所产生的压裂废液主要来源于两个方面：一是施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；另一个方面就是压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，返排的压裂废液中含有大量的胍胶、甲醛、石油类及其他各种添加剂，众多添加剂的加入使压裂液具有较高的COD值、高稳定性、高黏度等特点，特别是一些不易净化的亲水性有机添加剂，难以从废水中除去。总的来说，压裂废液具有以下特点： （1）成分复杂。返排液主要成分是胍胶和高分子聚合物等，其次是SRB菌、硫化物、硼酸根、铁离子和钙镁离子等，总铁、硼含量都很高。 （2）处理难度大。悬浮物是常规含油污水处理中最难达标的项目，压裂返排液组分的复杂性及其性质的独特性决定了其处理难度更大。 （3）处理后要求比较高。处理后的液体不仅粘度色度要达标，里面的钙镁离子、铁离子、和硼酸根离子均要去除，否则会影响后续配制压裂液的各项性能。 11.1 国内外研究现状 由于压裂废液具有粘度大、稳定性好、COD高等特点，环保达标处理难度较大。国外对压裂废液的处理主要是回收利用。根据国外报道的技术资料看，他们对压裂废液的处理技术和工艺相对简单，一般采用固液分离、碱化、化学絮凝、氧化、过滤等几个组合步骤，处理后的水用于钻井泥浆、水基压裂液、固井水泥浆等配制用水。这种处理方式不仅降低了处理压裂废液的费用支出，而且还减少了污染物的排放。 国内对早些压裂废液的处理主要采取以下一些方法： （1）废液池储存：将施工作业中产生的压裂废液储存在专门的废液池中，采用自然蒸发的方式干化，最后直接填埋。这种处理方式不仅耗时长，而且填埋的污泥块仍然会渗滤出油、重金属、醛、酚等污染物，存在严重的二次污染。 （2）焚烧：这种方式虽然可以在一定程度上控制污染物的排放，但仍然会造成大气污染。 （3）回注：将压裂废液收集，集中进行絮凝、氧化等预处理，然后按照一定比例与采油污水掺混进行再处理，处理后的水质达标后用作回注用水。
水力压裂 水力压裂水力压裂水力压裂在油田开发中，人们发现，在对油层进行高压注水时，油层的吸水量开始随注水压力的上升而按一定比例增加。开始当压力值突破某一限度时，就会出现吸水量成几倍或几十倍的增加，远远超出了原来的比例，而且当突破某一限度后即使压力降低一些，其吸水量仍然很大。实践中的这一偶然发现，给人们以认识油的新启示：既然油层通过高压作用能提高注入量，那么通过高压作用能否提高油层的产量呢？经过多次证明：油层通过高压作用后，不但可以提高产量，而且能较大幅度的提高产量。最早进行压裂工作的是1947年在美国的湖果顿气田克列帕1号井进行的，苏联是1954年开始的，而我国是1952年在延长油矿开始的。40年代末水力压裂常作为一口井的增产措施来对待，但发展至今在油气田开发中的意义，已远远超过了一口井的增产增注作用。在一定条件下能起到改善采油或注水剖面，提高注水效果，加快油田开发速度和经济效果的作用。近些年来，国外在开发极低渗透率（以微达西计）的气田中，水力压裂起到了关键性的作用。本来没有开采价值的气田，经大型压裂后成为有相当储量及开发规模很大的气田。从这个意义上讲，水力压裂在油气资源的勘探上起者巨大的作用。由于上述原因，水力压裂无论在理论上、设备上、工艺上，在短短的几十年来发展的很快。现今的压裂设备能力，一次施工可用液量3000~4000米3，加砂300米3，可压开6000米的井深，裂缝长达1000米。从实践中，我们认识到压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要措施。其优点是：施工简单、成本较低、增产（注）显著。适用于岩性微密、低渗透地层。§§§§4.1 压裂的增产原理压裂的增产原理压裂的增产原理压裂的增产原理一一一一. 压裂的过程压裂的过程压裂的过程压裂的过程压裂是靠水（液体）传导压力的，故也叫水力压裂。其过程是：在地面采用高压大排量的泵，利用液体传压的原理，将具有一定粘度的液体以大于油层吸收能力的排量向井内注入，使井筒内的压力逐渐提高。当压力增高到大于油层破裂所需要的压力时，油层就会形成一条或几条水平或垂直裂缝。当继续注入液体时，裂缝也会向油层深处延伸与扩展，直到液体注入速度等于油层渗透速度时，裂缝才会停止延伸与扩展。如果地面停止注入夜体，油层由于外来压力消失，又会使裂缝闭合，为了防止停泵后裂缝闭合，在挤入的液体中加入支撑剂（如石英砂、核桃壳等），使油层中形成导流能力很强的添砂裂缝。 导流能力导流能力导流能力导流能力=添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率Kf××××裂缝宽度裂缝宽度裂缝宽度裂缝宽度W 二二二二. 增产
第二节酸化压裂技术 一、教学目的 了解酸化压裂的原理，掌握酸液的滤失，酸液的损耗，能够计算酸岩复相反应有效作用距离，了解前置液酸压设计方法。 二、教学重点、难点 教学重点 1、酸化压裂原理 2、酸液的损耗 3、前置液酸压设计方法 教学难点 1、酸液的滤失 2、酸岩复相反应有效作用距离 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表 四、教学内容 本节主要介绍四个方面的问题： 一、酸液的滤失 二、酸液的损耗 三、酸岩复相反应有效作用距离 四、前置液酸压设计方法 酸化压裂：用酸液作为压裂液，不加支撑剂的压裂。 作用原理：(1) 靠水力作用形成裂缝；
(2) 靠酸液的溶蚀作用把裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的 表面，停泵卸压后，裂缝壁面不能完全闭合，具有较 高的导流能力，可达到提高地层渗透性的目的。 酸压与水力压裂相比：相同点：基本原理和目的相同。 不同点：实现其导流性的方式不同。 酸压效果： ??? ?????????以及不均匀刻蚀程度量对底层岩石矿物的溶解导流能力：取决于酸液裂缝内的流速控制酸盐反应速度酸液的滤失特性裂缝有效长度 (一)酸液的滤失 滤失主要受酸液的粘度控制 控制酸液的滤失常用的方法和措施： (1)固相防滤失剂 刺梧桐胶质：在酸中膨胀并形成鼓起的小颗粒，在裂缝壁面形成 桥塞，阻止酸蚀孔道的发展，降低滤失面积。 硅粉：添满或桥塞酸蚀孔道和天然裂缝。 粒径大小不等的油溶树脂：大颗粒桥塞大的孔隙；亲油的树脂形 成更小的颗粒，变形后堵塞大颗粒的 孔隙，从而有效地降低酸液的滤失。 (2)前置液酸压 优点：①采用前置液破裂地层形成裂缝，并在裂缝壁面形成滤饼， 可以降低活性酸的滤失；
油田压裂返排液处理技术 1.压裂返排液的产生及存在的问题 压裂工艺是油井增产的一项主要措施在各油田普遍采用。其中最常用的是水基压裂液它具有高黏度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点现已成为主要压裂液类型。 油井压裂过程中产生的返排压裂废液具有污染物成分复杂、浓度高、黏度大，精品文档，超值下载 处理难度大，是油田较难处理污水之一。如不处理直接进入集输流程，会严重干扰后续流程，严重影响到油田生产，导致设备堵塞、油田下降，环保不达标等诸多问题。 表1 压裂返排液污水性质 图1 不同压裂返排水样 2.国内常规压裂返排液处理工艺简介 2.1 化学氧化－絮凝沉淀－过滤处理工艺 采用双氧水、次氯酸钠等强氧化破胶使返排液中的高分子物质氧化分解成小分子物质，降低废液黏度，提高传质效率，增加水处理药剂的分散与分解；絮凝可以改变水中多分散体系表面电性，破坏废液胶体的稳定性，使胶体物质脱稳、聚集；过滤，去除水中不溶或微溶物，脱色除臭。氧化－絮凝－过滤是油气田污水处理常用工艺。
在实际应用过程中该工艺也存在一些不足，具体如下： 第一、该工艺受温度影响比较大，在低温环境，化学氧化剂反应慢，氧化时间长，需要较长的停留时间，导致氧化反应罐（池）占地大，不易在现场作业，运输困难等。 第二、除油效果不明显，系统对乳化油去除效果不佳，需要添加大量药剂，导致污泥量大，增加污泥处理成本。 第三、过滤器时常堵塞，由于氧化破胶不彻底，污油处理效果不佳，导致过滤器堵塞严重，影响最终出水效果和整套装置处理能力。 2.2 化学氧化－絮凝沉淀－电解氧化－过滤联合处理工艺 电解法集氧化还原、絮凝吸附、催化氧化、络合及电沉积等作用于一体，能够使大分子物质分解为小分子物质，降解的物质转变成易降解的物质，是污水深度处理的常用方法。 然而电解技术目前在国内应用情况并不理想，时常存在电极钝化、结垢等问题，时常需要更换电极，处理效果稳定性差，成本高，操作检修频繁。 设备占地大，运输困难，不太适合压裂返排液现场处理要求。 2.3 化学氧化－絮凝磁分离－过滤联合处理工艺 该工艺改进了絮凝沉淀工艺，采用高效磁分离机能够减少沉降时间，缩小设备占地面积，相对之前两种工艺有改进之处。然后该工艺化学氧化、除油工艺依然存在，仍然存在处理不达标，设备占地面积大等诸多不足。 2.4 臭氧氧化气浮一体装置-旋流溶气气浮-过滤联合处理工艺 该工艺克服了传统化学氧化受温度、反应速率等影响，采用最新臭氧多重催化氧化和高效旋流溶气气浮技术，实现压裂返排液快速、高效破胶降粘，同时能够高效去除悬浮物、油、胶体等诸多污染物，实现压裂返排液快速、达标处理后回注。从多个油田应用情况数据来看（详见下表），该技术处理效果比较明细，基本能够满足压裂返排液回注或回用的要求。 图2现场应用照片
二、市场情况 1、产品的市场体量 （1）使用量：陶粒砂市场在2014年度过了一段冷却期，在2015年复苏回暖，中石油年度网络公示显示：陶粒砂使用量已从2008年的21万吨上升至2015年的50度万吨； （2）市场规模：国内石油需求量继续增加,石油对外依存度继续增大。为了满足国内日益增加的石油需求,石油开采业发展迅速。与此相对应的就是相关产品生产的迅速扩大。 我国石油压裂支撑剂行业在这段时间,发展比较迅速,市场规模增速达到20%。 2、产品的市场销售情况
3、国内市场需求量 （1）随着石油天然气工业的发展，石油天然气井的深度越来越大，开采的难度越来越大。例如，塔里木油田的深度达到了6500 米以上。据资料介绍，中国低渗透型矿床占中国未开采总量的55%以上，因此国内对高强度陶粒产品的需求量必将增大。目前我国石油压裂支撑剂年总需求量约为70 万吨。其中，大庆、塔里木、长庆、中原等几大油田，约需45 万吨以上；随着油价的升高、开采力度的加大，对支撑剂的需求量还在快速增长。2012需求将达120万吨，年均增长率约15%。 4、进出口及国际市场需求量 （1）总体而言，出口量小于进口量。我国的陶粒砂产品占据整个北美市场的13%，平均每年的业务总量达30亿美元； （2）目前国际市场对石油压裂支撑剂的年需求量约300 万吨，对高强度压裂支撑剂的需求量约60 万吨。资料显示：世界第一产油国俄罗斯石油支撑剂年需求量60 万吨。南美、北美、苏丹、委内瑞拉、印尼、哈萨克斯坦、澳大利亚等国的年需求量250 万吨。 三、行业现状 1、发展速度 该行业发展较慢，市场规模年均增长率约为15%。企业总产能年均增速约为12%。 2、企业现状 企业数量众多，大多数是小型企业，产量低，技术含量低。 3、行业增长速度 我国石油压裂支撑剂行业的增长速度约为10%。 4、对该行业的投资 四、行业竞争情况 1、竞争要素 （1）技术水平、企业规模、研发能力、营销渠道、原材料的获得。 （2011-2016 年中国石油压裂支撑剂行业市场运营格局及投资商机研究报告）
油田油水井压裂技术的发展现状 发表时间：2019-06-24T15:14:10.020Z 来源：《中国西部科技》2019年第8期作者：王恩斌1 孙玉才1张光洲2 [导读] 对于一些超深、低渗透以及裂缝性的油田，为了提高油田的整体开发效益就可以采用油田油水井压裂技术。由于超深、低渗透以及裂缝性的油田物性差、孔隙孔喉狭窄，致使注水井地层吸水能力差，导致井口压力不断提高，可能达到甚至超过地面注水管线的临界压力，给油田注水开发带来极大困难。近几年，针对水压力高的问题很多油田采用了油田油水井压裂技术。本文分析了水井压裂多因素对水 井增注、油井增产的影响，指明了水井压裂技术方向。 1.大庆油田井下作业分公司压裂大队； 2.中油测井大庆分公司 前言：上世纪50年代，美国提出"井网压裂"的建议。后期，前苏联进行了物模与油藏数值模拟研究，进行了水力裂缝与井网系统组合。水力压裂技术是油气井、注水井增注的一项重要技术措施。主要是利用高压索组将液体超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底地层中形成裂缝，裂缝逐渐向前延伸，在地层中形成具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝，从而改善油气层的渗透性。 1.油田油水井压裂技术 1.1.油田油水井压裂技术增注机理 对于渗透性很好的储层，只要配注合理，完全不需要进行压裂或者酸化等措施，即可达到注水要求；而对于渗透性比较差的储层，特别是受到伤害后，为了满足一定的注水量要求，仅仅通过酸化、补孔等措施不足解决问题，这时就需要采取压裂措施，而压裂后改变了注入水的渗流特性，有效克服了＂压降漏斗＂的问题，比较容易达到降压注水或增注的目的。因此，水井压裂对低渗、特低渗是很有必要的。如果对水井进行压裂，即使支撑裂缝的长度很短，只要有一定的导流能力，那么井筒附近的压力损耗几乎是可忽略。假设支撑裂缝长度为20米，导流能力为10μm时简化的井底压力的变化情况。可以知道井筒附近的压力损耗很小，到地层深部由于不同位置与裂缝的关系不同，既有线性流，也有径向流，线性流的阻力小于径向流，部分位置的流体的流动存在混合流现象。从井底压力来看，水井压裂后的井底拒力远远低于不进行压裂时的径向流，也远低于酸化措施处理后的。因此，通过改变地层流油田注水井足裂增注化理体从径向流到双线性流流动规律，即使是特低渗储层也是可容易实现水井增注的。 1.2.影响低渗透油田压裂增注的主要因素 一般情况下，注水井出现欠注现象的主要原因包括：储层物性差，储层渗透率低，注水井连通性差及注水水质波动等。通过对注水井进行压裂增注措施是提高低渗透油田注水开发效果的一项有效措施。然而，有时压裂后并未得到理想效果。经研究表明，影响低渗透油田压裂增注的主要原因包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。 2.压裂技术方向研究 2.1.合理参数优化研究 确定裂缝导流能力：压裂裂缝的导流能力对压后油井日产量和长期累积产油量及水井的日注水量、累积注水量有较重要的影响，是评价压裂支撑裂缝的重要参数之一。裂缝导流能力需要与储层物性相匹配，通常对于渗透性较低的储层，要求的导流能力稍低，而对于物性较好的储层，要求的导流能力高一些，即＂低渗小导，高渗大导＂。导流能力的大小是由储层的基本物性决定的，对目标井层进行计算时，可根据具体情况进一步进行优化，求得最佳支撑裂缝的导流能力。加砂强度和平均砂液比：加砂强度、平均砂液比也是十分重要的参数。它们直接反映了压裂支撑裂缝中的砂体情况和裂缝的导流能力。压裂过程中的砂液比过低，必然导致加砂强度低，支撑裂缝的支撑能力低，在长期生产过程中受到生产影响或岩石中孔隙压为变化，支撑裂缝的导流能力容易丧失，失去高渗流特性，直接影响压裂效果。另外加砂强度和砂液比低，不容易形成好的砂梯剖面，与储层流体渗流时对不同裂缝长度段对裂缝的导流能力大小要求不一样不匹配，也就是说，从井筒到裂缝深处的导流能力应该越来越小，形成所谓的＂模形＂，才符合人工裂缝储层流体的渗流规律。因此应该优化出合适的砂液比和加砂强度，才能保证储层流体具有好的渗流场，提高注水量。优化前置液：前置液是压裂施工过程中的重要组成部分，具有正反两方面作用。适量的前置液可有效将地层压开，并使裂缝延伸到理想位置。前置液量过大，虽有利于裂缝的延伸和支撑剂的运移，但压后不易排出，无论对支撑裂缝的导流能力，还是对储层的渗透率都有较大伤害，进而影响压裂效果；如果前置液量过小，在压裂过程中会提前滤失完，不利于造缝和支撑剂的携砂运移，严重时会导致施工过程中出现砂堵，直接导致施工失败，也会对压后产量和压裂效果造成较大影响。因此，前置液的优化也是压裂施王优化设计的重要一环，需要根据具体井层的滤失情况和施工规模等进行精屯设计。 2.2.压裂工艺优化研究 分层压裂方式包括：单封隔器压裂分层压裂、双封隔器跨隔结合上提管柱的分层压裂、滑套封隔器分层压裂、堵塞球分层压裂、限流法分层压裂等等。对于分层压裂工艺方式的优选结果如下：对于砂组之间隔层较薄，两砂组跨度较小，可以采用合压的压裂方式，而上下隔层厚度较大，可以采取单上封保护套管的油管注入方式。对于那些砂组隔层较厚，且二个油层都具有较好的油气显示前景，为了达到充分认识地层和改造实施的可能，建议采用自下而上的压裂改造方式，逐一认识油层，分层压裂可以采用填砂等方式压裂。对于同时希望一次改造2个以上油层的油井，建议采用以下压裂方式：双封隔器分压，先压下层，然后上提双封隔器压裂上层。该方法优点是单层改造彻底，缺点是作业量大。对于同时希望一次改造3个以上油层的油井，建议采用滑套封隔器分层压裂。最佳施工参数的确定：施工排量=2.5-3.5m3/min，前置液%=40%，平均砂液比：25%以上，CON=5.5Kg/m2，泵注程序：10-15-20-25-30-35-40-45%。结语：综上所述，本文研究了低渗透油田注水井压裂增注机理，也对影响低渗透油田压裂增注的主要因素进行了研究，包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。并且根据各个因素对一些参数进行了分析，提示施工过程中需要注意的一些问题。最后对于压裂技术的工艺优化进行了研究，并且给出了一些建议。 参考文献： 【1】刘长宇，丛立春等低渗透性薄层储层改造技术研究[J]钻采工艺，2008.5.第31卷，第5期.73-75. 【2】刘鹏，马英文，张亮等.压裂充填技术在疏松地层中的应用[J].石油钻采工艺，2006,28（4）：56-59.
SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY／T 5107 -1995水基压裂液性能评价方法 1995-12-25发布1996-06-30实施 中国石油天然气总公司发布
前言 根据压裂液技术研究的发展、先进技术的引进、仪器设备的更新以及原标准实施过程中存在的—些问题，本标准对SY 5107—86《水基压裂液性能评价推荐作法》进行了修订。 本标准保留了原标准中多年实践证明适合我国压裂液性能测定方法的主要内容。但随着我国压裂液技术研究发展，压裂液性能不断的提高和改善，为了更全面地测定压裂液性能，增加了用表面张力仪测定破胶液表面张力和界面张力的测定方法、压裂液交联时间测定方法、降阻率的现场测定方法；由于试验仪器设备的更新，增加了RV20粘度计测定压裂液流变性的方法。压裂液对岩心基质渗透率损害机理的研究表明，压裂液滤液侵入，滤液在地层孔隙、喉道中发生物理化学变化，是造成压裂地层基质渗透率损害的主要原因。因此，修订了压裂液对基质渗透率损害的测定方法，删去了原标准中粉剂含水、水不溶物测定方法，还删去RV。测流变性及管路摩阻测定方法和附录中部分内容，对有的章、条内容作了补充完善和调整。本标准与原标准相比章、条内容有变动。 本标准从生效之日起，同时代替SY 5107—86。 本标准的附录A是标准的附录； 本标准的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。 本标准由油田化学专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：石油勘探开发科学研究院采油工程研究所、石油勘探开发科学研究院廊坊分院压裂酸化中心。 本标准主要起草人官长质何秉兰卢拥军崔明月
目次 前言 l 范围 (1) 2 引用标 (1) 3 定义 (1) 4 仪器设备及试剂 (1) 5 压裂液试样制 (2) 6 压裂液性能测定方法 (2) 附录A(标准的附录) 压裂液性能测定结果表格式 (10) 附&B(提示的附录) 旋转粘度计与管道或裂缝中K，n，值换算………………………………1l 附录C(提示的附录) 旋转粘度计测定说明 附录D(提示的附录) 岩心渗透率损害率测定说明 (13)
1. 压裂液国内外发展概况 压裂技术是我国油气田开发必不可少的重要措施之一，它在增加产量和储量动用方面起到了重要的作用。压裂的目的主要是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝，改善油气通道，从而增加油气产量。而压裂液在压裂中起着非常重要的作用，压裂液体系的性能是关乎整个压裂施工作业成败及压裂效果的关键点之一，性能好的压裂液不但能够保障压裂施工的顺利进行，而且能够保护储层，获得理想的增产效果[1]。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质，主要分为水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液[2]。 1947年，水力压裂首次在现场成功应用的初期，主要使用以原油、成品油所配成的油基压裂液，原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。五十年代，出现了控制水敏地层损害的方法以后，水基压裂液才被应用在压裂作业中，但油基压裂液仍为主要的压裂液。到六、七十年代，增稠剂瓜胶及其衍生物的出现，使水基压裂液迅速发展并占据主要地位。到了八十年代，由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题，出现了泡沫压裂液。到九十年代及以后，为了解决常规压裂液在返排过程中由于破胶不彻底对油藏渗透率造成很大伤害的问题，又开发研制了粘弹性表面活性剂压裂液，即清洁压裂液。 1.1 水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的，主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶（瓜胶、田菁、香豆、魔芋等）、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。通常，水基压裂液按加入稠化剂种类大致可分为三种类型: 天然植物胶压裂液、纤维素压裂液以及合成聚合物压裂液。 1.1.1 天然植物胶压裂液 国内外最先研究和应用的是天然植物胶压裂液，因而这类压裂液使用最多，其中瓜胶及其改性产品为典型代表[3]。美国BJ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系，稠化剂是一种高屈服应力的羧甲基瓜胶，一般使用浓度是0.15-0.30%，可适用底层温度为93-121℃。该压裂液体系具有较高的粘度，良好的携砂能力。目前，国外已经进行了350口井以上的压裂施工，获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排，增产效果好于使用HPG交联冻胶的结果。田菁胶是国内植物胶中大分子结构与瓜胶十分相似的一种，最早于20世纪70年代末由胜利油田开发应用。继田菁胶之后而出现的香豆胶最早由石油勘探开发科学研究院研制成功。用无机硼酸盐交联的香豆胶压裂液常用在30-60℃的地层，用有机硼交联的香豆胶可用于60-120℃的地层。90年代中期开发了一种GCL锆硼复合交联剂使耐受温度达到140℃[4]。从20世纪90年代以来，香豆胶已在大庆、吉林、玉门、塔里木、吐哈等各大油田得到了推广使用[5]。20世纪80年代，四川、华北油田研究并应用了魔芋胶压裂液。 1.1.2 纤维素压裂液 纤维素衍生物主要是纤维素醚，用于石油行业的是高取代度的纤维素醚，它以每年3%-5%的速度增长。其中CMC、HEC和HPMC应用最多，在我国，这三类衍生物的用量曾占10%左右[6]，CMC、HEC冻胶的热稳定性及滤失性能好，可用于140℃下井下施工，其主要问题是摩阻偏高，尚有待进一步改进。由于纤维素衍生物对盐敏感、热稳定性差，增稠能力不大，不如植物胶应用广泛。2010年李永明等[7]配制出了含纤维的超低浓度稠化剂压裂液，其稠化剂浓度为0.2%、BF-2纤维加量为0.7%，该压裂液携砂性能好，残渣量较少，储层损害小，现场应用取得成功，川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为