泡沫压裂液在低渗气藏中应用（石油学会）课件.ppt

CO2泡沫压裂液在低渗气藏中应用 中国石油勘探开发研究院分院 压裂酸化技术中心 汇报人：丛连铸 汇报提纲 CO2泡沫压裂液的发展概况 技术特点及难点 解决的对策 现场实施 结论 压裂液的发展概况 泡沫压裂液的发展 第一代泡沫压裂液：70年代，水+起泡剂，N2，砂液比1～2lb／gal，利于压后返徘，解决低压气井； 第二代泡沫压裂液：80年代，水+起泡剂+聚合物，N2、CO2，提高流体粘度，增加稳定性，砂液比4～ 5lb／gal，高压油气藏； 第三代泡沫压裂液：80年代末～90年代初，水+起泡剂+聚合物+交联剂，以N2泡沫压裂液为主,粘度和稳定性进一步提高，造缝和携砂能力增强，适合于高温深井大型水力压裂，砂液比达5lb／gal ； 第四代泡沫压裂技术：恒定内相技术，控制内相体积，降低施工摩阻,满足大型泡沫压裂施工：最高砂液比达12lb／gal以上，砂量150吨以上。 汇报提纲 CO2泡沫压裂液的发展概况 技术特点及难点 解决的对策 现场实施 结论 CO2泡沫压裂液的特点 CO2泡沫压裂液适用性 应用范围广：油气井，高温、低温油气藏，深井； 特别应用于低压、水敏性油气藏。 CO2泡沫压裂液的特点 密度高：接近水的密度，适合深井施工；浮力大，携砂能力强； 水溶性较好，压后缓慢释放，提供了良好的溶解气驱，利于返徘； 水溶液pH值低(3～5)，降低了压裂液对基质的伤害； 水溶液具有低的表面张力，有利于压裂液返徘。 不足 酸性影响流变性能，提高稳定剂和起泡剂的用量； 与高沥青质、高含蜡原油混合，形成酸渣和蜡析出。 CO2泡沫压裂液技术难点 CO2 压裂现状 国外：美国、加拿大、德国等已大量应用，在压裂液、工艺设计、现场质量控制和压裂设备形成系统，并配套。 国内：室内实验研究和现场实验阶段 设备不能完全配套：加砂浓缩器、升温装置、CO2 容量 工艺设计：设计方法、软件 压裂液：室内研究不够、现场质量控制较差 国内外差距 起步晚20～30年：国外始于60年代后期，国内始于90年代中期； 机理研究薄弱：相态转变条件、超临界特性、流变特性、摩阻； 缺乏试验方法标准，添加剂不配套，无系统的压裂液配方体系； 工艺设计软件少、经验不足； 设备装置少，不配套； 施工井数少，施工井浅，施工规模小，施工经验不足。 CO2泡沫压裂液技术难点 建立试验方法 形成配套压裂液添加剂系列 形成压裂液泡沫压裂液配方体系 高温酸性起泡与稳泡技术（90～110℃、2800～3500m） 相态转变条件及其对压裂液流变性能的影响 现有压裂设备和工艺技术水平要求CO2压裂液更应具有良好的耐温耐剪切性能和低摩阻、低滤失特性 破胶与返排时间（温度、压力、化学因素对泡沫粘度的影响） 汇报提纲 CO2泡沫压裂液的发展概况 技术特点及难点 解决的对策 现场实施 结论 CO2泡沫压裂液解决对策 硼中性交联及CO2 酸性介质对压裂液流变性能的影响 硼中性交联的必要性及其流变性能(200～250mPas) CO2 酸性介质对流变性能的影响： RV20、170S-1、15℃、P：1→ 5MPa， η：200↓48 → 43mPas。 （0.5%GRJ改性瓜尔胶：基液粘度72.0mPas） CO2 酸性介质对流变性能有着严重影响 酸性交联剂----AC-8酸性交联剂 交联时间20～30″ 可形成明显增稠及可挑挂的凝胶 耐剪切稳定性：80℃，90min，粘度80～120mPas 粘弹特性： 0.5%GRJ+AC-8，G′：8.335Pa, G″：2.952Pa 0.7%GRJ+AC-8，G′：11.99Pa, G″：6.835Pa AC-8酸性交联CO2泡沫压裂液耐温耐剪切性能（52%泡沫质量，170s-1，85℃，0.7%HPG） CO2泡沫压裂液流变性能（80℃、60%） 0.7%改性瓜尔胶CO2泡沫压裂液动态试验（90℃，750psi，变泡沫质量60％→40%→20%） 汇报提纲 CO2泡沫压裂液的发展概况 技术特点及难点 解决的对策 现场实施 结论 CO2泡沫施工参数统计 CO2泡沫压裂液施工摩阻对比 结论 成功进行了现场实施，形成了配套的技术 该技术有待推广（设备、成本等） 进一步完善（降低成本） 敬请各位专家指正！ * 10～50 交联水基冻胶 45～55 线性胶（不交联） 45～70 油基压裂液（凝胶） 65～85 聚合物乳化液 80～90 泡沫压裂液 95 生物聚合物 导流能力保持率（%） 压裂液类型 不同压裂液对支撑裂缝导流能力的保持率对比 难点： 酸性破胶是压裂液的降解的重要机制 CO2的稀释作用，使压裂液增粘更困难 酸性增粘羧甲基聚合物 不同泡沫质量压裂液的微观结构 30%泡沫