油田化学20115学习.pptx

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1、 第一节 概述压裂工艺是油气井增产的一项主要措施。它利用地面高压泵组将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，随即在井底附近形成高压。此压力在超过井底附近地应力及岩石的抗张强度后在地层形成裂缝。继续将带有支撑剂的压裂液注入缝中，使裂缝向前延伸并在缝中填以支撑剂，这样，在停泵后即可在地层中形成足够长的具有一定宽度及高度的填砂裂缝。它具有很高的渗透能力，从而显著地改善了油气层的导流能力，使油气畅流入生产井从而达到增产目的。第1页/共100页第2页/共100页S1S1S2S2S3S3S4S4压裂压裂第3页/共100页一、压裂理论和工艺技术的发展历程：水力压裂(HydraulicFracturi

2、ng)自1947年在美国堪萨斯州试验成功后，至今已有50多年的历史。在此期间，在压裂理论和工艺技术等方面均取得很大进展。其发展过程可分为三个阶段：第一阶段是60年代，以研究适应浅层的水平裂缝和较深部油层的垂直裂缝为主，压裂目的是解堵和增产，称之为常规压裂；第二阶段是70年代，进入改造致密油气层的大型水力压裂；第三阶段是80年代，进入对低渗透油藏改造的时期。第4页/共100页二、压裂技术近年来，压裂技术在新工艺、测试技术、施工工具等方面均取得很大进展，它包括：水力压裂、水力化学压裂、酸压裂、泡沫压裂、高能气体压裂、无支撑剂水力压裂和声波压裂技术等。第5页/共100页二、压裂技术水力化学压裂：通过

3、压裂时压开的裂缝对低渗透油气层施以物理化学作用。在酸液中加有表面活性剂，注入地层后与含原油、石灰、白土、碳酸钠和PAM的碱性溶液反应形成油酸泡沫混合液。此种混合液挤入地层深处可增加裂缝长度，并由于周期性改变压力而有利于扩大已有裂缝和新压开的裂缝。此外，由于盐酸和碱液Na2CO3反应生成CO2使微裂缝中压力增加，在基岩中产生微裂缝，从而大大提高基岩的渗透率。在压开裂缝同时在含油岩面发生化学淋滤作用，这样可使全部被携带的砂子有可能挤入地层深部，避免在井底形成砂堵。第6页/共100页二、压裂技术酸压裂：用于碳酸盐岩、中低或低渗透性油气层可获得增产效果。通常是以足够大的压力将盐酸泵入地层，将地层压裂或

4、打开已有的天然裂缝。由于地层的非均质性以及裂缝两壁的不平整性，当酸液沿着裂缝流动时，对裂缝面产生不均匀溶蚀而出现许多酸蚀沟槽。这些沟槽在裂缝闭合后仍能保留下来成为油、气采流渠道。第7页/共100页二、压裂技术泡沫压裂：成功用于低压和水敏性地层，可用于油井和气井。目前泡沫压裂技术的使用深度可达3700m。它具有携砂和悬砂性能好、液体自然滤失少、地层伤害小、摩阻小，压裂液返排迅速、彻底，裂缝穿透深、延伸好、成本与常规压裂相近等优点。但不足之处在于可得到的支撑剂的最大深度低，在高温储层中进行大型压裂时，稳定性稍差。第8页/共100页二、压裂技术高能气体压裂：始于70年代，通过推进剂燃烧建立可控的增压

5、速度而进行压裂的。适用于渗透率极低、又相当硬，用水力压裂可能无效的油、气层，或者是不宜于采用水力压裂的超低渗透性、塑性水敏性油气层。第9页/共100页水力压裂的作用l在勘探阶段j增加工业可采储量l在开发阶段h油气井增产h水井增注h调整层间矛盾 改善吸水剖面h二次和三次采油中应用l控制井喷l其它g煤层气开采g工业排污第10页/共100页 水力压裂 控制井喷S1S1S2S2S3S3S4S4压裂第11页/共100页中原油田应用裂缝强制闭合技术压裂成功 2008年8月28日中午，中原油田井下特种作业处应用裂缝强制闭合技术，对部1-12井实施压裂获得成功。此次施工共注入压裂液251.3立方米，平均砂比2

6、4.7%，破裂压力48.6兆帕，施工泵压48.8兆帕，一般排量4.6立方米/分钟，整个施工一气呵成。部1-12是2002年完钻的一口开发井，在沙四3、4井段压裂投产至今，已累计生产天然气1.3亿立方米。为进一步精细开发，天然气产销厂决定对沙四1、2井段实施压裂改造，改善其渗透条件，探求小薄气层的天然气产能。第12页/共100页中原油田应用裂缝强制闭合技术压裂成功 承揽设计和施工的井下特种作业处针对该井地层情况，考虑该井井斜达54.3度，设计出加小陶粒砂段塞和最佳砂比工艺，有效消除近井弯曲磨阻，确保最佳裂缝。此次合层压裂的11个层位，气层最大厚度只有2米，最小层厚仅有0.8米，施工难度大，技术要

7、求高。为确保压裂措施的有效率，中原井下在施工中应用裂缝强制闭合技术，最大限度减少微裂缝的产生。在施工中，该处压裂工程部提前做好设备维护，更换全新的泵头、高压件等部件，确保压裂设备的安全运行。参战的压裂队将士，在现场冒着高温，历经一个小时的精心施工，圆满完成此次压裂施工成功。第13页/共100页(一)压裂液组成前置液携砂液顶替液第二节 压裂液第14页/共100页前置液作用造缝降温减少携砂液滤失防砂卡要求一定粘度足够用量第15页/共100页携砂液作用将支撑剂代入裂缝继续扩张裂缝冷却地层要求粘度高携砂能力强第16页/共100页顶替液作用中间顶替液尾注顶替液要求用量适当，避免过量顶替第17页/共100

8、页（二）压裂液性能要求滤失低携砂能力强摩阻低、比重大稳定性好配伍性好残渣少易于返排货源广、价格便宜、便于配制第18页/共100页滤失低造长、宽缝用量小、压裂液效率高、成本低防砂卡污染小第19页/共100页携砂能力强深穿透、饱填砂防止井筒沉积防砂卡第20页/共100页摩阻低、比重大降低能耗第21页/共100页稳定性好热稳定性抗剪切稳定性第22页/共100页配伍性好与岩石矿物配伍与储层流体配伍第23页/共100页第三节 压裂液的种类 压裂液类型主要有：水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液和酸基压裂液等体系。此外还有醇基压裂液和其它压裂液体系。其中最常用的是水基压裂液，具有高粘度、低摩阻、

9、悬砂性好、对地层伤害小等优点，因此发展很快，已成为主要压裂液类型。一、水基压裂液（Hydraulic fracture fluid）目前国内外使用的水基压裂液大致可分为以下几种类型：1.天然植物胶及其衍生物：如瓜胶（GUAR）及其衍生物羟丙基瓜胶（HPG）、羟丙基羧甲基瓜胶（CMHPG）、延迟水合羟丙基瓜胶；多糖类有半乳甘露糖胶，如田菁及其衍生物、甘露聚葡萄糖胶。2.纤 维 素 衍 生 物：如 羧 甲 基 纤 维 素（CMC）、羟 乙 基 纤 维 素（HEC）、羟乙基羧甲基纤维素（CMHEC）等。3.合成聚合物：如PAM、HPAM、甲叉基聚丙烯酰胺及其共聚物、聚氧化乙烯及其共聚物等。第24页/

10、共100页1.天然植物胶及其衍生物：田菁及其衍生物田菁胶属半乳甘露糖植物胶，分子中半乳糖和甘露糖的比例为1:2。由于聚糖中含有较多的半乳糖侧链，故在常温下易溶于水，可与交联剂反应形成冻胶，在现场使用时非常方便。结构单元如下：第25页/共100页1.天然植物胶及其衍生物：半乳-甘露聚糖分子具有邻位顺式结构，它可以和多价离子交联生成冻胶。如与硼酸根离子交联，反应如下：第26页/共100页田菁冻胶的粘度高，悬砂能力强且摩阻小（比清水低20%30%）。其缺点是滤失性和热稳定性以及残渣含量等不理想。为了克服上述缺点，对田菁进行化学改性，制成了一系列衍生物，它们的性能比较见表2-1。表2-1田菁衍生物性能

11、比较第27页/共100页在田菁的衍生物中，以羧甲基田菁的水溶性最好，残渣最少，但其增稠能力还不够理想，从综合性能考虑，以羧甲基-羟丙基田菁最好。表2-2为羧甲基-羟丙基田菁硼压裂液的组成，已在大庆、胜利、中原等油田应用。表2-2 2-2 羧甲基-羟丙基田菁硼冻胶压裂液的组成第28页/共100页羟乙基田菁压裂液的组成第29页/共100页瓜胶及其衍生物瓜胶与田菁相似，也是一种半乳-甘露聚糖胶，瓜胶分子中半乳糖和甘露糖的比例大致为1:2，易溶于水。瓜胶及其衍生物是目前国外使用最多的水基压裂液的增稠剂、减阻剂和滤失控制剂。一般常用浓度为0.66.0g/L，具有悬砂能力强、低摩阻、胶体稳定性好等优点。瓜

12、胶与多价金属离子络合可形成高粘弹性的冻胶。常用的交联剂有：硼、锑、钛、锆、铬等金属盐类。第30页/共100页例如与硼酸或硼砂的交联反应：第31页/共100页胜利油田利用进口瓜胶原粉研制出瓜胶压裂液，其性能和羟丙基羧甲基田菁硼交联的水基压裂液相当，其70配方如下：溶液胶：0.4%0.6%瓜胶+0.2%A-25防膨剂+0.2%D-50助排剂+0.2%KCl+0.1%0.3%甲醛+（NaHCO3+Na2CO3)调节pH值到89.5。交联液：0.4%1.0%硼砂+0.25%(NH4)2S2O8交联比为溶液胶:交联液=100:712第32页/共100页 MHF技术：通常将温度高于120，深度3000m以

13、上的油层称作高温深部油气层。由于大多数高温、深部油层自然流动能力差，渗透率低至0.0110-12 9.810-12 cm2，因此，为使其达到满意的生产速率，这些油藏一般采用MHF处理来产生进入深部油藏的通道。MHF技术对压裂液要求十分苛刻。最主要的是压裂液要具有优良的高温稳定性和携砂能力。MHF地层温度一般在120，闭合压力超过82MPa，压裂液的注入量高达3000多米3，注入时间可长达10小时以上，压裂液要携带高密度的支撑剂到达深部地层。MHF采用最多的是瓜胶衍生物，其中以HPG稳定性最好，见下图。第33页/共100页 第34页/共100页延迟水化羟丙基瓜胶压裂液体系：该体系由两种瓜胶组成：

14、经化学处理过的具有化学惰性的羟丙基瓜胶（具有延迟水化的特性）和作为基础稠化剂的一般的羟丙基瓜胶。该体系具有良好的粘温特性、低滤失、低摩阻以及良好的携砂性能及流变性。此体系已成功地用于141206的施工。其压裂效果见表2-3。该体系中，延迟水化羟丙基瓜胶的水化速度受pH值的影响，因而可调整体系的pH值来控制其水化时间，以使体系有不同的粘度发展进程。当pH大于6时，延迟水化羟丙基瓜胶的水化速度甚慢，体系粘度随之缓慢增长。此体系被注入井下后，随着井下温度的升高基础羟丙基瓜胶粘度下降，而体系中的另一组分延迟水化羟丙基瓜胶的水化反应使体系粘度增长，体系的粘度得到补偿，使压裂液在整个施工过程保持较为稳定的

15、粘度水平。第35页/共100页G 第36页/共100页槐豆胶：槐豆胶是一种与瓜胶十分类似的植物胶，其主链也是由甘露糖构成，侧基为一半乳糖。槐豆胶及其醚化、酯化衍生物的性质与瓜胶类似，它和多价离子交联如和硼酸钠等反应生成冻胶，故常用槐豆胶作为压裂液的稠化剂（或胶凝剂）。第37页/共100页香豆胶：香豆胶压裂液是中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院廊坊分院研制的，该压裂液已在玉门、新疆、中原、吉林、大庆、胜利等油田推广应用，取得了很好的效果。配方：0.8%香豆胶+0.5%有机钛+0.24%温度稳定剂+KCl+杀菌剂+pH值控制剂。第38页/共100页魔芋胶：魔芋胶是结构上与田菁相似的一种天然

16、植物胶。魔芋分子中引入亲水基团后可改善其水溶性，降低残渣。由改性魔芋胶配制的水基压裂液增稠能力强、滤失少、热稳定性好、耐剪切、摩阻低而且盐容性好，目前沿存在残渣偏高的缺点，待进一步完善。四川、华北油田研究应用的魔芋胶压裂液配方为：0.5%改 性 魔 芋 胶+0.15%有 机 钛 或 硼 砂+0.012%pH控制剂+0.25%甲醛+2.5%KCl+0.25%AS+0.15%K K2 2S S2 2O O8 8，适 用 温 度90。我国天然植物胶资源丰富，除上述常用的几种外，尚有香豆子、决明子、龙胶、皂仁胶、海藻胶等。它们的改性产品均可用于水基压裂液。第39页/共100页2.纤维素及其衍生物：纤维

17、素是一种非离子型聚多糖，大分子链上的众多羟基之间的氢键作用使纤维素在水中仅能溶胀而不溶解，当在其分子中引入羧甲基、羟乙基或羧甲基羟乙基时，其水溶性得到改善。纤维素的衍生物：CMC、HEC、HPC、CMHEC。第40页/共100页幻灯片35第41页/共100页羧甲基纤维素（CMC）冻胶压裂液CMC冻胶热稳定性好，可用于140井下施工,其剪切稳定性和滤失性能均良好，故常用于高温深井压裂。其主要问题是摩阻偏高，不能满足大型压裂施工要求，尚有待进一步改进。CMC铬冻胶压裂液110配方：0.7%0.7%CMC+0.18%KCr(SOCMC+0.18%KCr(SO4 4)2 2+0.01%K+0.01%K

18、2 2S S2 2O O8 8；CMCCMC有机钛冻胶压裂液配方：0.4%0.4%0.6%0.6%CMC+0.01%0.02%PEO(聚氧乙烯聚氧丙烯醚)+0.1%防乳化剂+0.08%0.12%有机钛+1224mg/L破胶剂。第42页/共100页羟乙基纤维素、羟丙基纤维素羟乙基或羟丙基纤维素与CMC相比有更好的盐容性，但水溶性增稠能力不如CMC，是优良的水基压裂液系列。第43页/共100页羧甲基-羟乙基纤维素：CMHEC与CMC、HEC相比，它兼有两者的优点，即增稠能力强、悬砂性好、低滤失、残渣少和热稳定性高，是一种颇受欢迎的水基压裂液。第44页/共100页3.合成聚合物压裂液：通 常 用 于

19、 水 基 压 裂 液 的 聚 合 物 有 聚 丙 烯 酰 胺（PAM）、部 分 水 解 聚 丙 烯 酰 胺（HPAM）、丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）、羟甲基甲叉基聚丙烯酰胺或者是丙烯酰胺-甲叉基二丙烯酰胺共聚物等。PAM、HPAM可作为水基压裂液的增稠剂和减阻剂。这种压裂液除具有一般天然植物胶压裂液粘度高、摩阻小、携砂能力强等优点外，还具有较好的热稳定性、剪切安定性和无残渣及对地层伤害小等优点。第45页/共100页第46页/共100页HMPAM与多价金属离子交联形成的水基冻胶比HPAM冻胶有更好的增稠能力和高温稳定性及剪切安定性，而且摩阻低、耐盐性好。HMPAM冻胶压裂

20、液可用于140、井深3400米的高温深井压裂。对低渗透油层压裂效果好。HMPAM的最佳水解度为30%，交联剂常用铝离子，破胶剂为过硫酸盐、过硼酸盐及肼类等。丙烯酰胺和N,N-甲叉基二丙烯酰胺共聚物可用作水基压裂液的增稠剂和减阻剂。此共聚物增稠能力强，有更好的盐容性、剪切安定性和热稳定性。在压裂施工后易于破胶返排，无残渣，不伤害地层。此共聚物为支链型大分子，呈半网状结构。即保持良好的水溶性，又可提供高效增稠能力和良好的剪切安定性。第47页/共100页聚氧化乙烯（PEO）是由环氧乙烷合成而得，相对分子量为300万左右，为线型聚合物，是良好的增稠剂和减阻剂。大分子链间借助于氢键或交联剂作用形成三维空

21、间网状结构。PEO水基冻胶压裂液具有残渣少，增稠能力强，对地层伤害小等优点，且配制方便，利于现场施工。缺点是热稳定性及耐盐性稍差，使应用范围受到限制。由PEO和HPAM交联而得的一种新型冻胶压裂液克服了上述缺点，是一种性能优良的水基冻胶压裂液。此体系既保持了PEO和HPAM的优点，同时又克服了原来PEO热稳定性差和剪切稳定性差的缺点，为水基冻胶压裂液提供了一个性能良好的新体系。第48页/共100页4.生物聚合物压裂液：近年来发展起来的生物聚合物压裂液，其突出特点是增粘能力强、流变性好、对盐不敏感、对地层无损害。几种水基压裂液性能对比见表2-4。第49页/共100页表2-4四种水基压裂液性能对比

22、第50页/共100页二、油基压裂液：油基压裂液适用于水敏地层的压裂施工。这类压裂液包括原油、粘性成品油及油基冻胶压裂液。前者是早期使用的压裂液，虽对地层无损害，但摩阻高、粘温性能差，压裂效果不太好，现已基本不用。对水敏性地层的压裂需用油基冻胶压裂液即由原油或煤油、柴油中加入适当的稠化剂制成。目前我国使用的油基压裂液主要是西安石油学院与吐哈石油勘探开发会战指挥部联合研制的油基冻胶压裂液，该压裂液是由原油或成品油（柴油、煤油、汽油等）加入适当的胶凝剂、活化剂、破胶剂等配制而成的。它具有抗温抗剪切性能好、携砂能力强、摩阻低、滤失小和对油气层损害小等特点，它在吐哈油田水敏性的油气层应用取得了很好的效果

23、，其不足之处是易着火不安全。第51页/共100页1.油基冻胶压裂液的组成：50年代，国外利用二次世界大战剩余的凝固汽油弹原料来增稠原油用以携砂，而国内先是用环烷酸铝稠化原油作压裂液，后因环烷酸铝不足，就采用普通原油作压裂液。8090年代，美国、加拿大及我国研究和开始应用磷酸酯铝油基冻胶压裂液。它是在原油或成品油中加入0.61.5%有机磷酸酯胶凝剂、0.060.15%NaAlO2活化剂、0.20.9%NaAc或NaHCO3破胶剂等配制而成的，适用温度为50100。第52页/共100页2.油基冻胶压裂液中所用稠化剂：环烷酸皂类、脂肪酸皂类（C原子数大于8脂肪酸盐）、磷酸酯铝盐及油溶性高分子（聚丁二

24、烯、聚异丁烯、聚异戊二烯、-烯烃聚合物、聚烷基苯乙烯、氢化聚环戊二烯、聚丙烯酯等）。其中油溶性高分子又可做油基压裂液的减阻剂。第53页/共100页油基冻胶压裂液中所用稠化剂的降阻效果：第54页/共100页皂类稠化的油基压裂液遇地层水后，由于皂类被水溶解，可自行破胶，也可加盐酸破胶；脂肪族磷酸脂铝盐稠化的油基压裂液，可用NH4Ac、Na(K)Ac、苯甲酸、丙酸或水杨酸破胶。第55页/共100页三、乳化压裂液：乳化压裂液是指水包油型（O/W）乳化液，它基本上综合了水基压裂液和油基压裂液的优点。由于外相是水基冻胶，所以乳化液的摩阻低、粘度高、热稳定性好、携砂能力强、滤失量低、压裂效率高。由于乳化压裂

25、液含水比较少，进入油气层的水就少，因此加入粘土稳定剂可以更好地防止粘土矿物膨胀和运移。第56页/共100页聚合物乳化压裂液：聚合物乳化压裂液是指水外相是用聚合物溶胶或交联的冻胶配制成的乳化液。它具有：粘度大、耐温性好；紊流流动时有良好的降阻效果，比清水的摩阻小得多，但进入裂缝后，其裂缝摩阻一般比清水大10100倍，有利于形成更宽的裂缝；滤失量低，压裂效率高。第57页/共100页田菁冻胶原油乳化压裂液新疆油田针对油层能量低，泥质含量高的油层特点，研制与应用了田菁冻胶原油乳化压裂液。该压裂液具有粘度高、摩阻低、滤失量低、含水少，对油层损害小等特点。配方如下：溶胶液：0.53%田菁胶+0.33%甲醛

26、+0.44%ABS（烷基苯磺酸钠）；交联液：0.17%硼砂+0.12%过硫酸铵+0.05%2070；乳化比：原油冻胶=11第58页/共100页四、泡沫压裂液：泡沫压裂工艺是低压、低渗、水敏性地层增产增注以及完井投产的重要而有效的措施。泡沫压裂始于1968年。首次泡沫压裂施工在美国的西弗吉尼亚州，处理对象为褐色页岩地层，泡沫质量为8085%，用1220目的玻璃球作为支撑剂，用量达2040kg。1973年，泡沫压裂技术进入开发应用阶段。80年代，国内各单位如西南石油学院、北京石油勘探开发研究院、四川、新疆、长庆、辽河、大庆、华北等油田对泡沫压裂和泡沫酸酸压技术进行了系统研究，并在生产上获得良好效果

27、。目前美国每年泡沫压裂施工井次约40005000次，其注氮气设备工作能力超过100MPa，施工压力近80MPa，处理井深超过3550米。近年来，随着大型压裂工艺的兴起，泡沫压裂更加引起人们的重视。目前泡沫压裂技术从基础研究到设计、施工、排液、现场压裂效果评价等均已发展到成熟阶段。第59页/共100页1.泡沫压裂液的组成及分类：泡沫压裂液是一个大量气体分散于少量液体中的均匀分散体系。由两相组成：气体为内相，约占70%，液体为外相，约占30%。液相中含有足够的增粘剂、表面活性剂（脂肪酰胺磺酸钠、脂肪醇 醚 磺 酸 钠、烷 基 苯 磺 酸 钠）和 泡 沫 稳 定 剂（CMC、CMS、HEC、TQ）等

28、以形成稳定的泡沫体系。泡沫压裂液可根据体系的基液类型或气体类型进行分类。按基液类型分类可分为用于碳酸盐岩地层的基液（盐酸；盐酸和有机酸的混合酸）、用于砂岩、页岩地层的基液（水、盐水、所有水基压裂液、油类；甲醇、乙醇水溶液）。按气体类型分类可分为N2泡沫体系、CO2泡沫体系及其它气体如空气、烃气等。第60页/共100页2.泡沫压裂液的性能及表征：泡沫质量：气体体积占泡沫总体积的百分数，以（%）表示。泡 沫 半 衰 期：泡 沫 基 液 析 出 一 半 时 所 需 的 时 间，以 t1/2（min）表示，表征泡沫的稳定性。泡沫粘度：泡沫在一定温度和一定剪切速率下流动时的内摩擦力，以a（mPa.s）表

29、示。滤失和滤失系数C：通常用贝罗依高温高压仪测定泡沫压裂液的滤失并计算出滤失系数C。滤失系数表示泡沫压裂液滤失性的大小，单位为m/(min)1/2。泡沫沉砂速度V：一定粒度的石英砂粒在一定温度下于泡沫沉降时，单位时间内沉降的高度。单位是m/min。密度：指泡沫体系的密度，泡沫压裂液为低密度压裂液体系。流变性：由于泡沫体系的复杂性，因而可表现出多种流变特性。依据基液和泡沫质量、结构的不同，它们可能表现出宾汉塑性、假塑性、粘塑性流体的流变特性。第61页/共100页特点:在压裂时的井底压力和温度下，泡沫质量一般为随着泡沫质量的增加，泡沫压裂液的粘度增加、摩阻增大、滤失减少、压裂液效率增大滤失少（气体

30、本身就是降滤剂）排液较彻底，对地层伤害小悬砂能力特别强，砂比可高达第62页/共100页3.发泡剂与稳定剂：泡沫压裂液中发泡剂的选择原则：发泡能力强；与基液各组分相容性好；当压力消除后，泡沫迅速破坏；用量低；进入地层后不引起渗透率下降，即不形成地层伤害；价格合理。常用的发泡剂：脂肪酰胺磺酸钠、脂肪醇醚磺酸钠、烷基苯磺酸钠等表面活性剂。其中脂肪酰胺磺酸钠及其脂肪醇醚磺酸钠混合物具有良好的抗盐、抗钙、抗油能力；脂肪醇醚磺酸钠和烷基苯磺酸钠在淡水中发泡能力最强。以上发泡剂分子中碳链长度以C12C14为最佳。第63页/共100页常用的稳定剂：泡沫稳定剂多为高分子化合物。一类是增粘型稳定剂。主要通过提高基

31、液的粘度来减缓泡沫的排液速率，延长半衰期，从而提高泡沫的稳定性，如CMC、CMS等；一类是通过提高气泡薄膜的质量，增加薄膜的粘弹性，减小泡沫的透气性从而提高泡沫的稳定性，如HEC、TQ等。发泡剂和稳定剂加量的选择：兼顾泡沫体系的发泡能力和泡沫稳定性，发泡剂的加量一般以稍大于临界胶束浓度为最佳；在确定稳定剂加量时应根据施工条件，在满足泡沫体系稳定性的前提下尽量少加稳定剂。第64页/共100页4.影响泡沫压裂液性能的因素：液相粘度对发泡性能的影响发泡过程是外力克服发泡体系的粘滞阻力而做功的过程，基液粘度越大，泡沫粘度也越大，发泡时需要克服的粘滞阻力也随之增大，体系的发泡能力下降。液相粘度与泡沫稳定

32、性的关系泡沫破坏的机理：一是液膜的排液，二是气体透过液膜而扩散。液相粘度越大，排液速率越小，泡沫体系稳定性越好。出液半衰期与体积半衰期两者均能反映泡沫的稳定性，但用出液量变化来表示泡沫稳定性比泡沫体积变化灵敏。第65页/共100页温度由于泡沫是热力学不稳定体系，温度升高对泡沫稳定性不利。无机盐无机盐的存在对不同类型发泡剂的发泡性能有不同程度的影响，尤其是其中的二价离子可能会使某些发泡剂失效。第66页/共100页5.泡沫压裂液现场应用1988年4月，我国与加拿大合作对辽河欢2-18-9井进行氮气泡沫压裂，压裂井深2152.1m，泡沫质量75%，用液28.56m3，用0.81.2mm石英砂10t。

33、这次压裂在工艺上取得了成功，为我国开展泡沫压裂改造低渗透油气层开辟了新途径。1989年大庆油田成功地对自然生产能力很低的朝92井、朝50井进行泡沫压裂。压裂后朝92井用18mm挡板测气，日产气5764m3，比压裂前（109m3/d）增产52倍；朝50井压裂后产气4059m3/d，产油3.36t/d，达到了预期的目的。第67页/共100页五、其它类型压裂液1.酸基压裂液包括稠化酸、胶化酸、乳化酸等，主要用于碳酸盐岩油气层或灰质含量较多的砂岩油气层的酸化压裂。2.醇基压裂液以醇作溶剂或分散介质，适用于水敏性地层和低压油气层。因为成本高，很少使用。3.液化气压裂液用液化石油气和二氧化碳混合作为压裂液

34、。美国、加拿大、前苏联对渗透率小于1md的特低渗透性气层使用液化气压裂液取得一定成效。由于其成本高，施工条件要求严格，目前在现场的应用受到一些限制。第68页/共100页4.凝胶炸药是一种将炸药和水力压裂结合在一起的压裂方式。凝胶组分由水溶性聚合物和某些金属离子交联而成。炸药有硝化甘油、TNT、硝基石蜡，还可溶入硝基甲烷型炸药（内含TNT）。把这种炸药挤入地层后，在预定的时间起爆，可以在近井地带形成裂缝网，从而大大提高产量。5.胶态硅压裂液将无定形的细硅粉（粒度为715um）加入到基液（淡水或矿化水、芳烃、矿场原油）中稠化而成，属物理稠化法，并加入表面活性剂。适用于石灰岩地层。第69页/共100

35、页第四节 压裂液添加剂压裂液添加剂对压裂液的性能影响非常大。水基压裂液的添加剂包括：稠化剂、交联剂、破胶剂、pH控制剂、稳定剂、润湿剂、助排剂、破乳剂、降滤失剂、降阻剂和杀菌剂等。第70页/共100页1.水基冻胶的交联剂通过化学键或配位键能与稠化剂发生交联反应生成冻胶的试剂-交联剂。交联剂对冻胶的形成及其性能起着关键性的作用。同一种增稠剂，使用不同的交联剂和交联条件不同，可得到性能完全不同的冻胶。常用的水基压裂液交联剂见表2-5。第71页/共100页第72页/共100页在以上体系中，过去常用硼冻胶，它具有无毒、易交联、形成的冻胶粘弹性好、价格便宜等优点。但它破胶后残渣较多易堵塞地层，且由于碱性

36、条件交联，破胶后会引起冻胶膨胀而降低压裂效果。铬冻胶、铝冻胶和锰冻胶在酸性条件下交联，对地层伤害小，但冻胶的粘弹性不如硼冻胶，而且Cr3+对环境污染严重不宜使用。自70年代以来，国外推出钛冻胶和锆冻胶等新的冻胶体系，以适应高温深部地层的压裂。第73页/共100页有机钛交联剂：正钛酸四异丙基酯、正钛酸双乳酸双异丙基酯、正钛酸双乙酰丙酮双异丙基酯等，较常用的是正钛酸双三乙醇胺双异丙基酯。有机钛交联剂可分为速交联型和缓交联型，以适应不同地层压裂的要求。与硼砂相比，有机钛交联剂的优点是用量少，交联速度易控制，交联后冻胶高温剪切稳定性好，适用范围较宽。其缺点是价格昂贵且在使用中可能发生水解而降低活性。无

37、机钛交联剂：TiCl4、TiOSO4、Ti(SO4)2、Ti2(SO4)2等。它们即可在碱性条件下（pH912）交联半乳-甘露糖或它的改性产物，又可在酸性条件下交联PAM和HPAM，生成粘弹性良好的冻胶。破胶后的残渣可作为粘土防膨剂。第74页/共100页有机锆交联剂：由四烷基锆酸酯与羟乙基三羟丙基乙烯二胺合成。无机锆交联剂:常用的是ZrOCl2。锆冻胶压裂液具有高温下胶体稳定性好的特点，可用于200210地层压裂。具有高粘度、低摩阻、无残渣、破胶残渣有防粘土膨胀作用等优点。在酸性条件下作PAM交联剂，破胶后可用作粘土防膨剂；在碱性条件下可与半乳-甘露糖交联。它是优秀的高温深井大规模压裂液新体系

38、。第75页/共100页2.水基冻胶压裂液破胶剂：使冻胶压裂液破胶水化的试剂-破胶剂。水基压裂液中常用的破胶剂有：酶（淀粉酶、纤维素酶）。淀粉酶使植物胶及其衍生物降解，纤维素酶使纤维素及其衍生物降解。适用于60以下油气层，pH。氧化剂如过硫酸铵（钾）、高锰酸钾（钠）、叔丁基过氧化氢、过氧化氢、重铬酸钾等化合物可产生O，使植物胶及其衍生物的缩醛键氧化降解，使纤维素及其衍生物在碱性条件下发生氧化降解反应。适用温度为130以下，pH=89。第76页/共100页潜在酸如甲酸甲酯、乙酸乙酯、磷酸三乙酯等有机酯及三氯甲苯、二氯甲苯、氯化苄等化合物。它们在较高的温度条件下能放出酸，使植物胶及其衍生物、纤维素及

39、其衍生物的缩醛键在酸催化下水解断键。肼及其衍生物复合破胶剂如H2O2:K2Cr2O72:1在高温、低温下均能使甲叉基聚丙烯酰胺破胶水化，同时它对其它类型的高分子也有良好的破胶作用。水基冻胶压裂液中的破胶剂非常重要，如果冻胶破胶不彻底，势必返排困难或者滞留在喉道中，降低油气层渗透率，影响压裂效果。第77页/共100页3.pH控制剂调节和控制溶胶液、交联液和冻胶酸碱度的试剂。pH控 制 剂 有：pH 1.53.5氨 基 磺 酸、pH3.54.5富马酸、pH2.56.0HAc、pH3盐酸、pH5.06.0二乙酸钠、pH6.57.5亚硫酸氢钠、pH1014碳酸氢钠。4.粘土稳定剂防止油气层中粘土矿物水

40、化膨胀和分散运移的试剂。目前国内外在水基冻胶压裂液中使用的粘土稳定剂有两类：一类是无机盐如KCl、NH4Cl等；另一类是有机阳离子聚合物如TDC、A-25等。第78页/共100页5.助排剂理想的助排剂应具有对油气层的良好润湿性和减小油气层毛细管压力的特性。常用的助排剂有：非离子含氟表面活性剂、非离子聚乙氧基胺、非离子烃类表面活性剂、非离子乙氧基酚醛树脂、乙二醇含氟酰胺复配物。压裂液中助排剂的加量一般为0.1%0.15%。第79页/共100页第四节 压裂设计一、裂缝几何尺寸的确定二、增产倍比预测三、砂子在裂缝中的运移分布四、设计步骤五、压裂设计第80页/共100页一、裂缝几何尺寸的确定(一)几何

41、模型及计算方法简介1.二维模型2.三维模型3.计算方法第81页/共100页1.二维模型卡特模型Carter，1957年GDK 模型Christianovich、Geertsma、Deklerk PKN 模型 Perkins和Kern提出,Norgren完善 第82页/共100页2.三维模型拟三维模型三维扩展，一维流体流动真三维模型三维扩展，二维流体流动第83页/共100页典型的拟三维模型1982年,Van Eekelen 模型1978年1982年，Advani模型1980年，Cleary,Settari模型1982年1985年,Palmer模型第84页/共100页典型的真三维模型典型的真三维模

42、型Abe的“便士形”模型Mastrojannis的模型Clifton、Abou-sayed模型Cleary模型第85页/共100页3.计算方法解析方法仅用于二维模型数值计算方法用于二维、三维模型第86页/共100页二、增产倍比预测图版法公式法产能预测第87页/共100页三、砂子在裂缝中的运移分布裂缝中砂子的理论分布全悬浮式砂子分布沉降式砂子分布裂缝中砂子的实际分布加砂方式第88页/共100页裂缝中砂子的理论分布一全悬浮式砂子分布使用高粘压裂液作携砂液，设计加砂程序目的1.计算缝内砂比沿缝长变化基础上，找出满足设计要求的导流能力的加砂步骤2.避免在缝中出现砂比过高的砂卡现象第89页/共100页全

43、悬浮式砂子分布应用一悬浮压裂液适合于低渗透储层，因为这里并不需要很高的裂缝导流能力就能获得较好的增产效果。优点：支撑面积大缺点：导流能力不及沉降式砂子分布具体分析，择优采用第90页/共100页裂缝中砂子的理论分布二沉降式砂子分布支撑剂在裂缝高度上的分布平衡流速、平衡高度的计算砂堤的堆起速度第91页/共100页四、设计步骤四、设计步骤两种方式：正向设计：据现场条件(设备能力和可提供的压裂液等)所给定的压裂液量、加砂量和地层条件等来计算裂缝尺寸、确定施工方案及预测压裂效果(增产倍数)；逆向设计：从地层条件出发，根据需要的增产倍数选择压裂施工最优参数(压裂液量、加砂量、排量、压裂液性质等等)及施工方

44、案。第92页/共100页五、压裂设计单井压裂设计方案，对一口井的压裂施工来说是一个指导性的文件。它能在油气层与设备的条件下优化出经济而有效的压裂增产方案。一个好的压裂设计能更好地发挥压裂技术的潜在作用，最大可能地提高压裂效果，为改进压裂工艺提供途径和方向。第93页/共100页五、压裂设计单井压裂设计包括：(1)选择该井层进行压裂的地质依据及有关的地层和井况资料；(2)预计和要求的增产倍数；(3)施工方案选择；(4)施工参数计算及效果预测；(5)需用的设备及材料计算；(6)施工步骤及注意事项。(7)经济技术分析和评价第94页/共100页水力压裂选井选层一地层应有较高能量油层井壁受污染、堵塞严重的

45、油井，应采用小规模压裂解堵或酸化解堵油层渗透率低，深穿透、饱填砂的大规模压裂油层含油性好，含油饱和度要高，一般要求在以上第95页/共100页水力压裂选井选层二一般认为孔隙度为时，才值得进行压裂。如果油层厚度较大，最低孔隙度极限为地层渗透率越低，越要优先压裂，使低渗地区的井获得商业性的开采含水饱和度1.510-4m2.m第96页/共100页水力压裂选井选层三如果怀疑有水层，完井时应当在水层上方至少米处射孔，特别是产层与水层间不存在坚密的页岩遮挡层时更应如此经验表明，对于规模较大的压裂来说，如果页岩遮挡层的厚度不超过米，无论其坚密程度如何，它还是常常不能起到控制裂缝窜层的作用第97页/共100页不宜压裂的井一油层压力衰竭不宜压裂在压裂层与水层或气层间的夹层很薄时.附近有与水或气的接触面（如底水驱油藏或存在底水的油藏），而且位于裂缝可能通过的方向时.高含水井或高油气比井，除非出水或出气层可以堵住时.第98页/共100页不宜压裂的井二井下技术状况差，例如固井质量不好、或可能窜槽、套管变形或有严重损伤、井下有落物经过复杂措施处理过、或经过大修中的磨铣的井层均不宜压裂。注水效果明显，裂缝比较发育的井层，为了避免油井水淹，是否压裂需慎重。高渗透地下亏空的井不宜压裂。稠油井不宜压裂，井底附近严重堵塞的除外。第99页/共100页感谢您的观看！第100页/共100页