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《采油工艺技术新进展》 四、清水（滑溜水）压裂： 对于埋藏深度较浅、温度比较低、渗透性极差的储层，有些地方，特别是煤层气，采用清水加砂压裂和非交联线性胶压裂,它们的优点是: 成本低，地层压力低，可以实行大排量施工，可以减少对地层气的伤害。虽然在许多地区取得好效果，但是实践证明,这种压裂方式有许多缺陷: 施工液体数量大， 砂比低，支撑缝狭窄； 有效期短。 因此,目前人们普遍采用冻胶压裂液施工,且已取得了良好的施工效果和投资回报。 1活性水压裂液 对于浅层低压低渗透地层，可选用活性水压裂液。 活性水压裂液由水、表面活性剂、减阻剂等组成。其表面张力25-30mN/m之间，由于其没加聚合物，活性水压裂液具有成本低、伤害小、易配制等优点。但是该压裂液系统有以下缺陷：液体悬砂能力差，施工砂比低；施工时对排量要求高；施工时使用液量大； 因此，在井场条件许可，施工规模小，砂比要求低的情况下，可选则活性水压裂液。 98年3月，中原石油勘探局井下特种作业处中原压裂工程部运用哈里巴顿H-1400型压裂机组，对JS1井进行了压裂施工。共用液563.4m3，其中前置液249m3，携砂液308m3，顶替液6.4m3。共加砂41m3，其中Φ0.2-0.4mm石英砂1m3，Φ0.4-0.8mm石英砂3 5m3，Φ0.8-1.2mm石英砂5m3，平均混砂比17％。施工泵压13.5-15.3MPa，排量7.45m3/min。压裂施工达到了设计要求。压后关井12h扩散压力，之后开井用Φ4mm油嘴放喷排液，水管出口有气，可点燃，火焰高0.5m。下泵排采仅8天，气产量就达2000m3/d以上，产气情况良好。 2 线性胶压裂液 线性胶压裂液是在添加了多种添加后，未交联的压裂液。 线性胶压裂液由水、表面活性剂、稠化剂、破胶剂等组成。 与水相比，该压裂液体系具体有携砂能力强、摩阻低等特点。 其指标如表-1所示： 线性胶压裂液主要指标 表观粘度(mPa.s) 表面张力(mN/m) PH值 15 24.6 7.5 液体的携砂性能主要受液体、液体粘度、液体粘弹性、 液体流速的影响。 线性胶压裂液的整体性能比活性水压裂液有一定的提高。因此，在活性水压裂液不能满足施工要求时， 可以考虑选择使用线性胶压裂液。 五、深井、超深井压裂工艺： 随着人们对石油能源需求的不断增加和勘探开发技术的不断进步，所钻井越来越深，给我们压裂工作带来更大困难。一般认为3500m井深4200m的井为深井，井深4200m的井为超深井。深井、超深井埋藏深、物性差，压力系数大，最高达1.73，地层温度140-175℃，孔隙度多小于10%，渗透率较低，属低孔低渗特低渗致密储层。 深层超深层油气藏储层物性特征表明，就储层改造而言，进行水力压裂是取得深层油气勘探开发突破的唯一手段。但深层油气埋藏条件决定了压裂改造的难度： 1、地层埋藏深。通常在3500-5000m以下，施工压力高，要求有耐高压及长时间工作的泵注设备。 2、岩性致密，孔隙度小，渗透率低，施工规模小难以见到好效果。 3、温度高，严重影响压裂液的流变性和携砂能力，施工规模受到限制；下井工具需要耐高温。 4、施工工艺技术要求高，施工参数调整范围小。 5、缝高不易控制。 6、对支撑剂材料强度和导流能力指标要求很高。 7、液体返排难，给油气层保护技术带来新课题。 8、施工时脱砂发生后清理难度大。 9、Φ139mm套管完井,使压裂管串受限，不能满足大排量泵注。 国外（特别是美国、加拿大）80年代未90年代初对深井超深井压裂就有突破，并在90年代得到发展，施工一次支撑剂泵入量最高达到2857t，压开单翼缝长最长达800-1300m，产量提高7倍，但施工井深均3500m左右。在新墨西哥MORROW气田，气层深度3901.44-4267.2m，实施泡沫压裂工艺技术平均增产倍数为4.15。据必威体育精装版SPE10964报道，美国最深一口压裂井是密西西比Hancoch棉谷层一口井，井深6050m，压裂管柱27/8″+31/2″油管，排量3m3/min，应用延迟交联压裂液和烧结陶粒，砂比26.7%。九九年四月美国安然公司在四川八角场构造深度为3000m一口井进行大型压裂，采用41/2油管，7封隔器，有机硼-胍胶压裂液，加陶粒319t，施工排量6.4m3/min，平均砂比29.6%。据报道，国外深井超深井压裂设备的工作压力已达140MPa，排量7m3/min，最大功率1790千瓦，压裂井深已超过9000m，加砂量已达700m3，高强度支撑剂耐温135?C，承受闭合压力103MPa。美