1、难采储量有效动用压裂技术进展及下步攻关方向压裂技术工作进展问题探讨及下步攻关方向 大庆油田外围难采储层主要以低丰度的葡萄花和低渗透扶杨、高台子油层为主，未开发储量达7.87亿吨，如何实现难采储量有效动用对于大庆油田保持稳产具有重要意义长垣外围油田探明未开发储量分布图 近年来，通过技术攻关和研究，初步形成了难采储量有效动用技术，为提高大庆外围致密储层储量动用提供了技术保障特低渗透致密油储层水平井体积压裂多分支缝压裂压裂优化设计技术工艺实施优选技术原料优选速配技术现场施工控制技术质量监督检验技术试采排液求产技术压后效果评估技术水平井直井实现难采储量有效动用平面应力场建模分支缝优化设计分支缝形成工艺
2、裂缝有效支撑压后评价技术水平井可控穿层压裂新型压裂液技术泥岩启裂控制缝口宽度保持整体优化设计裂缝有效支撑泥岩穿层储层保护主体技术：适度规模体积压裂技术辅助技术：改善支撑剖面及压裂液技术不返排压裂技术压裂液再利用技术MRF压裂液技术平面应力场建模分支缝优化设计平面应力场建模分支缝优化设计平面应力场建模分支缝优化设计压后评价技术平面应力场建模分支缝优化设计分支缝形成工艺分支缝优化设计平面应力场建模1、水平井体积压裂技术进展平面按“能”定责分块纵向穿透立体动用1）进一步强化地质工程一体化，平面按“能”定责分块，垂向考虑纵向穿透理念设计方法敖平3井根据七性解释成果分块划分块1划分块2划分块3电性物性含
3、油品质综合解释 根据“七性”解释包括：岩性、电性、物性、含油性、脆性、烃源岩特性、力学性质分块划分块4GR2）形成了不同压力系数和流度下的裂缝间距优化方法不同压力系数不同流度下的最优裂缝间距 不同渗透率下的最优裂缝间距（=3.0mPas）渗透率与最优裂缝间距匹配表不同渗透率下的最优裂缝间距（=7.0mPas）=3.0mPas=7.0mPas1.4 1.2 1.0 1.4 1.2 1.0 0.5 32.928.82425.4 22.3 18.6 1.0 46.540.733.936.0 31.5 26.3 1.5 56.949.841.544.1 38.6 32.2 2.0 65.757.547
4、.950.9 44.5 37.1 2.5 73.564.353.656.9 49.8 41.5 3.0 80.570.458.762.3 54.6 45.5 3.5 86.976.163.467.3 58.9 49.1 4.0 92.981.367.872.0 63.0 52.5 4.5 98.686.371.976.3 66.8 55.7 5.0 103.990.975.880.5 70.4 58.7 压力系数间距（m）渗透率（10-3m2）3）与地质结合完成指示剂产能测试评价，分段分簇优化变“可压性参考”为“必压性确定”，突出改造重点孔隙度与产液贡献率统计分布图贡献率10%孔隙度11%贡献
5、率510%孔隙度511%贡献率5%孔隙度5%肇平1井第三段裂缝间距优化图伽玛密度岩性有效孔隙度含水饱和度脆性最小水平主应力杨氏模量泊松比致密油I-1类固井成果致密油I-2类36m35m原布缝位置（整体覆盖砂体，5缝，缝间距16m）现优化位置（突出重点，3缝，缝间距36m）通过产能测试试验分析初步得出物性与产能贡献图版加强了脆性指数、杨氏模量、泊松比及破裂压力、储层品质对压裂方案的指导，突出改造重点，兼顾固井质量，优化裂缝间距4）开展了支撑剂组合优化研究2014年综合考虑储层闭合压力、支撑剂嵌入程度等因素，确定不同闭合压力条件下不同支撑剂组合关系图版，实现针对性地优化支撑剂组合比例，试验3口井，
6、支撑剂成本降低35.2%降低35.2%963.2万元624.5万元3口试验井支撑剂优化前后成本对比优化前优化后短期导流能力试验评价结果1md渗透率，需要20dc.cm中长期导流能力，按短期30%计算69.21dc.cm闭合压力31MPa对应井深1850m2014年设计思路突出改造重点，合理优化布缝、施工规模，提高单簇砂量，单井规模降低10%，探井单井施工成本降低200万原优化布缝及设计优化（整体覆盖砂体）新优化布缝及设计优化（突出重点，考虑成本）36.8%缝数/100m缝间距m3.82.421.241.093.4%56.739.543.5%单簇砂量m3/簇15.817.3平均砂比%1.5%2、
7、水平井可控穿层压裂技术进展1）建立薄互层水平井压裂模型，确定了人工裂缝纵向延伸影响因素及规律，确定了最优施工参数研究确定了应力差、隔层厚度和储层厚度是裂缝穿层的主要地质影响因素，建立了相应的穿层界限储层影响因素图版杨氏模量影响应力差影响储层发育及物性特征建立模型研究规律隔层厚度影响模拟了不同施工参数下，薄互层缝高、缝宽变化规律古龙区块水平井，压裂PI3层：排量4.0m3/min，压裂规模180m3，缝高30m，最大缝宽6.5mm古龙区块水平井，压裂PI3层：排量3.0m3/min，压裂规模140m3，缝高26m，最大缝宽5.5mm确定了区块最优的施工参数施工排量压裂液粘度施工液量 古龙区块内最
8、优化施工参数为：排量4-5m3/min，压裂规模150-250m3左右，交联压裂液初始粘度300400mPasPI21PI22PI3PI41物性分析：最大伽玛124API、伽玛差值70API、最小电阻率9m厚度分析：最大隔层厚度4m、整体厚度16m目的层优选：最多层数5层裂缝参数：动态缝高18m、支撑缝高16m施工参数：排量3.0-4.0m3/min、基液粘度40-65mPas、穿层液比例32-38%有效支撑：裂缝宽度0.2mm、加砂浓度7-28%、纤维浓度0.1-0.3%、砂量15m3诊断层数：穿层层数45层、裂缝高度1625m控制方法：停泵压力梯度0.0060.012MPa/m、孔缝摩阻6
9、21MPa、加砂程序5-42%处理措施：砂塞510%、酸量24m3选井选层优化设计现场控制压后评价裂缝高度：井下微地震检测18m产能评价：泥岩穿层段数占57.1%，初期产液占41.3%穿层效果：连通直井上下油层注井间示踪剂储量分析：压前压后对比储层剖面分析水平井选井选段穿层裂缝剖面优化加砂与泥质含量匹配穿层特征诊断段塞加砂缝高检测井间示踪剂验证垂深1400m薄互储层2）形成了外围不同薄互储层水平井可控穿层压裂规范选井选层优化设计现场控制压后评价垂深1800m薄互储层物性分析：最大伽玛173.5API、伽玛差值70API、最小电阻率3.5m厚度分析：最大隔层厚度4m、整体厚度25m目的层优选：最
10、多层数5层储层剖面分析水平井选井选段裂缝参数：动态缝高30m、支撑缝高 25m施工参数：排量3.2-4.5m3/min、粘度45-85mPa.s、穿层液比例32-38%有效支撑：裂缝宽度 0.1mm、加砂浓度7-28%、纤维浓度0.1-0.3%、砂量15m3?Fracture?Penetration?(m)?50?100?150?200?214.72?min?TVD?m?1770?1800?Stress?(MPa)?26?28?30?32?34HW?ShaleHW?Shale?0.000?0.800?1.600?2.400?3.200?4.000?4.800?5.600?6.400?7.200
11、?8.000Proppant?Coverage?Kg/m2?13.865?m/sec导流能力20md.m穿层裂缝剖面优化纤维网络固砂诊断层数：穿层层数45层、裂缝高度2535m控制方法：停泵压力梯度0.0070.015MPa/m、孔缝摩阻827MPa、加砂程序5-35%处理措施：砂塞510%、酸量24m3缝高诊断不同停泵压力加砂匹配裂缝高度：井下微地震检测25m产能评价：泥岩穿层段数占16.7%，初期产液占12.4%穿层效果：连通直井注井间示踪剂未开展储量分析：压前压后对比缝高检测分段产能检测同区块水平井相同生产时间对比穿层压裂初期、长期增产效果明显选井选层143口井873段（2014年上半年
12、60口井438段），纵向小层全井覆盖率100%，单井储量动用提高了23个百分点施工成功率达到93%，与同区块水平井相同生产时间对比，可控穿层压裂水平井施工规模小，而压后初期单井日增油为常规压裂的1.25倍，目前单井日增油为1.45倍，平均单缝日增油为1.26倍单位井数(口)段数(段)液量(m3)砂量(m3)压后初期单井目前单井平均日增液(t/d)日增油(t/d)日增液(t/d)日增油(t/d)单缝日增油(t/d)穿层116.0 1082.8 118.7 11.6 8.9 7.6 7.11.16 常规356.2 1363.7 131.9 10.1 7.1 6.84.9 0.92 穿层/常规0.9
13、70.79 0.90 1.15 1.25 1.12 1.45 1.26 压裂7段，其中泥岩穿层4段，占总段数57.1%，分段产能测试表明，泥岩穿层段产能为常规段0.9倍，砂岩穿层段产能为常规3.2倍监测技术与评价结果表明，达到了可控穿层目的，实现了薄互层长期有效动用与整体开发 连通直井注水验证，水平井有效沟通了未钻遇PI2、PI3、PI5油层连通直井注示踪剂验证示意图徐74-平42井各段日产液对比水平井分段产能测试，泥岩段产能占41.3%源271区块水平井只钻遇PI4油层，压后已生产17个月，在连通直井PI2、PI5油层分别注入两种示踪剂，水平井井口检测先后接收到信号，表明实现了PI2、PI3
14、、PI4、PI5四个油层储量整体持续有效动用与注水开发3、直井多分支裂缝压裂技术进展 针对常规重复压裂效果不理想，天然裂缝不发育、不易形成缝网的地层，在措施成本不增加的条件下，研究形成了多分支裂缝压裂技术，通过扩大裂缝与油藏的接触面积，增加储层渗透能力，提高单井产量技术原理：minminmaxhk应力差异系数0.3应力差异系数0.2应力差异系数0.1 通过可降解纤维网络加砂工艺使得人工裂缝主缝内产生桥堵，在主缝的侧向产生分支裂缝，形成以主裂缝和分支裂缝结合的复杂裂缝系统技术思路：生产动态数据历史拟合多分支缝压裂技术岩石力学参数原始地应力场分布地震、测井资料地应力场变化规律地质建模现今地应力场分
15、布岩石力学参数地震、测井资料剩余油分布最大水平应力方向水平应力差最大水平应力方向水平应力差缝内纤维暂堵工艺纤维浓度缝内转向位置判断支撑剂浓度施工时间优化设计方法分支缝数施工规模裂缝转向点实现剩余油有效动用测试评价工艺（1）结合现场实际测试资料，建立已开发区块平面应力场，确定了动态开发条件下应力场分布特征与变化规律，给出不同生产压差条件下裂缝转向关系图版，为多分支缝压裂设计提供理论基础贝14兴安岭层裂缝附近最大主应力随时间变化井名深度（米）最大水平主应力MPa最小水平主应力MPa最大水平主应力方向贝14-X56-541756.94-1882.0840.6134.72N43.5E贝14-X55-5
16、01673.2-1681.337.8532.25N42.4E贝14-X54-481724.30-1726.3239.2433.24N42.8E贝14 区块差应变测试结果 9MPa生产压差下裂缝转向距离评价图版 0102030405060012345678910111213141516地应力差值/MPa转向距离/mLf=20mLf=40mLf=60mLf=80mLf=100mLf=120mLf=140mLf=160m 地应力差越小、生产压差越大，初始缝长越长、渗透率越低、泊松比越小越有利于压裂裂缝转向 模拟结果表明：（2）形成了多分支缝压裂工艺优化设计方法多分支缝数与产量无因次关系无因次导流能力
17、 通过建立地层非均质网格化地质模型，模拟分析人工裂缝延伸规律，优化设计多分支裂缝条数及裂缝导流能力非均质地层人工裂缝模拟 多分支裂缝模拟 根据地层条件及井网要求，设计分支缝2-3条，主缝导流能力30-40md.cm，支缝导流能力15-20md.cm支撑剂法分支缝模拟与试验校正结果纤维质量百分比%分支裂缝Q=3.0m3/minWf=0.5cm无分支裂缝 5 MPa应力差裂缝延伸模拟图 2MPa应力差裂缝延伸模拟图（3）确定了多分支缝压裂形成工艺，通过模拟分析不同缝内净压力条件下裂缝延伸特征，给出了能够形成多分支缝使用纤维、支撑剂浓度及施工时间确定纤维使用浓度0.3-1.4%，支撑剂浓度40%-2
18、0%，施工时间5-10min01234567024681012时间/min净压力/MPa深部南屯兴安岭贝301南屯 Q=3.0m3/minWf=0.5cm40%陶粒+0.3%纤维dt贝14-X70-63井Time(min)压力1 砂密度 排量1 0.00 18.00 36.00 54.00 72.00 90.00 0.0 7.600 15.20 22.80 30.40 38.00 0.0 160.0 320.0 480.0 640.0 800.0 0.0 1.600 3.200 4.800 6.400 8.000 多分支缝工艺地面压力平均上涨5.1MPa，拟合压后缝内净压力平均上涨3.6MPa
19、，判断改造形成了多条分支裂缝3.0MPa6.3MPa净压力/MPa井号深度（m）最大水平应力MPa最小水平应力MPa应力差MPa主缝施工压力MPa分支缝施工压力MPa平均净压力MPa分支缝净压力MPa贝40-581718.21753.325.820.65.221.325.62.65.5贝14-X55-471745.41788.133.227.16.129.533.62.06.4贝14-XX53-491767.21689.433.027.55.526.533.02.55.9贝14-X70-631732.21515.032.427.15.324.631.23.06.3贝14-11755.21743
20、.233.427.36.126.230.42.86.7平均31.525.95.625.630.72.66.2多分支缝压裂井施工压力变化统计表6.0MPa 通过多分支缝裂缝缝内净压力评价方法，并结合裂缝形态监测，给出了储层能否形成多分支裂缝的地质条件 结合储层水平应力差异系数及岩石力学参数特征，确定了多分支裂缝形成条件，判断改造储层能否形成多分支裂缝地质条件 水平应力差异系数小于0.2，杨氏模量大于24.5GPa时，水力压裂能够形成多条分支缝 水平应力差异系数为0.20.3时，杨氏模量为15.024.5GPa，水力压裂在高净压力时才能够形成多分支缝 井下微地震、大地电位法等裂缝形态监测结果表明，
21、形成了复杂的裂缝体系，验证多分支缝压裂工艺的可行性贝14-XX53-49裂缝监测贝14-X41-53井裂缝监测结果 井下微地震35.5m 截止目前，多分支缝压裂工艺共完成现场试验23口井，平均压后初期日产液5.2t/d，日产油4.5t/d，较同期常规压裂井产油量提高21.6%5.24.54.2常规压裂多分支缝压裂常规压裂与多分支缝压裂效果对比日产液(t/dt/d)日产油(t/dt/d)3.721.6%23.8%贝14-X69-65井多分支缝压裂效果累计产油3156t，稳产790天，目前3.4t/d累计产油1058t，稳产300天常规压裂多分支缝压裂常规压裂产油强度多分支缝压裂产油强度产油强度（
22、t/dm）0.200.150.100.050.000 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000天数（d）邻井效果对比分析压裂工艺厚度m加砂强度m3/m初次压后产量t/d重复压前产量t/d重复压后产量t/d产量恢复比产液产油产液产油产液产油常规重复压裂（1.4倍）20.42.2310.59.71.41.37.76.60.68多分支缝压裂（1.4倍）29.42.384.74.20.90.85.44.71.120.9t 多分支缝重复压裂产量恢复较高1.12，但压后递减速度减缓19%常规重复压裂产量恢复比例较低0.68，但压后递减速度较快26%3个月产量递减19
23、%后期产量递减趋势相一致 3个月产量递减26%后期产量递减趋势相一致贝28-X62-60井压后开采曲线贝28-X62-58井压后开采曲线由于措施时间较短，效果有待进一步跟踪 在贝28区块完成了6口井多分支裂缝大规模压裂现场试验。投产的5口井压后初期平均单井产液9.1m3/d，产油7.4t/d，是常规重复压裂效果的2倍。目前，平均单井产液6.6m3/d，产油5.5t/d，取得较好的效果井号层位压前产量t/d压后初期产量t/d目前产量t/d产液产油产液产油产液产油贝28-x62-54x7-61.71.75.04.604.54.47贝28-X58-56XII23122.71.211.27.287.5
24、7.33贝28-X62-60X10 50.80.612.59.449.04.08贝28-x62-58X16 110.30.39.08.347.87.75贝28-X58-54X14 60.20.28.07.394.53.92平均1.10.89.147.426.65.51日产量(t)含 水(%)含 水(%)日产量(t)4、压裂工具国产化技术进展水平井双封单卡分段压裂工艺 2006年以来，累计现场应用280口井1564段，工艺技术指标、工艺适用性和安全性不断提高，已成为大庆油田水平井增产改造的主体工艺技术指标工艺管柱耐温100、耐压70MPa一天可压裂9段，单趟管柱可完成15段压裂单趟管柱最大加砂量
25、235m3压裂管柱最大卡距达到112m 完成耐温120、承压70MPa扩张式封隔器的室内试验试验后照片 研制了胶筒肩部双层保护机构，油浸试验胶筒完好，残余变形率3.5，可满足耐温120、承压70MPa施工要求浸前照片 优化喷砂器结构，进一步提高施工规模通过数值模拟分析，节流喷嘴内径由25mm增至35mm，产生节流压差低，施工排量提高到6m3/min；采用凹槽式硬质合金结构设计，耐磨性能，实现加砂300m3压力云图：25mm喷嘴，4m3/min排量压力云图：35mm喷嘴，6m3/min排量 上半年应用双封单卡完成25口井128层段的现场压裂施工，其中南245-平315井大规模清水压裂三段，最大施
26、工排量6m3/min，性能大幅度提升南245-平315井大规模清水压裂施工曲线第一段第二段第三段排量6m3/min排量6m3/min排量6m3/min3.5m3/min6m3/min原喷砂器新喷砂器（1）研制内嵌整体式喷枪，提高了喷枪耐磨性、安全性水平井水力喷射环空加砂压裂工艺常规喷枪使用情况加45m3砂后喷嘴脱落喷嘴严重扩径 前期开展了常规喷枪水力喷射环空加砂试验，由于喷嘴耐磨性差，以及压帽反溅磨损严重，导致喷嘴扩径量大或脱落，无法继续施工内嵌整体式喷枪加砂168m3内嵌整体式喷枪加砂前 设计了内嵌整体式喷枪，并优选内衬套材质，提高了喷枪过砂量，截止目前，内嵌整体式喷枪最大过砂量为168m3
27、加砂前序号井号压裂段数加砂量（m3）扩径率（%）压前产油（t）压后产油（t）累计增油（t）1州66-平61610712.30.519.7795.32徐42-平38616213.22.18.5233.83芳18-平826668.305.3153.74永99-平5447810.01.46.6222.75肇59-平26810011.22.810.3196.76南227-平308616813.11.27.3/平均6113.511.351.339.62320.4喷枪过砂量现场试验统计表 2014年上半年开展了6口井油管加砂水力喷射喷枪过砂试验，其中南227-平308井喷枪过砂量达到168m3，整个施工过
28、程中压力平稳，实现了喷枪过砂量的突破 同时开展了3口井连续油管水力喷射环空加砂现场试验，共计压裂34段，其中古龙南平28井单趟管柱最多完成10个层段压裂，创造了该项工艺单趟管柱压裂新纪录序号井号层位压裂段数最大施工排量（m3/min）加砂量（m3）总液量（m3）1古龙南平28PI3127.529944662古龙南平23PI3117.526738373古龙南平24PI3117.32704299平均11.337.43278.674200.67连续油管水力喷射环空加砂压裂施工统计表30m3168m35段10段喷枪过砂量对比压裂段数对比原喷枪整体喷枪原喷枪整体喷枪速钻桥塞分段压裂工艺 目前完成内通径3
29、0mm的轻质合金速钻桥塞及配套工具研制，耐温120、耐压70MPa，并配套了射孔联作与油管快速钻磨桥塞工艺，钻磨时间30min左右，达到国外同类产品技术水平，成本降低60%国产化轻质合金快钻桥塞国产化轻质合金快钻桥塞各项参数表适应套管尺寸长度(mm)外径(mm)内径（mm）压差(mm)温度()钻磨时间(min)点火坐封时间（s）备注5 675111307012030180轻质合金多级可控射孔装置 现场试验情况古龙南平13井采用国产化30通径轻质合金速钻桥塞完成7段压裂施工，全井6个桥塞泵送施工顺利，桥塞坐封和丢手成功率100%，共加砂293m3，液量2690m3，最高施工排量12m3/min，
30、最高施工压力53MPa压后初期自喷日产油22.1m3，套压9MPa，目前，套压5MPa，日产液13m，日产油11t，累计产油1112tI型压力平衡滑套II型压力平衡滑套机械开关滑套（1）通过结构优化、力学分析、材质优选研制了三种类型固井滑套，达到耐温120、承压70MPa指标，满足现场试验要求，成本较国外工具降低50%以上序号滑套类型特点开关性能开关方式压裂方式施工效率1I型压力平衡滑套 双层结构可重复开关下入封隔器等配套工具环空加砂高2II型压力平衡滑套 三层结构不可关闭下入封隔器等配套工具环空加砂高3机械开关滑套 双层结构可重复开关下入专用开关工具套管或环空较低三种类型固井滑套性能对比表开
31、关工具(四)套管固井预置滑套分段压裂工艺固井水泥定位器封隔器压力平衡滑套喷枪单流阀筛管及引鞋固井水泥定位器压力平衡滑套II型封隔器水力锚单流阀筛管及引鞋工艺原理：将多级预置滑套随套管下入并且固井，将封隔器和水力锚下入到预置滑套位置坐封封隔器，提高环空压力，使水力锚带动滑套下行，开启喷砂口环空压裂工艺原理：将多级预置滑套随套管下入并且固井，将封隔器下入到预置滑套位置坐封封隔器，提高环空压力，开启喷砂口环空压裂I型压力平衡滑套工艺原理示意图 II型压力平衡滑套工艺原理示意图(2)确定固井滑套通井下入工艺，确保下入安全。目前已开展3口井探索性试验，滑套顺利下入，已完井待压裂 滑套下入前分别采用原钻具
32、通井、单铣柱通井管串和双铣柱通井管串进行三次模拟通井，每趟管柱采用专用通井钻头序号试验工艺井号滑套数量施工情况1机械开关滑套古龙南平2612开关工具下入遇阻，待修井2I型压力平衡滑套肇56-平29井6已完井待压裂3II型压力平衡滑套古龙南平3313已完井待压裂套管固井滑套压裂工艺现场试验情况表210mm铣柱滑套加大连续油管环空加砂的现场应用力度1）开展利于压后封隔器解封的现场施工工艺控制试验 针对压后扩张式封隔器解封不彻底，上提负荷较大，影响压裂管串的使用寿命的问题，开展以下工作：原控制方法：压裂施工结束后扩散压力40min直接上提建议控制方法：压裂施工结束后扩散压力40min，用10mm油嘴
33、放喷至油套压力平衡后反洗，然后先下放再上提管柱，以破坏卡距内砂桥目前初步开展了胶筒油浸试验及工具承压试验胶筒油浸：120、承上腔压力60MPa胶筒损坏工具承压：坐封力7t，室内承压41.37MPa，工具完好原胶筒结构改进后胶筒结构Y211封隔器2）研制新型Y211机械坐封封隔器，避免液压影响封隔器坐封下一步改进胶筒结构后继续试验序号工艺分类自主研发工艺引进国外工艺国产价格国外价格1双封单卡压裂工艺工艺管柱耐温100、耐压70MPa；/10万元/趟/2水力喷射环空加砂压裂工艺工艺管柱耐温100、耐压70MPa；过喷枪最大过砂量为168m3，环空加砂规模达到299m3工艺管柱150、耐压70MPa
34、；喷枪最大过砂量880 m39.4万元/趟41.74万元/趟3速钻桥塞压裂工艺工艺管柱耐温120、耐压70MPa；未形成系列化工艺管柱耐温120、耐压70MPa；形成系列化8.1万元/段；2.7万元/只19.47万元/段；4.6万元/只4套管固井预置滑套压裂工艺工艺管柱耐温120、耐压70MPa；机械开关滑套现场应用12级，压力平衡滑套可开关工艺管柱耐温177，耐压70MPa,机械开关滑套现场最多应用49级；贝克压力平衡滑套可开关，NCS不可关闭10.5万元/段26.85万元/段现有工艺指标与国外对比序号工艺分类优 点缺 点适用范围1双封单卡压裂工艺针对性强油管无法防喷、存在压窜套变卡管柱风险
35、固井质量好、液量不太大、地层压力系数不高2水力喷射环空加砂压裂工艺排量较大、效率较高、环保；一定程度上提高改造针对性需要油套分注、控制固井质量好、新井、全井套管钢级N80以上3速钻桥塞压裂工艺排量大单井施工工序复杂、存在过量替挤的问题适应5 套管，固井完井、套管钢级N80以上4套管固井预置滑套压裂工艺滑套可开关、可实现无限级压裂、效率较高、排量较大施工工序复杂5 套管完井，全井固井不同工艺技术优缺点及适用范围压裂岩心渗透率伤害率36.3%酸化裂缝导流能力保持率45.9%0.280.28 0.440.44原始渗透率（mD）酸化伤害后渗透率（mD）4545 9898初始导流能力（m2cm）伤害后导
36、流能力（m2cm）（1）技术研究背景 对于植物胶压裂液，如果压后不及时返排对储层伤害大，影响压裂措施效果压裂与水井注水方向一致n 开展不返排压裂液技术研究，将压裂液转化为驱替液，提高降压增注效果，同时实现不返排目标n 水井压后返排率30%，注水将压裂液残渣推进到储层深部，加重储层伤害注水过程滤饼残渣残渣1）形成不返排压裂液技术，开辟减轻环保压力和综合成本新途径5、压裂液新技术进展 2013年油田产生压裂废液55.0104m3，其中冬季17.0104m3目前处理措施：部分压裂废液临时存储收油池污水池脱水站罐车来液电絮凝机SFF机污水再处理污水站拉运注水站污泥浓缩外运海塔油田压裂废液处理设施p已建
37、处理设施处理，处理量有限，处理费用高p 临时存放，存在巨大的环境风险 开展不外排压裂技术攻关，利用压裂液洗油作用，对于油井压后直接下泵投产，压裂液不外排，保护环境、降低综合成本 大规模压裂的返排液处理难度大，地面环保压力较大C CMCC 10CMC球状胶束蠕虫状胶束C继续增大胶束网络 亲水基团疏水炭链单链表面活性剂双链表面活性剂静电斥力连接基团技术改进静电斥力 引入共价键连接基团 减小亲水基团间的静电斥力 增强碳链之间的疏水相互作用 提高压裂液的耐温、抗剪切性 以往开发应用的单链表活剂耐温低、成本高、适应性差，研究了新型双链表面活性剂（2）技术原理及适应性 匹配增粘性能更好的无机盐，研究形成了
38、不返排压裂液配方体系不同压裂液破胶液残渣含量（mg/L）常规胍胶 超级胍胶羧甲基胍胶 不返排清洁273273495495 103103 0 0无 机 盐表面活性剂主 剂特 性特性特性洗油驱油保护储层破胶液残渣对比不返排压裂液胍胶压裂液滤饼及残胶不返排清洁岩心伤害率%导流能力伤害率%常规胍胶0.40.4 36.36.3 3不返排清洁0 0 45.45.9 9常规胍胶 破胶液不含任何固相残渣，对储层渗透率及裂缝导流能力趋于零伤害常规胍胶多功能不返排洗出原油破胶液类别润湿角（）界面张力（mN/m）洗油时间（h）洗油率(%)不返排压裂液47.650.464891.09常规胍胶28.121.854826
39、.96洗油率的测定结果 在油井增产方面：界面张力比常规压裂液降低75%，洗油能力强，洗油率达91%在水井增注方面：对储层无残渣伤害，注水时表活剂能大幅度降低油水界面张力，提高毛管数，有利于长期降压增注 压裂液具有洗油、降压增注功能，技术适应性更好驱替相粘度-驱替相前缘速度-驱替相与被驱替相间界面张力-驱替相对岩石的润湿角。cosCN以往清洁压裂液不返排压裂液表面活性剂用量（80，%）5.06.01.52.0添 加 剂强碱+无机盐+.无机盐无 机 盐 用 量（%）4.00.7成 本（80，元/m3）1500480施 工 最 高 砂 比（%）2545适 用 温 度（）409040120无机盐用量低
40、、耐温高、携砂好、成本低，清洁环保，无需返排与以往清洁压裂液技术适应性对比申报了国家发明专利，已被受理并公告，公告号：CN103756662A水井不返排压裂增注试验3口井，提高了压裂降压增注效果 压裂液转化为驱替液，压后直接转注，目前平均吸水强度是常规压裂邻井的1.9倍，注水压力比邻井降低2.9MPa，初步实现了不返排、增注降压目标3、现场试验进展井 号压裂类型有效厚度m压前正常时压后初期2014.7配注m3/d实注m3/d油压MPa吸水强度配注m3/d实注m3/d油压MPa增注m3/d吸水强度实注m3/d油压MPa吸水强度乌105-97不返排压裂28.5301200.002303519340
41、.0628170.058乌105-93常规压裂46302200.002303020280.0330200.03310F108-70不返排压裂13.4 157 15.30.0324256.3 180.301612.40.09010F110-68常规压裂20.2 1512 15.20.0424216.1 90.171415.20.045树372-平28不返排压裂14010129-10121211-2016-井号 压裂日期 投产日期 压裂前 压裂后（2014.7）注入压裂液m3 目前采出压裂液m3 产液量m3/d产油量t/d含水%产液量m3/d产油量t/d含水%N216-P3274.54.72.11
42、.6246.06.001025850N230-P3174.64.91.61.4113.83.801270870平均1.851.517.54.94.901177.5860水平井压裂前后效果对比 压后直接下泵投产，采出液直接进站，破胶液不影响油水分离电场，初步实现了不外排目标油井不外排压裂试验2口井，探索减轻环保压力和综合处理成本新途径采出液油水分离效果常规压裂不返排压裂 改性胍胶压裂液成本受市场波动影响很大，为此研究了MRF可逆交联压裂液，聚合物为人工合成价格稳定，单方成本低于200元。现场试验了5口井，压后效果较好技术优势速溶性好可实现在线施工残渣量低 残渣含量不足胍胶的3%携砂性强低粘度有强
43、携砂能力存储容易夏季不腐败，冬季不冻结适应性广可适应多种水质配制自来水配制不同压裂液悬砂速度对比稠化剂类型累积时间min胍胶压裂液22min可悬砂MRF可逆交联压裂液1min左右可悬砂48h时悬砂性能对比胍胶压裂液 MRF压裂液 MRF压裂液破胶液 胍胶压裂液破胶液2）形成MRF速溶压裂液体系MRF压裂液流变性能及残渣含量评价结果 不同配液水类型80剪切粘度(mPas)残渣含量（mg/L）初粘30min60min七厂水配制48.645.946.8212九厂水配制59.655.453.0318七厂水(净化后)配制79.659.454.340九厂水(净化后)配制82.684.475.768地面污水
44、 配胍胶压裂液上层清液下层胶饼九厂七厂 可适应地表污水配液 初步评价表明，可适应联合站滤后水配液 地表污水在实验室经简单沉降处理后，配制MRF压裂液能满足要求 取外围采油厂联合站滤后水样直接配制MRF压裂液能满足要求，现针对老区聚南1-2，聚南1-1等联合站水样配制的MRF压裂液进行性能评价葡一联水样配MRF压裂液流变图龙一联水样配MRF压裂液流变图朝一联水样配MRF压裂液流变图终粘 43mPas终粘 45mPas终粘 69mPas3）形成返排处理液再利用技术，节约水资源及供水储水成本水样pH总矿化度mg/LCa2+mg/LMg2+mg/L硼含量mg/LCO32-mg/LSO42-mg/L自来
45、水6.8544333.512.549.3七厂返排处理液7.02529021629.25.17180067.2八厂返排处理液7.04545014036.56.36212163十厂返排处理液7.80250060.118.26.91976101外围油田水样分析化验结果 分析化验表明：不同返排处理液水质差异大，总矿化度、pH值及硼含量是影响压裂液性能的主要因素 通过对返排液水样分析，确定影响压裂液性能的主要因素配制水样基液粘度(mPas)成胶状况水源水/处理液基液粘度(mPas)成胶状况水源水/处理液基液粘度(mPas)成胶状况水源水42挑挂较 好七厂处理液32慢1:136较 好5:138较 好八厂处
46、理液24慢1:133一 般5:135好十厂处理液9不成胶1:110不成胶5:112不成胶返排处理液对改性瓜胶基液粘度及成胶的影响（1）改性瓜胶压裂液对返排液的适应性及应用方法研究 不同返排处理液对基液粘度影响较大，十厂处理液不增粘 基液成胶状况不同，十厂处理液配制压裂液不成胶技术措施1：优化水源水与处理液比例，配制压裂液终粘 38 mPa.s 七厂处理液配制压裂液的流变曲线七厂处理液与水源水1比1混合配制终粘 72 mPa.s七厂处理液配制0.35%胍胶压裂液，90、剪切60min，粘度50mPa.s处理液与水源水1：1混合配制，剪切粘度72mPa.s，达到行标要求古72-26-X72井采用古
47、72-28-X68井返排处理液170m3配胍胶压裂液，施工顺利技术措施2：优化配制方式，配制压裂液，成本不增水源水配制0.55%，八厂水稀释0.35%（3:1）水源水配制0.7%，十厂水稀释0.35%（1:1）水源水配制0.55-0.7%胍胶，再用处理液稀释0.35%，冻胶粘度大于80mPa.s，能够达到要求6、人工裂缝监测技术对比各种裂缝形态测试技术原理测试方法测试示意图测试原理井下微地震在邻井使用井下三分量地震成像系统，监测压裂过程中产生的微地震事件，并对所采集的微地震数据进行处理，解释出在压裂过程中产生的裂缝（方位、长度）的空间展布四维影像在压裂井地面布置12套数据采集仪器，接收压裂过程
48、中岩石破裂产生的体波-纵波和横波，分析并描述压裂裂缝三维空间形态（方位、长度、高度），并通过仪器内置GPS卫星授时系统，得到一维时间域和三维空间域的四维成果资料，从而，解释裂缝的演变过程测斜仪通过电缆将一组测斜仪布置在井下和将一组测斜仪布置在地面，测量压裂过程中裂缝所造成的向各个方向辐射的岩石变形场，以及岩石变形造成的倾角的变化，并以此来推算出水力压裂的几何形状和方位：地面测斜仪测定裂缝方向，井下测斜仪测定裂缝长度与高度零污染同位素在压裂过程中同步注入不同的放射性的示踪剂颗粒，压后利用示踪测井仪器检测示踪剂颗粒分布情况，从而得到近井裂缝铺置情况大地电位通过向井下供入大功率的电流，在地表测量由地
49、下介质的电性变化形成的电位分布，解释得到裂缝方位与长度 不同的储层构造、砂体形态、岩性物性、改造方式、施工参数对人工裂缝形态影响很大，而裂缝的几何尺寸、波及体积直接影响产量的大小，需监测与评价，提高压裂设计与增产改造的针对性高可确定性低可确定性 对于测试裂缝方位，井下微地震、测斜仪和四维影像具有高可确定性；对于测试裂缝高度，直井同位素具有高可确定性测试方法方位高度宽度长度监测要求配合作业应用井下微地震 邻井监测，井距300m，监测井起下管柱、桥塞封堵水平井体积压裂，认清裂缝方位，反演改造体积四维影像无/水平井体积压裂、深层气井分段压裂，检测裂缝演变过程测斜仪 邻井监测，井距300m监测井起下管
50、柱、配合下监测仪器水平井分段压裂，认清裂缝方位零污染同位素 （直井）压后冲砂、测试，气井不能监测，井口有喷势需压井/水平井穿层压裂大地电位 无/水平井分段压裂、水平井分支缝压裂，裂缝区域性预测不能检测各种裂缝技术应用与分析压裂技术工作进展问题探讨及下步攻关方向项目大庆油田国外公司国内油田对标结果压裂工艺缝网、切割体积压裂（多段多簇）+穿层压裂体积压裂+HIWAY（单段多簇）体积压裂（单段单簇或多簇大规模）切割+穿层压裂是大庆特色技术国外已由大规模造缝向有效支撑转变设计软件STimPlan软件，建立压裂地质模型，模拟优化水平井裂缝参数拥有专业服务公司提供的体积压裂设计优化软件STimPlan软件
