油基壓裂工藝技術(shù)及其應(yīng)用

1、油基壓裂工藝技術(shù)及其應(yīng)用,1、油基壓裂工藝概述2、國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平3、四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,匯 報 提 綱,油基壓裂工藝概述,壓裂作業(yè)是恢復(fù)和提高油氣產(chǎn)能的一種重要措施。壓裂作業(yè)的成敗很大程度上取決于所使用的壓裂工作液。對于大多數(shù)砂巖油氣藏而言，目前多采用水基壓裂液進行壓裂作業(yè)。但是，泥質(zhì)含量較高的低滲、強水敏性砂巖油氣藏，使用水基壓裂液會造成“水鎖”、粘土顆粒膨脹運移堵塞空隙等傷害。 相比而言，油基

2、壓裂液由于具有流動性好、低濾失、易返排及與油層相融性好等優(yōu)點，基本不會對油氣層造成傷害。尤其適用于泥質(zhì)含量較高、水敏性強的砂巖油氣藏施工作業(yè)，增產(chǎn)效果較為顯著。 因此，油基壓裂液應(yīng)用在水敏性地層，特別是強水敏地層壓裂井的施工中，其作用是水基壓裂液所無法代替和比擬的。同時它還可應(yīng)用在低滲透地層和老井重復(fù)壓裂等地層無傷害的各種壓裂井的施工中。,,工藝的適用性,國外油基壓裂技術(shù)從50年代以展至今已當(dāng)相成熟。國內(nèi)雖然起步較晚，但

3、是發(fā)展較快。目前該技術(shù)從室內(nèi)研究到現(xiàn)場應(yīng)用，作業(yè)方式從間歇施工到連續(xù)作業(yè)都取得了長足的進展。然而，由于油基壓裂液制備及現(xiàn)場質(zhì)量控制技術(shù)較水基壓裂液難度大，同時作業(yè)的成本較水基壓裂液高，其使用及推廣應(yīng)用都受到極大限制，因此相關(guān)的技術(shù)報道都相對較少。 油基壓裂液技術(shù)在我國雖然起步較晚，但發(fā)展速度較快。隨著油基壓裂技術(shù)的進一步完善和石油勘探開發(fā)的深入，該技術(shù)將得到更加廣泛的應(yīng)用。 目前，在塔里木油田，也僅進行過一

4、井次的油基壓裂實踐(K103 井油基壓裂)，但是由于地層原因，施工工藝未獲得成功。,油基壓裂工藝概述,工藝的技術(shù)發(fā)展,國內(nèi)外的研究及應(yīng)用實踐結(jié)果表明：基液、膠凝劑、交聯(lián)劑、破膠劑、水分、初膠液粘度及成膠時間等是影響油基凍膠壓裂液性能的主要因素。,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,概要,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,基液是研究油基壓裂液及開展油基壓裂施工的基礎(chǔ)，基液組成與膠凝劑之間的關(guān)系研究表明：只有與膠凝劑配伍性好的基液，才能配成性能優(yōu)良的

5、壓裂液。油基壓裂液的基液一般為成品油或原油等。成品油組成固定，對壓裂液中膠凝劑影響也穩(wěn)定：而原油特性因產(chǎn)地不同而異。因此，在開展油基壓裂施工之前，有必要對所選基液進行詳細分析，為研究確定膠凝劑提供可靠的數(shù)據(jù)。,基液的選擇,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,膠凝劑是配制壓裂液的關(guān)鍵組分，是控制壓裂液質(zhì)量的主要因素之一。油基壓裂液根據(jù)的膠凝劑一般是磷酸酯及其鹽類。,膠凝劑的選擇應(yīng)用,左圖為不同膠凝劑加量的壓裂液在80℃、170s-1 時，剪切6

6、0min后其粘度變化。實驗發(fā)現(xiàn)：凡是膠凝劑與基液相溶性好的體系，交聯(lián)后壓裂液抗溫抗剪性能好，攜砂能力強、濾失量小。在一定溫度下，隨著膠凝劑加量增加，壓裂液粘度增大，破膠時間延長。溫度愈高，膠凝劑加量愈大。,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,施工井的溫度是篩選油基壓裂液配方的重要依據(jù)。 大量實驗證實，油基壓裂液的綜合性能以及其輸送支撐劑的能力隨施工溫度和時間的變化而變化。 研究結(jié)果表明：隨著施工溫度升高，作業(yè)時間延長，膠

7、凝劑加量也隨之增大。 目前，國內(nèi)對于施工溫度大于100℃的油氣層，通常借助增大前置液的加量，以降低地層溫度，或增加膠凝劑加量或補加高溫穩(wěn)定劑的辦法來提高壓裂液質(zhì)量。,施工溫度,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,交聯(lián)劑是油基壓裂液的重要組分之一，目前普遍采用三價鋁離子或鐵離子作交聯(lián)劑。,交聯(lián)劑,左圖為交聯(lián)比與壓裂液粘度關(guān)系。由圖可以看出： 膠凝劑與交聯(lián)劑之間存在一個最佳的比值（稱最佳交聯(lián)比）。在最佳交聯(lián)比下制備的壓裂液，

8、其質(zhì)量就高，反之質(zhì)量就差；當(dāng)壓裂液的配方變化時，最佳交聯(lián)比也隨之變化。另外，原油含水對壓裂液的性能的影響表明：隨原油含水量的增大，壓裂液的最佳交聯(lián)比也隨之增大。,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,實驗證明：壓裂溫度不同，破膠劑加量也不同；溫度愈高，破膠劑加量越少。隨著破膠劑量的增加,壓裂液的抗剪切性逐漸變差。油基壓裂中的水分主要源于加入水（配制交聯(lián)液等）和原油中的含水。研究表明：當(dāng)含水小于6%時，水對壓裂液的性能影響不大，隨含水的增加

9、，破膠劑的加量也隨之增加；當(dāng)含水大于6%時，水影響到壓裂液的成膠、剪切、破膠、濾失和傷害等性能。,破膠劑,破膠劑是為了保證壓裂施工后壓裂液在4～10h完全排出地層，以減輕對地層的傷害。,下圖考察了不同破膠劑加量對壓裂液抗剪切性能的影響。,由于油基壓裂液受交聯(lián)速度慢和現(xiàn)有施工設(shè)備的限制，壓裂施工主要采用兩步成交法。其中一交后初膠粘度和二交后的成膠時間是影響整體壓裂質(zhì)量主要因素。由于壓裂液體系的交聯(lián)速度慢，施工前，首先要配制具有一定粘度的

10、初膠液，保證二交后能迅速形成具有一定粘度的壓裂液，以確保造縫和將支撐劑有效地輸送到裂縫深處的粘彈性。但是，初膠液粘度過高，易產(chǎn)生混砂車泵液困難等問題。因此，為保證二交后1-3min內(nèi)形成粘彈性好的油基凍膠壓裂液，一交加量占整個交聯(lián)液的30%～50%，老化2-10h 后滿足初膠液粘度在60～100mPs.s。二交后壓裂液的成膠時間是影響壓裂成敗的關(guān)鍵。實踐證明：二交后過快或過慢的成膠速度都會影響整體壓裂質(zhì)量。成膠時間與地面到射孔的深度、

11、混砂車排量等因素有關(guān)。在一定排量下，隨著施工井深度的增加，成膠時間應(yīng)減少；因此，壓裂前必須認(rèn)真分析計算，保證壓裂施工順利進行。,,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,初膠液粘度及成膠時間,性能優(yōu)良的壓裂液具的抗溫抗剪切性能好、易返排、濾失和傷害低等特點。 油基壓裂液是由小分子的磷酸酯和三價鋁離子絡(luò)合成的三維網(wǎng)狀大分子，加入破膠劑后，形成的三維崗狀大分子又重新解離成小分子隨破膠液返排出地層，對地層傷害很小。 濾失量大小直接影響造縫質(zhì)量

12、和壓裂效果。一般情況下，高質(zhì)量的壓裂液濾失量小，造縫質(zhì)量高。,影響油基壓裂液質(zhì)量因素的研究,濾失和傷害性,1、油基壓裂工藝概述2、國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平3、四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,匯 報 提 綱,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,加拿大Fracmaster公司在我國的油基壓裂施工,1994年10月24日～12月17日，加拿大Fracmaster公司首次在我國勝利、中原和華北油田采用油基壓裂液進行了9口井的壓裂施工。其中勝利5口

13、井、中原2口井、華北2口井。 本次施工是該公司在我國進行的首次技術(shù)展示。壓裂全部采用他們的技術(shù)、設(shè)備、壓裂液配方及化學(xué)添加劑和支撐劑、且由加方人員操作。我方所做的工作主要是起下管柱等井下作業(yè)，并按要求提供0號柴油、φ75.9mm（3in）油管和其它一些設(shè)備配合其施工。 9口井施工成功率為100%，符合率90%，最高施工砂比1000kg/m3（62%）最高泵壓82MPa，壓裂后投產(chǎn)8口井，至1995年3月20日共累計生產(chǎn)730d，累計

14、生產(chǎn)原油4784.1t。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,加拿大Fracmaster公司在我國的油基壓裂施工,選井要求 Fracmaster公司根據(jù)施工工藝提出的選井要求是：井況和固井質(zhì)量良好、油層較厚而且最好未動用過。 3個油田所選9口井的情況是： 勝利5口井、壓前均為停產(chǎn)井，其中有4口井曾經(jīng)進行過措施，1口井為新層，中原2口井，1口井進行過壓裂措施，壓前開井產(chǎn)量低，另1口井屬于新開發(fā)區(qū)塊，由于沒有注水產(chǎn)能低

15、而關(guān)井，華北2口井，均未注水，沒有進行過油層改造措施，1口井為常關(guān)井，另1口井開井但產(chǎn)量低。9口井的井況、固井質(zhì)量勻良好，待壓油層物性清楚并有一定的厚度、油藏均為低滲透。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,加拿大Fracmaster公司在我國的油基壓裂施工,工藝技術(shù)特點,設(shè)計人員參加施工： 每口井的壓裂施工，設(shè)計人員都到現(xiàn)場。 小型壓裂：每口井正式壓裂前都做小型壓裂，以便取得有關(guān)的實際參數(shù)，如壓裂液濾失系數(shù)、摩阻梯度、破裂壓裂梯度

16、等指導(dǎo)正式壓裂施工。 壓裂液：油基壓裂液以0號柴油作基液，交聯(lián)采取兩步法配制。根據(jù)9口井的情況，預(yù)交聯(lián)的最高濃度為0.88L/m3，相應(yīng)的二次加交聯(lián)劑濃度為0.4L/m3，小型壓裂實測綜合濾失系數(shù)為9.27×10-4m/min1/2，最高使用溫度可達130℃，而且造縫能力和攜砂性能良好。 支撐劑：高強、低密度Carbolit陶粒，20/40目，顆粒密度2.5(視密度1.5),60MPa下破碎率僅1.6%，

17、分選好。,施工工藝: 施工的9口井都是采用多小層合壓的方式進行施工，壓前對目的層要求補孔，對壓裂層下部井段采取填砂（或橋塞）,同時要求加封隔器保護套管。施工對頂替液的用量控制嚴(yán)格，要求比井筒容積至少少0.5m3，以保證縫口處的填砂濃度及縫寬。施工管柱采用ф75.9mm(3in)油管。施工與組織：現(xiàn)場施工要求高、組織好，采用外方設(shè)備，只用7人操作，自動計量的精度和程序化控制度高，施工監(jiān)測及顯示直觀清晰。施工參數(shù)：施工的9口井有8口井施

18、工排量在4m3/min 以上，勝利的L8-5-9井加砂砂量多達27t，最高施工泵壓達82MPa，最高施工砂比1000kg/m3(62%) 9口井的施工成功率為100%,設(shè)計符合率90%。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,加拿大Fracmaster公司在我國的油基壓裂施工,工藝技術(shù)特點,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,寶浪油田油基壓裂研究與實踐,塔里木河南勘探公司所屬的寶浪油田為砂巖油氣藏，滲透率低[(3.8-126)×10-3μm

19、3]，孔隙度低(13％)，溫度中高(2 1 00-2600m油層溫度為80-110℃)，水敏性強(寶浪油田寶北區(qū)塊水敏傷害率為74.4％，寶中區(qū)塊為85.8％)。要提高這種低孔低滲油藏低產(chǎn)油井的產(chǎn)能，必須進行油藏壓裂改造。自1995年以來，在寶浪油田采用水基壓裂液共進行了6口井7井次的壓裂施工，壓裂液返排困難，壓裂效果均不理想。,背景,在基液的選擇上，從經(jīng)濟角度考慮，選用寶浪油田生產(chǎn)的原油作基液。 作為基液的寶浪原油對膠

20、凝劑的分子結(jié)構(gòu)有相應(yīng)的要求。為了合成適用的油基壓裂液膠凝劑，首先對寶浪油田原油的組成、性質(zhì)與膠凝劑的組成和分子結(jié)構(gòu)進行了分析。 寶浪油田原油的性質(zhì)如下：20℃相對密度0.7976，含蠟11.66％，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)2.93％，地面粘度1.661 mPa·s，凝固點13.44℃，初餾點45℃，200℃初餾份32.18％。 在分析研究的基礎(chǔ)上，研制了油基壓裂液膠凝劑FAX-6 。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平

21、,寶浪油田油基壓裂研究與實踐,油基壓裂液體系的確立,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,寶浪油田油基壓裂研究與實踐,壓裂液體系的確立,膠凝劑FAX-6與哈里伯頓公司膠凝齊形成的凍膠壓裂液主要性能對比,可以看出，以寶浪油田原油和膠凝劑FAX-6配制的油基壓裂液耐溫耐剪切能力強、濾失低、破膠迅速、對地層傷害小，其性能與哈里伯頓公司的以柴油作基液的壓裂液相當(dāng)。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,井的基本情況,國

22、內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,K103井儲層數(shù)據(jù),區(qū)塊壓裂情況初步分析 柯克亞油氣田屬強水敏儲層，在91年前進行過油基壓裂，由于該區(qū)塊井深，施工排量2m3/min，在采用油套混壓或環(huán)空注入方式下，地面泵注壓力高達70-80MPa。施工壓力異常高，作業(yè)難度非常大。 巖石力學(xué)特性分析 巖石力學(xué)實驗數(shù)據(jù)說明K103井在射孔段內(nèi)基本屬中軟砂巖、蓋層為中偏硬砂巖。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技

23、術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,K103井壓裂技術(shù)難點,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,油基壓裂液配方,2.0%MDK-1(增稠劑)+0.4%YN-1(油基耐溫劑)+0.7%YJ-2(交聯(lián)劑水溶液)+0.8-1.0%BK-1(油基專用破膠劑)+0.5%YH-1(抗渣互溶劑)+1.5%YJZ-1(原油減阻劑),壓裂液性能指標(biāo),國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實

24、踐－K103井,根據(jù)巖石測試試驗取得的壓力數(shù)據(jù)，初步判斷地層閉合壓力35-45MPa,Φ0.42-0.84mm高強成都陶粒（加壓52MPa）破碎率8.86%，完全能滿足該區(qū)地層閉合壓力(35-45MPa)的需要。因此，本井壓裂支撐劑采用20－40目的高強成都陶粒。,支撐劑選擇,施工注入工藝,施工采用光油管注入，施工管串為3 1/2″×P110×6.45mm ×3842.3m。 井口采用：KQ78-105

25、,現(xiàn)場配液：550m3 壓裂液用量：500m3施工排量：3m3/min 地層破裂壓力：76.4MPa動態(tài)半縫長：272m 支撐半縫長：204m縫口處裂縫高度：35.4m 支撐縫高：29m最大動態(tài)縫寬：4.28cm 平均縫寬：2.18cm總砂量：40m3（78t）

26、 平均砂比： 22.7%（重量比）,壓裂方案設(shè)計計算結(jié)果,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,施工的安全,K103井油基壓裂施工是在2001年5月期間(正式施工日期5.20-5.21)完成，正值酷暑，安全隱患多，具有極大的作業(yè)風(fēng)險。 作為作業(yè)隊伍的二勘井下公司，建立了嚴(yán)密的安全防范機制及應(yīng)急方案

27、，對所有施工設(shè)備均采取了消防防范措施。 在油田有關(guān)部門領(lǐng)導(dǎo)的十分重視及安排下，從配液開始就有2部消防車在現(xiàn)場就位，24小時值班，施工過程中4部消防車布置于井場四角上，隨時處于待命狀態(tài)。 這些都保證了該井在作業(yè)過程中沒有出現(xiàn)任何安全意外。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,施工情況 ---第一次,最高油壓:88.5 MPa最高套壓:70.1MPa最高排量: 3.1 m3 /mi

28、n注入井筒量：33.37 m3擠入地層量：15.51 m3,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,施工情況 ---酸浸,最高油壓:83.3 MPa最高套壓:67.8MPa最高排量: 1.04 m3 /min注入井筒量：37.84 m3擠入地層量：20.46 m3,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,施工情況 ---第二次,最高油壓:90.0 MPa最高套

29、壓:70.1MPa最高排量: 1.17 m3 /min注入井筒量：27.29 m3擠入地層量：27.29 m3,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,施工情況 ---第三次,最高油壓:89.1 MPa最高套壓:70.1MPa最高排量: 0.87 m3 /min注入井筒量：60.52 m3擠入地層量：20.32 m3,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,1

30、、柯克亞氣田壓裂改造的艱難性與復(fù)雜性在K103井得到了充分的體現(xiàn)，盡管施工前的大量試驗，也沒有將該井地層的復(fù)雜性充分預(yù)計到。2、在不考慮其他影響地層破裂的干擾因素的條件下，本次壓裂施工證明柯103井N1X8為一個異常高破裂梯度的地層或柔性地層(測試破裂梯度大于0.0302MPa/m)。3、在K103井這樣的高破裂壓力的井進行壓裂施工，應(yīng)當(dāng)采用帶封隔器壓裂管柱而避免使用光油管壓裂。,K103井油基壓裂實踐的認(rèn)識與體會,5、實踐證明，壓

31、裂前對高破裂壓力的井進行降低破裂壓力預(yù)處理是必須的和行之有效的。6、對柯克亞凝析氣田這樣的強水敏地層，油基壓裂液目前是比較適合的壓裂工作液。7、在大型的施工前進行一次測試壓裂，預(yù)先取得一些現(xiàn)場的設(shè)計參數(shù)，對于指導(dǎo)設(shè)計及施工都是必要的。,國內(nèi)外油基壓裂工藝的技術(shù)水平,塔里木油田油基壓裂研究與實踐－K103井,K103井油基壓裂實踐的認(rèn)識與體會,油基壓裂工藝在四川的研究比較早，但是應(yīng)用不是十分廣泛。 只是在川中的大安寨油藏中，

32、曾試驗性的開展過原油加砂以及油基壓裂液加砂。 四川油基壓裂工藝的研究及應(yīng)用所采用的液體主要是四川天然氣研究院的CT系列油基壓裂液 。,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,本油基壓裂液主要由柴油、磷酸酯稠化劑、交聯(lián)劑和破膠劑組成。本油基壓裂液體系所用藥劑簡單，配制方便，具有良好的性能;較高的粘度、較強的抗剪切性、懸砂性能和粘溫性能好，是一種適用于井溫在50~90℃水敏性砂巖油氣藏的壓裂液體系。,CT系列油基壓裂液特性概述,四川油基壓裂的

33、技術(shù)水平狀況,CT系列油基壓裂液配方,注:稠化劑、活化劑和交聯(lián)劑以體積計，破膠劑以重量計;配方中添加劑的具體加量，根據(jù)現(xiàn)場實際要求來確定。,對于50~90℃水敏性砂巖油氣藏，推薦油基壓裂液配方如下：,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,CT系列油基壓裂液性能,,1、測定性能的油基壓裂液配方,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,2、液體流變性,CT系列油基壓裂液性能,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,3、粘溫性能,由圖1可見：配制的壓裂液凍膠具有較好的溫度穩(wěn)

34、定性，在20～80℃的范圍內(nèi)，粘度下降很少，下降率小于10%。,CT系列油基壓裂液性能,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,4、抗剪切性能,不同交聯(lián)劑加量下凍膠剪切曲線,由圖可知：交聯(lián)劑加量在0.8%～1.0%的范圍內(nèi)，液體具有較好的的抗剪切性能。,CT系列油基壓裂液性能,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,油基壓裂液較為脆弱，體系中pH值的改變即可迅速破壞交聯(lián)結(jié)構(gòu)，使其破膠。為了保證液體具有一定的粘度，又能徹底破膠，我們采用了溶于水而不溶于油的干粉破

35、膠劑。壓裂液進入地層后，地層中所含水使破膠劑溶解，從而液體破膠。即使地層不含水，地層中原油的稀釋作用也能很快降低液體的粘度。,5、破膠性能,CT系列油基壓裂液性能,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,油基壓裂液現(xiàn)場配制工藝,配制方法,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,A.      水及酸性、堿性的物質(zhì)對壓裂液的性能均有很大的影響，故在配制液體時應(yīng)盡量避免液體中混入水。最好事先對配液罐進行清洗并放干，

36、用酸罐配液更應(yīng)注意。B.      先加入足夠量的柴油，然后加入稠化劑，攪拌或循環(huán)均勻，再加入活化劑，再加入交聯(lián)劑（總量的60~80%），形成基液。交聯(lián)劑需緩慢加入，加完后，攪拌循環(huán)1小時以上，防止分散不均勻形成局部交聯(lián)，影響配制液體的質(zhì)量。C.      將基液在常溫下放置1～4小時使其充分反應(yīng)。D.  

37、60;   將基液再一次攪拌或循環(huán)，混合均勻，加入剩余的交聯(lián)劑（總量的40～20%），攪拌或混合均勻，加入破膠劑，泵入井底。E.      油基壓裂液對配制設(shè)備無特別要求，配制壓裂液及酸液的液罐及攪拌或循環(huán)等混合設(shè)備（需有防火裝置）均可用于配制油基壓裂液，但應(yīng)增加防水措施。,液體配制時藥劑加入順序及注意事項,油基壓裂液現(xiàn)場配制工藝,四川油基壓裂的技術(shù)水平狀況,匯報結(jié)