国外水力压裂技术新发展概要.ppt

主　要　内　容 制约低渗透油藏高效开采的关键因素 国外水力压裂技术的新进展 制约低渗透油藏高效开采的关键因素 建立有效的注采驱动压力体系 　（井网类型、井网与裂缝方位匹配、井距、注采压力、启动压力等） 水力压裂增产与伤害的协调 常规油藏 低渗油藏 水力压裂增产与伤害的协调 压裂过程中压裂液的伤害： 　　　　　地层 　　　　　　天然裂缝 　　　　　　　填砂裂缝的伤害 乌审旗岩心水基压裂液伤害结果 破胶液残渣粒度与孔喉直径对比 2、天然裂缝伤害：残渣、冻胶 残渣堵塞天然裂缝，降低裂缝渗透率；破胶剂难以进入天然裂缝，冻胶破胶不彻底，增加油气渗流阻力。 3、填砂裂缝伤害：滤饼、残渣 支撑剂嵌入滤饼降低填砂裂缝导流能力； 残渣堵塞裂缝孔隙。 清水压裂技术 清水压裂技术的发展历程 两个砂岩地层的应用效果对比 清水压裂对致密气藏伤害评价 清水压裂增产机理及适应性 压裂液返排监测技术 水锁和水相渗透率对产量影响 渗透率伤害（粘土膨胀、堵塞等）对产量影响 问　　题 获得的水回采率都不是从作业中各个压裂液段中得到，是笼统的整个作业过程中的情况。 有时返排率很高，但压后生产动态很差！（往往是最后注入的一段液体未排出堵塞了裂缝！） ULW 1.25支撑剂－化学改性核桃壳 ULW 1.75 支撑剂－树脂涂层的多孔陶粒 平均进水深度 5-10英尺 停泵时井筒附近地层含水饱和度分布 水侵入区域在井底周围已大大减少，但在缝端部的含水饱和度仍然很高，此处的排液程度较低，排液的初速度与井底周围的水饱和度、滤失区的厚度有关，并受控于随应力而变化的渗透率。 生产10天后裂缝附近地层含水饱和度的分布 单相气与气水两相流对产量影响不大！ 因此，水锁影响并不大！ 裂缝附近地层渗透率降低2％，产量降低10～15％！ 因此，清水压裂也应针对性地选择添加剂，以减少对储层的伤害！ 岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙，闭合后仍能保持一定的缝隙，这样形成的导流能力，对低渗储层来说已经足够了。这种情况已在实验室中观察到。 常规冻胶压裂，由于排液不完善，裂缝的导流能力受残渣伤害等有所降低，清水压裂基本上不存在不易排液的问题。 清水（线性胶）易于使砂子沉到垂直缝周边较细的天然裂缝中，扩大了渗滤面积。 压裂过程中岩石脱落下来的碎屑（特别是在页岩地层中）它们可能形成“自撑”式的支撑剂。 清水压裂增产机理－常规解释 认为剪切力能使裂缝壁面从原位置上移动，从而产生不重合并出现许多粗糙泡体表面，由于存在剪切滑移，在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙裂开，并使断层面及其它弱面张开，这些现象可以发生在水力裂缝的端部或裂缝周围的滤失带中。 剪切膨胀扩展裂缝－基本假设 清水压裂增产机理－新解释 剪切膨胀扩展裂缝－物理过程 　当裂缝周边的岩石在压力超过门槛压力后，即发生“滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动，使垂直于缝面的缝隙膨胀。停泵后，张开了的粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置，从而剪切膨胀的裂缝渗透率得到保持。 清水压裂在这种情况下的成功与否，取决于是否存在着有利的天然裂缝系统以及它们对压力及原有的就地应力的响应程度。 质地强硬的岩石有许多粗糙的节理，很高的抗剪程度，很好的剪切 与裂缝导流能力的耦合性，清水压裂适用（裂缝性致密砂岩、灰岩 地层等）； 强度较弱的岩石如泥质砂岩就不适合清水压裂； 储层的裂缝网状分布及流体流动过程都可以用以评价是否应该采用 清水压裂。 清水压裂增产的适应性 由于清水压裂 ?可免去制备冻胶所消耗的化学剂量，包括成胶剂、交链剂与破胶剂，不含残渣，不会堵塞地层； ?减少了砂（支撑剂）的用量及运砂的费用 所以 清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中可节省费用40% —60%。对于那些渗透率很低的边际油气田，清水压裂将是开采这类油气田的重要措施，也是降低采油成本，增加动用储量的有效途径。 清水压裂技术－结论 　１、记录泵入水的回采率，但是此值受地层产出水的影响很大。 　２、计量排液中的聚合物浓度，此方法操作上非常复杂，测试结果也不十分确切，由于滤失而使聚合物浓度提高，在泵入水回采率的计算方面，可能产生误导。 　３、分析注入前后的聚合物溶液以确定碳水化合物的总含量，从而计算水的回采率。此方法同样受缝中滤失的影响。 压裂液排液或回排的监测常规方法 返排率？ ？ 特点： 　示踪剂具有独特性质，各不相同：它们彼此不起反应，与岩层或金属管类也没有化学反应；不随时间或温度的变化而发生降解，示踪剂在极低浓度（50ppt）下仍可被察觉。无论在运输、泵入或废弃时，都是安全的。易溶于水，滤失后也不会浓集。 性质各异的压裂用化学示踪剂（CFT） 压裂液排液或回排的监测新方法 方法： 　在泵的低压部分注入，浓